Проект многотопливной автомобильной заправочной станции в г. Миоры на 250 заправок в сутки

10. Экономика.cdw

- объём инвестиций в строительсиво МАЗС
- доходная составляющая проекта
Расчет эффективности
капитальных вложений
Наращиваемое значение
чистого денежного потока
Показатели экономической
УО"ПГУ" г. Новополоцк
Оценка предпологаемого проекта
Доходные и расходные составляющие на временной оси
Структура эксплуатационных расходов

Готовая записка пример.doc

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ СИМВОЛОВ И ТЕРМИНОВ3
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ5
1 Основание для разработки строительного
проекта краткая характеристика объекта5
3 Данные о проектной мощности и номенклатуре
4 Определение годового грузооборота и количества ТРК9
5 Определение вместимости резервуарного парка.
6. Технология производства14
7 Технологические коммуникации16
8 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода19
9 Самотёчный слив светлых нефтепродуктов22
10 Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров29
11 Автоматизация и контроль технологических
СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ34
2 Установка в грунт35
3 Приёмка и ввод в эксплуатацию37
4 Техническое обслуживание39
5 Расчет подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров40
5.1 Расчёт конического днища нагруженного наружным давлением40
5.2 Расчёт гладкой цилиндрической обечайки нагруженной внутренним давлением41
5.3 Расчёт конического днища нагруженного внутренним давлением42
5.4 Расчет оболочки резервуара на устойчивость43
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА46
1 Общие сведения о коррозии46
2 Битумное покрытие47
3 Протекторная защита47
4 Расчет протекторной защиты для группы резервуаров49
1 Взрывопожароопасная характеристика зданий и сооружений МАЗС53
2. Санитарно-гигиенические факторы присутствующие на рабочих местах54
3 Физические и химические свойства вредных веществ воздействия на человека55
4 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-160
4.1 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-160
4.2 Расчёт относительного энергетического потенциала взрывоопасности64
4.4 Определение категории по взрывоопасности ёмкости пропана64
4.5 Расчёт тротилового эквивалента взрыва парогазовой среды65
5 Молниезащита и заземление69
1 Расчёт категории надземных резервуаров хранения СУГ70
Организация строительства МАЗС73
2 Условия строительства74
3 Основные решения по организации строительства. Календарное планирование75
4 График потребности в кадрах строителей78
5 Временные здания и сооружения79
6 Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах82
7 Потребность в энергоресурсах воде и средствах связи83
8 Объемы основных строительных монтажных и специальных строительных работ84
9 Потребность в строительных конструкциях изделиях материалах и оборудовании85
10 Технико - экономические показатели86
Экономическая часть87
2 Капитальные вложения в производство работ87
3 Определение эксплутационных затрат87
5 Определение срока окупаемости проекта91
и оценка его экономической эффективности91
6 Технико-экономические показатели95
ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ СИМВОЛОВ И ТЕРМИНОВ
МАЗС – Многотопливная автомобильная заправочная станция.
АГЗС – Автомобильная газозаправочная станция.
ТРК – Топливораздаточная колонка.
СМДК – Совмещённый дыхательный клапан.
РСДГ – Резервуара стальной двухстенный резервуар.
ППР – Проект производства работ.
СМР – Строительно-монтажные работы.
ДНП – Давление насыщенных паров.
ЗВ – Загрязняющее вещество.
ДВС – Двигатель внутреннего сгорания.
ПДК – Предельно допустимая концентрация.
ТЭП – Технико-экономические показатели.
ЛВЖ – Легко воспламеняющаяся жидкость.
ГЖ – Горючая жидкость.
Автозаправочные станции (АЗС) и комплексы (АЗК) являются важнейшим звеном системы нефтепродуктообеспечения страны. Они предназначены не только для заправки автотранспортной техники топливом но дополнительно осуществляют: продажу смазочных материалов специальных жидкостей запасных частей и различных принадлежностей к автомобилям; прием от владельцев индивидуального транспорта отработанных масел; техническое обслуживание и мойку автомобилей.
Современные автозаправочные станции представляют собой сложные инженерные сооружения оборудованные комплексом автоматизированных систем обеспечения технологического процесса приема хранения топлив и заправки автотранспортной техники. Автозаправочные станции являются объектами повышенной пожарной и экологической опасности. В связи с этим от совершенства эксплуатации АЗС зависит не только эффективность работы транспортного комплекса Белоруссии но и безопасность работы обслуживающего персонала и экология окружающей среды.
Большое внимание при проектировании было уделено современным автоматизированным системам обеспечения технологических процессов которые оказывают существенное влияние на эффективность работы действующих АЗС что учитывается при проектировании и строительстве новых.
На сегодняшний день номенклатура автомобильных бензинов составляет более 110 марок дизельных топлив - более 40 которые выпускаются по ГОСТ и ТУ.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
проекта краткая характеристика объекта
Проект «Многотопливная автомобильная заправочная станция в г.Миоры» разработан на основании задания на дипломное проектирование утвержденное ректором Полоцкого государственного университета.
Комплекс МАЗС состоит из здания АЗС в котором предусмотрено рабочее место оператора АЗС со вспомогательными службами и модульно-блочной установки по заправке автомобилей сжиженным газом с навесом для оператора.
Двухсторонние 8-ми пистолетные колонки расположенные под навесом здания АЗС производят отпуск 3-х сортов автобензина дизельного топлива и керосина.
Проект выполнен с соблюдением соответствующих нормативных требований.
Технические решения принятые в строительном проекте соответствуют требованиям экологических санитарно-гигиенических противопожарных и других действующих норм и правил и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных строительным проектом мероприятий.
Проектируемая многотопливная автозаправочная станция (в дальнейшем МАЗС) на 250 заправок в сутки нефтепродуктами и 125 заправок в сутки сжиженным углеводородным газом транспортных средств в г. Миоры предназначена для заправки автомобильного транспорта любого назначения автобензинами Н-80 Аи-92 Аи-95 дизельным топливом керосином и сжиженным углеводородным газом (в дальнейшем СУГ).
Режим работы МАЗС по отпуску нефтепродуктов и СУГ – 360 дней в году круглосуточный при трехсменном графике работы операторов и наполнителей баллонов. Завоз нефтепродуктов и СУГ на МАЗС осуществляется специализированным автотранспортом (АЦТ).
Технологическая часть настоящего проекта разработана на основании: задания на проектирование согласованного генплана схемы технологических трубопроводов и в соответствии с требованиями нормативных документов.
Технологическая часть проекта МАЗС предусматривает вопросы приема хранения и отпуска нефтепродуктов и СУГ потребителям и предусматривает:
- монтаж надземной модульно-блочной установки заводского изготовления которая предназначена для приема хранения и заправки автомобилей СУГ;
- строительство здания МАЗС с навесом для островков ТРК по отпуску нефтепродуктов потребителю;
- строительство резервуарного парка предназначенного для приема и хранения нефтепродуктов очистных сооружений инженерных коммуникаций и благоустройство территории;
- устройство площадок для приема АЦТ.
Основные технико-экономические показатели проектируемой МАЗС с учетом ниже приведённых расчётов приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Основные технико-экономические показатели МАЗС
а) по отпуску нефтепродуктов
дизельного топлива и керосина
б) по отпуску сжиженного газа
Годовой объем реализации:
Топливораздаточные колонки:
Резервуарная емкость:
а) хранения нефтепродуктов
б) хранения сжиженного газа
в т.ч. вместимость при 85% заполнении СУГ
Штатная численность персонала
* - с учетом объёма хранения топлива котельной 10 м3.
4 Определение годового грузооборота и количества ТРК
Основные технико-экономические показатели по хранению и отпуску нефтепродуктов. Резервуарная емкость для хранения нефтепродуктов принята исходя из расчета величины разовой заправки топливом: легковых автомобилей – 15 литров грузовых – 40 литров.
Коэффициент эффективности использования заправочного поста топливораздаточной колонки составляет - 05.
Коэффициент готовности заправочного оборудования принимаем -10.
Учитывая интенсивность движения автотранспорта количество заездов для заправки время занятости заправочного поста одним грузовым автомобилем – 4 мин. легковым – 3 мин. слив нефтепродуктов из АЦТ в подземные резервуары и с учетом всех вспомогательных технологических операций эффективность работы топливораздаточных колонок составляет 8 часов непрерывной работы в сутки.
Среднесуточная реализация . нефтепродуктов определяется по формуле:
где – разовая заправка легкового транспорта - 15 литров;
– разовая заправка грузового транспорта - 40 литров;
– количество заправок легкового транспорта в сутки - 115 раз;
– количество заправок грузового транспорта в сутки - 135 раз;
– средняя плотность нефтепродуктов – 078.
Годовая реализация нефтепродуктов составит:
Максимальный отпуск нефтепродуктов в часы «пик» составляет:
где – коэффициент увеличения отпуска нефтепродуктов в часы «пик»
по сравнению со среднесуточным равный - 4;
– время продолжительности непрерывной работы заправочного поста ТРК.
Определение количества топливораздаточных постов:
где – техническая производительность заправочного поста ТРК в час и определяется по формуле:
С учетом коэффициента сезонности проведения внеплановых ремонтов ТРК и технологического оборудования расширенного ассортимента отпускаемых нефтепродуктов заправки автопоездов и сельхозтехники дизельным топливом рациональной организации движения автотранспортных средств по площадке МАЗС проектом принято к установке две топливораздаточные двухсторонние колонки на четыре вида топлива.
Основные технико-экономические показатели модульно-блочной установки по отпуску приему и хранению сжиженных углеводородных газов проектируемой МАЗС определены согласно заданию на проектирование правилам технической эксплуатации.
Среднесуточная реализация сжиженного углеводородного газа составит:
где – суточное количество заправок;
– среднесуточный разовый объем заправки принятый 40 л;
– средняя плотность газа принята равной 053 гсм3.
Годовая реализация сжиженного углеводородного газа составит
5 Определение вместимости резервуарного парка.
Определяем норму запаса нефтепродуктов на расчетный период:
где: — норма запаса
где — среднее месячное потребление
— коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов — 17 (п. 4.1.3.[1]);
— коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта — 12 (п. 4.1.3.[1]);
— среднее число суток в месяце;
— плотность нефтепродукта тм3.
Выбор резервуаров. По нормам запаса выбираем резервуары для хранения нефтепродуктов с учетом коэффициентов использования резервуара. Норма запаса является расчетной вместимостью резервуарного парка для каждой марки нефтепродукта.
где: расчетная вместимость для
коэффициент использования емкости резервуаров. Для подземных горизонтальных резервуаров 07 (п. 4.3.3.[1]).
Исходя из полученных расчетов для хранения нефтепродуктов подбираем резервуары:
- двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) для бензина Аи-95 и бензина Н-80;
- двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) для бензина Аи-92 и дизельного топлива;
- резервуар РГДП-10 емкостью 10 м3 для керосина.
6. Технология производства
Организация технологии производства предусматривает возможность приема хранения и отпуска пяти видов нефтепродуктов: автобензинов: Н-80 Аи-92 Аи-95 дизельного топлива керосина а также сжиженного углеводородного газа (СУГ).
Реализуемые нефтепродукты и СУГ доставляются на МАЗС специализированным автотранспортом (АЦТ).
Для слива хранения и отпуска реализуемых нефтепродуктов проектом предусмотрены двухстенные стальные резервуары принятые выше.
Для хранения топлива котельной МАЗС предусмотрена установка подземного двухстенного стального горизонтального двухсекционного резервуара РГДП-10 емкостью 10 м3 (5 м3 + 5 м3).
Кроме того предусмотрена установка подземного двухстенного стального резервуара РГДП-10 емкостью 10 м3 для аварийного сбора проливов нефтепродуктов.
Каждая секция резервуара хранения топлива оснащена комплексом технологического оборудования обеспечивающего безопасную эксплуатацию.
В состав указанного оборудования входят:
- всасывающее устройство топлива состоящее из клапана приемного КП-50 огневого предохранителя ОПУ-50 крана шарового КШФ-50 и стального трубопровода ;
- дыхательное устройство состоящее из клапана дыхательного совмещенного типа СМДК-50 (КДС-50) стального трубопровода и огневого предохранителя ОПФ-50;
- замерное устройство включающее люк замерный ЛЗО-150 монтируемый на патрубке замерного люка ;
- система измерения параметров нефтепродуктов «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Прием топлива в резервуары осуществляется через специальные сливные устройства размещенные в сливном колодце и оснащенные муфтами герметизированного слива VK80+MK80 фильтром сливным ФСН-80 шаровыми кранами КШФ-80 огневыми предохранителями ОПФ-80 и клапанами отсеченными КОП-80. Сливные устройства раздельные для каждого вида топлива.
Нижний конец сливной трубы размещается на высоте 100 мм от дна резервуара т.е. на 50 мм ниже высоты установки приемного клапана всасывающего устройства топлива для исключения возможности налива падающей струей.
Для отпуска нефтепродуктов потребителю предусмотрены две топливораздаточные двухсторонние колонки на четыре вида топлива модели «NordicLane» С 444 компании «AUTOTANK» Финляндия оснащенные системой отсоса паров нефтепродуктов и установленные под навесом.
Управление колонками осуществляется из помещения оператора дистанционно.
Слив сжиженного газа из автоцистерны АЦТ в резервуары модульно-блочной установки производится при помощи насоса Z-2000 или насоса АЦТ.
Возможен слив за счет разности давлений между автоцистерной и резервуарами установки. Слив должен осуществляться в условиях полной безопасности под постоянным надзором ответственного лица (наполнителя баллонов).
Давление сжиженного газа для заправки баллонов автомобилей создается насосом SKC-4.08 учет отпускаемого СУГ производится счетчиком насоса Z-2000 производства Италии.
Конструкцией установки предусмотрено аварийное опорожнение резервуаров хранения СУГ в АЦТ а также перекачка из одного резервуара в другой при помощи насоса установки.
Управление колонкой СУГ осуществляется дистанционно из помещения оператора.
7 Технологические коммуникации
Сеть технологических трубопроводов нефтепродуктов обеспечивает раздельный прием хранение отпуск каждого вида топлива и принята в зависимости от количества резервуаров ассортимента нефтепродуктов количества заправочных островков и модели топливораздаточных колонок.
Для надежной работы топливораздаточных колонок проектом предусмотрена прокладка независимых всасывающих трубопроводов из резервуаров к каждому насосу. В процессе эксплуатации такая схема
трубопроводов позволяет оперативно модернизировать МАЗС заменять виды отпускаемого топлива на заправочных постах колонок в зависимости от спроса реализации необходимых нефтепродуктов производства текущего или оперативного ремонта технологического оборудования.
Проектом предусмотрена система возврата паров нефтепродуктов при производстве сливных операций отпуске топлива потребителям и состоит: из трубопроводов газовоздушной смеси с установленными огнепреградителями на каждом отсеке резервуаров; узла для подключения линии возврата паров к емкости бензовоза который монтируется в колодце сливных устройств; установленного в ТРК блока вакуумного отсоса паров из баков автомобилей при их заправке; вентиляционных стояков оборудованных совмещенными механическими дыхательными клапанами типа СМДК.
Применение системы возврата паров нефтепродуктов позволяет существенно снизить выбросы в атмосферу.
Технологические трубопроводы на МАЗС выполняются из стальных электросварных труб ГОСТ 10704-91 диаметром 89х35 () 57х30 () и полиэтиленовых с электропроводящим слоем: КР 90ЕС6 (); КР 63ЕС85 (); КР 32Е200 (). Прокладка трубопроводов предусмотрена подземная.
Классификация технологических трубопроводов соответствует группе Бб категории III таблицы 1 СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов до 10 МПа».
Уклон трубопроводов как отпуска так и слива 0002 в сторону резервуаров.
Поверхность всех подземных резервуаров стальных трубопроводов должна быть покрыта весьма усиленной битумополимерной или битуморезиновой изоляцией в соответствии с ГОСТ 9.602-89 «Общие требования к защите от коррозии».
Изоляция наносится на поверхность стальных труб и резервуаров в заводских условиях а сварные стыки и устранение повреждений изоляции в построечных.
Испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить гидравлическим способом в соответствии требований СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы» и рекомендациям изготовителя полиэтиленовых труб.
Модульно-блочная установка по отпуску и хранению СУГ заводского изготовления поставляется в комплекте со всеми технологическими трубопроводами запорной предохранительной и регулирующей арматурой оборудованием контрольно-измерительными приборами.
Установка СУГ монтируется на бетонное основание. До пуска в эксплуатацию установка СУГ должна быть зарегистрирована в Проматомнадзоре МЧС РБ.
Перед первым заполнением резервуаров СУГ а также после освидетельствования или их ремонта все трубопроводы и резервуары должны продуваться инертным газом (азотом углекислотой) или парами сжиженных газов. Продувка считается законченной если содержание кислорода в продувочных газах не более 1% по объему.
Эксплуатация техническое обслуживание и ремонт оборудования установки СУГ должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей персоналом а также организациями имеющими соответствующую лицензию на выполнение этих работ.
8 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода
Определим секундный расход.
где: – максимальная производительность насоса ТРК фирмы «ADAST» 4604.080FPCOMVR6 ().
Определим скорость движения нефтепродукта в топливопроводе:
где: – внутренний диаметр трубы КРS КР-Е топливопровода – 50 мм = 005 м.
Полученное значение скорости не превышает допустимого - 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Определим режим движения жидкости в топливопроводе для чего определим число Рейнольдца по формуле:
где: – кинематическая вязкость нефтепродукта – 110-6 м2с при 273 К (рис. 1.2. [2]).
Если - поток турбулентный в переходной зоне если - зона квадратичного трения.
Переходные значения Рейнольдса определяем по формулам:
где: – эквивалентная шероховатость труб. Чтобы учесть условия работы трубопровода на перспективу принимаем .
Режим течения в трубе турбулентный в переходной зоне.
Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:
Определим потери напора по длине по формуле Дарси – Вейсбаха:
где: – потери напора по длине трубопровода;
– потери напора в местных сопротивлениях.
где: – коэффициент гидравлического сопротивления;
– фактическая длинна трубопровода – 44 м
Определим общие потери напора в трубопроводе:
где: – потери напора по длине топливопровода;
– разность отметок всасывающего патрубка насоса и приемного клапана резервуара – 312 м;
- потери скоростного напора.
Проверка бесперебойной работы насоса на всасывание:
Условием бескавитационной работы насоса является:
При работе насоса на всасывание светлых нефтепродуктов необходимо учитывать упругость паров нефтепродуктов:
где: – давление упругости насыщенных паров – 2 м. вод. ст.=21000 Нм2 (таблица 3.14 [3])
Согласно паспортным данным насоса ТРК фирмы «ADAST»
04.080FPCOMVR6 высота всасывания составляет – 45 кПа. Таким образом равно:
Условие выполняется: (.
9 Самотёчный слив светлых нефтепродуктов
Самотёчный слив светлых нефтепродуктов происходит из автоцистерн технические характеристики которых приведены ниже:
Дыхательный клапан СМДК-50 .
Рис. 1.1 - Схема самотёчного слива нефтепродуктов на МАЗС
Коэффициент гидравлического сопротивления рукава автоцистерны найдем по формуле:
где: – диаметр рукава автоцистерны – 0065 м (таблица 1.12. [4]).
Полагая что течение бензина происходит в зоне смешанного трения турбулентного режима находим величину функции по формуле:
где: – диаметр приёмного трубопровода резервуара АЗС – 008 м;
– диаметр сливного патрубка – 0075 м (таблица 1.12. [4]).
Принимая в первом приближении вычисляем коэффициент расхода сливной коммуникации по формуле:
где: – длина приемного трубопровода резервуара АЗС – 17 м;
– диаметр приемного трубопровода резервуара АЗС – 008 м;
– длина рукава автоцистерны – 3м (таблица 1.12. [4]);
– диаметр рукава автоцистерны – 0075 м (таблица 1.12. [4]);
– длина сливного патрубка – 03 м (таблица 1.12. [4]);
– диаметр сливного патрубка – 0065 м (таблица 1.12. [4]);
– коэффициент гидравлического сопротивления рукава;
– коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;
– коэффициент i – ого местного сопротивления диаметром – ( стр. 516. [4]).
Самотёчный слив нефтепродуктов из автоцистерн происходит в приемный двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) параметры которого приведены ниже:
Относительный взлив в резервуаре определим по формуле:
где: – взлив нефтепродукта в резервуаре в момент начала слива – 11 м;
Начальный объём бензина в приёмном резервуаре:
Так как вместимость автоцистерны равна 10 м3 то после завершения слива объем бензина в приёмном резервуаре станет равным 2138 м3. Следовательно на момент окончания слива:
Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения:
Методом последовательных приближений находим что в данном случае . Следовательно изменение высоты взлива в резервуаре:
Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива найдем по формулам:
где: и – средняя скорость нефтепродукта в начале и в конце слива;
– коэффициент расхода;
– малая ось эллипса – 095 м (таблица 1.12. [4]);
– расстояние по вертикали между нижней образующей автоцистерны и поверхностью нефтепродукта в приемном резервуаре в момент начала слива – 39 м;
– давление упругости паров – 99500 Па;
– атмосферное давление – 101325 Па;
– установка клапанов давления резервуаров АЗС для СМДК-25000 Па;
– изменение высоты взлива в резервуаре;
– плотность нефтепродукта – 730 кгм3;
– ускорение свободного падения – 981 м2с.
Полученное значение скоростей не превышает допустимого - 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубопроводе:
Скорость нефтепродукта в приёмном трубопроводе не превышает- 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Число Re и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода:
где: – кинематическая вязкость бензина – 110-6 м2с при 273 К.
Так как в данном случае:
Так как то поток турбулентный в переходной зоне.
Уточненная величина коэффициента расхода:
Так как вновь найденное значение отличается от =02937 на
что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%) то уточнять величину средней скорости нет необходимости.
Площадь сечения сливного трубопровода:
где: – диаметр трубопровода приемного резервуара – 008 м.
Время полного слива автоцистерны найдем по формуле:
10 Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров
ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН применяется для автоматического поддержания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство предотвращает разрушение резервуара.
При повышении давления в резервуаре выше расчетного паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу. При разрежении ниже допускаемого атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство резервуара.
Рис. 1.2 - Совмещенный дыхательный клапан (СМДК):
- клапан давления; 2 - клапан вакуума; 3 - вставка из фторопласта.
Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства которые перемещаются по направляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления а при избыточном разрежении - клапан вакуума.
Таблица 1.2 - Технические характеристики дыхательных клапанов
Диаметр условного прохода мм
Пропускная способность м3ч
Давление срабатывания МПа
Разрежение срабатывания МПа
Дыхательные клапаны резервуаров подбираем по пропускной способности и допускаемому перепаду давления.
Максимальный расход газов проходящих через клапан определяется при заполнении резервуара как сумма расходов состоящая из
где - максимальный расход газов;
- максимальный расход нефтепродуктов при заполнении резервуара;
Он определяется в зависимости от диаметра приемораздаточного патрубка количества патрубков и от максимально допустимой скорости. В нашей технологической сети один приемораздаточный патрубок диаметром 80 мм с максимальной скоростью истечения нефтепродукта в резервуары для обеспечения электростатической безопасности равной 318 мс.
- максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды. Принимаем равным 0 так как резервуар подземный.
Таким образом получим:
Из табл.3.11[1] выбираем два дыхательный клапана СМДК-50 с пропускной способностью 25 м3ч Общая пропускная способность равна: 25+25=50 м3ч.
что соответствует 15 % -му допустимому значению.
Для автоматизации и контроля технологических процессов проектом предусматривается применение автоматизированной системы управления МАЗС «Белнефтепродукт АЗС-сервис» разработанная и поставляемая УП «Нефтехимпроект» г.Минск которая предназначена для приемки и отпуска нефтепродуктов и СУГ через ТРК по кредитным карточкам и за наличный расчет; система измерения параметров а также их контроль – «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Система «Белнефтепродукт АЗС-сервис» выполняет следующие функции:
- учет поступающего количества нефтепродуктов и СУГ;
- учет поступающего и отпускаемого сопутствующего товара;
- автоматический отпуск нефтепродуктов и СУГ с фиксацией их количества;
- выдача чеков за отпущенный вид топлива;
- ведение контрольной ленты и ее распечатку;
- прием данных по запрету и ограничению отпуска в кредит;
- ведение полного протокола действий оператора за смену;
- возможность просмотра сменных отчетов за любой день месяца;
- обеспечение модемной связи с расчетным центром.
Автоматизированное место работы оператора МАЗС состоит из:
- персонального компьютера;
- блока управления топливогазораздаточными колонками;
- блока чтения и записи электронных карт (БКС).
Система «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1 предназначена для:
- высокоточного дистанционного измерения параметров находящихся в резервуарах нефтепродуктов и сжиженного углеводородного газа;
- измерения плотности;
- вычисления объема по градуировочным таблицам резервуаров;
- полной автоматизации учета движения нефтепродуктов и СУГ на МАЗС при совместном использовании с системой «Белнефтепродукт АЗС-сервис»;
- автоматического контроля герметичности межстенного пространства резервуаров с включением звуковой и световой сигнализации;
- предотвращения перелива топлива при 90%-ом заполнении резервуара или его секции и 85% наполнении геометрического объема резервуаров СУГ с устройством звукового и светового оповещения оператора;
- значительного сокращения времени простоя МАЗС при передаче смены.
Передача информации от системы «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1 в систему «Белнефтепродукт АЗС-сервис» осуществляется посредством интерфейсной связи RS-232С (подключение к разъему ИРПС ПЭВМ).
Кроме того проектом предусмотрена установка замерного люка оборудованного метроштоком с комбинированной шкалой для ручного контроля уровня и калибровки резервуаров хранения нефтепродуктов.
СООРУЖЕНИЕ ПОДЗЕМНОГО ДВУХСТЕННОГО СТАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА РГДП-40
Резервуар двухстенный вместимостью 40 м3 предназначен для подземного хранения светлых нефтепродуктов плотность которых не превышает 1100 кгм3. Герметичность межстенного пространства контролируется при помощи система автоматического контроля герметичности межстенного пространства резервуаров «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Резервуар наполняется топливом через напорный трубопровод проложенный под землей. Напорный трубопровод на выходе в технологический отсек имеет пламегаситель обратный клапан муфту сливную. Напорный трубопровод должен иметь уклон в сторону технологического отсека резервуарного парка.
Для автоматического обеспечения герметичности системы наполнения перед сливной муфтой устанавливается обратный клапан.
Расстояние установки технологического отсека напорной линии от технологических шахт и технологического оборудования АЗС должно составлять не менее 2 м. Электромагнитный клапан напорной линии расположен в технологическом отсеке резервуара на линии наполнения и служит для автоматического перекрытия линии в случае наполнения резервуара до 95 % объема.
Резервуар устанавливается в горизонтальном положении с уклоном в сторону люка 1 %.
Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) - 12 метра.
Заглубленные резервуары уменьшают пожарную опасность и сокращают потери горючего от испарения. Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01. Установка резервуаров в грунт проводится в следующей последовательности:
Зачистка внутренней поверхности резервуара (вручную ОМЗР);
Очистка от краски и ржавчины наружной поверхности;
Внешний осмотр резервуара;
Пневматическое испытание резервуара (Р = 005 007 МПа). При пневматическом испытании резервуар считается исправным если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течение 15 20 мин. В случае снижения давления определяют место утечки воздуха с помощью мыльного раствора который наносят на сварные швы вмятины и другие подозрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают повторному испытанию;
Устройства противокоррозионной защиты;
Сооружение котлована для установки и монтажа резервуара выполняется по специальному проекту в зависимости от типа грунта уровня грунтовых вод и т. д. При подготовке котлована глубиной на 05 м выше уровня грунтовых вод производится устройство песчаной подушки в котловане толщиной не менее 05 м; Разработка грунта под топливные резервуары ведется экскаватором с ковшом «драглайн» емкостью 065 в котловане с откосами 1:1. Лишний грунт используется для вертикальной планировки на участках насыпи. Грунт для обратной засыпки хранится во временном отвале.
Установка резервуара на песчаную подушку. Расстояние между соседними резервуарами должно быть не менее 1 метра. Монтаж топливных резервуаров ведется гусеничным краном гп 40 т СКГ-40 со стрелой 15 м
(максимальный вес монтируемого резервуара 74 т при вылете стрелы 13 м);
Устройство заземления резервуара и проверка его сопротивления. Резервуары заземляют с целью отвода статического электричества возникающего и накапливающегося во время перекачки горючего. Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты должно быть не больше 100 Ом;
Засыпка резервуара грунтом. При засыпке резервуара грунтом необходимо со всех сторон резервуара уложить слой песка зернистостью до 19 мм без острых кромок толщиной минимум 200 мм. Глубина залегания резервуара в грунте до его обечайки 08 12 м. При минусовой температуре слой прилегающего грунта должен быть сухим без включений льда и смерзшихся комков. Обратная засыпка ведется частично бульдозером (80 л. с.) в труднодоступных местах - экскаватором и вручную уплотнение грунта - пневмотрамбовками.
Устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара;
Планировка обсыпки резервуара с уклоном 1:15;
Устройство подъездов и оборудование площадок для средств перекачки горючего. Площадка для приема (выдачи) горючего выполняется из безыскрового бетона уложенного на основание из песка с уклоном 001 в сторону приямка для сбора проливов.
Высота колодца над грунтом должна быть не менее 015 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрытия и пломбировки. На крышке колодца должны быть надписи с указанием порядкового номера резервуара базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.
3 Приёмка и ввод в эксплуатацию
Приемку нового резервуара осуществляет специальная комиссия из представителей строительной организации заказчика пожарной охраны и других заинтересованных органов.
Комиссии должны быть предъявлены следующие документы:
рабочие и деталировочные чертежи стальных конструкций;
заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;
документы о согласовании отступлений допущенных от чертежей при изготовлении и монтаже;
акты приемки скрытых работ ответственными представителями заказчика строительной и монтажной организациями (по устройству насыпной подушки изолирующего слоя под резервуар заделки закладных деталей и т. д.);
сертификаты удостоверяющие качество материалов сталей стальных канатов метизов электродов электродной проволоки и других сварочных материалов примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;
журналы промежуточной приемки работ: монтажные сварочные подготовки поверхности под окраску и др. которые ведутся линейным инженерно-техническим персоналом или ОТК;
акты испытаний: на герметичность сварных соединений днища стенок резервуара в соответствии с требованиями СНиП Ш-18; на прочность наливом воды до высоты предусмотренной проектом;
акты контроля качества сварных соединений предусмотренного СНиП Ш-18;
описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков с указанием присвоенных им номеров или знаков;
заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;
акты приемки смонтированного оборудования;
схема и акт испытания заземления резервуара;
акты на окраску выполненную на монтаже;
акт на приемку протекторной защиты (при ее наличии);
акт на скрытые работы по изоляции корпуса;
акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;
акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;
документы подтверждающие марку бетона основания резервуара.
На каждый резервуар вводимый в эксплуатацию должны быть:
технический паспорт в соответствии со СНиП Ш-18;
градуировочная таблица;
журнал учета ремонта оборудования (журнал текущего обслуживания);
распоряжения и акты на замену оборудования;
технологические карты на замену оборудования;
акты по техническому обслуживанию и ремонту.
Последние три документа прилагаются к техническому паспорту.
Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует то паспорт должен быть составлен предприятием эксплуатирующим резервуар на основании детальной технической инвентаризации.
В паспорт АЗС заносятся данные о резервуарах их техническом обслуживании калибровке зачистке и обследованиях.
Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования предусмотренного типовым проектом или стандартами и иметь надписи с указанием порядкового номера резервуара базовой высоты (высотного трафарета) марки хранимого горючего.
Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно в летний период а также после ремонта оформляют протоколом который прилагают к градуировочным таблицам.
4 Техническое обслуживание
Для поддержания резервуаров в исправном состоянии и предотвращения аварий проводятся следующие плановые работы:
ежедневное техническое обслуживание (ТО);
профилактическое обслуживание;
ремонт резервуаров и их оборудования;
зачистка резервуаров от воды грязи и ржавчины.
Особое внимание при ежедневном техническом обслуживании уделяется состоянию сварных швов и запорной арматуры. При появлении трещин и отпотин в сварных швах или в основном металле резервуар немедленно опорожняется и ремонтируется.
Замеченные недостатки при проведении профилактического обслуживания устраняются на месте.
Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по графику ТО и ППР разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмотров. Результаты осмотров регистрируются в журнале ремонтов оборудования.
Резервуары находящиеся в эксплуатации подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния. Очередность сроки проведения обследований а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются руководством по обследованию резервуаров.
5 Расчет подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров
5.1 Расчёт конического днища нагруженного наружным давлением
Расчётная толщина стенки:
где: – расчетное давление в межстенном пространстве – 003 МПа (стр. 49 [6]);
– внутренний диаметр внутренней обечайки – 25 м;
– допускаемое напряжение при изгибе – 160 МПа (таблица 142. [7]);
– коэффициент прочности сварного шва – 08;
– фактор формы – 68 (фигура 169. [7]);
– коэффициент для глухих днищ – 074 (стр. 224. [7]).
Толщина стенки определяется как:
где: – расчётная толщина стенки;
Принимаем 5 мм – толщина внутреннего конического днища.
Толщину стенки проверяем на возникновение напряжений при испытании по формуле:
где: – давление при испытаниях – 005 МПа (стр. 49 [6]).
Условие выполняется.
5.2 Расчёт гладкой цилиндрической обечайки нагруженной внутренним давлением
где: – внутренний диаметр наружной обечайки – 2522 м;
– допускаемое напряжение при t=20 C0 – 140 МПа (табл 5. [8]);
Принимаем 4 мм – толщина стенки наружной обечайки.
5.3 Расчёт конического днища нагруженного внутренним давлением
где: – половина угла раствора при вершине конического днища – 700.
Принимаем 4 мм – толщина внутреннего конического днища.
Толщину стенки проверяем на возникновение напряжений при внутреннем избыточном давлении по формуле:
где: – внутреннее избыточное давление определяемое по формуле:
5.4 Расчет оболочки резервуара на устойчивость
Нижнее критическое давление:
где: – модуль продольной упругости при расчетной температуре – 22105 МПа (стр. 25. [9]);
– внутренний радиус наружной обечайки – 1261 м;
– длинна резервуара – 91 м;
– толщина стенки наружной обечайки 0004 м.
Вертикальное давление грунта определяемое по формуле:
где:γ0 – естественный объёмный вес грунта для плотных грунтов – 168 кНм3 (таблица 3.7. [10]);
– высота засыпки до оси резервуара – 1 м.
– внутренний диаметр наружной обечайки – 2522 м.
Горизонтальное давление грунта находим как:
где: – внутренний радиус наружной обечайки – 1261 м;
– угол внутреннего трения грунта для плотных грунтов – 29 % (таблица 3.8. [10]).
Осредненное внешнее расчетное давление:
Устойчивость оболочки считается обеспеченной если коэффициент запаса удовлетворяет условию:
Условие не выполняется т.к. . Оболочку резервуара необходимо укрепить кольцами жесткости. Шаг колец жесткости определяется из условия:
где: – момент инерции сечения кольца жесткости относительно оси проходящей через центр тяжести поперечного сечения. Для кольца с прямоугольным поперечным сечением .
– шаг колец жесткости.
Так как длинна обечайки составляет 910 м то для усиления конструкции внутри резервуара по длине привариваем 4 кольца жесткости.
Коэффициент запаса . Устойчивость оболочки считается обеспеченной.
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА
1 Общие сведения о коррозии
Для изготовления трубопроводов резервуаров насосов и арматуры железнодорожных цистерн и другого оборудования применяемого в системе транспорта и хранения нефти и газа наиболее широкое применение нашли углеродистые и низколегированные стали. Срок службы и надежность работы этого оборудования во многом определяется степенью его защиты от постепенного самопроизвольного разрушения при взаимодействии с жидкостями газообразными веществами окружающими металлические конструкции в воздухе воде и под землей.
Самопроизвольное окисление металлов уменьшающее долговечность изделий называется коррозией. Среда в которой металл подвергается коррозии называется коррозионной или активной. При этом процессе образуются продукты коррозии – химические соединения содержащие металл в окисленной форме.
Для автозаправочных станций наиболее опасной является коррозия стальных металлических резервуаров которая резко сокращает эксплуатационную надежность оборудования снижает срок его службы вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может привести к потерям топлива и авариям.
Основные способы защиты стальных поверхностей резервуаров от коррозии:
нанесение лакокрасочных битумных и металлизационных покрытий;
применение электрохимической катодной защиты;
использование ингибиторов коррозии.
Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии условиями эксплуатации видом топлива и технико-экономическими показателями.
Для защиты группы резервуаров используемых на МАЗС применим комплексно два метода: 1. Битумное покрытие; 2. Катодную защиту.
Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из одного слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.
Для приготовления праймера берется одна часть нефтебитума марки 3 или 4 на три части бензина (по объему). Нефтебитум нагревается до температуры 170 200 °С хорошо перемешивается. После охлаждения его до 50 70 °С в него наливается бензин и смесь перемешивается до полного растворения нефтебитума.
Битумная изоляция изготавливается из 85 % битума марки 4 или смеси марок 3 и 5 и 15 % каолина или молотого известняка. Изоляция наносится в два слоя толщиной 15 2 мм каждый с помощью кисти.
3 Протекторная защита
Протекторную защиту применяют для предотвращения разрушения трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии. Необходимый для защиты ток создается крупным гальваническим элементом в котором роль катода играет металлическая поверхность защищаемого объекта а роль анода - более электроотрицательный металл.
Протекторную защиту иначе называют катодной защитой гальваническими анодами. При этом положительный полюс находится на защищаемой поверхности а отрицательный – на разрушаемом аноде. Активным материалом гальванического элемента расходуемого на получение электрической энергии является протектор а электролитом – грунт окружающий трубопровод и протектор.
Повышение эффективности действия протекторной установки
достигается погружением его в специальную смесь солей называемую активатором. Непосредственная установка протектора в грунт менее эффективна по сравнению с активатором.
Магниевый протектор представляет собой удлиненный блок D-образного сечения. В верхнем торце имеется воронка с выводом стального сердечника для подключения соединительного проводника к протектору. Место соединения проводника с протектором изолируется битумной мастикой.
Назначение активатора: снижение собственной коррозии; уменьшение анодной поляризуемости; снижение сопротивления растеканию тока с протектора; устранение причин способствующих образованию плотных слоев продуктов коррозии на поверхности протектора.
Активатор готовится путем смешения сухих солей и глины с водой до вязкой консистенции. Состав активатора и массовые доли каждого из его компонентов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Состав активатора для ПМ-10
Компонент активатора для магниевого протектора ПМ-10
Доля компонента в общей массе
Мирабилит Na2SO4·10 H2O
При установке протекторов для стабилизации токоотдачи рекомендуется закладывать их на глубину превышающую границы замерзания и высыхания грунта.
Работы по защите металлоконструкций от коррозии должны соответствовать требованиям Указаний по защите резервуаров от коррозии «Правил технической эксплуатации резервуаров».
4 Расчет протекторной защиты для группы резервуаров
Произведем расчет протекторной защиты группы резервуаров типа:
РГДП-40 (двухсекционный) – 2 шт.;
РГДП-10 (односекционный) – 2 шт.;
РГДП-10 (двухсекционный) – 1 шт..
Используем протекторы ПМ-20. Длина протектора - 800 мм; диаметр -150 мм; масса - 20 кг.
Рассчитаем площади поверхности защищаемых резервуаров через их линейные параметры. Площадь поверхности - го резервуара определим по формуле:
где - внешний диаметр -го резервуара;
- длина - резервуара;
Так как резервуары монтируются совместно с металлическими колодцами то включим их подземную часть в состав защищаемой поверхности резервуара:
где - ширина -го колодца;
- длина -го колодца;
- высота подземной части -го колодца.
Таким образом общая площадь для -го резервуара:
Площадь группы состоящей из 5 резервуаров согласно выше изложенному определим следующим образом:
Сопротивление «резервуар - грунт» определим по формуле:
где - удельное сопротивление грунтов;
- расстояние от резервуара до протектора;
Переходное сопротивление изоляции поверхности резервуаров находим по формуле:
Принимаем величину защитной плотности тока соответствующую:
Необходимая величина защитного тока определяется по формуле:
где – защитная плотность тока;
Сила тока необходимая для защиты резервуара от коррозии:
Резервуар будет полностью защищен от коррозии если выполняется неравенство:
Если условие не выполняется то полная защита резервуара от коррозии с помощью протекторов не может быть осуществлена. Выполним проверку условия:
Так как то резервуар от коррозии защищен.
Определим сопротивления растеканию тока с протектора ПМ-20:
где - длина активатора;
- диаметр активатора;
- диаметр протектора;
- удельное сопротивление активатора;
- глубина заложения протектора;
Определение сопротивления соединительных проводов ПМ-20;
где - удельное сопротивление провода ПМ-20;
- длина соединительного провода;
- площадь поперечного сечения провода ПМ-20;
Определение ориентировочного числа протекторов;
где - абсолютное значение потенциала протектора по МСЭ до подключения к резервуару;
- абсолютное значение потенциала резервуара по МСЭ до подключения протектора;
Округляем данное количество до
Срок службы протекторной установки определяется по формуле:
где - масса протектора кг;
- коэффициент использования протектора ;
- КПД протектора определяемый в зависимости от анодной плотности тока ;
- электрохимический эквивалент материала протектора (для магниевых протекторов ).
1 Взрывопожароопасная характеристика зданий и сооружений МАЗС
В технологических процессах проектируемой МАЗС обращаются взрывопожароопасные вещества – автобензины дизельное топливо керосин и сжиженные углеводородные газы (далее – СУГ) которые относятся к веществам 4 класса опасности.
Пожаровзрывоопасная характеристика зданий и сооружений приведена в таблице 4.1:
Таблица 4.1 – Пожаровзрывоопасная характеристика
сооружений по взрыво-пожароопасности
по НПБ 5-2005 и пособия
по ГОСТ 12.1.011-78; ПУЭ-85
Модульно-блоч-ная установка
2. Санитарно-гигиенические факторы присутствующие на рабочих местах
Основными санитарно-гигиеническими и психофизиологическими факторами воздействующими на работников являются: вредные вещества шум работа на открытом воздухе эмоциональное напряжение физиологический дискомфорт физическая нагрузка и сменность.
Вредными веществами выделяющимися в рабочей зоне проектируемой МАЗС являются пары пропан-бутана углеводородов (автобензина дизтоплива) оксиды углерода диоксиды серы и азота (от работы отопительного котла) и работающих двигателях автотранспорта.
Вредные вещества присутствуют на рабочих местах в концентрациях значительно ниже предельно-допустимых концентраций в воздухе рабочей зоны (ПДК р.з.).
В производственных процессах применяется оборудование: насосные агрегаты топливораздаточные колонки отопительный котел вентиляторы вентсистем имеющие допустимые уровни шумов не превышающие 75 дБ.
Учитывая вышеизложенное расчет уровней шума на рабочих местах настоящим проектом не предусматривается.
Примечание: Фактические величины факторов воздействия приняты на основании результатов аттестации рабочих мест аналогичных предприятий отрасли нефтепродуктообеспечения.
3 Физические и химические свойства вредных веществ воздействия на человека
3.1 Бензин автомобильный
Физические и химические свойства
Бензин автомобильный представляет собой смесь продуктов прямой перегонки и крекинга нефти выкипающая при температуре не выше 205°С.
Плотность бензина каталитического крекинга колеблется в пределах 0725 0835 гсм3. Запах паров бензина зависит от температуры кипения и очистки. Растворимость бензина в воде очень мала. Взрывоопасная концентрация в смеси с воздухом от 29 до 81%.
Токсическое действие
Отравления парами бензина возможны в закрытых помещениях. Бензин действует как наркотик. Характерно развитие судорог высокая температура окружающего воздуха усиливает токсический эффект паров бензина.
При очень высоких концентрациях паров бензина возможны молниеносные отравления.
Концентрации паров бензина 35-40 мгл опасны для жизни даже при вдыхании в течение 5-10 мин.
При соприкосновении бензина с кожей человека могут иметь место как острые так и хронические отравления.
Класс опасности бензина – 4 ПДК рабочей зоны – 100 мгм3 ПДК населенных мест – 5 мгм3.
В состав бензина входят углеводороды предельные алифатические С1-С10 углеводороды непредельные С2-С5 углеводороды ароматические (бензол толуол ксилолы этилбензол) в различных концентрациях.
Концентрации указанных компонентов в зависимости от сорта бензина колеблются (% массов.): углеводороды С1-С10 - 9385; углеводороды С2-С5 – 25; бензол – 20; толуол – 145; этилбензол – 005; ксилолы – 015.
3.2 Дизельное топливо (по керосину)
Дизельное топливо включает средние и тяжелые фракции нефти в основном керосино-газойлевые фракции прямой перегонки нефти.
На основании указанного характеристики дизельного топлива принимаются по керосину.
Физико-химические свойства
Дизтопливо имеет среднюю плотность – 085 гсм3 (среднее значение) керосин – 079 гсм3.
Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом составляют 2-3%.
Действие паров сходно с бензином но керосин сильнее раздражает слизистые оболочки.
При вдыхании воздуха содержащего до 15 мгл паров керосина в течение 10-15 мин возможны отравления.
Действие на кожу при непосредственном соприкосновении с керосином может выражаться в дерматитах пузырьковых экземах.
Класс опасности – 4 ПДК рабочей зоны – 300 мгм3 ПДК населенных мест – 12 мгм3.
3.3 Оксид углерода (угарный газ)
Оксид углерода - бесцветный газ без запаха и вкуса. Температура кипения –1915°С плотность – 097 гсм3. Оксид углерода горит синим пламенем до образования СО2 с выделением тепла. Пределы воспламеняемости в смеси с воздухом 125-742%.
Оксид углерода оказывает токсическое действие на организм человека.
Вдыхание небольших концентраций (до 1 мгл) вызывает головную боль головокружение шум в ушах дрожь чувство слабости тошноту и рвоту.
Последствиями острого отравления могут быть продолжительные головные боли и головокружение.
Класс опасности оксида углерода – 4 ПДК рабочей зоны – 20 мгм3 ПДК населенных мест – 5 мгм3.
Диоксид азота - бурый газ с удушливым запахом плотность –33 гл. Диоксид азота с водой и растворами щелочей образует смесь азотной и азотистой кислот (или соответственно их солей).
Диоксид азота обладает выраженным раздражающим и прижигающим действием на дыхательные пути. Максимальная неощутимая концентрация – 000011 мгл при 0014 мгл отмечается раздражение глаз и носа.
Класс опасности – 2 ПДК рабочей зоны – 2 мгм3 ПДК населенных мест – 025 мгм3.
Диоксид серы – бесцветный газ с резким запахом. Плотность газа - 2926 гл.
Раздражает дыхательные пути вызывает спазм бронхов.
Порог восприятия запаха 0003 мгл и менее.
При хроническом отравлении ухудшается обоняние наблюдаются хронические заболевания дыхательных путей.
Токсичность резко возрастает при одновременном воздействии диоксида серы и оксида углерода.
Класс опасности – 3 ПДК рабочей зоны – 10 мгм3 ПДК населенных мест – 05 мгм3.
3.6 Сжиженные углеводородные газы.
Сжиженные углеводородные газы (СУГ) пожаро- и взрывоопасны имеют специфический характерный запах.
По степени воздействия на организм человека СУГ относятся к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности».
Токсические действия
СУГ могут проявлять следующие опасные свойства:
- токсичность продуктов неполного сгорания газов;
- удушающее действие газов при содержании в воздухе кислорода ниже допустимого;
- сильное охлаждающее действие жидкой фазы вызывающее тяжелое обморожение.
4 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-1
4.1 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-1
Общий энергетический потенциал рассчитывается по формуле:
где – общий энергетический потенциал кДж;
– сумма энергий адиабатического расширения и полного сгорания ПГФ находящейся непосредственно в аварийном резервуаре кДж;
– энергия сгорания ПГФ образующейся за счёт энергии перегретой ЖФ рассматриваемого кДж.
Расчёт общего энергетического потенциала осуществляется в соответствии с рекомендациями изложенными в приложении 1 к ОПВ – 96.
Исходные данные для расчёта:
1.Для хранения СУГ используются два стальных горизонтальных резервуара надземной установки емкостью 996 м3 каждый; давление в резервуаре – 16 МПа; статические данные об авариях на аналогичных объектах отсутствуют.
2.Максимальная абсолютная температура воздуха согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» в районе строительства 36°С.
абсолютное рабочее давление в ёмкости 1600 кПа;
Принимается что ёмкость заполнена на 85 % тогда необходимо рассчитать объём жидкой и паровой фаз в ней.
Тогда объём жидкой фазы в ёмкости пропана составляет:
Объём паровой фазы составляет:
где – энергия адиабатического расширения кДж;
- удельная теплота сгорания ПГФ кДжкг.
Энергия адиабатического расширения определим по формуле:
где – показатель адиабаты принимается равным 11;
– абсолютное рабочее давление в ёмкости и атмосферное давление соответственно кПа;
- объём ПГФ в ёмкости м3.
Тогда энергия адиабатического расширения равна:
Для расчёта энергии полного сгорания ПГФ необходимо найти плотность и объём ПГФ при 20 °С и 101 кПа.
Плотность паров СУГ при нормальных условиях (20°С 101 кПа) определяется по уравнению:
где – молекулярная масса пропана гмоль;
4 – мольный объём при 0°С и 101 кПа лмоль;
Объём ПГФ при 20 °С и 101 кПа рассчитывается по уравнению:
где - абсолютное рабочее давление в ёмкости пропана кПа;
- рабочая температура в ёмкости К;
Тогда энергия полного сгорания ПГФ равна:
Тогда сумма энергий адиабатического расширения и полного сгорания ПГФ находящейся непосредственно в аварийном резервуаре равна:
Далее необходимо рассчитать энергию сгорания ПГФ образующейся за счёт энергии перегретой ЖФ рассматриваемого резервуара:
где – масса жидкого пропана в аварийном резервуаре кг;
- удельная теплоёмкость жидкого пропана кДжкг°С;
– удельная теплота парообразования пропана кДжкг;
- разность температур жидкого пропана при регламентированном режиме и кипении при атмосферном давлении °С.
Удельная теплоёмкость жидкого пропана составляет 1438 кДжкг °С; удельная теплота парообразования 410 кДжкг.
Энергия сгорания ПГФ образующейся из жидкой фазы за счёт перегрева жидкой фазы находящейся непосредственно в ёмкости пропана равна:
Тогда общий энергетический потенциал равен:
4.2 Расчёт относительного энергетического потенциала взрывоопасности
Относительный энергетический потенциал взрывоопасности рассчитывается по формуле:
4.3 Расчёт приведённой массы парогазовой среды
4.4 Определение категории по взрывоопасности ёмкости пропана
В зависимости от значений относительных энергетических потенциалов и приведённой массы взрывоопасной парогазовой среды технологические блоки подразделяются на три категории взрывоопасности в соответствии с таблицей 1 ОПВ-96.
Таблица 4.2 - Показатели категорий взрывоопасности технологических блоков
Категория взрывоопасности
Исходя из полученных значений относительного энергетического потенциала и приведённой массы рассматриваемому блоку присваивается III категория взрывоопасности.
4.5 Расчёт тротилового эквивалента взрыва парогазовой среды
Для парогазовой среды величина ТНТ эквивалента взрыва парогазовой среды определяется по формуле:
где - удельная энергия взрыва ТНТ кДжкг (4240 кДжкг);
– доля от общей массы паров принимающая участие во взрывных превращениях;
4.5 Определение радиусов зон разрушения
Зоной разрушения считается площадь с границами определяемыми радиусами R центром которых является рассматриваемый технологический блок (в данном случае рабочая ёмкость пропана Е-1). Границы каждой зоны характеризуются значениями избыточных давлений по фронту ударной волны и соответственно безразмерным коэффициентом К. Классификация зон разрушения приводится в таблице 2 приложения 2 к ОПВ – 96.
Таблица 4.3 - Характеристика зон поражения
Полное разрушение (разрушение и обрушение всех элементов зданий и сооружений)
% разрушение зданий (разрушение части стен и перекрытий верхний этажей образование трещин в стенах деформация перекрытий нижних этажей)
Разрушение зданий без обрушения (разрушение главным образом второстепенных элементов: крыш перегородок оконных и дверных заполнений. Перекрытия. как правило не обрушиваются. Часть помещений пригодна для использования после расчистки от обломков и проведения ремонта)
Разрушение внутренних перегородок (разрушение оконных и дверных заполнений и перегородок. Нижние этажи полностью сохраняются и пригодны для использования после уборки мусора и заделки проёмов)
Разрушение оконного стекла (малые повреждения – разбито не более 10% стекол)
Воздействие избыточного давления взрыва на человека представлено в таблице 4.4.
Таблица 4.4 - Характеристика действия ударной волны на человека
Характеристика действия ударной волны
порог выживания (летальное травмирование людей)
порог повреждения (контузия лёгких временная потеря управляемости)
Радиус зоны разрушения в общем виде определяется выражением:
где К – безразмерный коэффициент соответствующий уровню воздействия взрыва на объект;
Радиус зоны полных разрушений:
Радиус зоны сильных разрушений:
Радиус зоны средних разрушений:
Радиус зоны слабых разрушений:
Радиус относительно безопасной зоны:
Далее определяем зоны поражения человека которые сводим в таблицу 4.5.
Определим порог выживания:
Порог повреждения (контузия лёгких):
Рассчитанные по уравнению (6.12) радиусы зон разрушения сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5. Зоны разрушения
разрушение зданий без обрушения
разрушение внутренних перегородок
разрушение оконного стекла
Таблица 4.6.-. Зоны поражения человека
Характеристика зоны
порог повреждения (лёгкая контузия)
5 Молниезащита и заземление
Проект молниезащиты выполнен в соответствии с РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».
Проектом предусмотрена молниезащита II категории резервуаров для хранения топлива очистных сооружений топливораздаточных колонок газораздаточной колонки колодца слива и молниезащита III категории здания операторной.
Взрывоопасная зона класса В-1г для наружных установок содержащих бензин и сжиженный газ выбрана согласно ПУЭ-1986 (п.п. 7.3.43 7.3.44) и ГОСТ 30852.9-2002.
Молниезащита сооружений многотопливной АЗС выполнена отдельно стоящими молниеприемниками М2 высотой 20 м и М1 - высотой 25 м. От каждого молниеприемника предусмотрено по два токоотвода. Токоотводы от молниеприемников присоедены к общему контуру заземления.
Проектом предусмотрено заземляющее устройство для защитного заземления электрооборудования молниезащиты и защиты от статического электричества. Заземляющее устройство состоит из электродов соединенных стальной полосой -40х4 мм проложенной на глубине 05-1 м от спланиро-ванной отметки. Прокладка полосы заземления -40х4 мм параллельно кабелям или трубопроводам выполнить на расстоянии в свету не менее 03-035 м а при пересечении не менее 01 м.
К проектируемому контуру заземления присоединяются металлические конструкции навеса опуски от молниеприемников технологическое оборудование нетоковедущие части электрооборудования проектируемый контур заземления внутри здания операторной.
Для заземления автоцистерн в невзрывоопасной зоне на уголке устанавливается розетка уголок присоединить к общему контуру заземления. Сопротивление растеканию тока заземлителей не должно быть более 10 Ом.
1 Расчёт категории надземных резервуаров хранения СУГ
В технологических процессах проектируемой МАЗС обращаются взрывопожароопасные вещества – автобензины дизельное топливо керосин и сжиженные углеводородные газы (далее – СУГ) которые относятся к веществам 4 класса опасности. Из них один из наиболее взрывопожароопасных является СУГ. Произведем категорирование модульно блочной установки по взрывопожарной и пожарной опасности на основании последующих расчётов.
Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны: бензина 100 мгм3 дизельного топлива - 300 мгм3 СУГ – 300 мгм3.
3.Для хранения СУГ используются два стальных горизонтальных резервуара надземной установки емкостью 996 м3 каждый; давление в резервуаре – 16 МПа; статические данные об авариях на аналогичных объектах отсутствуют.
4.Максимальная абсолютная температура воздуха согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» в районе строительства 36°С.
Определение горизонтального размера зоны ограничивающей газо-воздушную смесь с концентрацией горючего свыше нижнего концентрационного предела распространения пламени.
1. Из справочных данных определяется молярная масса М (кг×кмоль-1):
2. Плотность ГГ (кг×м-3) рассчитывается по формуле (2) НПБ 5-2000:
– молярный объем равный 22413 куб.м×кмоль-1;
– расчетная температура °С (максимальная абсолютная температура воздуха) равная 36°С.
3.В соответствии с положениями п.п. 12.1.3-12.1.8 НПБ 5-2005 определяем массу ГГ (кг) вышедшего в результате расчетной аварии одного из резервуаров в атмосферу:
– объём газа вышедшего из аппарата м3;
– объем газа вышедшего из трубопровода; считаем что выходит весь газ из трубопровода жидкой фазы принимаем ;
– плотность газа кг×м-3;
– давление в аппарате кПа;
– объем резервуара м3.
4.Согласно химической формуле ГГ определяется значение нижнего концентрационного предела распространения пламени ГГ % (об.):
(смеси пропан-бутан) = 05×23+05×18 = 205%.
5.Горизонтальный размер зоны ограничивающей газовоздушную смесь с концентрацией выше НКПР определяется по формуле (45) НПБ 5-2000:
Горизонтальный размер зоны ограничивающей газовоздушную смесь с концентрацией выше НКПР превышает 30 м следовательно установка относится к категории Ан.
Вывод: резервуар для хранения СУГ емкостью 10 м3 относится к категории Ан.
Организация строительства МАЗС
Раздел «Организация строительства» разработан в составе рабочего проекта и является исходным материалом для разработки проекта производства работ (ППР). Применение раздела в качестве ППР для производства строительно-монтажных работ не допускается.
При разработке проекта организации строительства были использованы следующие нормативные документы:
- СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства»;
- СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве»;
- СНиП 111-4-80* «Техника безопасности в строительстве»;
- СНиП 3.05. 04-85 «Наружные сети и сооружения водоснабжения и
- П2-2000 к СНиП 03.01-87 «Производство бетонных работ на стройплощадке».
- СНиП 111-10-75 «Благоустройство территории»;
- СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические устройства»;
- СНиП 3.06.03-85 «Автомобильные дороги»;
- СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и за-
дела в строительстве предприятий зданий и сооружения»;
- ППБ 2.09-2002 «Правила пожарной безопасности Республики Бе-
ларусь при производстве строительно-монтажных работ»;
- СНБ 2.02.04-05 «Противопожарная зашита населенных пунктов
и территорий предприятий»;
- СНБ 1.03.02.96 «Инструкция о составе порядке разработки
согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий зданий и сооружений»;
- Расчетные нормативы для составления проектов организации строи-
тельства (ЦНИИОМТП).
Перечисленными нормативными документами следует руководствоваться при производстве строительно-монтажных работ и разработке ППР.
Исходными данными для разработки проекта организации строитель-ства послужили:
- материалы инженерных изысканий;
- строительный технологический и другие разделы проекта;
- сметная документация.
Технические решения принятые в данном разделе проекта соответствуют требованиям экологических санитарно-гигиенических противопожарных и других действующих документов межгосударственной и национальной систем нормирования и стандартизации.
2 Условия строительства
Площадка строительства располагается в г. Миоры Витебской области. Геологическое строение площадки строительства характеризуется наличием почвенно-растительного слоя и супесей моренных.
На глубине 32-49 м от дневной поверхности вскрыты воды в тонких прослойках песков находящихся в толще глинистых грунтов и обладающие напором до 3 м (абс. отм. 14320- 14370 м).
В связи с этим проектом предусматривается ведение строительно-монтажных работ под защитой открытого водоотлива насосами ГНОМ-10 для зданий и сооружений основание которых находится ниже уровня грунтовых вод.
Материально-техническое обеспечение строительства предусматривается на основе производственно-технологической комплектации строящегося объекта с поставкой строительных конструкций изделий материалов и оборудования технологическими комплектами в соответствии с технологией производства строительно-монтажных работ.
Обеспечение строительства строительными материалами и конструкциями производится генподрядной строительной организацией заказчиком и субподрядными организациями на договорных началах.
Обеспечение строительства водой до прокладки запроектированных сетей водопровода осуществляется из привозных цистерн обеспечение строительства электроэнергией до прокладки запроектированного кабеля электроснабжения производится от временной передвижной КТП.
Перемещение грузов на объект предусмотрено осуществлять автомобильным транспортом.
Строительство будет осуществляться строительно-монтажной организацией на тендерной основе.
3 Основные решения по организации строительства. Календарное планирование
До начала основного строительства в подготовительный период выполняются следующие работы:
- прокладка проектируемого водопровода от точки подключения до площадки строительства;
- прокладка проектируемой сети электроснабжения до площадки строительства;
- черновая вертикальная планировка;
- ограждение территории строительства;
- вынос осей в натуру;
- установка временных зданий и сооружений и подключение их к источникам инженерного обеспечения;
- обеспечение строительства первичными средствами пожаротушения (огнетушителями ящиками с песком и лопатой бочкой с водой).
Продолжительность строительства многотопливной АЗС определяем по «Расчетным показателям для определения продолжительности строительства» том 1 стр. 63 черт. 167. Исходя из сметной стоимости строительно-монтажных
работ продолжительность строительства проектируемой МАЗС составит 11 месяцев в том числе подготовительный период 20 месяца.
Календарный план строительства представлен в таблице 6.1
Таблица 6.1 - Календарный план строительства
Наименование объектов
Сметная стоимость тыс руб.
Распределение объёмов работ по пусковым комплексам и периодам строительства тыс.руб.
Работы подготовительного периода
Площадка топливных резервуаром
Общеплощадочные сети электроснабжения
Общеплощадочные сети автоматизации
Общеплощадочные сети связи
Внеплощадочные сети связи
Организация движения
Общеплощадочные сети водопровода
Общеплощадочные сети канализации
Малые формы архитектуры
Система видеонаблюдения
Вертикальная планировка
Автоматическая пожарная сигнализация
Автоматическая насосная станция
Прочие лимитированные затраты
4 График потребности в кадрах строителей
Потребность строительства в кадрах строителей определена по плановой годовой выработке на одного работающего в строительно-монтажных и специальных организациях с учетом объемов выполняемых ими работ и ежегодного роста производительности труда.
Расчет потребности в кадрах строителей приведен в нижеследующей таблице 6.2:
Таблица 6.2 – Потребность в кадрах
Количество человек по годам строительства
в том числе по годам
Строительно-монтажная организация
- ИТР и МОП (15% от общего количества)
Обеспечение строительства рабочими кадрами предусмотрено за счет существующего штата строительно-монтажной организации.
5 Временные здания и сооружения
Для обеспечения стройки необходимыми административными санитарно-бытовыми производственными складскими помещениями и приобъектными площадками для складирования материалов и конструкций проектом предусматривается установка временных бытовых помещений и складов.
Расчет потребных площадей временных зданий и сооружений производится по «Расчетным нормативам для составления проектов организации строительства» разработанным ЦНИИОМТП Госстроя СССР Стройиздат и приведен в таблице 5.1.
Проектом предусматривается максимальное использование существующих и постоянных проектируемых автодорог без верхнего слоя покрытия для нужд строительства. Перед сдачей в эксплуатацию постоянные дороги восстанавливаются и устраивается верхний слои покрытия.
Для ограждения строительной площадки на период строительства устанавливается временное инвентарное ограждение.
Расчёт потребности в административно-хозяйственных и бытовых помещения.
Таблица 6.3 – Потребность во временных зданиях и помещениях
Норма на 1 работаю-щего в смену
Количество человек в смену чел
I. Административные здания
Контора с комнотой госприёмки
Красный уголок со здравпунктом
II. Бытовые помещения
Помещение для обогрева рабочих
Уборная с комнатой гигиены
Помещение для приёма пищи
Итого по разделу II:
Всего по разделам I и II:
Таблица 6.4 Расчёт потребности в сладах и открытых площадках
Норма на 1 млн.р. СМР
Объём СМР в максим. год млн.р. в ц. 1969 г.
Склад материалов технич. отапливаемый
Склад материалов технич. не отапливаемый
Склад для хранения материалов
Открытые площадки для складивования материалов
Набор временных зданий и сооружений приведен в нижеследующей таблице 6.5:
Таблица 6.5 – Временные здания и сооружения
Наименование и шифр типовых проектов
Требуемое количество шт.
Тип здания (сооружения)
Бытовые помещения строителей 5055-1
Инвентарное контейнерное
Контора прораба 31315
Инвентарное передвижное
Закрытый склад строительных материалов
Инвентарное ГОСТ 23407-78 (панельное высотой 16 м)
6 Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах
Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах определена исходя из физических объёмов: строительно-монтажных работ и норм выработки машин с учетом принятых в проекте методов производства работ и приведена в таблице 6.6.
Принятые марки машин и механизмов уточняются при разработке проекта производства работ.
Таблица 6.6 – Машины и механизмы
Потребность строительства шт
Экскаватор ёмк. ковша 065
Экскаватор ёмк. ковша 05
Экскаватор ёмк. ковша 025
Бульдозер на базе трактора 100 л.с.
Бульдозер на базе трактора 80 л.с.
Автомобильный кран (гп 63 т)
Автомобильный кран (гп 10 т)
Автомобильный кран (гп 40 т)
Автомобиль бортовой грузоподъёмность 5 т
Автосамосвал грузоподъёмностью 8 т
Электросварочный агрегат
Каток пневмоколёсный весом 25 т
7 Потребность в энергоресурсах воде и средствах связи
Обеспечение строительства электроэнергией производится от проектируемых электросетей проложенных в подготовительный период.
Обеспечение строительства водой производится от проектируемых сетей водопровода прокладываемых в подготовительный период.
Обеспечение строительства кислородом осуществляется привозными баллонами сжатым воздухом - от передвижном компрессорной станции.
Потребность строительства в электроэнергии паре сжатом воздухе и воде определенная по расчетным нормативам приведена в таблице 6.7:
Таблица 6.7 – Потребность в ресурсах
Наименование ресурсов
Потребность по годам
Объём строительно-монтажных работ в ценах 1991 г.
Вода на хозяйственные нужды
Вода на противопожарные нужды
8 Объемы основных строительных монтажных и специальных строительных работ
Таблица 6.8 – Объёмы СМР
Объём строительно-монтажных работ
в том числе по полугодиям
Срезка плодородного грунта
Подсыпка плодородного грунта
Устройства монолитных железобетонных и бетонных контрукций
Монтаж сборных железобетонных конструкций
Устройство бетонной подготовки
Устройство кровли рулонной
Полы из керамической плитки
Покрытие асфальтобетонное
Внутренние сантехнические работы
Электромонтажные работы
9 Потребность в строительных конструкциях изделиях материалах и оборудовании
Таблица 6.9 Потребность в строительных конструкциях
Всего по строительству
В том числе по полугодиям строительства
Металлические конструкции
Трубы асбестоцементные
Трубы полиэтиленовые
Лесоматериалы приведённые к круглому лесу
Материалы лакокрасочные
Оборудование сантехническое
Оборудование электротехническое
Оборудование технологическое
10 Технико - экономические показатели
Технико-экономические показатели по проекту организации строительства приведены в таблице 6.10
Таблица 6.10 - Технико - экономические показатели
Наименование показателей
Продолжительность строительства
В том числе подготовленный период
Затраты труда на выполнение строительно-монтажных работ
Максимальная численность работающих
Целью экономического расчета является определение срока окупаемости и экономической эффективности строительства МАЗС.
Проект должен составлять реализацию нефтепродуктов 2 тыс тонн в год в том числе: автобензины – 11 тыс. тонн в год; дизельное топливо – 09 тыс. тонн в год а также – СУГ с грузооборотом 954 тыс. тонн в год.
По данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть» капитальные вложения на производство работ по строительству МАЗС составляют 1854694 тыс. руб в ценах 1991 г.
2 Капитальные вложения в производство работ
Капитальные вложения необходимо перевести в цены 2007 г. Согласно [16] коэффициент пересчета составляет 1379125. Таким образом величина капитальных вложений на 2007г. составляет:
3 Определение эксплутационных затрат
Эксплуатационные затраты на АЗС складываются из затрат на:
техническое обслуживание объектов МАЗС;
расходы на электроэнергию;
заработную плату обслуживающего персонала;
суммарный налог от заработной платы обслуживающего персонала;
затраты от потерь нефтепродуктов;
Амортизационные затраты составляют 85 % от капитальных затрат:
где:К – капитальные вложения в сооружение МАЗС рубгод;
Затраты на техническое обслуживание МАЗС составляют 3 % от капитальных затрат;
Расходы на электроэнергию;
где - годовое потребление электроэнергии (по данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть»): ;
– стоимость электроэнергии – 202 рубкВтчас. [16].
Зарплата обслуживающего персонала:
где – количество обслуживающего персонала – 10 чел;
– среднемесячная заработная плата обслуживающего персонала –800 тыс.руб [16];
Налоги отчисляемые от заработной платы составляют 364 %:
в фонд социальной защиты – 35 % от заработной платы:
в фонд занятости населения – 1 % от заработной платы:
в фонд страхования – 04 % от заработной платы:
Прочие затраты составляют 1 % от капитальных затрат:
Затраты предприятия от потерь нефтепродуктов которые составляют 03 кг на 1 тонну нефтепродуктов по данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть» :
где – себестоимость всех хранимых нефтепродуктов руб.
где – цена нефтепродукта рубтонну;
– масса сливаемого нефтепродукта тгод.
Затраты от потерь составят:
Эксплуатационные затраты:
5 Определение срока окупаемости проекта
и оценка его экономической эффективности
Срок окупаемости проекта сооружения МАЗС рассчитан используя метод дисконтируемого периода окупаемости проекта. Суть метода заключается в следующем:
приведение денежной суммы к настоящему моменту времени соответствует выделению из этой суммы той же части которая соответствует доходу инвестора предоставляемому ему за вложение капитала. Таким образом оставшаяся часть денежного потока призвана покрыть исходный объем инвестиций. Чистый накопительный дисконтируемый денежный поток представляет собой непокрытую часть исходной инвестиции с течением времени ее величина уменьшается.
для нормирования по времени стоимости денежных потоков используется ставка дисконтирования – это не что иное как возможная стоимость денег при их использовании в инвестициях.
Выручка рассчитывается как:
Доход от реализации проекта равен:
Налог на недвижимость принимается равным 1 % от капитальных вложений в строительство АЗС и равен:
Балансовая прибыль рассчитывается как:
Налог на прибыль равен 24% и составляет:
Чистая прибыль рассчитывается по формуле:
Денежный поток рассчитывается как:
Чистый поток наличности формируется за счет прибыли от операции и амортизационных отчислений за минусом инвестиционных затрат.
Чистая текущая стоимость:
гдеt – год окупаемости проекта;
– ставка дисконта – 010.
Проект считается прибыльным если ЧТС>0
Результаты расчётов сведены в таблицу на листе №10.
Таблица 7.1 - Расчет показателей эффективности проекта
Эксплуатацион-ные затраты
В том числе амортизация
Налог на недвижимость
Налогообла-гаемая прибыль
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтируемый денежный поток
значение чистого денежного потока
Дисконтируемый срок окупаемости:
Таким образом мой проект на основании произведённых расчетов оказался экономически выгодным так как инвестиционные вложения полностью окупаются в течении 584 года.
6 Технико-экономические показатели
Фондоотдача может рассчитываться в натуральном и денежном выражениях. Объем принимаемого хранимого и распределяемого прямогонного бензина в натуральном выражении т на 1 тыс.руб. основных фондов определяется отношением грузооборота Q к стоимости основных фондов:
Фондоемкость приема хранения и распределения нефтепродуктов – величина обратная фондоотдаче и представляющая собой стоимость ОФ приходящуюся на каждый рубль реализованного бензина:
Фондовооруженность работников средствами труда определяется как отношение стоимости основных фондов к численности работников занятых в производственном процессе:
Производительность труда.
Производительность труда измеряется обычно объемом продукции произведенной работником в единицу времени или обратным ее отношением – количеством затраченного труда на производство единицы продукции. Поскольку продукцией МАЗС является объем реализуемого топлива то единицей измерения уровня производительности труда может быть принят грузооборот на одного работника занятого в этом процессе:

Заключение.doc

Дипломный проект на тему “Проект МАЗС в г. Миоры на 250 заправок в сутки” выполнен студентом гр. 02-ТНГ Мателенком К.А. Целью проекта является строительство производственного объекта (МАЗС) для организации приема отгрузки и хранения нефтепродуктов.
Для этих целей был произведен ряд расчетов:
Расчет вместимости резервуарного парка;
Расчет количества ТРК;
Гидравлический расчет всасывающего трубопровода;
Расчёт самотёчного слива светлых нефтепродуктов;
Cтатические расчеты с определением толщины стенки резервуара нагруженного внутренним давлением;
Расчет подземного горизонтального резервуара на устойчивость;
Расчёт протекторной защиты;
Расчеты трудоемкости и продолжительности выполнения работ по строительству АЗС;
Расчет срока окупаемости проекта;
Расчёт технико-экономических показателей.
Графическая часть дипломного проекта представлена:
«Технологическая схема»;
«Технологическая схема (газовый модуль)»
«Общий вид клапана СМДК - 50»;
«Резервуар РГДП - 40»;
«Протекторная защита резервуарного парка»
«Зоны разрушения при взрыве резервуара СУГ»
«Организация производства работ»;
«Экономические показатели»;
Капитальные инвестиции в строительство МАЗС составили около 25 млрд. рублей сооружение проекта производится в течение 11 месяцев строительно-монтажной бригадой в составе 24 человек. Окупаемость проекта по данным расчетов составила 584 года.
Данный проект МАЗС соответствует всем современным нормативным документам и требованиям. Техническое оснащение и эстетическое оформление выполнено на уровне мировых стандартов при этом большое внимание уделено безопасности и минимизации воздействия на окружающую среду.

7. Зоны разрушения .cdw

Дыхательные устройства
ДП.Т.1-70.05.01.121.О07
Радиусы зон разрушения
при взрыве резервуара
разрушение зданий без рарушений
разрушение внутренних перегородок
разрушение оконного стекла
Зоны поражения человека
Порог пожреждения (легкая кантузия)

8.СтройГенплан.cdw

Экспликация объектов строительства
Площадка для мойки колёс
Площадка временного складирования конструкций
Контейнер для строительного мусора
Автомобильный кран КС-2653
Автомобильный кран КС-3571
Автомобильный кран КС-6471
Временное ограждение
Временный пожарный гидрант
Пункт закрепления оси
Универсальная прожекторная установка
Точка подключения временного водоснабжения
Постоянная ЛЭП сооружаемая в подготовительный период
Постоянная линия водопровода
Точка подключения временного электроснабжения
Бытовое помещение строителей
Закрытый склад строительных материалов

6. ЭХЗ 2.cdw

Спецификация оборудования
изделий и материалов
УО"ПГУ" г.Новополоцк
Кантрольно-измерительная калонка
- Асфальто-бетонное покрытие
- Провод подключения протектора
- Узел соединения проводов
- Протекторная установка
- Контрольно-измерительная калонка
Параметры протекторной защиты

Мой доклад.doc

Уважаемая комиссия вашему вниманию предлагается дипломный проект на тему: «Проект многотопливной автомобильной заправочной станции в г. Миоры на 250 заправок в сутки».
Актуальность темы дипломного проекта заключается в необходимости обеспечения топливом автотранспорт двигающийся по трассе ПОЛОЦК – БРАСЛАВ и его технического обслуживания.
Для выполнения дипломного проекта мною были приняты следующие исходные данные:
Мощность МАЗС – 250 заправок в сутки. В том числе автобензинов – 185; дизельного топлива и керосина – 65 а также сжиженного газа – 125 заправок в сутки.
Для организации технологии производства мною предусматривается возможность приема хранения и отпуска пяти видов нефтепродуктов: автобензинов: Н-80 Аи-92 Аи-95 дизельного топлива керосина а также сжиженного углеводородного газа (СУГ).
В технологической части проекта мною был определён грузооборот нефтепродуктов за сутки – 55 тонн и за годовой грузооборот - 2000 тонн исходя из данных расчётов я рассчитал что необходимо принять 4-ре топливораздаточных поста т.е. 2-е двухсторонних ТРК для дозированного отпуска нефтепродуктов.
Для приёма и хранения поступающих нефтепродуктов в технологической части мною было рассчитано необходимое количество резервуаров (2-а двухсекционный РГДП-40 для Н-80 и Аи-95и – для Дт и Аи-92 односекционный РГДП-10 для К.О. а также 2- а РГДП-10 для сбора проливов и для котельного топлива).
В результате этого для размещения объектов АЗС в соответствии с требованиями ВНТП 5-95 и СНБ 3.02.01 - 98 мною был разработан генплан который представлен на листе № 1
В технологической части я выполнил гидравлический расчет всасывающего трубопровода и расчет самотёчного слива светлых нефтепродуктов в результате чего определил условия бескавитационной работы насосов ТРК скорость движения нефтепродукта по топливопроводу которая составила 242 мc и время полного слива автоцистерны (10 тонн) – 66 мин.
На основании полученных результатов мною была разработана технологическая схема АЗС которая представлена на листе № 2 и для заправки сжиженным газом мною принят газовый модуль в заводском исполнении технологическая схема которого отображена на ватмане №3.
Для безопасной эксплуатации резервуаров мною было подобрано 2-а дыхательных клапана СМДК – 50 которые применяется для автоматического поддержания заданных рабочих величин давления и разряжения при приёме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он представлен на листе № 4.
В строительной части дипломного проекта я произвел расчет толщин стенок резервуара нагруженного внутренним давлением и расчет резервуара на устойчивость. В результате были определены значения толщин стенок резервуара (4мм – наружная обечайка 5мм – внутренняя обечайка) и количество колец жесткости необходимых для безопасной эксплуатации резервуаров равное 4 - м. Кроме того в этой части изложена технология монтажа подземных горизонтальных резервуаров. Резервуар РГДП – 40 представлен на листе № 5.
В разделе электрохимической защиты я принял комбинированную защиту резервуарного парка от преждевременного разрушения. Даная защита реализуется:
Пассивной защитой которую обеспечивает двухслойная битумная изоляция;
Активную защиту обеспечивает протекторная установка.
Я определил что для защиты резервуарного парка от коррозии необходимо установить 1 протектор ПМ-20 и рассчитал его срок службы в течении 15 лет.
Протекторная защита представлена на ватмане №6.
В разделе «Охрана труда» я произвел взрывопожароопасную характеристику зданий и сооружений МАЗС физические и химические свойства вредных веществ и их воздействие на человека. Произведя соответствующие расчёты я определил возможные зоны разрушений при разгерметизации и взрыве
резервуара сжиженного газа газового модуля которые приведены на ватмане №7.
Для строительства МАЗС мною разработан раздел «Организация строительства» в котором рассчитывается потребность в необходимых ресурсах технике строительных кадрах и прочие аспекты организации сооружения МАЗС. В результате данных расчётов и моих инженерных изысканий построен Стройгенплан отображенный на ватмане №8.
Также разработан календарный план производства работ и построены сетевой график производства работ с общим сроком 11 месяцев строительно-монтажной бригадой в составе 24 человек и график движения рабочей силы (лист 9).
В экономической части дипломного проекта мною произведены расчёты по оценке экономической эффективности и окупаемости проекта. Как видно из листа 10 объём инвестиций в строительство МАЗС составил около 25 млрд. руб. период окупаемости составляет 584 года.
Кроме того в дипломном проекте разработаны такие разделы как «Защита населения» вопросы «Молниезащиты и заземления».
Доклад окончен. Спасибо за внимание.

3. 3-D ГАЗ.cdw

Резервуар наземный одностенный для сжиженного
Колонка газораздаточная. Производи-
тельность 10 заправок в час
Спецификация оборудования
изделий и материалов
Схема технологическая
УО"ПГУ" г. Новополоцк
Аварийный слив газа из резервуаров с помощью насоса станции (N2)
Выдача СУГ из резервуаров на заправку автомобилей
Наполнение резервуаров за счет разницы давлений
Наполнение резервуаров с помощью насоса станции (N3)
Положение запорной и предохранительной арматуры при эксплуатации оборудования АГЗС
Технологическая карта управления оборудованием
Наименование и техническая характеристика
Агрегат насосный N=3кВт
Агрегат насосный N=5кВт
Предохранительный клапан с отсекающим клапаном
Вентиль угловой Ду15
Узел подключения автомобиля-цистерны Ду40
Узел подключения автомобиля-цистерны Ду32
Узел подключения автомобиля-цистерны Ду15
Клапан обратный Ду40
Клапан запорный для манометра
Клапан гидростатический Ду10
Клапан переливной BY-PASS Ду32
Фильтр фланцевый Ду40

1ГенПлан М.cdw

Резервуар стальной двухстенный
горизонтальный подземной установки
двухсекционный емкостью 40 м
Резервуар стальной горизонтальный
двухстенный подземной установки
Резервуар стальной горизонтальный
двухстенный подземной установки ем-
для топлива котельной
двухстенный подземной установки
Пожарный резервуар емк.50м
Модульно-блочная установка для запра-
вки автомобилей сжиженным газом
Дыхательные устройства
УО"ПГУ" г.Новополоцк
ЭКСПЛИКАЦИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
Заправочный островок
Колодец сливных устройств
Площадка высадки пассажиров
Площадка посадки пассажиров
Площадка для контейнера ТБО
Очистные сооружения пром.-дождевых стоков
Информационное табло
Площадка для автоцистерны СУГ
Инв. ОАО"Континент К
Аккумулирующая емкость

4. СМДК 50.cdw

УО"ПГУ" г. Новополоцк
Огневой предохранитель
Экспликация оборудования дыхательного клапана
Направляющий стержень
Уплотнительное кольцо

Готовая записка.doc

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ СИМВОЛОВ И ТЕРМИНОВ8
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ10
1 Основание для разработки строительного проекта краткая характеристика объекта10
3 Данные о проектной мощности и номенклатуре нефтепродуктов12
4 Определение годового грузооборота и количества ТРК14
5 Определение вместимости резервуарного парка. Выбор резервуаров17
6. Технология производства19
7 Технологические коммуникации21
8 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода24
9 Самотёчный слив светлых нефтепродуктов27
10 Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров34
11 Автоматизация и контроль технологических процессов37
СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ39
2 Установка в грунт40
3 Приёмка и ввод в эксплуатацию42
4 Техническое обслуживание44
5 Расчет подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров45
5.1 Расчёт конического днища нагруженного наружным давлением45
5.2 Расчёт гладкой цилиндрической обечайки нагруженной внутренним давлением46
5.3 Расчёт конического днища нагруженного внутренним давлением47
5.4 Расчет оболочки резервуара на устойчивость48
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА51
1 Общие сведения о коррозии51
2 Битумное покрытие52
3 Протекторная защита52
4 Расчет протекторной защиты для группы резервуаров54
1 Взрывопожароопасная характеристика зданий и сооружений МАЗС58
2. Санитарно-гигиенические факторы присутствующие на рабочих местах59
3 Физические и химические свойства вредных веществ воздействия на человека60
4 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-165
4.1 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-165
4.2 Расчёт относительного энергетического потенциала взрывоопасности69
4.4 Определение категории по взрывоопасности ёмкости пропана69
4.5 Расчёт тротилового эквивалента взрыва парогазовой среды70
5 Молниезащита и заземление74
1 Расчёт категории надземных резервуаров хранения СУГ75
ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МАЗС78
2 Условия строительства79
3 Основные решения по организации строительства. Календарное планирование80
4 График потребности в кадрах строителей83
5 Временные здания и сооружения84
6 Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах87
7 Потребность в энергоресурсах воде и средствах связи88
8 Объемы основных строительных монтажных и специальных строительных работ89
9 Потребность в строительных конструкциях изделиях материалах и оборудовании90
10 Технико - экономические показатели91
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ92
2 Капитальные вложения в производство работ92
3 Определение эксплутационных затрат92
5 Определение срока окупаемости проекта96
и оценка его экономической эффективности96
6 Технико-экономические показатели100
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ104
Схема технологическая.
Схема технологическая (газовый модуль).
Общий вид клапана СМДК-50.
Протекторная защита резервуарного парка.
Зоны разрушения при взрыве резервуара сжиженного газа
Календарный план производства работ.
Экономические показатели.
ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ СИМВОЛОВ И ТЕРМИНОВ
МАЗС – Многотопливная автомобильная заправочная станция.
АГЗС – Автомобильная газозаправочная станция.
ТРК – Топливораздаточная колонка.
СМДК – Совмещённый дыхательный клапан.
РСДГ – Резервуара стальной двухстенный резервуар.
ППР – Проект производства работ.
СМР – Строительно-монтажные работы.
ДНП – Давление насыщенных паров.
ЗВ – Загрязняющее вещество.
ДВС – Двигатель внутреннего сгорания.
ПДК – Предельно допустимая концентрация.
ТЭП – Технико-экономические показатели.
ЛВЖ – Легко воспламеняющаяся жидкость.
ГЖ – Горючая жидкость.
СУГ – сжиженный углеводородный газ;
Автозаправочные станции (АЗС) и комплексы (АЗК) являются важнейшим звеном системы нефтепродуктообеспечения страны. Они предназначены не только для заправки автотранспортной техники топливом но дополнительно осуществляют: продажу смазочных материалов специальных жидкостей запасных частей и различных принадлежностей к автомобилям; прием от владельцев индивидуального транспорта отработанных масел; техническое обслуживание и мойку автомобилей.
Современные автозаправочные станции представляют собой сложные инженерные сооружения оборудованные комплексом автоматизированных систем обеспечения технологического процесса приема хранения топлив и заправки автотранспортной техники. Автозаправочные станции являются объектами повышенной пожарной и экологической опасности. В связи с этим от совершенства эксплуатации АЗС зависит не только эффективность работы транспортного комплекса Белоруссии но и безопасность работы обслуживающего персонала и экология окружающей среды.
Большое внимание при проектировании было уделено современным автоматизированным системам обеспечения технологических процессов которые оказывают существенное влияние на эффективность работы действующих АЗС что учитывается при проектировании и строительстве новых.
На сегодняшний день номенклатура автомобильных бензинов составляет более 110 марок дизельных топлив - более 40 которые выпускаются по ГОСТ и ТУ.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Основание для разработки строительного проекта краткая характеристика объекта
Проект «Многотопливная автомобильная заправочная станция в г.Миоры» разработан на основании задания на дипломное проектирование утвержденное ректором Полоцкого государственного университета.
Комплекс МАЗС состоит из здания АЗС в котором предусмотрено рабочее место оператора АЗС со вспомогательными службами и модульно-блочной установки по заправке автомобилей сжиженным газом с навесом для оператора.
Двухсторонние 8-ми пистолетные колонки расположенные под навесом здания АЗС производят отпуск 3-х сортов автобензина дизельного топлива и керосина.
Проект выполнен с соблюдением соответствующих нормативных требований.
Технические решения принятые в строительном проекте соответствуют требованиям экологических санитарно-гигиенических противопожарных и других действующих норм и правил и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных строительным проектом мероприятий.
Проектируемая многотопливная автозаправочная станция (в дальнейшем МАЗС) на 250 заправок в сутки нефтепродуктами и 125 заправок в сутки сжиженным углеводородным газом транспортных средств в г. Миоры предназначена для заправки автомобильного транспорта любого назначения автобензинами Н-80 Аи-92 Аи-95 дизельным топливом керосином и сжиженным углеводородным газом (в дальнейшем СУГ).
Режим работы МАЗС по отпуску нефтепродуктов и СУГ – 360 дней в году круглосуточный при трехсменном графике работы операторов и наполнителей баллонов. Завоз нефтепродуктов и СУГ на МАЗС осуществляется специализированным автотранспортом (АЦТ).
Технологическая часть настоящего проекта разработана на основании: задания на проектирование согласованного генплана схемы технологических трубопроводов и в соответствии с требованиями нормативных документов.
3 Данные о проектной мощности и номенклатуре нефтепродуктов
Технологическая часть проекта МАЗС предусматривает вопросы приема хранения и отпуска нефтепродуктов и СУГ потребителям и предусматривает:
- монтаж надземной модульно-блочной установки заводского изготовления которая предназначена для приема хранения и заправки автомобилей СУГ;
- строительство здания МАЗС с навесом для островков ТРК по отпуску нефтепродуктов потребителю;
- строительство резервуарного парка предназначенного для приема и хранения нефтепродуктов очистных сооружений инженерных коммуникаций и благоустройство территории;
- устройство площадок для приема АЦТ.
Основные технико-экономические показатели проектируемой МАЗС с учетом ниже приведённых расчётов приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Основные технико-экономические показатели МАЗС
а) по отпуску нефтепродуктов
дизельного топлива и керосина
б) по отпуску сжиженного газа
Годовой объем реализации:
Топливораздаточные колонки:
Резервуарная емкость:
а) хранения нефтепродуктов
б) хранения сжиженного газа
в т.ч. вместимость при 85% заполнении СУГ
Штатная численность персонала
* - с учетом объёма хранения топлива котельной 10 м3.
4 Определение годового грузооборота и количества ТРК
Основные технико-экономические показатели по хранению и отпуску нефтепродуктов. Резервуарная емкость для хранения нефтепродуктов принята исходя из расчета величины разовой заправки топливом: легковых автомобилей – 15 литров грузовых – 40 литров.
Коэффициент эффективности использования заправочного поста топливораздаточной колонки составляет - 05.
Коэффициент готовности заправочного оборудования принимаем -10.
Учитывая интенсивность движения автотранспорта количество заездов для заправки время занятости заправочного поста одним грузовым автомобилем – 4 мин. легковым – 3 мин. слив нефтепродуктов из АЦТ в подземные резервуары и с учетом всех вспомогательных технологических операций эффективность работы топливораздаточных колонок составляет 8 часов непрерывной работы в сутки.
Среднесуточная реализация . нефтепродуктов определяется по формуле:
где – разовая заправка легкового транспорта - 15 литров;
– разовая заправка грузового транспорта - 40 литров;
– количество заправок легкового транспорта в сутки - 115 раз;
– количество заправок грузового транспорта в сутки - 135 раз;
– средняя плотность нефтепродуктов – 078.
Годовая реализация нефтепродуктов составит:
Максимальный отпуск нефтепродуктов в часы «пик» составляет:
где – коэффициент увеличения отпуска нефтепродуктов в часы «пик»
по сравнению со среднесуточным равный - 4;
– время продолжительности непрерывной работы заправочного поста ТРК.
Определение количества топливораздаточных постов:
где – техническая производительность заправочного поста ТРК в час и определяется по формуле:
С учетом коэффициента сезонности проведения внеплановых ремонтов ТРК и технологического оборудования расширенного ассортимента отпускаемых нефтепродуктов заправки автопоездов и сельхозтехники дизельным топливом рациональной организации движения автотранспортных средств по площадке МАЗС проектом принято к установке две топливораздаточные двухсторонние колонки на четыре вида топлива.
Основные технико-экономические показатели модульно-блочной установки по отпуску приему и хранению сжиженных углеводородных газов проектируемой МАЗС определены согласно заданию на проектирование правилам технической эксплуатации.
Среднесуточная реализация сжиженного углеводородного газа составит:
где – суточное количество заправок;
– среднесуточный разовый объем заправки принятый 40 л;
– средняя плотность газа принята равной 053 гсм3.
Годовая реализация сжиженного углеводородного газа составит
5 Определение вместимости резервуарного парка. Выбор резервуаров
Определяем норму запаса нефтепродуктов на расчетный период:
где: — норма запаса
где — среднее месячное потребление
— коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов — 17 (п. 4.1.3.[1]);
— коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта — 12 (п. 4.1.3.[1]);
— среднее число суток в месяце;
— плотность нефтепродукта тм3.
Выбор резервуаров. По нормам запаса выбираем резервуары для хранения нефтепродуктов с учетом коэффициентов использования резервуара. Норма запаса является расчетной вместимостью резервуарного парка для каждой марки нефтепродукта.
где: расчетная вместимость для
коэффициент использования емкости резервуаров. Для подземных горизонтальных резервуаров 07 (п. 4.3.3.[1]).
Исходя из полученных расчетов для хранения нефтепродуктов подбираем резервуары:
- двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) для бензина Аи-95 и бензина Н-80;
- двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) для бензина Аи-92 и дизельного топлива;
- резервуар РГДП-10 емкостью 10 м3 для керосина.
6. Технология производства
Организация технологии производства предусматривает возможность приема хранения и отпуска пяти видов нефтепродуктов: автобензинов: Н-80 Аи-92 Аи-95 дизельного топлива керосина а также сжиженного углеводородного газа (СУГ).
Реализуемые нефтепродукты и СУГ доставляются на МАЗС специализированным автотранспортом (АЦТ).
Для слива хранения и отпуска реализуемых нефтепродуктов проектом предусмотрены двухстенные стальные резервуары принятые выше.
Для хранения топлива котельной МАЗС предусмотрена установка подземного двухстенного стального горизонтального двухсекционного резервуара РГДП-10 емкостью 10 м3 (5 м3 + 5 м3).
Кроме того предусмотрена установка подземного двухстенного стального резервуара РГДП-10 емкостью 10 м3 для аварийного сбора проливов нефтепродуктов.
Каждая секция резервуара хранения топлива оснащена комплексом технологического оборудования обеспечивающего безопасную эксплуатацию.
В состав указанного оборудования входят:
- всасывающее устройство топлива состоящее из клапана приемного КП-50 огневого предохранителя ОПУ-50 крана шарового КШФ-50 и стального трубопровода ;
- дыхательное устройство состоящее из клапана дыхательного совмещенного типа СМДК-50 (КДС-50) стального трубопровода и огневого предохранителя ОПФ-50;
- замерное устройство включающее люк замерный ЛЗО-150 монтируемый на патрубке замерного люка ;
- система измерения параметров нефтепродуктов «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Прием топлива в резервуары осуществляется через специальные сливные устройства размещенные в сливном колодце и оснащенные муфтами герметизированного слива VK80+MK80 фильтром сливным ФСН-80 шаровыми кранами КШФ-80 огневыми предохранителями ОПФ-80 и клапанами отсеченными КОП-80. Сливные устройства раздельные для каждого вида топлива.
Нижний конец сливной трубы размещается на высоте 100 мм от дна резервуара т.е. на 50 мм ниже высоты установки приемного клапана всасывающего устройства топлива для исключения возможности налива падающей струей.
Для отпуска нефтепродуктов потребителю предусмотрены две топливораздаточные двухсторонние колонки на четыре вида топлива модели «NordicLane» С 444 компании «AUTOTANK» Финляндия оснащенные системой отсоса паров нефтепродуктов и установленные под навесом.
Управление колонками осуществляется из помещения оператора дистанционно.
Слив сжиженного газа из автоцистерны АЦТ в резервуары модульно-блочной установки производится при помощи насоса Z-2000 или насоса АЦТ.
Возможен слив за счет разности давлений между автоцистерной и резервуарами установки. Слив должен осуществляться в условиях полной безопасности под постоянным надзором ответственного лица (наполнителя баллонов).
Давление сжиженного газа для заправки баллонов автомобилей создается насосом SKC-4.08 учет отпускаемого СУГ производится счетчиком насоса Z-2000 производства Италии.
Конструкцией установки предусмотрено аварийное опорожнение резервуаров хранения СУГ в АЦТ а также перекачка из одного резервуара в другой при помощи насоса установки.
Управление колонкой СУГ осуществляется дистанционно из помещения оператора.
7 Технологические коммуникации
Сеть технологических трубопроводов нефтепродуктов обеспечивает раздельный прием хранение отпуск каждого вида топлива и принята в зависимости от количества резервуаров ассортимента нефтепродуктов количества заправочных островков и модели топливораздаточных колонок.
Для надежной работы топливораздаточных колонок проектом предусмотрена прокладка независимых всасывающих трубопроводов из резервуаров к каждому насосу. В процессе эксплуатации такая схема
трубопроводов позволяет оперативно модернизировать МАЗС заменять виды отпускаемого топлива на заправочных постах колонок в зависимости от спроса реализации необходимых нефтепродуктов производства текущего или оперативного ремонта технологического оборудования.
Проектом предусмотрена система возврата паров нефтепродуктов при производстве сливных операций отпуске топлива потребителям и состоит: из трубопроводов газовоздушной смеси с установленными огнепреградителями на каждом отсеке резервуаров; узла для подключения линии возврата паров к емкости бензовоза который монтируется в колодце сливных устройств; установленного в ТРК блока вакуумного отсоса паров из баков автомобилей при их заправке; вентиляционных стояков оборудованных совмещенными механическими дыхательными клапанами типа СМДК.
Применение системы возврата паров нефтепродуктов позволяет существенно снизить выбросы в атмосферу.
Технологические трубопроводы на МАЗС выполняются из стальных электросварных труб ГОСТ 10704-91 диаметром 89х35 () 57х30 () и полиэтиленовых с электропроводящим слоем: КР 90ЕС6 (); КР 63ЕС85 (); КР 32Е200 (). Прокладка трубопроводов предусмотрена подземная.
Классификация технологических трубопроводов соответствует группе Бб категории III таблицы 1 СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов до 10 МПа».
Уклон трубопроводов как отпуска так и слива 0002 в сторону резервуаров.
Поверхность всех подземных резервуаров стальных трубопроводов должна быть покрыта весьма усиленной битумополимерной или битуморезиновой изоляцией в соответствии с ГОСТ 9.602-89 «Общие требования к защите от коррозии».
Изоляция наносится на поверхность стальных труб и резервуаров в заводских условиях а сварные стыки и устранение повреждений изоляции в построечных.
Испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить гидравлическим способом в соответствии требований СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы» и рекомендациям изготовителя полиэтиленовых труб.
Модульно-блочная установка по отпуску и хранению СУГ заводского изготовления поставляется в комплекте со всеми технологическими трубопроводами запорной предохранительной и регулирующей арматурой оборудованием контрольно-измерительными приборами.
Установка СУГ монтируется на бетонное основание. До пуска в эксплуатацию установка СУГ должна быть зарегистрирована в Проматомнадзоре МЧС РБ.
Перед первым заполнением резервуаров СУГ а также после освидетельствования или их ремонта все трубопроводы и резервуары должны продуваться инертным газом (азотом углекислотой) или парами сжиженных газов. Продувка считается законченной если содержание кислорода в продувочных газах не более 1% по объему.
Эксплуатация техническое обслуживание и ремонт оборудования установки СУГ должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей персоналом а также организациями имеющими соответствующую лицензию на выполнение этих работ.
8 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода
Определим секундный расход.
где: – максимальная производительность насоса ТРК фирмы «ADAST» 4604.080FPCOMVR6 ().
Определим скорость движения нефтепродукта в топливопроводе:
где: – внутренний диаметр трубы КРS КР-Е топливопровода – 50 мм = 005 м.
Полученное значение скорости не превышает допустимого - 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Определим режим движения жидкости в топливопроводе для чего определим число Рейнольдца по формуле:
где: – кинематическая вязкость нефтепродукта – 110-6 м2с при 273 К (рис. 1.2. [2]).
Если - поток турбулентный в переходной зоне если - зона квадратичного трения.
Переходные значения Рейнольдса определяем по формулам:
где: – эквивалентная шероховатость труб. Чтобы учесть условия работы трубопровода на перспективу принимаем .
Режим течения в трубе турбулентный в переходной зоне.
Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:
Определим потери напора по длине по формуле Дарси – Вейсбаха:
где: – потери напора по длине трубопровода;
– потери напора в местных сопротивлениях.
где: – коэффициент гидравлического сопротивления;
– фактическая длинна трубопровода – 44 м
Определим общие потери напора в трубопроводе:
где: – потери напора по длине топливопровода;
– разность отметок всасывающего патрубка насоса и приемного клапана резервуара – 312 м;
- потери скоростного напора.
Проверка бесперебойной работы насоса на всасывание:
Условием бескавитационной работы насоса является:
При работе насоса на всасывание светлых нефтепродуктов необходимо учитывать упругость паров нефтепродуктов:
где: – давление упругости насыщенных паров – 2 м. вод. ст.=21000 Нм2 (таблица 3.14 [3])
Согласно паспортным данным насоса ТРК фирмы «ADAST»
04.080FPCOMVR6 высота всасывания составляет – 45 кПа. Таким образом равно:
Условие выполняется: (.
9 Самотёчный слив светлых нефтепродуктов
Самотёчный слив светлых нефтепродуктов происходит из автоцистерн технические характеристики которых приведены ниже:
Дыхательный клапан СМДК-50 .
Рис. 1.1 - Схема самотёчного слива нефтепродуктов на МАЗС
Коэффициент гидравлического сопротивления рукава автоцистерны найдем по формуле:
где: – диаметр рукава автоцистерны – 0065 м (таблица 1.12. [4]).
Полагая что течение бензина происходит в зоне смешанного трения турбулентного режима находим величину функции по формуле:
где: – диаметр приёмного трубопровода резервуара АЗС – 008 м;
– диаметр сливного патрубка – 0075 м (таблица 1.12. [4]).
Принимая в первом приближении вычисляем коэффициент расхода сливной коммуникации по формуле:
где: – длина приемного трубопровода резервуара АЗС – 17 м;
– диаметр приемного трубопровода резервуара АЗС – 008 м;
– длина рукава автоцистерны – 3м (таблица 1.12. [4]);
– диаметр рукава автоцистерны – 0075 м (таблица 1.12. [4]);
– длина сливного патрубка – 03 м (таблица 1.12. [4]);
– диаметр сливного патрубка – 0065 м (таблица 1.12. [4]);
– коэффициент гидравлического сопротивления рукава;
– коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;
– коэффициент i – ого местного сопротивления диаметром – ( стр. 516. [4]).
Самотёчный слив нефтепродуктов из автоцистерн происходит в приемный двухсекционный резервуар РГДП-40 емкостью 40 м3 (15 м3 + 25 м3) параметры которого приведены ниже:
Относительный взлив в резервуаре определим по формуле:
где: – взлив нефтепродукта в резервуаре в момент начала слива – 11 м;
Начальный объём бензина в приёмном резервуаре:
Так как вместимость автоцистерны равна 10 м3 то после завершения слива объем бензина в приёмном резервуаре станет равным 2138 м3. Следовательно на момент окончания слива:
Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения:
Методом последовательных приближений находим что в данном случае . Следовательно изменение высоты взлива в резервуаре:
Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива найдем по формулам:
где: и – средняя скорость нефтепродукта в начале и в конце слива;
– коэффициент расхода;
– малая ось эллипса – 095 м (таблица 1.12. [4]);
– расстояние по вертикали между нижней образующей автоцистерны и поверхностью нефтепродукта в приемном резервуаре в момент начала слива – 39 м;
– давление упругости паров – 99500 Па;
– атмосферное давление – 101325 Па;
– установка клапанов давления резервуаров АЗС для СМДК-25000 Па;
– изменение высоты взлива в резервуаре;
– плотность нефтепродукта – 730 кгм3;
– ускорение свободного падения – 981 м2с.
Полученное значение скоростей не превышает допустимого - 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубопроводе:
Скорость нефтепродукта в приёмном трубопроводе не превышает- 35 мc (см. приложение 5. [1]).
Число Re и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода:
где: – кинематическая вязкость бензина – 110-6 м2с при 273 К.
Так как в данном случае:
Так как то поток турбулентный в переходной зоне.
Уточненная величина коэффициента расхода:
Так как вновь найденное значение отличается от =02937 на
что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%) то уточнять величину средней скорости нет необходимости.
Площадь сечения сливного трубопровода:
где: – диаметр трубопровода приемного резервуара – 008 м.
Время полного слива автоцистерны найдем по формуле:
10 Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров
ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН применяется для автоматического поддержания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство предотвращает разрушение резервуара.
При повышении давления в резервуаре выше расчетного паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу. При разрежении ниже допускаемого атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство резервуара.
Рис. 1.2 - Совмещенный дыхательный клапан (СМДК):
- клапан давления; 2 - клапан вакуума; 3 - вставка из фторопласта.
Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства которые перемещаются по направляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления а при избыточном разрежении - клапан вакуума.
Таблица 1.2 - Технические характеристики дыхательных клапанов
Диаметр условного прохода мм
Пропускная способность м3ч
Давление срабатывания МПа
Разрежение срабатывания МПа
Дыхательные клапаны резервуаров подбираем по пропускной способности и допускаемому перепаду давления.
Максимальный расход газов проходящих через клапан определяется при заполнении резервуара как сумма расходов состоящая из
где - максимальный расход газов;
- максимальный расход нефтепродуктов при заполнении резервуара;
Он определяется в зависимости от диаметра приемораздаточного патрубка количества патрубков и от максимально допустимой скорости. В нашей технологической сети один приемораздаточный патрубок диаметром 80 мм с максимальной скоростью истечения нефтепродукта в резервуары для обеспечения электростатической безопасности равной 318 мс.
- максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды. Принимаем равным 0 так как резервуар подземный.
Таким образом получим:
Из табл.3.11[1] выбираем два дыхательный клапана СМДК-50 с пропускной способностью 25 м3ч Общая пропускная способность равна: 25+25=50 м3ч.
что соответствует 15 % -му допустимому значению.
11 Автоматизация и контроль технологических процессов
Для автоматизации и контроля технологических процессов проектом предусматривается применение автоматизированной системы управления МАЗС «Белнефтепродукт АЗС-сервис» разработанная и поставляемая УП «Нефтехимпроект» г.Минск которая предназначена для приемки и отпуска нефтепродуктов и СУГ через ТРК по кредитным карточкам и за наличный расчет; система измерения параметров а также их контроль – «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Система «Белнефтепродукт АЗС-сервис» выполняет следующие функции:
- учет поступающего количества нефтепродуктов и СУГ;
- учет поступающего и отпускаемого сопутствующего товара;
- автоматический отпуск нефтепродуктов и СУГ с фиксацией их количества;
- выдача чеков за отпущенный вид топлива;
- ведение контрольной ленты и ее распечатку;
- прием данных по запрету и ограничению отпуска в кредит;
- ведение полного протокола действий оператора за смену;
- возможность просмотра сменных отчетов за любой день месяца;
- обеспечение модемной связи с расчетным центром.
Автоматизированное место работы оператора МАЗС состоит из:
- персонального компьютера;
- блока управления топливогазораздаточными колонками;
- блока чтения и записи электронных карт (БКС).
Система «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1 предназначена для:
- высокоточного дистанционного измерения параметров находящихся в резервуарах нефтепродуктов и сжиженного углеводородного газа;
- измерения плотности;
- вычисления объема по градуировочным таблицам резервуаров;
- полной автоматизации учета движения нефтепродуктов и СУГ на МАЗС при совместном использовании с системой «Белнефтепродукт АЗС-сервис»;
- автоматического контроля герметичности межстенного пространства резервуаров с включением звуковой и световой сигнализации;
- предотвращения перелива топлива при 90%-ом заполнении резервуара или его секции и 85% наполнении геометрического объема резервуаров СУГ с устройством звукового и светового оповещения оператора;
- значительного сокращения времени простоя МАЗС при передаче смены.
Передача информации от системы «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1 в систему «Белнефтепродукт АЗС-сервис» осуществляется посредством интерфейсной связи RS-232С (подключение к разъему ИРПС ПЭВМ).
Кроме того проектом предусмотрена установка замерного люка оборудованного метроштоком с комбинированной шкалой для ручного контроля уровня и калибровки резервуаров хранения нефтепродуктов.
СООРУЖЕНИЕ ПОДЗЕМНОГО ДВУХСТЕННОГО СТАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА РГДП-40
Резервуар двухстенный вместимостью 40 м3 предназначен для подземного хранения светлых нефтепродуктов плотность которых не превышает 1100 кгм3. Герметичность межстенного пространства контролируется при помощи система автоматического контроля герметичности межстенного пространства резервуаров «Petro Vend SiteSentinel» США модель 1.
Резервуар наполняется топливом через напорный трубопровод проложенный под землей. Напорный трубопровод на выходе в технологический отсек имеет пламегаситель обратный клапан муфту сливную. Напорный трубопровод должен иметь уклон в сторону технологического отсека резервуарного парка.
Для автоматического обеспечения герметичности системы наполнения перед сливной муфтой устанавливается обратный клапан.
Расстояние установки технологического отсека напорной линии от технологических шахт и технологического оборудования АЗС должно составлять не менее 2 м. Электромагнитный клапан напорной линии расположен в технологическом отсеке резервуара на линии наполнения и служит для автоматического перекрытия линии в случае наполнения резервуара до 95 % объема.
Резервуар устанавливается в горизонтальном положении с уклоном в сторону люка 1 %.
Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) - 12 метра.
Заглубленные резервуары уменьшают пожарную опасность и сокращают потери горючего от испарения. Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01. Установка резервуаров в грунт проводится в следующей последовательности:
Зачистка внутренней поверхности резервуара (вручную ОМЗР);
Очистка от краски и ржавчины наружной поверхности;
Внешний осмотр резервуара;
Пневматическое испытание резервуара (Р = 005 007 МПа). При пневматическом испытании резервуар считается исправным если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течение 15 20 мин. В случае снижения давления определяют место утечки воздуха с помощью мыльного раствора который наносят на сварные швы вмятины и другие подозрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают повторному испытанию;
Устройства противокоррозионной защиты;
Сооружение котлована для установки и монтажа резервуара выполняется по специальному проекту в зависимости от типа грунта уровня грунтовых вод и т. д. При подготовке котлована глубиной на 05 м выше уровня грунтовых вод производится устройство песчаной подушки в котловане толщиной не менее 05 м; Разработка грунта под топливные резервуары ведется экскаватором с ковшом «драглайн» емкостью 065 в котловане с откосами 1:1. Лишний грунт используется для вертикальной планировки на участках насыпи. Грунт для обратной засыпки хранится во временном отвале.
Установка резервуара на песчаную подушку. Расстояние между соседними резервуарами должно быть не менее 1 метра. Монтаж топливных резервуаров ведется гусеничным краном гп 40 т СКГ-40 со стрелой 15 м
(максимальный вес монтируемого резервуара 74 т при вылете стрелы 13 м);
Устройство заземления резервуара и проверка его сопротивления. Резервуары заземляют с целью отвода статического электричества возникающего и накапливающегося во время перекачки горючего. Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты должно быть не больше 100 Ом;
Засыпка резервуара грунтом. При засыпке резервуара грунтом необходимо со всех сторон резервуара уложить слой песка зернистостью до 19 мм без острых кромок толщиной минимум 200 мм. Глубина залегания резервуара в грунте до его обечайки 08 12 м. При минусовой температуре слой прилегающего грунта должен быть сухим без включений льда и смерзшихся комков. Обратная засыпка ведется частично бульдозером (80 л. с.) в труднодоступных местах - экскаватором и вручную уплотнение грунта - пневмотрамбовками.
Устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара;
Планировка обсыпки резервуара с уклоном 1:15;
Устройство подъездов и оборудование площадок для средств перекачки горючего. Площадка для приема (выдачи) горючего выполняется из безыскрового бетона уложенного на основание из песка с уклоном 001 в сторону приямка для сбора проливов.
Высота колодца над грунтом должна быть не менее 015 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрытия и пломбировки. На крышке колодца должны быть надписи с указанием порядкового номера резервуара базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.
3 Приёмка и ввод в эксплуатацию
Приемку нового резервуара осуществляет специальная комиссия из представителей строительной организации заказчика пожарной охраны и других заинтересованных органов.
Комиссии должны быть предъявлены следующие документы:
рабочие и деталировочные чертежи стальных конструкций;
заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;
документы о согласовании отступлений допущенных от чертежей при изготовлении и монтаже;
акты приемки скрытых работ ответственными представителями заказчика строительной и монтажной организациями (по устройству насыпной подушки изолирующего слоя под резервуар заделки закладных деталей и т. д.);
сертификаты удостоверяющие качество материалов сталей стальных канатов метизов электродов электродной проволоки и других сварочных материалов примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;
журналы промежуточной приемки работ: монтажные сварочные подготовки поверхности под окраску и др. которые ведутся линейным инженерно-техническим персоналом или ОТК;
акты испытаний: на герметичность сварных соединений днища стенок резервуара в соответствии с требованиями СНиП Ш-18; на прочность наливом воды до высоты предусмотренной проектом;
акты контроля качества сварных соединений предусмотренного СНиП Ш-18;
описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков с указанием присвоенных им номеров или знаков;
заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;
акты приемки смонтированного оборудования;
схема и акт испытания заземления резервуара;
акты на окраску выполненную на монтаже;
акт на приемку протекторной защиты (при ее наличии);
акт на скрытые работы по изоляции корпуса;
акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;
акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;
документы подтверждающие марку бетона основания резервуара.
На каждый резервуар вводимый в эксплуатацию должны быть:
технический паспорт в соответствии со СНиП Ш-18;
градуировочная таблица;
журнал учета ремонта оборудования (журнал текущего обслуживания);
распоряжения и акты на замену оборудования;
технологические карты на замену оборудования;
акты по техническому обслуживанию и ремонту.
Последние три документа прилагаются к техническому паспорту.
Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует то паспорт должен быть составлен предприятием эксплуатирующим резервуар на основании детальной технической инвентаризации.
В паспорт АЗС заносятся данные о резервуарах их техническом обслуживании калибровке зачистке и обследованиях.
Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования предусмотренного типовым проектом или стандартами и иметь надписи с указанием порядкового номера резервуара базовой высоты (высотного трафарета) марки хранимого горючего.
Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно в летний период а также после ремонта оформляют протоколом который прилагают к градуировочным таблицам.
4 Техническое обслуживание
Для поддержания резервуаров в исправном состоянии и предотвращения аварий проводятся следующие плановые работы:
ежедневное техническое обслуживание (ТО);
профилактическое обслуживание;
ремонт резервуаров и их оборудования;
зачистка резервуаров от воды грязи и ржавчины.
Особое внимание при ежедневном техническом обслуживании уделяется состоянию сварных швов и запорной арматуры. При появлении трещин и отпотин в сварных швах или в основном металле резервуар немедленно опорожняется и ремонтируется.
Замеченные недостатки при проведении профилактического обслуживания устраняются на месте.
Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по графику ТО и ППР разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмотров. Результаты осмотров регистрируются в журнале ремонтов оборудования.
Резервуары находящиеся в эксплуатации подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния. Очередность сроки проведения обследований а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются руководством по обследованию резервуаров.
5 Расчет подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров
5.1 Расчёт конического днища нагруженного наружным давлением
Расчётная толщина стенки:
где: – расчетное давление в межстенном пространстве – 003 МПа (стр. 49 [6]);
– внутренний диаметр внутренней обечайки – 25 м;
– допускаемое напряжение при изгибе – 160 МПа (таблица 142. [7]);
– коэффициент прочности сварного шва – 08;
– фактор формы – 68 (фигура 169. [7]);
– коэффициент для глухих днищ – 074 (стр. 224. [7]).
Толщина стенки определяется как:
где: – расчётная толщина стенки;
Принимаем 5 мм – толщина внутреннего конического днища.
Толщину стенки проверяем на возникновение напряжений при испытании по формуле:
где: – давление при испытаниях – 005 МПа (стр. 49 [6]).
Условие выполняется.
5.2 Расчёт гладкой цилиндрической обечайки нагруженной внутренним давлением
где: – внутренний диаметр наружной обечайки – 2522 м;
– допускаемое напряжение при t=20 C0 – 140 МПа (табл 5. [8]);
Принимаем 4 мм – толщина стенки наружной обечайки.
5.3 Расчёт конического днища нагруженного внутренним давлением
где: – половина угла раствора при вершине конического днища – 700.
Принимаем 4 мм – толщина внутреннего конического днища.
Толщину стенки проверяем на возникновение напряжений при внутреннем избыточном давлении по формуле:
где: – внутреннее избыточное давление определяемое по формуле:
5.4 Расчет оболочки резервуара на устойчивость
Нижнее критическое давление:
где: – модуль продольной упругости при расчетной температуре – 22105 МПа (стр. 25. [9]);
– внутренний радиус наружной обечайки – 1261 м;
– длинна резервуара – 91 м;
– толщина стенки наружной обечайки 0004 м.
Вертикальное давление грунта определяемое по формуле:
где:γ0 – естественный объёмный вес грунта для плотных грунтов – 168 кНм3 (таблица 3.7. [10]);
– высота засыпки до оси резервуара – 1 м.
– внутренний диаметр наружной обечайки – 2522 м.
Горизонтальное давление грунта находим как:
где: – внутренний радиус наружной обечайки – 1261 м;
– угол внутреннего трения грунта для плотных грунтов – 29 % (таблица 3.8. [10]).
Осредненное внешнее расчетное давление:
Устойчивость оболочки считается обеспеченной если коэффициент запаса удовлетворяет условию:
Условие не выполняется т.к. . Оболочку резервуара необходимо укрепить кольцами жесткости. Шаг колец жесткости определяется из условия:
где: – момент инерции сечения кольца жесткости относительно оси проходящей через центр тяжести поперечного сечения. Для кольца с прямоугольным поперечным сечением .
– шаг колец жесткости.
Так как длинна обечайки составляет 910 м то для усиления конструкции внутри резервуара по длине привариваем 4 кольца жесткости.
Коэффициент запаса . Устойчивость оболочки считается обеспеченной.
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА
1 Общие сведения о коррозии
Для изготовления трубопроводов резервуаров насосов и арматуры железнодорожных цистерн и другого оборудования применяемого в системе транспорта и хранения нефти и газа наиболее широкое применение нашли углеродистые и низколегированные стали. Срок службы и надежность работы этого оборудования во многом определяется степенью его защиты от постепенного самопроизвольного разрушения при взаимодействии с жидкостями газообразными веществами окружающими металлические конструкции в воздухе воде и под землей.
Самопроизвольное окисление металлов уменьшающее долговечность изделий называется коррозией. Среда в которой металл подвергается коррозии называется коррозионной или активной. При этом процессе образуются продукты коррозии – химические соединения содержащие металл в окисленной форме.
Для автозаправочных станций наиболее опасной является коррозия стальных металлических резервуаров которая резко сокращает эксплуатационную надежность оборудования снижает срок его службы вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может привести к потерям топлива и авариям.
Основные способы защиты стальных поверхностей резервуаров от коррозии:
нанесение лакокрасочных битумных и металлизационных покрытий;
применение электрохимической катодной защиты;
использование ингибиторов коррозии.
Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии условиями эксплуатации видом топлива и технико-экономическими показателями.
Для защиты группы резервуаров используемых на МАЗС применим комплексно два метода: 1. Битумное покрытие; 2. Катодную защиту.
Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из одного слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.
Для приготовления праймера берется одна часть нефтебитума марки 3 или 4 на три части бензина (по объему). Нефтебитум нагревается до температуры 170 200 °С хорошо перемешивается. После охлаждения его до 50 70 °С в него наливается бензин и смесь перемешивается до полного растворения нефтебитума.
Битумная изоляция изготавливается из 85 % битума марки 4 или смеси марок 3 и 5 и 15 % каолина или молотого известняка. Изоляция наносится в два слоя толщиной 15 2 мм каждый с помощью кисти.
3 Протекторная защита
Протекторную защиту применяют для предотвращения разрушения трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии. Необходимый для защиты ток создается крупным гальваническим элементом в котором роль катода играет металлическая поверхность защищаемого объекта а роль анода - более электроотрицательный металл.
Протекторную защиту иначе называют катодной защитой гальваническими анодами. При этом положительный полюс находится на защищаемой поверхности а отрицательный – на разрушаемом аноде. Активным материалом гальванического элемента расходуемого на получение электрической энергии является протектор а электролитом – грунт окружающий трубопровод и протектор.
Повышение эффективности действия протекторной установки
достигается погружением его в специальную смесь солей называемую активатором. Непосредственная установка протектора в грунт менее эффективна по сравнению с активатором.
Магниевый протектор представляет собой удлиненный блок D-образного сечения. В верхнем торце имеется воронка с выводом стального сердечника для подключения соединительного проводника к протектору. Место соединения проводника с протектором изолируется битумной мастикой.
Назначение активатора: снижение собственной коррозии; уменьшение анодной поляризуемости; снижение сопротивления растеканию тока с протектора; устранение причин способствующих образованию плотных слоев продуктов коррозии на поверхности протектора.
Активатор готовится путем смешения сухих солей и глины с водой до вязкой консистенции. Состав активатора и массовые доли каждого из его компонентов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Состав активатора для ПМ-20
Компонент активатора для магниевого протектора ПМ-10
Доля компонента в общей массе
Мирабилит Na2SO4·10 H2O
При установке протекторов для стабилизации токоотдачи рекомендуется закладывать их на глубину превышающую границы замерзания и высыхания грунта.
Работы по защите металлоконструкций от коррозии должны соответствовать требованиям Указаний по защите резервуаров от коррозии «Правил технической эксплуатации резервуаров».
4 Расчет протекторной защиты для группы резервуаров
Произведем расчет протекторной защиты группы резервуаров типа:
РГДП-40 (двухсекционный) – 2 шт.;
РГДП-10 (односекционный) – 2 шт.;
РГДП-10 (двухсекционный) – 1 шт..
Используем протекторы ПМ-20. Длина протектора - 800 мм; диаметр -150 мм; масса - 20 кг.
Рассчитаем площади поверхности защищаемых резервуаров через их линейные параметры. Площадь поверхности - го резервуара определим по формуле:
где - внешний диаметр -го резервуара;
- длина - резервуара;
Так как резервуары монтируются совместно с металлическими колодцами то включим их подземную часть в состав защищаемой поверхности резервуара:
где - ширина -го колодца;
- длина -го колодца;
- высота подземной части -го колодца.
Таким образом общая площадь для -го резервуара:
Площадь группы состоящей из 5 резервуаров согласно выше изложенному определим следующим образом:
Сопротивление «резервуар - грунт» определим по формуле:
где - удельное сопротивление грунтов;
- расстояние от резервуара до протектора;
Переходное сопротивление изоляции поверхности резервуаров находим по формуле:
Принимаем величину защитной плотности тока соответствующую:
Необходимая величина защитного тока определяется по формуле:
где – защитная плотность тока;
Сила тока необходимая для защиты резервуара от коррозии:
Резервуар будет полностью защищен от коррозии если выполняется неравенство:
Если условие не выполняется то полная защита резервуара от коррозии с помощью протекторов не может быть осуществлена. Выполним проверку условия:
Так как то резервуар от коррозии защищен.
Определим сопротивления растеканию тока с протектора ПМ-20:
где - длина активатора;
- диаметр активатора;
- диаметр протектора;
- удельное сопротивление активатора;
- глубина заложения протектора;
Определение сопротивления соединительных проводов ПМ-20;
где - удельное сопротивление провода ПМ-20;
- длина соединительного провода;
- площадь поперечного сечения провода ПМ-20;
Определение ориентировочного числа протекторов;
где - абсолютное значение потенциала протектора по МСЭ до подключения к резервуару;
- абсолютное значение потенциала резервуара по МСЭ до подключения протектора;
Округляем данное количество до
Срок службы протекторной установки определяется по формуле:
где - масса протектора кг;
- коэффициент использования протектора ;
- КПД протектора определяемый в зависимости от анодной плотности тока ;
- электрохимический эквивалент материала протектора (для магниевых протекторов ).
1 Взрывопожароопасная характеристика зданий и сооружений МАЗС
В технологических процессах проектируемой МАЗС обращаются взрывопожароопасные вещества – автобензины дизельное топливо керосин и сжиженные углеводородные газы (далее – СУГ) которые относятся к веществам 4 класса опасности.
Взрывопожароопасная характеристика зданий и сооружений приведена в таблице 4.1:
Таблица 4.1 – Взрывопожароопасная характеристика
сооружений по взрыво-пожароопасности
по НПБ 5-2005 и пособия
по ГОСТ 12.1.011-78; ПУЭ-85
Модульно-блоч-ная установка
2. Санитарно-гигиенические факторы присутствующие на рабочих местах
Основными санитарно-гигиеническими и психофизиологическими факторами воздействующими на работников являются: вредные вещества шум работа на открытом воздухе эмоциональное напряжение физиологический дискомфорт физическая нагрузка и сменность.
Вредными веществами выделяющимися в рабочей зоне проектируемой МАЗС являются пары пропан-бутана углеводородов (автобензина дизтоплива) оксиды углерода диоксиды серы и азота (от работы отопительного котла) и работающих двигателях автотранспорта.
Вредные вещества присутствуют на рабочих местах в концентрациях значительно ниже предельно-допустимых концентраций в воздухе рабочей зоны (ПДК р.з.).
В производственных процессах применяется оборудование: насосные агрегаты топливораздаточные колонки отопительный котел вентиляторы вентсистем имеющие допустимые уровни шумов не превышающие 75 дБ.
Учитывая вышеизложенное расчет уровней шума на рабочих местах настоящим проектом не предусматривается.
Примечание: Фактические величины факторов воздействия приняты на основании результатов аттестации рабочих мест аналогичных предприятий отрасли нефтепродуктообеспечения.
3 Физические и химические свойства вредных веществ воздействия на человека
3.1 Бензин автомобильный
Физические и химические свойства
Бензин автомобильный представляет собой смесь продуктов прямой перегонки и крекинга нефти выкипающая при температуре не выше 205°С.
Плотность бензина каталитического крекинга колеблется в пределах 0725 0835 гсм3. Запах паров бензина зависит от температуры кипения и очистки. Растворимость бензина в воде очень мала. Взрывоопасная концентрация в смеси с воздухом от 29 до 81%.
Токсическое действие
Отравления парами бензина возможны в закрытых помещениях. Бензин действует как наркотик. Характерно развитие судорог высокая температура окружающего воздуха усиливает токсический эффект паров бензина.
При очень высоких концентрациях паров бензина возможны молниеносные отравления.
Концентрации паров бензина 35-40 мгл опасны для жизни даже при вдыхании в течение 5-10 мин.
При соприкосновении бензина с кожей человека могут иметь место как острые так и хронические отравления.
Класс опасности бензина – 4 ПДК рабочей зоны – 100 мгм3 ПДК населенных мест – 5 мгм3.
В состав бензина входят углеводороды предельные алифатические С1-С10 углеводороды непредельные С2-С5 углеводороды ароматические (бензол толуол ксилолы этилбензол) в различных концентрациях.
Концентрации указанных компонентов в зависимости от сорта бензина колеблются (% массов.): углеводороды С1-С10 - 9385; углеводороды С2-С5 – 25; бензол – 20; толуол – 145; этилбензол – 005; ксилолы – 015.
3.2 Дизельное топливо (по керосину)
Дизельное топливо включает средние и тяжелые фракции нефти в основном керосино-газойлевые фракции прямой перегонки нефти.
На основании указанного характеристики дизельного топлива принимаются по керосину.
Физико-химические свойства
Дизтопливо имеет среднюю плотность – 085 гсм3 (среднее значение) керосин – 079 гсм3.
Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом составляют 2-3%.
Действие паров сходно с бензином но керосин сильнее раздражает слизистые оболочки.
При вдыхании воздуха содержащего до 15 мгл паров керосина в течение 10-15 мин возможны отравления.
Действие на кожу при непосредственном соприкосновении с керосином может выражаться в дерматитах пузырьковых экземах.
Класс опасности – 4 ПДК рабочей зоны – 300 мгм3 ПДК населенных мест – 12 мгм3.
3.3 Оксид углерода (угарный газ)
Оксид углерода - бесцветный газ без запаха и вкуса. Температура кипения –1915°С плотность – 097 гсм3. Оксид углерода горит синим пламенем до образования СО2 с выделением тепла. Пределы воспламеняемости в смеси с воздухом 125-742%.
Оксид углерода оказывает токсическое действие на организм человека.
Вдыхание небольших концентраций (до 1 мгл) вызывает головную боль головокружение шум в ушах дрожь чувство слабости тошноту и рвоту.
Последствиями острого отравления могут быть продолжительные головные боли и головокружение.
Класс опасности оксида углерода – 4 ПДК рабочей зоны – 20 мгм3 ПДК населенных мест – 5 мгм3.
Диоксид азота - бурый газ с удушливым запахом плотность –33 гл. Диоксид азота с водой и растворами щелочей образует смесь азотной и азотистой кислот (или соответственно их солей).
Диоксид азота обладает выраженным раздражающим и прижигающим действием на дыхательные пути. Максимальная неощутимая концентрация – 000011 мгл при 0014 мгл отмечается раздражение глаз и носа.
Класс опасности – 2 ПДК рабочей зоны – 2 мгм3 ПДК населенных мест – 025 мгм3.
Диоксид серы – бесцветный газ с резким запахом. Плотность газа - 2926 гл.
Раздражает дыхательные пути вызывает спазм бронхов.
Порог восприятия запаха 0003 мгл и менее.
При хроническом отравлении ухудшается обоняние наблюдаются хронические заболевания дыхательных путей.
Токсичность резко возрастает при одновременном воздействии диоксида серы и оксида углерода.
Класс опасности – 3 ПДК рабочей зоны – 10 мгм3 ПДК населенных мест – 05 мгм3.
3.6 Сжиженные углеводородные газы.
Сжиженные углеводородные газы (СУГ) пожаро- и взрывоопасны имеют специфический характерный запах.
По степени воздействия на организм человека СУГ относятся к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности».
Токсические действия
СУГ могут проявлять следующие опасные свойства:
- токсичность продуктов неполного сгорания газов;
- удушающее действие газов при содержании в воздухе кислорода ниже допустимого;
- сильное охлаждающее действие жидкой фазы вызывающее тяжелое обморожение.
4 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-1
4.1 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана Е-1
Общий энергетический потенциал рассчитывается по формуле:
где – общий энергетический потенциал кДж;
– сумма энергий адиабатического расширения и полного сгорания ПГФ находящейся непосредственно в аварийном резервуаре кДж;
– энергия сгорания ПГФ образующейся за счёт энергии перегретой ЖФ рассматриваемого кДж.
Расчёт общего энергетического потенциала осуществляется в соответствии с рекомендациями изложенными в приложении 1 к ОПВ – 96.
Исходные данные для расчёта:
1.Для хранения СУГ используются два стальных горизонтальных резервуара надземной установки емкостью 996 м3 каждый; давление в резервуаре – 16 МПа; статические данные об авариях на аналогичных объектах отсутствуют.
2.Максимальная абсолютная температура воздуха согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» в районе строительства 36°С.
абсолютное рабочее давление в ёмкости 1600 кПа;
Принимается что ёмкость заполнена на 85 % тогда необходимо рассчитать объём жидкой и паровой фаз в ней.
Тогда объём жидкой фазы в ёмкости пропана составляет:
Объём паровой фазы составляет:
где – энергия адиабатического расширения кДж;
- удельная теплота сгорания ПГФ кДжкг.
Энергия адиабатического расширения определим по формуле:
где – показатель адиабаты принимается равным 11;
– абсолютное рабочее давление в ёмкости и атмосферное давление соответственно кПа;
- объём ПГФ в ёмкости м3.
Тогда энергия адиабатического расширения равна:
Для расчёта энергии полного сгорания ПГФ необходимо найти плотность и объём ПГФ при 20 °С и 101 кПа.
Плотность паров СУГ при нормальных условиях (20°С 101 кПа) определяется по уравнению:
где – молекулярная масса пропана гмоль;
4 – мольный объём при 0°С и 101 кПа лмоль;
Объём ПГФ при 20 °С и 101 кПа рассчитывается по уравнению:
где - абсолютное рабочее давление в ёмкости пропана кПа;
- рабочая температура в ёмкости К;
Тогда энергия полного сгорания ПГФ равна:
Тогда сумма энергий адиабатического расширения и полного сгорания ПГФ находящейся непосредственно в аварийном резервуаре равна:
Далее необходимо рассчитать энергию сгорания ПГФ образующейся за счёт энергии перегретой ЖФ рассматриваемого резервуара:
где – масса жидкого пропана в аварийном резервуаре кг;
- удельная теплоёмкость жидкого пропана кДжкг°С;
– удельная теплота парообразования пропана кДжкг;
- разность температур жидкого пропана при регламентированном режиме и кипении при атмосферном давлении °С.
Удельная теплоёмкость жидкого пропана составляет 1438 кДжкг °С; удельная теплота парообразования 410 кДжкг.
Энергия сгорания ПГФ образующейся из жидкой фазы за счёт перегрева жидкой фазы находящейся непосредственно в ёмкости пропана равна:
Тогда общий энергетический потенциал равен:
4.2 Расчёт относительного энергетического потенциала взрывоопасности
Относительный энергетический потенциал взрывоопасности рассчитывается по формуле:
4.3 Расчёт приведённой массы парогазовой среды
4.4 Определение категории по взрывоопасности ёмкости пропана
В зависимости от значений относительных энергетических потенциалов и приведённой массы взрывоопасной парогазовой среды технологические блоки подразделяются на три категории взрывоопасности в соответствии с таблицей 1 ОПВ-96.
Таблица 4.2 - Показатели категорий взрывоопасности технологических блоков
Категория взрывоопасности
Исходя из полученных значений относительного энергетического потенциала и приведённой массы рассматриваемому блоку присваивается III категория взрывоопасности.
4.5 Расчёт тротилового эквивалента взрыва парогазовой среды
Для парогазовой среды величина ТНТ эквивалента взрыва парогазовой среды определяется по формуле:
где - удельная энергия взрыва ТНТ кДжкг (4240 кДжкг);
– доля от общей массы паров принимающая участие во взрывных превращениях;
4.5 Определение радиусов зон разрушения
Зоной разрушения считается площадь с границами определяемыми радиусами R центром которых является рассматриваемый технологический блок (в данном случае рабочая ёмкость пропана Е-1). Границы каждой зоны характеризуются значениями избыточных давлений по фронту ударной волны и соответственно безразмерным коэффициентом К. Классификация зон разрушения приводится в таблице 2 приложения 2 к ОПВ – 96.
Таблица 4.3 - Характеристика зон поражения
Полное разрушение (разрушение и обрушение всех элементов зданий и сооружений)
% разрушение зданий (разрушение части стен и перекрытий верхний этажей образование трещин в стенах деформация перекрытий нижних этажей)
Разрушение зданий без обрушения (разрушение главным образом второстепенных элементов: крыш перегородок оконных и дверных заполнений. Перекрытия. как правило не обрушиваются. Часть помещений пригодна для использования после расчистки от обломков и проведения ремонта)
Разрушение внутренних перегородок (разрушение оконных и дверных заполнений и перегородок. Нижние этажи полностью сохраняются и пригодны для использования после уборки мусора и заделки проёмов)
Разрушение оконного стекла (малые повреждения – разбито не более 10% стекол)
Воздействие избыточного давления взрыва на человека представлено в таблице 4.4.
Таблица 4.4 - Характеристика действия ударной волны на человека
Характеристика действия ударной волны
порог выживания (летальное травмирование людей)
порог повреждения (контузия лёгких временная потеря управляемости)
Радиус зоны разрушения в общем виде определяется выражением:
где К – безразмерный коэффициент соответствующий уровню воздействия взрыва на объект;
Радиус зоны полных разрушений:
Радиус зоны сильных разрушений:
Радиус зоны средних разрушений:
Радиус зоны слабых разрушений:
Радиус относительно безопасной зоны:
Далее определяем зоны поражения человека которые сводим в таблицу 4.5.
Определим порог выживания:
Порог повреждения (контузия лёгких):
Рассчитанные по уравнению (6.12) радиусы зон разрушения сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5. Зоны разрушения
разрушение зданий без обрушения
разрушение внутренних перегородок
разрушение оконного стекла
Таблица 4.6.-. Зоны поражения человека
Характеристика зоны
порог повреждения (лёгкая контузия)
5 Молниезащита и заземление
Проект молниезащиты выполнен в соответствии с РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».
Проектом предусмотрена молниезащита II категории резервуаров для хранения топлива очистных сооружений топливораздаточных колонок газораздаточной колонки колодца слива и молниезащита III категории здания операторной.
Взрывоопасная зона класса В-1г для наружных установок содержащих бензин и сжиженный газ выбрана согласно ПУЭ-1986 (п.п. 7.3.43 7.3.44) и ГОСТ 30852.9-2002.
Молниезащита сооружений многотопливной АЗС выполнена отдельно стоящими молниеприемниками М2 высотой 20 м и М1 - высотой 25 м. От каждого молниеприемника предусмотрено по два токоотвода. Токоотводы от молниеприемников присоедены к общему контуру заземления.
Проектом предусмотрено заземляющее устройство для защитного заземления электрооборудования молниезащиты и защиты от статического электричества. Заземляющее устройство состоит из электродов соединенных стальной полосой -40х4 мм проложенной на глубине 05-1 м от спланиро-ванной отметки. Прокладка полосы заземления -40х4 мм параллельно кабелям или трубопроводам выполнить на расстоянии в свету не менее 03-035 м а при пересечении не менее 01 м.
К проектируемому контуру заземления присоединяются металлические конструкции навеса опуски от молниеприемников технологическое оборудование нетоковедущие части электрооборудования проектируемый контур заземления внутри здания операторной.
Для заземления автоцистерн в невзрывоопасной зоне на уголке устанавливается розетка уголок присоединить к общему контуру заземления. Сопротивление растеканию тока заземлителей не должно быть более 10 Ом.
1 Расчёт категории надземных резервуаров хранения СУГ
В технологических процессах проектируемой МАЗС обращаются взрывопожароопасные вещества – автобензины дизельное топливо керосин и сжиженные углеводородные газы (далее – СУГ) которые относятся к веществам 4 класса опасности. Из них один из наиболее взрывопожароопасных является СУГ. Произведем категорирование модульно блочной установки по взрывопожарной и пожарной опасности на основании последующих расчётов.
Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны: бензина 100 мгм3 дизельного топлива - 300 мгм3 СУГ – 300 мгм3.
3.Для хранения СУГ используются два стальных горизонтальных резервуара надземной установки емкостью 996 м3 каждый; давление в резервуаре – 16 МПа; статические данные об авариях на аналогичных объектах отсутствуют.
4.Максимальная абсолютная температура воздуха согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» в районе строительства 36°С.
Определение горизонтального размера зоны ограничивающей газо-воздушную смесь с концентрацией горючего свыше нижнего концентрационного предела распространения пламени.
1. Из справочных данных определяется молярная масса М (кг×кмоль-1):
2. Плотность ГГ (кг×м-3) рассчитывается по формуле (2) НПБ 5-2000:
– молярный объем равный 22413 куб.м×кмоль-1;
– расчетная температура °С (максимальная абсолютная температура воздуха) равная 36°С.
3.В соответствии с положениями п.п. 12.1.3-12.1.8 НПБ 5-2005 определяем массу ГГ (кг) вышедшего в результате расчетной аварии одного из резервуаров в атмосферу:
– объём газа вышедшего из аппарата м3;
– объем газа вышедшего из трубопровода; считаем что выходит весь газ из трубопровода жидкой фазы принимаем ;
– плотность газа кг×м-3;
– давление в аппарате кПа;
– объем резервуара м3.
4.Согласно химической формуле ГГ определяется значение нижнего концентрационного предела распространения пламени ГГ % (об.):
(смеси пропан-бутан) = 05×23+05×18 = 205%.
5.Горизонтальный размер зоны ограничивающей газовоздушную смесь с концентрацией выше НКПР определяется по формуле (45) НПБ 5-2000:
Горизонтальный размер зоны ограничивающей газовоздушную смесь с концентрацией выше НКПР превышает 30 м следовательно установка относится к категории Ан.
Вывод: резервуар для хранения СУГ емкостью 10 м3 относится к категории Ан.
ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МАЗС
Раздел «Организация строительства» разработан в составе рабочего проекта и является исходным материалом для разработки проекта производства работ (ППР). Применение раздела в качестве ППР для производства строительно-монтажных работ не допускается.
При разработке проекта организации строительства были использованы следующие нормативные документы:
- СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства»;
- СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве»;
- СНиП 111-4-80* «Техника безопасности в строительстве»;
- СНиП 3.05. 04-85 «Наружные сети и сооружения водоснабжения и
- П2-2000 к СНиП 03.01-87 «Производство бетонных работ на стройплощадке».
- СНиП 111-10-75 «Благоустройство территории»;
- СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические устройства»;
- СНиП 3.06.03-85 «Автомобильные дороги»;
- СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и за-
дела в строительстве предприятий зданий и сооружения»;
- ППБ 2.09-2002 «Правила пожарной безопасности Республики Бе-
ларусь при производстве строительно-монтажных работ»;
- СНБ 2.02.04-05 «Противопожарная зашита населенных пунктов
и территорий предприятий»;
- СНБ 1.03.02.96 «Инструкция о составе порядке разработки
согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий зданий и сооружений»;
- Расчетные нормативы для составления проектов организации строи-
тельства (ЦНИИОМТП).
Перечисленными нормативными документами следует руководствоваться при производстве строительно-монтажных работ и разработке ППР.
Исходными данными для разработки проекта организации строитель-ства послужили:
- материалы инженерных изысканий;
- строительный технологический и другие разделы проекта;
- сметная документация.
Технические решения принятые в данном разделе проекта соответствуют требованиям экологических санитарно-гигиенических противопожарных и других действующих документов межгосударственной и национальной систем нормирования и стандартизации.
2 Условия строительства
Площадка строительства располагается в г. Миоры Витебской области. Геологическое строение площадки строительства характеризуется наличием почвенно-растительного слоя и супесей моренных.
На глубине 32-49 м от дневной поверхности вскрыты воды в тонких прослойках песков находящихся в толще глинистых грунтов и обладающие напором до 3 м (абс. отм. 14320- 14370 м).
В связи с этим проектом предусматривается ведение строительно-монтажных работ под защитой открытого водоотлива насосами ГНОМ-10 для зданий и сооружений основание которых находится ниже уровня грунтовых вод.
Материально-техническое обеспечение строительства предусматривается на основе производственно-технологической комплектации строящегося объекта с поставкой строительных конструкций изделий материалов и оборудования технологическими комплектами в соответствии с технологией производства строительно-монтажных работ.
Обеспечение строительства строительными материалами и конструкциями производится генподрядной строительной организацией заказчиком и субподрядными организациями на договорных началах.
Обеспечение строительства водой до прокладки запроектированных сетей водопровода осуществляется из привозных цистерн обеспечение строительства электроэнергией до прокладки запроектированного кабеля электроснабжения производится от временной передвижной КТП.
Перемещение грузов на объект предусмотрено осуществлять автомобильным транспортом.
Строительство будет осуществляться строительно-монтажной организацией на тендерной основе.
3 Основные решения по организации строительства. Календарное планирование
До начала основного строительства в подготовительный период выполняются следующие работы:
- прокладка проектируемого водопровода от точки подключения до площадки строительства;
- прокладка проектируемой сети электроснабжения до площадки строительства;
- черновая вертикальная планировка;
- ограждение территории строительства;
- вынос осей в натуру;
- установка временных зданий и сооружений и подключение их к источникам инженерного обеспечения;
- обеспечение строительства первичными средствами пожаротушения (огнетушителями ящиками с песком и лопатой бочкой с водой).
Продолжительность строительства многотопливной АЗС определяем по «Расчетным показателям для определения продолжительности строительства» том 1 стр. 63 черт. 167. Исходя из сметной стоимости строительно-монтажных
работ продолжительность строительства проектируемой МАЗС составит 11 месяцев в том числе подготовительный период 20 месяца.
Календарный план строительства представлен в таблице 6.1
Таблица 6.1 - Календарный план строительства
Наименование объектов
Сметная стоимость тыс руб.
Распределение объёмов работ по пусковым комплексам и периодам строительства тыс.руб.
Работы подготовительного периода
Площадка топливных резервуаром
Общеплощадочные сети электроснабжения
Общеплощадочные сети автоматизации
Общеплощадочные сети связи
Внеплощадочные сети связи
Организация движения
Общеплощадочные сети водопровода
Общеплощадочные сети канализации
Малые формы архитектуры
Система видеонаблюдения
Вертикальная планировка
Автоматическая пожарная сигнализация
Автоматическая насосная станция
Прочие лимитированные затраты
4 График потребности в кадрах строителей
Потребность строительства в кадрах строителей определена по плановой годовой выработке на одного работающего в строительно-монтажных и специальных организациях с учетом объемов выполняемых ими работ и ежегодного роста производительности труда.
Расчет потребности в кадрах строителей приведен в нижеследующей таблице 6.2:
Таблица 6.2 – Потребность в кадрах
Количество человек по годам строительства
в том числе по годам
Строительно-монтажная организация
- ИТР и МОП (15% от общего количества)
Обеспечение строительства рабочими кадрами предусмотрено за счет существующего штата строительно-монтажной организации.
5 Временные здания и сооружения
Для обеспечения стройки необходимыми административными санитарно-бытовыми производственными складскими помещениями и приобъектными площадками для складирования материалов и конструкций проектом предусматривается установка временных бытовых помещений и складов.
Расчет потребных площадей временных зданий и сооружений производится по «Расчетным нормативам для составления проектов организации строительства» разработанным ЦНИИОМТП Госстроя СССР Стройиздат и приведен в таблице 5.1.
Проектом предусматривается максимальное использование существующих и постоянных проектируемых автодорог без верхнего слоя покрытия для нужд строительства. Перед сдачей в эксплуатацию постоянные дороги восстанавливаются и устраивается верхний слои покрытия.
Для ограждения строительной площадки на период строительства устанавливается временное инвентарное ограждение.
Расчёт потребности в административно-хозяйственных и бытовых помещения.
Таблица 6.3 – Потребность во временных зданиях и помещениях
Норма на 1 работаю-щего в смену
Количество человек в смену чел
I. Административные здания
Контора с комнотой госприёмки
Красный уголок со здравпунктом
II. Бытовые помещения
Помещение для обогрева рабочих
Уборная с комнатой гигиены
Помещение для приёма пищи
Итого по разделу II:
Всего по разделам I и II:
Таблица 6.4 Расчёт потребности в сладах и открытых площадках
Норма на 1 млн.р. СМР
Объём СМР в максим. год млн.р. в ц. 1969 г.
Склад материалов технич. отапливаемый
Склад материалов технич. не отапливаемый
Склад для хранения материалов
Открытые площадки для складивования материалов
Набор временных зданий и сооружений приведен в нижеследующей таблице 6.5:
Таблица 6.5 – Временные здания и сооружения
Наименование и шифр типовых проектов
Требуемое количество шт.
Тип здания (сооружения)
Бытовые помещения строителей 5055-1
Инвентарное контейнерное
Контора прораба 31315
Инвентарное передвижное
Закрытый склад строительных материалов
Инвентарное ГОСТ 23407-78 (панельное высотой 16 м)
6 Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах
Потребность в основных строительных машинах механизмах и транспортных средствах определена исходя из физических объёмов: строительно-монтажных работ и норм выработки машин с учетом принятых в проекте методов производства работ и приведена в таблице 6.6.
Принятые марки машин и механизмов уточняются при разработке проекта производства работ.
Таблица 6.6 – Машины и механизмы
Потребность строительства шт
Экскаватор ёмк. ковша 065
Экскаватор ёмк. ковша 05
Экскаватор ёмк. ковша 025
Бульдозер на базе трактора 100 л.с.
Бульдозер на базе трактора 80 л.с.
Автомобильный кран (гп 63 т)
Автомобильный кран (гп 10 т)
Автомобильный кран (гп 40 т)
Автомобиль бортовой грузоподъёмность 5 т
Автосамосвал грузоподъёмностью 8 т
Электросварочный агрегат
Каток пневмоколёсный весом 25 т
7 Потребность в энергоресурсах воде и средствах связи
Обеспечение строительства электроэнергией производится от проектируемых электросетей проложенных в подготовительный период.
Обеспечение строительства водой производится от проектируемых сетей водопровода прокладываемых в подготовительный период.
Обеспечение строительства кислородом осуществляется привозными баллонами сжатым воздухом - от передвижном компрессорной станции.
Потребность строительства в электроэнергии паре сжатом воздухе и воде определенная по расчетным нормативам приведена в таблице 6.7:
Таблица 6.7 – Потребность в ресурсах
Наименование ресурсов
Потребность по годам
Объём строительно-монтажных работ в ценах 1991 г.
Вода на хозяйственные нужды
Вода на противопожарные нужды
8 Объемы основных строительных монтажных и специальных строительных работ
Таблица 6.8 – Объёмы СМР
Объём строительно-монтажных работ
в том числе по полугодиям
Срезка плодородного грунта
Подсыпка плодородного грунта
Устройства монолитных железобетонных и бетонных контрукций
Монтаж сборных железобетонных конструкций
Устройство бетонной подготовки
Устройство кровли рулонной
Полы из керамической плитки
Покрытие асфальтобетонное
Внутренние сантехнические работы
Электромонтажные работы
9 Потребность в строительных конструкциях изделиях материалах и оборудовании
Таблица 6.9 Потребность в строительных конструкциях
Всего по строительству
В том числе по полугодиям строительства
Металлические конструкции
Трубы асбестоцементные
Трубы полиэтиленовые
Лесоматериалы приведённые к круглому лесу
Материалы лакокрасочные
Оборудование сантехническое
Оборудование электротехническое
Оборудование технологическое
10 Технико - экономические показатели
Технико-экономические показатели по проекту организации строительства приведены в таблице 6.10
Таблица 6.10 - Технико - экономические показатели
Наименование показателей
Продолжительность строительства
В том числе подготовленный период
Затраты труда на выполнение строительно-монтажных работ
Максимальная численность работающих
Целью экономического расчета является определение срока окупаемости и экономической эффективности строительства МАЗС.
Проект должен составлять реализацию нефтепродуктов 2 тыс тонн в год в том числе: автобензины – 11 тыс. тонн в год; дизельное топливо – 09 тыс. тонн в год а также – СУГ с грузооборотом 954 тыс. тонн в год.
По данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть» капитальные вложения на производство работ по строительству МАЗС составляют 1854694 тыс. руб в ценах 1991 г.
2 Капитальные вложения в производство работ
Капитальные вложения необходимо перевести в цены 2007 г. Согласно [16] коэффициент пересчета составляет 1379125. Таким образом величина капитальных вложений на 2007г. составляет:
3 Определение эксплутационных затрат
Эксплуатационные затраты на АЗС складываются из затрат на:
техническое обслуживание объектов МАЗС;
расходы на электроэнергию;
заработную плату обслуживающего персонала;
суммарный налог от заработной платы обслуживающего персонала;
затраты от потерь нефтепродуктов;
Амортизационные затраты составляют 85 % от капитальных затрат:
где:К – капитальные вложения в сооружение МАЗС рубгод;
Затраты на техническое обслуживание МАЗС составляют 3 % от капитальных затрат;
Расходы на электроэнергию;
где - годовое потребление электроэнергии (по данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть»): ;
– стоимость электроэнергии – 202 рубкВтчас. [16].
Зарплата обслуживающего персонала:
где – количество обслуживающего персонала – 10 чел;
– среднемесячная заработная плата обслуживающего персонала –800 тыс.руб [16];
Налоги отчисляемые от заработной платы составляют 364 %:
в фонд социальной защиты – 35 % от заработной платы:
в фонд занятости населения – 1 % от заработной платы:
в фонд страхования – 04 % от заработной платы:
Прочие затраты составляют 1 % от капитальных затрат:
Затраты предприятия от потерь нефтепродуктов которые составляют 03 кг на 1 тонну нефтепродуктов по данным филиала «Белоруснефть-Нефтехимпроект» РУП ПО «Белоруснефть» :
где – себестоимость всех хранимых нефтепродуктов руб.
где – цена нефтепродукта рубтонну;
– масса сливаемого нефтепродукта тгод.
Затраты от потерь составят:
Эксплуатационные затраты:
5 Определение срока окупаемости проекта
и оценка его экономической эффективности
Срок окупаемости проекта сооружения МАЗС рассчитан используя метод дисконтируемого периода окупаемости проекта. Суть метода заключается в следующем:
приведение денежной суммы к настоящему моменту времени соответствует выделению из этой суммы той же части которая соответствует доходу инвестора предоставляемому ему за вложение капитала. Таким образом оставшаяся часть денежного потока призвана покрыть исходный объем инвестиций. Чистый накопительный дисконтируемый денежный поток представляет собой непокрытую часть исходной инвестиции с течением времени ее величина уменьшается.
для нормирования по времени стоимости денежных потоков используется ставка дисконтирования – это не что иное как возможная стоимость денег при их использовании в инвестициях.
Выручка рассчитывается как:
Доход от реализации проекта равен:
Налог на недвижимость принимается равным 1 % от капитальных вложений в строительство АЗС и равен:
Балансовая прибыль рассчитывается как:
Налог на прибыль равен 24% и составляет:
Чистая прибыль рассчитывается по формуле:
Денежный поток рассчитывается как:
Чистый поток наличности формируется за счет прибыли от операции и амортизационных отчислений за минусом инвестиционных затрат.
Чистая текущая стоимость:
гдеt – год окупаемости проекта;
– ставка дисконта – 010.
Проект считается прибыльным если ЧТС>0
Результаты расчётов сведены в таблицу на листе №10.
Таблица 7.1 - Расчет показателей эффективности проекта
Эксплуатацион-ные затраты
В том числе амортизация
Налог на недвижимость
Налогообла-гаемая прибыль
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтируемый денежный поток
значение чистого денежного потока
Дисконтируемый срок окупаемости:
Таким образом мой проект на основании произведённых расчетов оказался экономически выгодным так как инвестиционные вложения полностью окупаются в течении 584 года.
6 Технико-экономические показатели
Фондоотдача может рассчитываться в натуральном и денежном выражениях. Объем принимаемого хранимого и распределяемого прямогонного бензина в натуральном выражении т на 1 тыс.руб. основных фондов определяется отношением грузооборота Q к стоимости основных фондов:
Фондоемкость приема хранения и распределения нефтепродуктов – величина обратная фондоотдаче и представляющая собой стоимость ОФ приходящуюся на каждый рубль реализованного бензина:
Фондовооруженность работников средствами труда определяется как отношение стоимости основных фондов к численности работников занятых в производственном процессе:
Производительность труда.
Производительность труда измеряется обычно объемом продукции произведенной работником в единицу времени или обратным ее отношением – количеством затраченного труда на производство единицы продукции. Поскольку продукцией МАЗС является объем реализуемого топлива то единицей измерения уровня производительности труда может быть принят грузооборот на одного работника занятого в этом процессе:
Дипломный проект на тему “Проект МАЗС на 250 заправок в сутки” выполнен студентом гр. 02-ТНГ Мателенком К.А. Целью проекта является строительство производственного объекта (МАЗС) для организации приема отгрузки и хранения нефтепродуктов.
Для этих целей был произведен ряд расчетов:
Расчет вместимости резервуарного парка;
Расчет количества ТРК;
Гидравлический расчет всасывающего трубопровода;
Расчёт самотёчного слива светлых нефтепродуктов;
Cтатические расчеты с определением толщины стенки резервуара нагруженного внутренним давлением;
Расчет подземного горизонтального резервуара на устойчивость;
Расчёт протекторной защиты;
Расчеты трудоемкости и продолжительности выполнения работ по строительству АЗС;
Расчет срока окупаемости проекта;
Расчёт технико-экономических показателей.
Графическая часть дипломного проекта представлена:
«Технологическая схема»;
«Технологическая схема (газовый модуль)»
«Общий вид клапана СМДК - 50»;
«Резервуар РГДП - 25»;
«Протекторная защита резервуарного парка»
«Зоны разрушения при взрыве резервуара СУГ»
«Организация производства работ»;
«Экономические показатели»;
Данный проект МАЗС соответствует всем современным нормативным документам и требованиям. Техническое оснащение и эстетическое оформление выполнено на уровне мировых стандартов при этом большое внимание уделено безопасности и минимизации воздействия на окружающую среду. При реализации схожих проектов на территории республики Белоруссия поднимается уровень сервисного обслуживания а соответственно и имидж страны.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
"Нормы проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами нефтебаз". ВНТП 5-95. М.; 1997 г.
Едигаров С.Е. Михайлов В.М. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М.; "Недра" 1982 г.
“Хранение нефти и нефтепродуктов. Учебное пособие”. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. М.; 2003 г.
Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз. Учебное пособие для ВУЗов Тугунов П.И. Новоселов А.А. Коршак А.М. и др - Уфа; “Дизайнпроектграфсервис” 2002 г.
“Правила технической эксплуатации АЗС” Мн. 2003 г.
Коваленко В.Г. Сафонов А.С. Ушаков А.И. Автозаправочные станции. “НПИКЦ” С-П.; 2003 г.
СНБ 3.02.01 – 98. Склады нефти и нефтепродуктов.
СНиП II - 89-80. Генеральные планы промышленных предприятий.
Стёпин П.А Сопротивление материалов. Учебник для вузов. М.; 1988.
Типовые задачи трубопроводного строительства. Учебное пособие для студентов ГАНГ им. И.М. Губкина.Телегин Л.Г. Курепин Б.Н. Васильев Г.Г. и др. – М.; 1998.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21. 122 – 87. М.; 1989 г.
Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров 0212.1-97; Мн.; 1997.
Расчёт выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников автотранспортных предприятий. РД 0212.2 – 2002.
Методики расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ содержащихся в выбросах предприятий. ОНД – 86.
Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов очистных сооружений. МН.; 1997 г.
Национальная экономическая газета. № 6 14. 2005 г.
Ресурсно-сметные нормы. № 1678910111215 Мн.; 2001 г.
Крупницкий И.Н. Спельман Е.В. Справочник по строительным машинам и оборудованию. – М.; Воениздат.;1997;
Строительные нормы и правила. В 4-х томах.- М.; 1994 г.
Правила устройств и эксплуатации технологических трубопроводов. НПБ 03-108-96. М.; 2000 г.
Нормы пожарной безопасности РБ. Автозаправочные станции. НПБ – 2003. Мн.; 2003 г.

ДОКЛАД+.doc

Уважаемая комиссия вашему вниманию предлагается дипломный проект на тему: «Проект магистрального газопровода Ямал-Европа на участке Минск-Республика Польша».
Исходными данными для проекта явились план трассы годовая производительность составляющей 315 млрд.м3год климатические условия в предполагаемом районе строительства магистрального газопровода.
В проекте представлены предварительные расчеты в результате которых определены свойства газа.
В технологической части был проведен гидравлический и механический расчет. В результате гидравлического расчета мной было подобрано основное и вспомогательное оборудование. В механическом расчете определена толщина стенки равная 25 мм и проведена проверка на прочность трубопроводных коммуникаций. На основе полученных результатов разработана технологическая схема КС которая представлена в пояснительной записке.
Известно что для компримирования газа в настоящее время существуют компрессорные станции с газотурбинными установками и электроприводом. Мною дано обоснование эффективности применения газоперекачивающих агрегатов по сравнению с газотурбинными установками. Результаты представлены на листе (2).
Технологическая схема наложила свой отпечаток на подбор станционного оборудования. В проекте на листе (3) представлен генплан КС «Слонимская». Сюда входят площадка компрессорных агрегатов установка охлаждения газа установка очистки газа установка подготовки газа склад газосмазочных материалов склад метанола стоянка личного транспорта.
По технологии перед компримированием газ очищают. Для этих целей мною предусмотрены циклонные пылеуловители представлены на листе (4). Выбор данного пулеуловителя основан на надежности и простоте в эксплуатации лист (5).
Для необходимой перекачки данного расхода был подобран компрессор ГПА-Ц-1676 – лист (6).
С одной стороны из тернодинамики известно что при компримировании газ повышает свою температуру а с другой производительность компрессора определяется объемным расходом газа. Поэтому известно что после компримирования перед подачей газа в линейную часть его выгодно охлаждать а это улучшает режим эксплуатации газопровода и КС создает нормальный режим для изоляционного покрытия газопровода и способствует увеличению пропускной способности газопровода.
Эту технологическкую задачу я решила применив аппарат воздушного охлаждения газа типа АВГ-100 которые представлены на листе (7).
В проекте разработана и представлена строительная часть. Мною запроектирован переход под железной дорогой. Здесь разработана технология строительства перехода. Выполнены расчеты кожуха на прочность установки горизонтального бурения типа УГБ-1621. Определены объемы земляных работ установки горизонтального бурения. Результаты этой разработки представлены на листе (8).
При строительстве перехода под железной дорогой мной разработан календарный план производства работ на котором представлен график движения рабочей силы и движения машин и механизмов. Календарный план представлен на листе (9).
В экономической части определены технико-экономические показатели и срок окупаемости данного проекта составляющий 1 год и 2 месяца. Полученные значения представлены на листе (10).
В пояснительной записке рассмотрены такие вопросы как охраны окружающей среды охраны труда защиты населения в чрезвычайной ситуации.
Доклад закончен! Спасибо за внимание!

Аннотация.doc

Дипломный проект на тему: «Проект МАЗС на 250 заправок в сутки в г. Миоры» выполнен Мателенком Константином Анатольевичем (год защиты 2007) по заданию Полоцкого государственного университета.
В «Технологической части» произведен расчет вместимости резервуарного парка подбор резервуаров и оборудования описана схема приема и отгрузки нефтепродуктов. Кроме того выполнен гидравлический расчет всасывающего трубопровода и расчёт самотёчного слива светлых нефтепродуктов.
В «Строительной части» выполнен расчет толщин стенок резервуара нагруженного внутренним давлением и расчет резервуара на устойчивость в результате которого было определено необходимое количество колец жесткости.
В разделе «Электрохимическая защита» произведён расчёт необходимой мощности и числа протекторов.
Произведен расчет зон разрушения при возможном взрыве резервуара сжиженного газа в разделе «Охрана труда».
В разделах «Организация производства работ по строительству МАЗС» и «Экономическая часть» приведены расчеты продолжительности трудоемкости выполнения работ и срок окупаемости проекта.
Также представлен раздел «Защита населения» и рассмотрены вопросы устройства молниезащиты и заземления.
Расчетно-пояснительная записка состоит из 105 листов формата А4 графическая часть дипломного проекта представлена 10 листами формата А1.

Задание.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
«ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Технологический факультет
Кафедра «Трубопроводного транспорта и гидравлики»
подпись инициалы и фамилия
ЗАДАНИЕ ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
студенту группы02-ТНГК.А. Мателенок
номер инициалы и фамилия
Специальность 1-70.05.01 «Проектирование сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
код наименование специальности
код наименование специализации
Тема проекта: «Проект многотопливной автомобильной заправочной станции в г. Миоры на 250 заправок в сутки»
Исходные данные к проекту Мощность МАЗС 250 заправок в сутки
Местоположение - г.Миоры
Нормативно-техническая документация
Перечень подлежащих разработке вопросов
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ; 1.1 Определение годового грузооборота и количества ТРК; 1.2 Определение вместимости резервуарного парка. Выбор резервуаров 1.3 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода; 1.4 Самотёчный слив светлых нефтепродуктов; 1.5 Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров 2. СТРОИ-ТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ; 2.1 Установка в грунт; 2.2 Приёмка и ввод в эксплуатацию; 2.3 Техническое обслуживание; 2.4 Расчет подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров; 3. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА; 3.1 Битумное покрытие; 3.2 Протекторная защита; 3.3 Расчет протекторной защиты для группы резервуаров; 4. ОХРАНА ТРУДА; 4.1 Расчёт общего энергетического потенциала взрывобезопасности рабочей ёмкости пропана; 4.2 Молниезащита и заземление; 5. ЗАЩИТА НАСЕЛЕНИЯ; 5.1 Расчёт категории надземных резервуаров хранения СУГ; 6. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МАЗС 6.1 Основные решения по организации строительства. Календарное планирование; 7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ; 7.1 Капитальные вложения в производство работ 7.2 Определение эксплутационных затрат 7.3 Определение срока окупаемости проекта и оценка его экономической эффективности7.4 Технико-экономические показатели
Перечень графического материала (с указанием обязательных чертежей схем графиков таблиц диаграмм и др.)
Лист 1 – Генеральный план
Лист 2 – Технологическая схема
Лист 3 – Технологическая схема (газовый модуль)
Лист 4 – Общий вид клапана дыхательного СМДК-50
Лист 5 – Резервуар РГДП-40 (25+15)
Лист 6 – Протекторная защита резервуарного парка
Лист 7 – Зоны разрушения при взрыве резервуара сжиженного газа
Лист 8 – Стройгенплан
Лист 9 – Календарное планирование
Лист 10 – Показатели экономической эфективности
Консультанты по проекту с указанием относящихся к ним разделов проекта
Стахейко В.Н. – «Организация производства» « Экономика отрасли»
Шипко М.Ф. – «Охрана труда»
Калван Э.П. – «Защита населения в ЧС»
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования с указанием сроков выполнения отдельных этапов
подпись датаинициалы и фамилия уч. степень
подпись датаинициалы и фамилия

2 Технол Сх.cdw

Схема технологических трубопроводов топливной системы
обеспечивает выполнение следующих операций:
- самотечный (насосный) слив нефтепродуктов по отдельным
трубопроводам из топливовозов (топливозаправщиков) в резервуары;
- насосами топливораздаточных колонок в баки автотранспорта;
- перекачку нефтепродукта из аварийного резервуара в свобод-
ный или транспортные емкости при помощи передвижных средств
топливозаправщиков).
- рекуперацию паров автобензинов в резервуары при заправке
баков автотранспорта и в цистерны при сливе нефтепродуктов в
Для обеспечения указанной перекачки на АЗС должен постоянно
поддерживаться запас рукавов.
Схема технологическая
УОПГУ" г. Новополоцк
колонка топливораздаточная
муфта герметизированного слива
Трубопровод рекуперации паров
клапан дыхательный КДС-50 СМДК-50
Условные обозначения
клапан приемный КП-50
клапан отсечной ОП-80
предохранитель огневой
- КР 90 ЕС 6 - Д.Т.(топливо котельной)
- КР 90 ЕС 6 - Аи-95
- КР 90 ЕС 6 - Аи-92
- КР 63 ЕС 85 - рекуперация паров
Резервуар сбора проливов
- КР 32Е200 - трубопровод подачи топлива в котельную
- КР 63ЕС85 - трубопровод аварийного сброса топлива
Вст3сп ГОСТ 10705-80
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. автобензины
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. диз. топ.
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. проливы
- КР 32Е200 - рекуперация паров

Реферат.doc

Дипломный проект на тему: «Проект МАЗС в г. Миоры на 250 заправок в сутки» выполнен Мателенком Константином Анатольевичем (год защиты 2007) по заданию Полоцкого государственного университета.
В «Технологической части» произведен расчет вместимости резервуарного парка подбор резервуаров и оборудования описана схема приема и отгрузки нефтепродуктов. Кроме того выполнен гидравлический расчет всасывающего трубопровода и расчёт самотёчного слива светлых нефтепродуктов.
В «Строительной части» выполнен расчет толщин стенок резервуара нагруженного внутренним давлением и расчет резервуара на устойчивость в результате которого было определено необходимое количество колец жесткости.
В разделе «Электрохимическая защита» произведён расчёт необходимой мощности и числа протекторов.
Произведен расчет зон разрушения при возможном взрыве резервуара сжиженного газа в разделе «Охрана труда».
В разделах «Организация производства работ по строительству МАЗС» и «Экономическая часть» приведены расчеты продолжительности трудоемкости выполнения работ и срок окупаемости проекта.
Также представлен раздел «Защита населения» и рассмотрены вопросы устройства молниезащиты и заземления.
Расчетно-пояснительная записка состоит из: 105 листов формата А4 20 таблиц 2 рисунков;
графическая часть дипломного проекта представлена 10 листами формата А1.

9. Организация.cdw

Общеплощадочные сети
Устройство внеплощадочных
Устройство общеплощадочных
Устройство автоматической
пожарной сигнализации
(среднне значение рабочих)
Максимальное значение
Общая продолжительность
выполнения всех работ
УО"ПГУ" г.Новополоцк
Сооружение здания АЗС
Подготовительный период
Монтаж АГЗС с навесом
Установка резервуаров
Устройство сетей электроснабжения
Укладка сетей автоматизации
Сооружение проездов и площадок
Организация движения
Монтаж пожарных резервуаров
Вертикальная планировка
Установка очистных сооружений
Установка систем видеонаблюдения
Условные обозначения
Общеплощадочные сети водопровода
Продолжительность выполнения работ
Сдача и прочие лимитированные затраты
Сооружение колодца сборника
Сетевой график производства работ
График движения рабочей силы

5 Резервуар 1.cdw

Спецификация оборудования
изделий и материалов
Резервуар стальной двухстенныйный
горизонтальный емк. 40м
Колодец технологический
Резервуар РГДП-40 (15+25)
УО"ПГУ" г.Новополоцк
Сливное устройство топлива
Всасывающее устройство топлива
ЛЗ-150 ТУ 26-02-1033-88Е
Патрубок замерного люка
Огневой предохранитель
-Песок зернистостью до 19 мм