Проект вертикального стального резервуара объемом 500 м3 для хранения нефтепродуктов

4 Монтажная часть и техника безопасности.docx

1 Подготовка монтажной площадки
Для обеспечения безопасной работы на высоте устраивают подмости временные площадки и люльки. Это особенно важно при монтаже металлических конструкций на большой высоте где все соединения отдельных элементов марок и узлов осуществляют на болтах или сваркой. Применение монтажных подмостей увеличивает стоимость монтажных работ но зато создает безопасные условия труда монтажников. Исходя из этих условий вытекают следующие требования предъявляемые к подмостям:
– необходимо устанавливать их на элементе до его подъёма
– они должны быть сборно-разборными лёгкими и по возможности инвентарными обладать достаточной прочностью и устойчивостью.
Подмости должны отвечать следующим конструктивным требованиям:
– иметь ограждения (перила) высотой 1000мм
– настил следует изготовлять из металлического листа или из досок толщиной не менее 40мм
– по периметру подмостей у настила должен быть бортик высотой около 150 мм для предохранения падения инструмента.
По своему назначению различают два вида подмостей: подвесные закрепляемые на смонтированных конструкциях и наземные устанавливаемые на земле и не связанные со смонтированными конструкциями.
Подвесные подмости закрепляют около мест примыкания стропильных и подстропильных ферм подкрановых балок и других элементов к колоннам. Их крепят перед установкой самой колонны а снимают при помощи монтажных кранов.
Подмости имеют разнообразную конструкцию. Их выполняют из уголков с деревянным или металлическим настилом. Подмости крепятся к строительным элементам крюками или другими приспособлениями.
Для производства монтажных работ применяются монтажные мачты шевры порталы различные подъемники и грузоподъемные краны.
В большинстве случаев от правильного выбора монтажных механизмов зависит экономическая эффектность всего монтажа. При выборе механизмов длямонтажа каких либо отдельных конструкций цеха сооружения галерей эстакад или резервуаров учитывают объем и вес монтируемых конструкций наибольшую высоту подъема отдельных элементов и необходимый вылет стрелы монтажного механизма. Только при наличии всех необходимых данных производят выбор монтажного механизма с обязательным учетом местных условий на монтажной площадке.
Для подъема металлоконструкций и их установки в проектное положение производят закрепление поднимаемых элементов к крюку грузоподъемного крана строповку.
Безопасность работ возможность легкого оперирования с элементом при его подъеме и установке зависят от правильной строповки. Строповку выполняют при помощи стального каната стропа. Длина стропа зависит от геометрических размеров конструкций.
Работы по строповке грузов и конструкций производят специально выделенный для этого человек стропальщик. Перед подъемом конструкций проверяются:
–соответствие грузоподъемности стропа весу поднимаемого груза
– правильность закрепления стропа
– возможность свободного прохода груза около близко стоящих конструкций или оборудования
– отсутствие людей возле поднимаемого груза. В местах прикрепления стропа к верхнему поясу фермы для предохранения повреждения уголков фермы и каната под него подкладывают инвентарные подкладки.
2 Определение нагрузок на элементы такелажной оснастки при подъёме рулона корпуса резервуара А – образной стрелой.
2.1 Определяем равновесия рулона относительно точки О получаем усилие S1 приложенное к вершине стрелы.
Усилие S1 имеет максимальное значение при а = 0
S1max = Q H2Lsinγ кН (47)
Для принятых размеров такелажных средств угол γ = 620 при а = 0
Рисунок 9 – Схема к расчету усилий такелажной оснастки при подъеме руло
на резервуара А – образной стрелой
S1max = 250 8955279550884 =1592 кН
2.2 Максимальное усилие S в стропе стрелы определяю из выражения
2.3 Усилие приходящееся на одну ветвь стропа определяем из выражения
S2= S21cosφ2 кН (49)
где φ = 110 угол между ветвями стропа
2.4 Угол подъема рулона а при котором рулон будет находиться в состояние безразличного равновесия определим из условия
Поскольку α900 и cosα 0 отсюда получим что
2.5 Продольное усилие P сжимающее щевер рассчитываю по суме проекции сил S1 и S на плоскость щевра:
P= S1maxcosγ+Scos (51)
P=1592047+187058=184 кН
Усилие P1 приходящееся на одну стойку шевра определяю из выражения
где φ = 190 – угол между стойками шевра
Для стоек шевра примем трубу из стали марки Ст3сп размером 219×8 мм у которой площадь поперечного сечения F = 531 см2 и момент инерции поперечного сечения l = 2960 см2
2.6 Радиус инерции поперечного сечения стойки
2.7 Гибкость стойки
2.8 Критическое напряжение сжатия в стойке по уровню Эйлера
кр= 3142 21 1051222=139 МПа
Действительное напряжение сжатия от силы Р1 составляет
сж= 9300053110-4=175 МПа
Полученной запас устойчивости несколько больше рекомендуемой величины ny = 7.
2.9 После прохождения рулона через положение безразличного равновесия (α>760) под действием силы Q рулон будет поворачиваться вокруг точки О по часовой стрелке. Для плавного опускания рулона на днище резервуара необходимо включить в работу тормозной трос. Максимальное усилие в тормозном тросе S3 будет при положении рулона близком к вертикальному (α=900). Из условия равновесия рулона
S3max= QD2Hsin1 (57)
где 1 – угол между рулоном и тормозным тросом.
При α= 900 угол 560. При расстоянии до тормозного трактора или лебедки L2=18 м получим из уравнения максимального усилия в тормозной оттяжке
S3max= QD2Hsin1 (58)
S3max= 2502289550829=338 кН
По величинам максимальных нагрузок S1 S2 и S3 выбираю тросы для такелажной оснастки ГОСТ 2688-05 канат 2 свивки типа ЛК-Р конструкции 6Х19(1+6+66)+1 О.С.
3 Монтаж резервуара рулонным способом
Монтаж резервуаров из рулонной заготовки значительно сократил работы на площадке так как почти все изготовление резервуара перешло на завод. Изготовление рулонов заключается в заготовке полотнищ. Полотнища сваривают на стенде автоматической сваркой. Причем сварка производится встык что дает возможность значительно сэкономить металл.
Сваривается корпус резервуара и отдельно днища. Днище заготавливают из одной или двух половинок и наматывают на центральную опору. Кровлю также заготавливают в виде полотнища или щитов. Все заготовленные полотнища сворачивают в рулоны которые отправляют на монтажную площадку. Прибывшие на монтажную площадку разгружают с железнодорожных платформ и подают к месту монтажа.
Резервуары монтируют на песчаном основании которое имеет форму конуса с уклоном 2% от центра к краям. Сверху песчаной подушки укладывают изоляционный слой предохраняющий днище от влаги. Днище разворачивают и укладывают на подготовленное основание.
Разворачивание происходит непосредственно на подготовленном основании или в стороне от него с последующим натаскиванием. Перед разворачиванием рулон обматывают несколькими витками каната который натягивают при помощи трактора или лебедки. После натяжения каната соединительные планки которые удерживали рулон в свернутом положении срезают. Затем постепенно ослабляя натяжение каната разворачивают рулон. Если рулон не разворачивается самостоятельно прибегают к помощи трактора или лебедки.
Если днище поступило на монтажную площадку из двух половинок то его соединяют производят выверку и сваривают автоматической или полуавтоматической сваркой. В центре днища приваривают стальной штырь от которого реечным шаблоном с резцом чертилкой наносят риску внешней окружности корпуса резервуара. Вдоль риски на расстоянии приблизительно 500 мм приваривают ограничители из уголков. Они фиксируют положение корпуса при его разворачивании. Когда разворачивание заканчивается уголки срезают.
Монтаж корпуса резервуара начинают с подготовки рулона к подъему в вертикальное положение. Для этого производят закатывание рулона на днище. Нижнюю часть рулона устанавливают на поворотный шарнир соединенный с шевром которым затем будет поднят рулон.
На то место куда будет установлен рулон кладется поддон выполненный из металлического листа толщиной 8мм. Перед подъемом рулон должен лежать так чтобы его замыкающая кромка находилась сверху. На кромку для придания корпусу жесткости укладывают временную мачту с лестницей.
После окончания подготовительных работ производят выверку правильного
расположения шевра оснастки и шарнира. Шарнир приваривают к листам днища.
Затем с помощью тракторов или лебедок производят подъем рулона полиспастом шевра в вертикальное положение. После окончания подъема и установки рулона в вертикальное положение вся такелажная оснастка необходимая для подъема снимается. В центре днища устанавливают постоянную или временную центральную опору. Если кровля щитовая то на центральной опоре устанавливают оголовок необходимый для опирания щитов кровли. Основание стойки приваривают к днищу.
Для предотвращения внезапного раскручивания рулон обвязывают несколькими витками каната. Временная мачта установленная у кромки корпуса расчаливается в двух направлениях так чтобы угол между проектным положением корпуса и расчалками составлял в плане 120°. После окончания подготовительных работ соединительные планки на рулоне разрезают. Резку производят сверху и заканчивают снизу. Затем ослабляя натяжение каната рулон разворачивают. После этого рулон подтягивают к краю днища устанавливают по риске и закрепляют приваркой. К корпусу на высоте 400 600 мм приваривают скобы к которым крепится канат закрепленный вторым концом к трактору. С помощью трактора рулон корпуса разворачивают и подтягивают к угловым упорам. Для предохранения сворачивания между стенкой корпуса и рулоном устанавливаю клиновой упор. После этого производят прихватку развернутого корпуса резервуара к днищу. Затем приваривают следующую скобу и повторяют операцию разворачивания. Когда корпус резервуара развернут на 6 7м приступают к монтажу конструкций покрытия. Монтаж кровельных щитов производят автомобильным пневмоколесным или гусеничным краном. Кровельный щит устанавливают одним концом на центральную стойку а вторым на верх корпуса. К центральной стойке кровельный щит крепят болтами а к корпусу с помощью временных «ловителей». После подгонки и выверки кровельный щит приваривают.
Вертикальный шов обоих концов корпуса резервуара сваривают внахлестку.
Подгонку листов друг к другу производят с помощью различных приспособлений.
- Трактор 2 - Пандус 3 - Приспособление 4 - Рулон днища
Рисунок 10 - Развертывание рулонов днища резервуара
- Рулон стенки 2 - Кран 3 - Захват для подъема рулона 4 - Шарнир 5 - Грузовой канат 6 - Тормозной канат 7 - Тормозной трактор 8 - Реперы определяющие этапы перемещения крана 9 - Угловой сектор
Рисунок 11 - Подъем рулона стенки краном перемещающимся в процессе подъема
- Труба жесткости 2 - Начальный участок полотнища стенки 3 – упор 4 - Прихватка стенки к днищу 5 - Ограничительные уголки 6 - Скоба 7 - удерживающий канат 8 – Трактор 9 - Риски для приварки ограничительных уголков 10 - Рулон стенки.
Рисунок 12 - Удержание рулона стенки из высокопрочной стали в зоне развертывания.
- Ограничительная пластина 2 - Клин 3 - Ось вертикального монтажного стыка 4 - Приспособление для замыкания
Рисунок 13 - Замыкание вертикального монтажного стыка.
4 Сдача резервуара в эксплуатацию
Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности устойчивости и герметичности конструкций.
Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих ВСН и технологической карты проведения испытаний которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.
До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию монтажу конструкций включая приемораздаточные трубопроводы сварке и контролю качества сварных соединений оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация в том числе:
– сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов представлены данные по сварочным работам проведенным при изготовлении и результаты проверки качества сварных соединений;
– акт на приемку основания резервуара под монтаж;
– результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара;
Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха + 5 °С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках а также обмерзания стенок резервуара.
Испытание резервуаров морокой водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте согласованной заказчиком.
Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м3ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.
Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью достаточной для осмотра.
По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием
конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание слить воду установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта) испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
– полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
– на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II - VI поясах;
– до V пояса - при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание если в процессе его на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи уровень воды не будет снижаться а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта СНиП 3.03.01-87 и настоящих ВСН.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи отпотины) подлежат устранению
при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте по форме обязательного приложения 12 настоящих ВСН.
На резервуар прошедший испытания составляются приемочный акт по форме обязательного приложения 13 настоящих ВСН а при сдаче в эксплуатацию - паспорт по форме приложения 13 СНиП 3.03.01-87.
5 Техника безопасности при монтаже резервуара
При монтаже технологических металлоконструкций и нестандартного оборудования рабочие монтажники имеют дело со сложными тяжёлыми подъёмами работают на большой высоте почти без ограждений пользуются самыми различными видами монтажных приспособлений производят работы по соединению монтажных узлов при помощи болтов и электросварки. В связи с этим при монтаже технологических металлоконструкций и нестандартного оборудования необходимо соблюдать следующие основные правила безопасности.
К верхолазным и другим монтажным работам допускаются лица не моложе 18 лет. Каждый рабочий проходит медицинское освидетельствование.
При такелажных работах применяют канаты снабженные свидетельством (сертификатом). Канаты не имеющие свидетельства об испытаниях к работе не допускаются.
Закрепленные лебедки и полиспасты перед началом работы обязательно проверяют на надежность закрепления. При работе с лебедками особое внимание уделяют исправности и правильной регулировке тормозов.
Перед началом подъема конструкции или оборудование обязательно прове
ряют. Проверяют правильность строповки наличие отдельных деталей или инструментов находящихся на поднимаемом элементе отсутствие грязи наледи и ржавчины. Перед началом монтажа площадка монтажная зона должна быть ограждена.
Одновременное производство работ в двух и более ярусах по одной вертикали без соответствующих защитных устройств не разрешается.
Защитные устройства (сетки козырьки перила бортовые ограждения и т. п.) должны быть предусмотрены проектом производства работ.
Территория строительной площадки в населенном месте во избежание доступа посторонних лиц должна быть ограждена. На территории строительства должны быть установлены указатели проездов и проходов.
Опасные для движения зоны следует ограждать либо выставлять на их границах предупредительные надписи и сигналы видимые как в дневное так и в ночное время.
Для выполнения работ на высоте более 15м при невозможности или нецеле
сообразности устройства настилов с ограждением рабочих мест рабочие должны быть снабжены предохранительными поясами.
Предохранительные пояса выдаваемые рабочим должны иметь паспорта и через каждые 6 месяцев испытываться статической нагрузкой (300кг) в течение 5 мин. Пояса находящиеся в работе должны подвергаться не реже одного раза в 15 дней осмотру. На предохранительном поясе должны быть обозначены номер пояса и дата его испытания.
Строповку конструкций следует производить стропами или захватами грузоподъемность которых соответствует весу поднимаемой конструкции определяемому по рабочим чертежам. При отсутствии чертежей вес конструкции должен быть определен по ее обмеру.
Для перехода рабочих с одного места на другое (на высоте) следует применять монтажные лестницы переходные мостики и трапы. Передвижение по нижнему поясу фермы или балки допускается только при наличии натянутого вдоль них стального каната для зацепления карабина предохранительного пояса.
Канат должен быть натянут туго провисание или ослабление его не допускается. Канат располагают на 1м выше пояса и натягивают при помощи винтовой стяжки. Концы каната должны надежно закрепляться за конструкции при помощи карабинов.

3 Монтажная часть и техника безопасности.docx

1 Подготовка монтажной площадки
Для обеспечения безопасной работы на высоте устраивают подмости временные площадки и люльки. Это особенно важно при монтаже металлических конструкций на большой высоте где все соединения отдельных элементов марок и узлов осуществляют на болтах или сваркой. Применение монтажных подмостей увеличивает стоимость монтажных работ но зато создает безопасные условия труда монтажников. Исходя из этих условий вытекают следующие требования предъявляемые к подмостям:
– необходимо устанавливать их на элементе до его подъёма
– они должны быть сборно-разборными лёгкими и по возможности инвентарными обладать достаточной прочностью и устойчивостью.
Подмости должны отвечать следующим конструктивным требованиям:
– иметь ограждения (перила) высотой 1000мм
– настил следует изготовлять из металлического листа или из досок толщиной не менее 40мм
– по периметру подмостей у настила должен быть бортик высотой около 150 мм для предохранения падения инструмента.
По своему назначению различают два вида подмостей: подвесные закрепляемые на смонтированных конструкциях и наземные устанавливаемые на земле и не связанные со смонтированными конструкциями.
Подвесные подмости закрепляют около мест примыкания стропильных и подстропильных ферм подкрановых балок и других элементов к колоннам. Их крепят перед установкой самой колонны а снимают при помощи монтажных кранов.
Подмости имеют разнообразную конструкцию. Их выполняют из уголков с деревянным или металлическим настилом. Подмости крепятся к строительным элементам крюками или другими приспособлениями.
Для производства монтажных работ применяются монтажные мачты шевры порталы различные подъемники и грузоподъемные краны.
В большинстве случаев от правильного выбора монтажных механизмов зависит экономическая эффектность всего монтажа. При выборе механизмов длямонтажа каких либо отдельных конструкций цеха сооружения галерей эстакад или резервуаров учитывают объем и вес монтируемых конструкций наибольшую высоту подъема отдельных элементов и необходимый вылет стрелы монтажного механизма. Только при наличии всех необходимых данных производят выбор монтажного механизма с обязательным учетом местных условий на монтажной площадке.
Для подъема металлоконструкций и их установки в проектное положение производят закрепление поднимаемых элементов к крюку грузоподъемного крана строповку.
Безопасность работ возможность легкого оперирования с элементом при его подъеме и установке зависят от правильной строповки. Строповку выполняют при помощи стального каната стропа. Длина стропа зависит от геометрических размеров конструкций.
Работы по строповке грузов и конструкций производят специально выделенный для этого человек стропальщик. Перед подъемом конструкций проверяются:
–соответствие грузоподъемности стропа весу поднимаемого груза
– правильность закрепления стропа
– возможность свободного прохода груза около близко стоящих конструкций или оборудования
– отсутствие людей возле поднимаемого груза. В местах прикрепления стропа к верхнему поясу фермы для предохранения повреждения уголков фермы и каната под него подкладывают инвентарные подкладки.
2 Определение нагрузок на элементы такелажной оснастки при подъёме рулона корпуса резервуара А – образной стрелой.
2.1 Определяем равновесия рулона относительно точки О получаем усилие S1 приложенное к вершине стрелы.
Усилие S1 имеет максимальное значение при а = 0
S1max = Q H2Lsinγ (67)
Для принятых размеров такелажных средств угол γ = 620 при а = 0
Рисунок 9 – Схема к расчету усилий такелажной оснастки при подъеме руло
на резервуара А – образной стрелой
S1max = 250 8955279550884 =1592 кН
2.2 Максимальное усилие S в стропе стрелы определяю из выражения
2.3 Усилие приходящееся на одну ветвь стропа определяем из выражения
S2= S21cosφ2 кН (69)
где φ = 110 угол между ветвями стропа
2.4 Угол подъема рулона а при котором рулон будет находиться в состояние безразличного равновесия определим из условия
Поскольку α900 и cosα 0 отсюда получим что
2.5 Продольное усилие P сжимающее щевер рассчитываю по суме проекции сил S1 и S на плоскость щевра:
P= S1maxcosγ+Scos (71)
P=1592047+187058=184 кН
Усилие P1 приходящееся на одну стойку шевра определяю из выражения
где φ = 190 – угол между стойками шевра
Для стоек шевра примем трубу из стали марки Ст3сп размером 219×8 мм у которой площадь поперечного сечения F = 531 см2 и момент инерции поперечного сечения l = 2960 см2
2.6 Радиус инерции поперечного сечения стойки
2.7 Гибкость стойки
2.8 Критическое напряжение сжатия в стойке по уровню Эйлера
кр= 3142 21 1051222=139 МПа
Действительное напряжение сжатия от силы Р1 составляет
сж= 9300053110-4=175 МПа
Полученной запас устойчивости несколько больше рекомендуемой величины ny = 7.
2.9 После прохождения рулона через положение безразличного равновесия (α>760) под действием силы Q рулон будет поворачиваться вокруг точки О по часовой стрелке. Для плавного опускания рулона на днище резервуара необходимо включить в работу тормозной трос. Максимальное усилие в тормозном тросе S3 будет при положении рулона близком к вертикальному (α=900). Из условия равновесия рулона
S3max= QD2Hsin1 (77)
где 1 – угол между рулоном и тормозным тросом.
При α= 900 угол 560. При расстоянии до тормозного трактора или лебедки L2=18 м получим из уравнения максимального усилия в тормозной оттяжке
S3max= QD2Hsin1 (78)
S3max= 2502289550829=338 кН
По величинам максимальных нагрузок S1 S2 и S3 выбираю тросы для такелажной оснастки ГОСТ 2688-05 канат 2 свивки типа ЛК-Р конструкции 6Х19(1+6+66)+1 О.С.
3 Монтаж резервуара рулонным способом
Монтаж резервуаров из рулонной заготовки значительно сократил работы на площадке так как почти все изготовление резервуара перешло на завод. Изготовление рулонов заключается в заготовке полотнищ. Полотнища сваривают на стенде автоматической сваркой. Причем сварка производится встык что дает возможность значительно сэкономить металл.
Сваривается корпус резервуара и отдельно днища. Днище заготавливают из одной или двух половинок и наматывают на центральную опору. Кровлю также заготавливают в виде полотнища или щитов. Все заготовленные полотнища сворачивают в рулоны которые отправляют на монтажную площадку. Прибывшие на монтажную площадку разгружают с железнодорожных платформ и подают к месту монтажа.
Резервуары монтируют на песчаном основании которое имеет форму конуса
с уклоном 2% от центра к краям.
Сверху песчаной подушки укладывают изоляционный слой предохраняющий днище от влаги. Днище разворачивают и укладывают на подготовленное основание.
Разворачивание происходит непосредственно на подготовленном основании или в стороне от него с последующим натаскиванием. Перед разворачиванием рулон обматывают несколькими витками каната который натягивают при помощи трактора или лебедки. После натяжения каната соединительные планки которые удерживали рулон в свернутом положении срезают. Затем постепенно ослабляя натяжение каната разворачивают рулон. Если рулон не разворачивается самостоятельно прибегают к помощи трактора или лебедки.
Если днище поступило на монтажную площадку из двух половинок то его соединяют производят выверку и сваривают автоматической или полуавтоматической сваркой. В центре днища приваривают стальной штырь от которого реечным шаблоном с резцом чертилкой наносят риску внешней окружности корпуса резервуара. Вдоль риски на расстоянии приблизительно 500 мм приваривают ограничители из уголков. Они фиксируют положение корпуса при его разворачивании. Когда разворачивание заканчивается уголки срезают.
Монтаж корпуса резервуара начинают с подготовки рулона к подъему в вертикальное положение. Для этого производят закатывание рулона на днище. Нижнюю часть рулона устанавливают на поворотный шарнир соединенный с шевром которым затем будет поднят рулон.
На то место куда будет установлен рулон кладется поддон выполненный из металлического листа толщиной 8мм. Перед подъемом рулон должен лежать так чтобы его замыкающая кромка находилась сверху. На кромку для придания корпусу жесткости укладывают временную мачту с лестницей.
После окончания подготовительных работ производят выверку правильного
расположения шевра оснастки и шарнира. Шарнир приваривают к листам днища.
Затем с помощью тракторов или лебедок производят подъем рулона полиспастом шевра в вертикальное положение. После окончания подъема и установки рулона в вертикальное положение вся такелажная оснастка необходимая для подъема снимается. В центре днища устанавливают постоянную или временную центральную опору. Если кровля щитовая то на центральной опоре устанавливают оголовок необходимый для опирания щитов кровли. Основание стойки приваривают к днищу.
Для предотвращения внезапного раскручивания рулон обвязывают несколькими витками каната. Временная мачта установленная у кромки корпуса расчаливается в двух направлениях так чтобы угол между проектным положением корпуса и расчалками составлял в плане 120°. После окончания подготовительных работ соединительные планки на рулоне разрезают. Резку производят сверху и заканчивают снизу. Затем ослабляя натяжение каната рулон разворачивают. После этого рулон подтягивают к краю днища устанавливают по риске и закрепляют приваркой.
К корпусу на высоте 400 600 мм приваривают скобы к которым крепится канат закрепленный вторым концом к трактору. С помощью трактора рулон корпуса разворачивают и подтягивают к угловым упорам. Для предохранения сворачивания между стенкой корпуса и рулоном устанавливаю клиновой упор. После этого производят прихватку развернутого корпуса резервуара к днищу. Затем приваривают следующую скобу и повторяют операцию разворачивания. Когда корпус резервуара развернут на 6 7м приступают к монтажу конструкций покрытия. Монтаж кровельных щитов производят автомобильным пневмоколесным или гусеничным краном. Кровельный щит устанавливают одним концом на центральную стойку а вторым на верх корпуса. К центральной стойке кровельный щит крепят болтами а к корпусу с помощью временных «ловителей». После подгонки и выверки кровельный щит приваривают.
Вертикальный шов обоих концов корпуса резервуара сваривают внахлестку.
Подгонку листов друг к другу производят с помощью различных приспособлений.
Рисунок 10 – Развертывание рулонов днища резервуара.1– трактор; 2 – пандус; 3 – приспособление; 4 – рулон днища
Рисунок 11 – Подъем рулона стенки краном перемещающимся в процессе подъема. 1 – рулон стенки; 2 – кран; 3 – захват для подъема рулона; 4 – шарнир; 5 – грузовой канат; 6 – тормозной канат; 7 – тормозной трактор; 8 – реперы определяющие этапы перемещения крана; 9 – угловой сектор
Рисунок 12 – Удержание рулона стенки из высокопрочной стали в зоне развертывания. 1 –- труба жесткости; 2 – начальный участок полотнища стенки; 3 – упор; 4 – прихватка стенки к днищу; 5 – ограничительные уголки; 6 – скоба; 7 – удерживающий канат; 8 – трактор; 9 –- риски для приварки ограничительных уголков; 10 – рулон стенки
Рисунок 13 – Замыкание вертикального монтажного стыка. 1 – ограничитель
ная пластина; 2 – клин; 3 – ось вертикального монтажного стыка; 4 – приспособление для замыкания
4 Сдача резервуара в эксплуатацию
Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности устойчиво
сти и герметичности конструкций.
Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих ВСН и технологической карты проведения испытаний которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.
До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию монтажу конструкций включая приемораздаточные трубопроводы сварке и контролю качества сварных соединений оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация в том числе:
– сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов представлены данные по сварочным работам проведенным при изготовлении и результаты проверки качества сварных соединений;
– акт на приемку основания резервуара под монтаж;
– результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара;
Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха + 5 °С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках а также обмерзания
Испытание резервуаров морокой водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте согласованной заказчиком.
Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м3ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.
Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью достаточной для осмотра.
По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием
конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание слить воду установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта) испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
– полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
– на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II - VI поясах;
– до V пояса - при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание если в процессе его на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи уровень воды не будет снижаться а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта СНиП 3.03.01-87 и настоящих ВСН.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи отпотины) подлежат устранению
при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте по форме обязательного приложения 12 настоящих ВСН.
На резервуар прошедший испытания составляются приемочный акт по форме обязательного приложения 13 настоящих ВСН а при сдаче в эксплуатацию - паспорт по форме приложения 13 СНиП 3.03.01-87.
Техника безопасности при монтаже резервуара
При монтаже технологических металлоконструкций и нестандартного оборудования рабочие монтажники имеют дело со сложными тяжёлыми подъёмами работают на большой высоте почти без ограждений пользуются самыми различными видами монтажных приспособлений производят работы по соединению монтажных узлов при помощи болтов и электросварки.
В связи с этим при монтаже технологических металлоконструкций и нестандартного оборудования необходимо соблюдать следующие основные правила безопасности.
К верхолазным и другим монтажным работам допускаются лица не моложе 18 лет. Каждый рабочий проходит медицинское освидетельствование.
При такелажных работах применяют канаты снабженные свидетельством (сертификатом). Канаты не имеющие свидетельства об испытаниях к работе не допускаются.
Закрепленные лебедки и полиспасты перед началом работы обязательно проверяют на надежность закрепления. При работе с лебедками особое внимание уделяют исправности и правильной регулировке тормозов.
Перед началом подъема конструкции или оборудование обязательно прове
ряют. Проверяют правильность строповки наличие отдельных деталей или инструментов находящихся на поднимаемом элементе отсутствие грязи наледи и ржавчины. Перед началом монтажа площадка монтажная зона должна быть ограждена.
Одновременное производство работ в двух и более ярусах по одной вертикали без соответствующих защитных устройств не разрешается.
Защитные устройства (сетки козырьки перила бортовые ограждения и т. п.) должны быть предусмотрены проектом производства работ.
Территория строительной площадки в населенном месте во избежание доступа посторонних лиц должна быть ограждена. На территории строительства должны быть установлены указатели проездов и проходов.
Опасные для движения зоны следует ограждать либо выставлять на их границах предупредительные надписи и сигналы видимые как в дневное так и в ночное время.
Для выполнения работ на высоте более 15м при невозможности или нецеле
сообразности устройства настилов с ограждением рабочих мест рабочие должны быть снабжены предохранительными поясами.
Предохранительные пояса выдаваемые рабочим должны иметь паспорта и через каждые 6 месяцев испытываться статической нагрузкой (300кг) в течение 5 мин. Пояса находящиеся в работе должны подвергаться не реже одного раза в 15 дней осмотру. На предохранительном поясе должны быть обозначены номер пояса и дата его испытания.
Строповку конструкций следует производить стропами или захватами грузоподъемность которых соответствует весу поднимаемой конструкции определяемому по рабочим чертежам. При отсутствии чертежей вес конструкции должен быть определен по ее обмеру.
Для перехода рабочих с одного места на другое (на высоте) следует применять монтажные лестницы переходные мостики и трапы. Передвижение по нижнему поясу фермы или балки допускается только при наличии натянутого вдоль них стального каната для зацепления карабина предохранительного пояса.
Канат должен быть натянут туго провисание или ослабление его не допускается. Канат располагают на 1м выше пояса и натягивают при помощи винтовой стяжки. Концы каната должны надежно закрепляться за конструкции при помощи карабинов.

Крышка.cdw

1.Материал крышки указан в технической спецификации стали.
Для монтажных сварки применять электроды типа 342А по ГОСТУ
Конструкция крыши обеспечивает взрывозащищенность резервуара
за счет приварки настила к каркасу только по периметру узловым
швом (катет не более 5мм). Прибавка или прихватка настила к другим
элементам каркаса не допускается.
Предельные отклонения элементов крыши см. по п.4.4 ПБ 03-605-03
предельное отклонение ширины полотнища настила крыши составляет
Масса крышки включая наплавленный металл- 4749 кг.
Рулонируемое полотнище
УТЭК 15.02.01.ДП.39.00.000

Список использованных источников.docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
Список использованных источников
Ахметов А.Ф. Основы нефтепереработки том 4А.Ф. Ахметов Н.К. Кондрашева Е.В. Герасимова. – СПб.: Недра 2012. – 280 с.
Воронкова Л.Б. Охрана труда в нефтехимической промышленности: учеб. пособие.- М.: Академия 2012.- 207с.
Гальперин М.И. Артемьев В.И. Местечкин Л.М. Монтаж технологического обо-рудования нефтеперерабатывающих заводов.- М.: Стройиздат 2016.-351с.
Гималетдинов Г.М. Капитальный ремонт вертикальных стальных и железобетонных резервуаров для хранения нефти. – Уфа: Монография 2012.- 365 с.
Гималетдинов Г.М. Чистка и диагностика резервуаров для нефти и нефтепродуктов. – Уфа: Монография 2012. - 295 с.
Гурфинкель М.А. Транспортные и погрузочно-разгрузочные машины в химической промышленности. - М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы 2013. - 495 с.
Пантелеев В.Н.Основы автоматизации производства: учеб. пособие.- М.: Академия 2012.-240с.
Суган А.В. Леонтьев В.К. Веткин Ю.А. Оборудование нефтеперерабатываю щего производства. - М.: Академия 2014.-333 с.
Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих заводов. - М.: Химия 2016.- 302с.
Хайрудинов И.Р. Тихонов А.А. Таушев В.В. Теляшев Э.Г. Современное состояние и перспективы развития термических процессов переработки нефтяного сырья.- Уфа:Издательство ГУП ИНХП РБ 2015. – 288с.
ГОСТ 2.105-95. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам. — М.: Изд-во стандартов 1996.
ГОСТ 21.101-97 Основные требования к проектной и рабочей документации. - Взамен ГОСТ 21.101-93. Введ 01.04.1998. – М: Изд-во стандартов.

Технология.cdw

II - Сжатый конденсатором воздух
Окислительная колонна
УТЭК.15.02.01.ДП.39.00.000 С2
становка производства битума
Схема автоматизации функциональная

1 Технологическая часть (2).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
Технологическая часть
1 Грузоподъемные устройства используемые при монтаже резервуара
Гусеничные трактора имеют большую силу тяги чем колёсные. Основной недостаток большинства гусеничных тракторов — невозможность перемещения по асфальтированным дорогам без разрушения покрытия исключение составляют трактора с резинотросовыми гусеницами. Небольшие скорости движения гусеничных тракторов (30—40 кмч) компенсируются уменьшенным давлением на грунт по причине большой площади контакта с грунтом при той же массе что и у колёсного трактора.
Промышленный трактор предназначен для работы в качестве базовой ма-
шины в землеройном или строительном агрегате: бульдозере скрепере трубоукладчике. Промышленный трактор характеризуется следующими особенностями:
– эксплуатация в течение всего срока службы с одним и тем же типом рабочего оборудования;
– работа на пониженных скоростях с большим тяговым усилием в условиях буксования ходовой части;
– возможность работы на твердых (в том числе скальных) грунтах;
– возможность работы на переувлажненных грунтах;
– необходимость точного позиционирования рабочего органа относительно грунта;
– доставка к месту проведения работ на спецтранспорте.
Конструкция промышленных тракторов отличается следующими решениями:
– мало оборотистый двигатель с высоким крутящим моментом;
– применение гидротрансформатора на тракторах тягового класса 15 и выше.
– коробка перемены передач с шестернями постоянного зацепления смазываемыми под давлением;
– жесткая (или полужесткая) подвеска;
– ходовая часть и рама усиленной конструкции;
– бронированные капот и нижняя часть моторного отсека для защиты двигателя от камней переваливающихся через отвал;
– наличие усиленных шарниров для крепления отвала рыхлителя и гидро
– гидравлическое оборудование повышенной энергоемкости;
– улучшенная обзорность из кабины вперед;
– возможность работы при низких температурах.
Рисунок 1 — Гусеничный трактор
Краны на гусеничном ходу являются полноповоротными самоходными кранами. В зависимости от условий работы их оборудуют сменными стрелами различной длины и конфигурации (прямые изогнутые телескопические).
По конструктивным особенностям гусеничные краны делятся на две группы:
Стреловые самоходные краны. Индексы: «ДЭК» «СКГ» «МКГ» «МКГС» «RDK». Монтажные гусеничные краны имеют грузоподъёмность 40-160 т и более (например краны МКГС-250 и МКТ-250). Привод отдельных механизмов этих кранов как правило индивидуальный.
Краны-экскаваторы с механическим приводом изготавливаемые на базе экскаваторных узлов. Краны-экскаваторы имеют небольшую грузоподъемность (не более 50 т) и групповой привод механизмов.
Краны типа «СКГ» грузоподъёмностью 24 40 63 100 т выпускаются с различными типами стрелового оборудования:
– трубчатые стрелы с короткими гуськами.
– стрелы-башни с длинными гуськами.
Рисунок 2 — Кран на гусеничном ходу
Длина стрел у гусеничных монтажных кранов при больших высотах подъёма груза достигает 60—100 м и более. Скорости движений соответствуют грузо-
подъёмности крана и вылету стрелы и обычно составляют: подъёма груза 5—25 ммин вращения от 1 до 4 обмин время подъёма стрелы из низшего положения в высшее от 1 мин до 3 мин. Передвижение крана (при работе) от 1 кмч до 10 кмч. Стреловые краны выполняют с крюковыми и грейферными захватами а дизель-электрические — также с электромагнитом. Они имеют переменную грузоподъёмность наибольшую при наименьшем вылете и использовании выносных опор: у гусеничных до 300 т и более.
Автомобильный кран стрелового типа который может быть снабжён башенно-стреловым оборудованием и может перемещаться с грузом или без груза не требуя специальных путей и устойчивость которого обеспечивается за счет силы тяжести.
Автомобильные краны собираются на шасси серийно выпускаемых грузовых автомобилей с установкой на раме передних и задних выносных опор для обеспечения устойчивости при работе крана с грузом и повышения грузоподъёмности. Они могут самостоятельно передвигаться по грунтовым дорогам и преодолевать подъёмы до 20 т.
Основным достоинством автомобильных кранов является их высокая мобильность что даёт возможность оперативно перемещать их на удалённые друг от друга объекты. При перевозке по железным дорогам не требуется их разбирать так как они вписываются в габарит железнодорожного транспорта.
Грузовые характеристики кранов для каждой длины стрелы и каждого положения существенно различаются. При работе на выносных опорах грузоподъёмность на 80 % выше чем без опор. Управление кранами осуществляется при передвижении — из кабины шасси (автомобиля) при работе — из кабины крановщика расположенной на вращающейся части крана.
Скорости рабочих движений регулируются за счёт изменения частоты вращения вала силовой установки и коробкой перемены передач. В отдельных случаях допускается передвижение кранов с грузом на крюке ограниченной массы. При этом стрела должна быть расположена в секторе задних колёс и направлена по продольной оси шасси с высотой подъёма не более 05 м. Скорость передвижения при этом — не более 5 кмч.
Рисунок 3 — Кран на автомобильном ходу
Домкраты. «Подращиванием» называют метод монтажа высотных сооружений при котором конструкции выше отметки доступной для установки элементов монтажным краном собирают на уровне земли начиная с верхней секции сооружения и выдвигают вверх на высоту очередной секции которые соединяют. Циклы повторяют до достижения проектной высоты сооружения. Особенно эффективно выполнять выдвижение секций с помощью гидроподъемников применение которых исключает необходимость промежуточного подвешивания их на монтажных опорах.
Система ССПР-82502400 «Энерпром» включает следующее оборудование:
– восемь гидравлических подъемных механизмов выполненных в виде стоек с размещенными внутри гидроцилиндрами;
– лазерные радарные датчики перемещения штоков гидроцилиндров;
–восьмипоточную маслостанцию гидропитания и управления гидроцилиндрами с интегрированной системой синхронизации положения штоков гидроцилиндров;
– комплект рукавов высокого давления.
Синхронизация осуществляется слежением и управлением хода штоков
гидроцилиндров при помощи лазерных радарных датчиков размещенных на корпусах подъемных механизмов и электромагнитных гидрораспределителей на насосной станции посредством сравнения сигналов с датчиков с последующей автоматической корректировкой положения штока каждого гидроцилиндра.
Максимальный вес поднимаемой конструкции 250 т высота перемещения секции обечайки не более 24 м.
Система выполнена в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ15150 и рассчитана для эксплуатации на открытом воздухе при прямом воздействии атмосферных осадков при температуре окружающей среды С от -30 до +40.
Основными составными частями гидравлических подъемных механизмов являются:
– стойка гидроцилиндра с опорой с 4-мя отверстиями для крепления на бетонную опорную поверхность и обеспечения устойчивости подъемного механизма;
– гидроцилиндр вставленный в стойку;
– опора плавающая на штоке гидроцилиндра для компенсации радиальных
– двухсторонний гидрозамок для предотвращения опускания штока в слу-
чае аварийной ситуации (разгерметизация гидросистемы в соединениях и др.);
– проушины с отверстиями для установки растяжек;
– лазерный радарный датчик (с излучателем приемником и дисплеем настройки) для измерения хода штока установленный на корпусе стойки и подключенный к блоку обработки информации и управления на насосной станции;
– зеркало на штоке гидроцилиндра для передачи сигнала от излучателя к приемнику радарного датчика.
Рисунок 4 — Домкраты
2 Описание конструкции резервуара
Предназначение любых видов резервуаров состоит в приеме хранении выдачи нефтепродуктов воды иных жидкостей а также газообразных продуктов в различных климатических условиях. Резервуары бывают нескольких типов: РВС - вертикальные цилиндрические резервуары а также РГС - горизонтальные цилиндрические резервуары (к которым относятся и газовые сепараторы). Далее речь пойдет о вертикальных цилиндрических резервуарах.
Все цилиндрические вертикальные стальные резервуары как технические сооружения состоят из конструктивных частей соединенных в единое целое насварке а также комплекта оборудования и комплектующих конструкций.
Последние в совокупности предназначаются для обеспечения надежности удобных и безопасных условий эксплуатации резервуаров. Конкретный их перечень зависит от вида и физико-химических свойства хранимого продукта района сооружения и эксплуатации генерального конструктивного решения резервуара и других факторов. С учетом всего этого установлены комплекты оборудования и комплектующих конструкций для следующих групп резервуаров:
- со стационарной крышей без понтона — для нефти и светлых нефтепродуктов;
- со стационарной крышей без понтона — для темных нефтепродуктов;
- со стационарной крышей с понтоном — для нефти и светлых нефтепродуктов;
- с плавающей крышей — для нефти;
- со стационарной крышей в северном исполнении — для нефти и нефтепродуктов.
Все разнообразие оборудования и комплектующих конструкций (О и КК) можно разделить на группы по конкретному их функциональному назначения:
- предназначенные для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения и регулирования давления в газовоздушном пространстве: дыхательная
и предохранительная арматура диски-отражатели газоуравнительная система трубопроводов (ГУС) газовая обвязка (ГО) (плавающие крыши и понтоны
резервуаров не включены в эту группу ввиду того что они относятся к конструктивным элементам резервуара а также к ограждающим конструкциям по ГОСТ Р 52910-2008);
- О и КК для осуществления сливоналивных операций: приемораздаточные патрубки (ПРП) приемораздаточные устройства (ПРУ) с различными приводами хлопушки на ПРП с перепуском и механизмы управления подъемная труба с механизмом управления фильтры и муфты сливные клапаны приемные узлы рециркуляции паров продукта плавучие заборные устройства и всасывающие установки подогреватели продукта в резервуаре и др.;
- О и КК используемые при техническом обслуживании и ремонте резервуаров: люки-лазы в стенке световой монтажный люки патрубок монтажный на крыше сифонный кран водосливной кран лестницы площадки переходные и смотровые;
- О и КК для проведения очистных операций: винтовые мешалки с электроприводом "Диоген" (устройство "Диоген") устройство "Тайфун" стационарная разводка труб с размывающими соплами придонный очистной люк в стенке патрубок зачистной зумпфы;
- оборудование и приборы для контроля качества и количества продукта в резервуаре: местные и дистанционные измерители уровня сигнализаторы максимального и аварийного уровней а также минимального оперативного уровня люк замерный на крыше дистанционные и местные пробоотборники и др.
Перечень предусмотренного проектом О и КК может быть разделен на отдельные группы и по таким признакам как:
- устанавливаемые по месту расположения:
- устанавливаемые на крышах;
- устанавливаемые на стенке;
- устанавливаемые внутри резервуаров;
- устанавливаемые на территории резервуарного парка;
по форме изготовления и поставки на монтаж:
- изготовляемые на заводе резервуарных конструкций (так называемые "комплектующие изделия");
- оборудование изготавливаемое на специализированных заводах по выпуску технологического оборудования аппаратов и приборов для предприятий топливно-энергетического комплекса (заказное оборудование).
На каждом резервуаре и по резервуарному парку в целом создаются системы защиты и обеспечения работоспособности в которые входят некоторые из вышеперечисленных видов О и КК а также различные приборы и устройства.
- клапан дыхательный совмещенный КДС-3-1500;
- клапан дыхательный механический КДМ;
- клапан аварийный ЛК;
- совмещенный механический дыхательный клапан СМДК;
- клапан дыхательный механический КДМ-50;
- патрубок вентиляционный ПВ;
- люк монтажный ЛМ;
- генератор пены средней кратности ГПСС;
- пробоотборник плавающий резервуарный ПП;
- пробоотборник стационарный резервуарный органного тина ПСР ОТ;
- пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР;
- механизм управления хлопушкой боковой МУ-1;
- механизм управления хлопушкой верхний МУВ;
– приемораздаточное устройство ПРУ;
- приёмораздаточный патрубок ПРП
Рисунок 6 - Расположение основного оборудования на резервуарах для нефти и светлых нефтепродуктов со стационарной крышей примерами маркировки
Нагревает термальную жидкость которая нагревает резервуары для хранения асфальта барабанные смесители бункеры и прочие компоненты установки для производства ГАС. Конструкция вокруг спирального змеевика обеспечивает высокую эффективность простоту небольшое техническое обслуживание и относительно низкую стоимость. Змеевик соответствует ASME. Нагреватель имеет коллектор что обеспечивает работу нагревателя по схемам многократной циркуляции термической жидкости.
Очень эффективными на данный момент можно считать двустенные резервуары для нефти и нефтепродуктов которые всегда создаются по нетиповом) проекту. Производство подобных емкостей происходит таким образом чтоб резервуар даже при повреждении не допустил утечек горючего. Для лучшей безопасности в 2-стенных резервуарах для нефти образовавшуюся полость между
сосудами заполняют химически инертным газом и жидким веществом. Контролировать давление в емкости для нефти позволяет специальный манометр либо же бачок с указателем.
Все резервуары для нефти и нефтепродуктов полностью отвечают столь важным параметрам как устойчивость к коррозийным процессам и механическим повреждениям экономность прочность сосудов герметичность эргономичность экологическая безопасность. Комплектация резервуаров для хранения нефти зачастую предполагает создание множества одинаковых по размерам либо разных
отсеков которые применяются для накопления всяких типов топлива.

Заключение (3).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
В результате проделанной работы нам удалось рассчитать и спроектировать резервуар вертикальный стальной с объемом 500 т м3.Расчет производился с учетом оптимальности параметров резервуара с точки зрения эффективности металл затрат.
По расчетным параметрам резервуара был произведен расчет на прочность корпуса и крышки который показал соответствие резервуара предъявляемым требованиям. Далее был произведен проверочный расчет резервуара на устойчивость от опорных нагрузок.

обл.ДП - дневное.doc

Министерство образования Республики Башкортостан
государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
Уфимский топливно-энергетический колледж
Эксплуатация резервуара объемом 500 м3 установки производства битума
Пояснительная записка
к выпускной квалификационной работе
(дипломному проекту)
по специальности 15.02.01 Монтаж и техническая эксплуатация промышленного
оборудования (по отраслям)
УТЭК.15.02.01.ДП.39.00.000 ПЗ
СОГЛАСОВАНО Руководитель ДП
Консультант поКИП и А
Консультант по нормоконтролю

Список использованных источников (2).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
Список использованных источников
Ахметов А.Ф. Основы нефтепереработки том 4А.Ф. Ахметов Н.К. Кондрашева Е.В. Герасимова. – СПб.: Недра 2012. – 280 с.
Воронкова Л.Б. Охрана труда в нефтехимической промышленности: учеб. пособие.- М.: Академия 2012.- 207с.
Гальперин М.И. Артемьев В.И. Местечкин Л.М. Монтаж технологического обо-рудования нефтеперерабатывающих заводов.- М.: Стройиздат 2016.-351с.
Гималетдинов Г.М. Капитальный ремонт вертикальных стальных и железобетонных резервуаров для хранения нефти. – Уфа: Монография 2012.- 365 с.
Гималетдинов Г.М. Чистка и диагностика резервуаров для нефти и нефтепродуктов. – Уфа: Монография 2012. - 295 с.
Гурфинкель М.А. Транспортные и погрузочно-разгрузочные машины в химической промышленности. - М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы 2013. - 495 с.
Пантелеев В.Н.Основы автоматизации производства: учеб. пособие.- М.: Академия 2012.-240с.
Суган А.В. Леонтьев В.К. Веткин Ю.А. Оборудование нефтеперерабатываю щего производства. - М.: Академия 2014.-333 с.
Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих заводов. - М.: Химия 2016.- 302с.
Хайрудинов И.Р. Тихонов А.А. Таушев В.В. Теляшев Э.Г. Современное состояние и перспективы развития термических процессов переработки нефтяного сырья.- Уфа:Издательство ГУП ИНХП РБ 2015. – 288с.
ГОСТ 2.105-95. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам. — М.: Изд-во стандартов 1996.
ГОСТ 21.101-97 Основные требования к проектной и рабочей документации. - Взамен ГОСТ 21.101-93. Введ 01.04.1998. – М: Изд-во стандартов.

2 Механическая часть (2).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
1 Расчет толщины стенки вертикалного цилиндрического резервуара
ёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёёРисунок 4 – Схема определения толщины стенки аппарата.
1.1 Определяем расчетную температуру стенки резервуара:
при Траб>20 Трас=Траб=120
1.2 Определяем расчетную толщину стенки резервуара:
Sрас= Рг D2 φ Рг мм (1)
Sрас= 72 89552 1 131 72=342 мм
где [] = 131 МПа – допускаемое напряжение для стали ВСт3сп при 120
Рг – гидростатическое давление жидкости
Рг=pg H 10-6 МПа (2)
Рг=820 98 8955 10-6=72МПа
1.3 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара:
1.4 Проверить условие прочности формулы:
2 Расчет эллиптической крышки.
Рисунок 5 – Схема определения толщины эллиптической крышки.
2.1 Расчет эллиптической крыши аппарата работающего под внутренним избыточным давлением:
2.2 Определяем расчетную температуру стенки аппарата:
2.3 Определяем допускаемое напряжение для материала аппарата в рабочих условиях:
где * = 131 МПа - определяем по таблице 1.3 стр.11 (Лащинский) в зависимости от расчетной температуры и материала;
= 1 - поправочный коэффициент для сварных аппаратов:
2.4 Определяем расчетную толщину стенки по формуле:
Sp= Р R2 φ -05Р мм (2)
где R = D = 8520 мм – радиус кривизны в вершине днища
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва.
Sp= 02 85202 1 131-05 02=65 мм
2.5 Определяем исполнительную толщину стенки:
с= с1+ с2+ с3 мм (4)
где с1 = 1 мм - прибавка на коррозию и эрозию
с2 = 003 мм – прибавка на минусовое значение предельного отклонения
с 3 = 01 мм – технологическая прибавка на утончение листа при механической обработке.
Значение исполнительной толщины стенки аппарата округлить до ближайшего стандартного значения в большую сторону S = 8 мм.
2.6 Определяем допускаемое внутреннее избыточное давление по формуле:
Р= 2 φ S-cR+05 S-c МПа (5)
Р= 2 1 131 8-1138520+05 8-113 =021 МПа
2.7 Проверить условия прочности :
3 Расчет флансового соединения приемного клапана.
3.1 Определяем нагрузку на болты фланцевого соединения находящего под давлением среды:
Q61 = 4 Dв+ 2b32 Рраб+ Dc m Рраб МПа (1)
Q61= 3144 106+ 2 22532 02+314 1285 52 05 02=11703 МПа
где Dв = 106 мм = внутренний диаметр прокладки
b = 225 мм – ширина прокладки
Dc = 1285 мм – средний диаметр прокладки.
b= Dн- Dв2 мм (3) b= 151-1062=225 мм
где b0=52 мм – расчетная ширина прокладки
где m = 05 - коэффициент удельного давления на прокладку выбираем по таблице 13.28 (Лащинский)
3.2 Определяем нагрузку на болт фланцевого соединения не находящегося под давлением среды обеспечивающую смятие прокладки для надежности герметичность:
Q62= Dcb0 qп.р Н (5)
Q62=314 1285 52 2=4197 Н
где qп.р = 2 МПа – давление на поверхность прокладки определяется по таблице 13.28 (Лащинский)
3.3.Выбираем максимальное значение нагрузки на болты:
Q6=maxQ62: Q61 Н (6)
3.4 Определяем нагрузку приходящуюся на один болт :
где n6 =4 –число болтов
3.5 Определяем внутренний диаметр резьбы :
d1= 4 2926314 126= 30 мм
где 6=126 МПа – допускаемое напряжение для материала болта при рабочей температуре.
3.6 Определяем уточненное значение нагрузки на один болт :
q61= d1-c2 64 Н (9)
q61= 314 30-22 1264=775455Н
3.7 Определяем минимальную нагрузку :
Qmin=4 775455=310182 Н
3.8 Определяем расчетную нагрузку на фланец :
Qp=Qmax +Qmin Н (11)
Qp= 11703+310182=321885 Н
4 Расчет укрепления отверстия люк лаза.
4.1 Определяем расчетную толщину стенки по формуле:
Sp= Р R2 φ -05Р мм (1)
Sp= 02 5002 1 131-05 02=03 мм
где R = d = 500 мм – радиус кривизны в вершине днища
4.2.Определяем исполнительную толщину стенки:
S = 2 мм округляем до целого числа.
4.3 Определяем расчетный диаметр отверстия стенке резервуара:
4.4 Определяем наибольший диаметр одиночного отверстия не требующего укрепления при наличии избыточной толщины стенки резервуара :
do=2S-cSp-08 Dp S-c-c мм (4)
d0=22-11308-08 8529 2-113-113=181 мм
где Dp = D = 8520 мм расчетный внутренний диаметр укрепления элемента.
4.5 Укрепления отверстия при укреплении отверстия утолщения стенки резервуара и люк лаза:
l1pS1- S1p-c5X1+lpS-Sp-c>05 dp- d0pSp мм (5)
5-03-21+1815-03-113>05 504-37 03
где l1p – расчетная длина внешней части люк лаза.
l1p=m125d+2c5S1-c5 мм (6)
l1p=m125 500+225-2=48 мм
S1p мм - расчетная толщина стенки люк лаза.
S1p= Рd+2c52 φ1 1-Р мм (7)
S1p= 02 500+2221131-02=04 мм
где 1=131- допускаемое напряжение для материала патрубка;
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва патрубка люк лаза.
где * = 131 МПа нормативное допускаемое напряжение.Табл (Лащинский) 1.3
n = 1 – поправочный коэффициент для сварных аппаратов
X1 - коэфициент определяется по формуле
где МПа – допускаемое напряжение для материала обечайки
lp мм– расчетная ширина зоны укрепления в окресности люк лаза
lp=m85205-113=181 мм
dop –расчетный диаметр отверстия не требующего укрепления при отсутствии избыточного толщины стенки резервуара
dop=04Dp S-c мм (12)
dop=0485205-113=37 мм
4.5 Из условия укрепления отверстия накладным кольцом Определяем расчетную ширину накладок кольца
l1pS1- S1p-c5X1+ l2pS2X2+lpS-Sp-c>
5-03-21+60051+1815-03-113>05 504-37 03
где l2p – расчетная ширина накладного кольца
S2 – исполнительная толщина укрепления кольца. Принять равной толщине стенки патрубка люк лаза S2= S1
X2 - коэффициент определяемый по формуле
где 2 – допускаемое напряжение для материала укрепляющего кольца
Исполнительная ширина наклодного кольца
l2=maDpS2+S-c мм (16)
l2=ma 8520 5+5-113=600 мм
где l2p находим из условия укрепления выреза наклодного кольцомприравнивяв правую и левую часть.

Титульник.docx

Министерство образования Республики Башкортостан
ГАПОУ Уфимский топливно-энергетический колледж
Специальность 15.02.01
Монтаж резервуара объемом 500 м3
Пояснительная записка к курсовому проекту
УТЭК.15.02.01.КП.16.00.000.ПЗ.

Заключение.docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
В результате проделанной дипломной работы мне удалось рассчитать и спроектировать резервуар вертикальный стальной с объемом 500м3.Расчет производился с учетом оптимальности параметров резервуара с точки зрения эффективности металл затрат.
По расчетным параметрам резервуара был произведен расчет на прочность корпуса и крышки который показал соответствие резервуара предъявляемым требованиям. Далее был произведен проверочный расчет резервуара на устойчивость от опорных нагрузок расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на устойчивость от вакума определил нагрузки на элементы такелажной оснастки при подъёме рулона корпуса резервуара А – образной стрелой. Изучил технику безопасности при монтаже и эксплуатации резервуара.

4 Охрана окружающей среды.docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
Охрана окружающей среды.
Под окружающей природной средой понимают всю совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров и нефтебаз и прилегающих к ней территорий.
В соответствии с законами Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" "О недрах" "Об охране атмосферного воздуха" "Об отходах производства и потребления" и др. отраслевыми НТД и НТД предприятий ТЭК вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации и ремонте резервуаров нефтепроводов нефтепродуктопроводов и нефтебаз решаются как комплексная задача обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.
Охрана окружающей среды при эксплуатации и ремонте резервуаров состоит в соблюдении действующих законов РФ стандартов норм и правил в области охраны окружающей среды контроле степени загрязнения атмосферы воды и почвы контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов; своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды; осуществлении мероприятий по сокращению загрязнения окружающей среды.
К числу основных загрязняющих веществ выбрасываемых из резервуаров относят углеводороды образующиеся вследствие испарения нефтепродуктов из резервуаров.
В соответствии с законом РФ "Об охране окружающей природной среды" выбросы загрязняющих веществ в атмосферу допускаются на основе разрешения на выброс выдаваемого региональными органами по охране природы согласно утвержденным нормам предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
Нормы предельно допустимых выбросов для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами устанавливаются в составе проекта нормативов предельнодопустимых выбросов для НПС нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и проекта нормативов предельно допустимых выбросов для нефтебаз.
После установления норм предельно допустимых выбросов (временно согласованных выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу на НПС и нефтебазах должен быть организован контроль за их соблюдением путем ведения соответствующих журналов. Периодичность контроля выбросов углеводородов из резервуаров определяется на основании расчетов рассеивания приведенных в Проекте нормативов предельно допустимых выбросов а также положений ОНД-90. Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы.
Контроль осуществляется либо силами предприятия либо специализированными организациями на договорной основе.
План-график контроля включающий места отбора проб воздуха периодичность и частоту отбора необходимое количество проб методы анализа согласовывается с территориальными органами охраны окружающей среды.
Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти из резервуаров.
Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо при проведении технологических операций максимально заполнять резервуар окрашивать наружную поверхность резервуара светоотражающими эмалями и красками.
Перечень технических средств по сокращению потерь от испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров и показатели их эффективности представлены.
Производственно-дождевые сточные воды нефтеперекачивающих станций и нефтебаз перед сбросом их в водоемы и водотоки должны быть очищены. Необходимая степень очистки должна быть обоснована с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно допустимого сбросазагрязняющего вещества.
Нормы предельно допустимого сброса загрязняющих веществ со сточными водами устанавливаются в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на спец водопользование.
Сточные воды образующиеся при зачистке резервуаров запрещается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Сточные воды а также размытый нефтешлам следует отводить в специальные емкости или шланонакопители очищать и отстаивать соответствии с проектом.
Нефтепродукты не должны попадать в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях. Приемные дождевые колодцы должны быть оборудованы запорными устройствами (хлопушками) нормальное положение которых — "Закрыто". Колодцы канализационных сетей должны иметь нумерацию в соответствии со схемой канализационных сетей и генпланом.
Источниками загрязнения почвы нефтью и нефтепродуктам на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепровод и нефтебазах являются не плотности запорной арматуры фланцевый и муфтовых соединений сварных стыков; утечки вследствие коррозионных' повреждений резервуаров; продукты зачистки резервуаров.
Для предотвращения загрязнения почвы при разливах отборе проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефти.
При проведении зачистных работ весь период дегазации должен быть разбит на несколько этапов в которых выброс вредных веществ в атмосферу производится при разных режимах с контролем количества и скорости выбросов.
Отходы образующиеся при эксплуатации зачистке и ремонте резервуаров и технологического оборудования в т. ч. твердый осадок отложений в резервуареподлежат вывозу в места временного складирования согласованные с органами экологического контроля утилизации на имеющихся собственных установках или на установках других предприятий складированию на полигонах и в местах организованного хранения.
Объекты временного и длительного хранения отходов должны соответствовать санитарно-эпидемиологическим требованиям гигиенических норм в воздухе рабочей зоны.
Учет движения отходов на предприятиях необходимо отражать в специальных журналах по видам отходов в которые должны быть занесены сведения об образовании размещении использовании и утилизации отходов.
Объемы отложений должны быть учтены в расчетах для получения ежегодных разрешений на размещение отходов.
Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования сальниковых устройств фланцевых соединений съемных деталей люков и т. п.
Во избежание переливов нефтепродуктов следует применять предохранительные устройства автоматически прекращающие подачу хранимого продукта по достижении заданного уровня.

3 Эксплуатационная часть..docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000ё
Эксплуатационная часть
1 Описание конструкции работы резервуара
Предназначение любых видов резервуаров состоит в приеме хранении выдачи нефтепродуктов воды иных жидкостей а также газообразных продуктов в различных климатических условиях. Резервуары бывают нескольких типов: РВС - вертикальные цилиндрические резервуары а также РГС - горизонтальные цилиндрические резервуары (к которым относятся и газовые сепараторы). Далее речь пойдет о вертикальных цилиндрических резервуарах.
Все цилиндрические вертикальные стальные резервуары как технические сооружения состоят из конструктивных частей соединенных в единое целое насварке а также комплекта оборудования и комплектующих конструкций.
Последние в совокупности предназначаются для обеспечения надежности удобных и безопасных условий эксплуатации резервуаров. Конкретный их перечень зависит от вида и физико-химических свойства хранимого продукта района сооружения и эксплуатации генерального конструктивного решения резервуара и других факторов. С учетом всего этого установлены комплекты оборудования и комплектующих конструкций для следующих групп резервуаров:
- со стационарной крышей без понтона — для нефти и светлых нефтепродуктов;
- со стационарной крышей без понтона — для темных нефтепродуктов;
- со стационарной крышей с понтоном — для нефти и светлых нефтепродуктов;
- с плавающей крышей — для нефти;
- со стационарной крышей в северном исполнении — для нефти и нефтепродуктов.
Все разнообразие оборудования и комплектующих конструкций (О и КК) можно разделить на группы по конкретному их функциональному назначения:
- предназначенные для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения и регулирования давления в газовоздушном пространстве: дыхательная
и предохранительная арматура диски-отражатели газоуравнительная система трубопроводов (ГУС) газовая обвязка (ГО) (плавающие крыши и понтоны
резервуаров не включены в эту группу ввиду того что они относятся к конструктивным элементам резервуара а также к ограждающим конструкциям по ГОСТ Р 52910-2008);
- О и КК для осуществления сливоналивных операций: приемораздаточные патрубки (ПРП) приемораздаточные устройства (ПРУ) с различными приводами хлопушки на ПРП с перепуском и механизмы управления подъемная труба с механизмом управления фильтры и муфты сливные клапаны приемные узлы рециркуляции паров продукта плавучие заборные устройства и всасывающие установки подогреватели продукта в резервуаре и др.;
- О и КК используемые при техническом обслуживании и ремонте резервуаров: люки-лазы в стенке световой монтажный люки патрубок монтажный на крыше сифонный кран водосливной кран лестницы площадки переходные и смотровые;
- О и КК для проведения очистных операций: винтовые мешалки с электроприводом "Диоген" (устройство "Диоген") устройство "Тайфун" стационарная разводка труб с размывающими соплами придонный очистной люк в стенке патрубок зачистной зумпфы;
- оборудование и приборы для контроля качества и количества продукта в резервуаре: местные и дистанционные измерители уровня сигнализаторы максимального и аварийного уровней а также минимального оперативного уровня люк замерный на крыше дистанционные и местные пробоотборники и др.
Перечень предусмотренного проектом О и КК может быть разделен на отдельные группы и по таким признакам как:
- устанавливаемые по месту расположения:
- устанавливаемые на крышах;
- устанавливаемые на стенке;
- устанавливаемые внутри резервуаров;
- устанавливаемые на территории резервуарного парка;
по форме изготовления и поставки на монтаж:
- изготовляемые на заводе резервуарных конструкций (так называемые "комплектующие изделия");
- оборудование изготавливаемое на специализированных заводах по выпуску технологического оборудования аппаратов и приборов для предприятий топливно-энергетического комплекса (заказное оборудование).
На каждом резервуаре и по резервуарному парку в целом создаются системы защиты и обеспечения работоспособности в которые входят некоторые из вышеперечисленных видов О и КК а также различные приборы и устройства.
- клапан дыхательный совмещенный КДС-3-1500;
- клапан дыхательный механический КДМ;
- клапан аварийный ЛК;
- совмещенный механический дыхательный клапан СМДК;
- клапан дыхательный механический КДМ-50;
- патрубок вентиляционный ПВ;
- люк монтажный ЛМ;
- генератор пены средней кратности ГПСС;
- пробоотборник плавающий резервуарный ПП;
- пробоотборник стационарный резервуарный органного тина ПСР ОТ;
- пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР;
- механизм управления хлопушкой боковой МУ-1;
- механизм управления хлопушкой верхний МУВ;
– приемораздаточное устройство ПРУ;
- приёмораздаточный патрубок ПРП
Рисунок 6 - Расположение основного оборудования на резервуарах для нефти и светлых нефтепродуктов со стационарной крышей примерами маркировки
Нагревает термальную жидкость которая нагревает резервуары для хранения асфальта барабанные смесители бункеры и прочие компоненты установки для производства ГАС. Конструкция вокруг спирального змеевика обеспечивает высокую эффективность простоту небольшое техническое обслуживание и относительно низкую стоимость. Змеевик соответствует ASME. Нагреватель имеет коллектор что обеспечивает работу нагревателя по схемам многократной циркуляции термической жидкости.
Очень эффективными на данный момент можно считать двустенные резервуары для нефти и нефтепродуктов которые всегда создаются по нетиповом) проекту. Производство подобных емкостей происходит таким образом чтоб резервуар даже при повреждении не допустил утечек горючего. Для лучшей
безопасности в 2-стенных резервуарах для нефти образовавшуюся полость между
сосудами заполняют химически инертным газом и жидким веществом. Контролировать давление в емкости для нефти позволяет специальный манометр либо же бачок с указателем.
Все резервуары для нефти и нефтепродуктов полностью отвечают столь важным параметрам как устойчивость к коррозийным процессам и механическим повреждениям экономность прочность сосудов герметичность эргономичность экологическая безопасность. Комплектация резервуаров для хранения нефти зачастую предполагает создание множества одинаковых по размерам либо разных
отсеков которые применяются для накопления всяких типов топлива.
З.2 Основные неисправности резервуара
Главным требованием к основным несущим конструкциям является обеспечение прочности и устойчивости корпуса РВС в целом. Номинальную толщину всех листовых элементов РВС принимают по ГОСТ 19903 и расчетам с учетом минусового допуска на прокат () и припуска на коррозию (с).
Днища резервуаров должны быть коническими с уклоном к центру или от центра. Для резервуаров объемом до 1000 м3 включительно допускается монтаж плоских днищ. Толщина листов днища резервуаров объемом 1000 м3 и менее должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Днища резервуаров объемом от 2000 м3 и выше должны иметь центральную часть и утолщенную кольцевую окрайку. Толщина листов центральной части днища должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Номинальная толщина листов окрайки днища должна быть не менее 6 мм. Выступ листов окрайки из-под стенки резервуара должен быть не менее 50 и не более 100 мм.
Для листов окрайки должна применяться та же марка стали что и для нижнего пояса стенки или соответствующего класса прочности при условии обеспечения их свариваемости. Номинальную толщину и минимальную ширину листа окрайки от внутренней поверхности стенки до сварного шва прикрепления центральной части
днища к кольцу окрайки определяют расчетом. При этом минимальное расстояние от стенки до сварного шва должно быть не менее 600 мм.
Центральную часть днища допускается сооружать из отдельных листов или рулонированных полотнищ. Отдельные листы сваривают между собой внахлест или встык на подкладных пластинах а полотнища сваренные встык — внахлест. Листы или полотнища центральной части днища сваривают с кольцом окрайки внахлест (шириной не менее 60 мм) сплошным угловым швом сверху.
Стенка. Вертикальные соединения листов должны быть сварными стыковыми
с двусторонними швами. Вертикальные соединения листов на смежных поясах стенки должны быть смещены друг относительно друга на расстояние не менее 10 t (где t — толщина нижележащего пояса стенки). Горизонтальные соединения листов следует выполнять сварными стыковыми с двусторонними швами. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается в проектной документации.
Для РВС вертикальные оси поясов располагают по одной вертикальной линии; для РВСП и РВСПК пояса стенки совмещают по внутренней поверхности.
Соединение стенки с днищем. Для резервуаров с толщиной листов 1-го пояса стенки 20 мм и менее допускается сварное тавровое соединение без разделки кромок. Размер катета углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки. Для резервуаров с толщиной листов более 20 мм необходимо применять сварное тавровое соединение с разделкой кромок.
Расчетные значения толщины листов каждого пояса определяют в соответствии с расчетами на прочность и устойчивость.
Для сейсмоопасных районов строительства проводят дополнительную проверку несущей способности стенки.
Минимальная конструктивная толщина стенки принимается в соответствии с таблицей .
Ребра жесткости на стенке резервуара. Стенка резервуара должна иметь основное кольцевое ребро жесткости которое устанавливают в верхней части стенки.
В резервуарах со стационарной крышей основное кольцевое ребро жесткости должно одновременно служить опорной конструкцией для крыши. Основное кольцевое ребро жесткости может быть установлено снаружи или изнутри стенки; сечение ребра определяют расчетом.
В резервуарах с плавающей крышей основное кольцевое ребро жесткости шириной не менее 800 мм устанавливают снаружи резервуара на 11-125 м ниже верха стенки и одновременно используют в качестве площадки обслуживания.
Кольцевые ребра жесткости должны иметь неразрезное сечение по всему периметру стенки. Кольца жесткости должны отстоять не менее чем на 150 мм от горизонтальных швов стенки а их монтажные стыки — не менее чем на 150 мм от вертикальных швов стенки. Конструкция колец жесткости должна быть такой чтобы не было скопления на них воды и обеспечивалось орошение стенки ниже уровня колец.
Врезки патрубков и люков в стенке резервуара. Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками расположенными по периметру отверстий. Без усиливающих накладок допускается установка патрубков с условным проходом не более 70 мм включительно при толщине стенки не менее 6 мм.
Минимальная площадь поперечного сечения накладки (в вертикальном направлении совпадающем с диаметром отверстия) должна быть не менее произведения диаметра отверстия на толщину листа стенки резервуара. Толщину накладки принимают равной толщине стенки.
Усиление стенки в зоне врезки патрубков допускается выполнять установкой вставки (листа стенки увеличенной толщины).
Толщину стенки патрубка следует определять расчетом с учетом давления продукта и внешних силовых воздействий. Патрубки в стенку резервуара необходимо вваривать сплошным швом с полным проплавлением стенки.
Расстояние от внешнего края усиливающих накладок до оси горизонтальных стыковых швов стенки должно быть не менее 100 мм а до оси вертикальных
стыковых швов стенки или между внешними краями двух рядом расположенных усиливающих накладок патрубков — не менее 250 мм.
Допускается перекрытие горизонтального шва стенки усиливающим листом
приемораздаточного патрубка или люка-лаза условным проходом Dy 800-900 мм на величину не менее 150 мм от контура накладки. Перекрываемый участок шва должен быть проконтролирован радиографическим методом.
Все резервуары оснащают люками-лазами расположенными в 1-м поясе стенки а резервуары с понтонами и плавающими крышами — дополнительно люками-лазами обеспечивающими выход на понтон или плавающую крышу. Условный проход люков-лазов должен быть не менее 600 мм. Номенклатуру и число патрубков и люков-лазов в стенке резервуара устанавливают в техническом задании на проектирование РВС.
Листы стенок толщиной 25 мм и более из стали с пределом текучести > 345 МПа включающих в себя врезки патрубков Dy > 300 мм должны быть термообработаны с последующим контролем сварных швов физическими методами.
3 Пуск и остановка резервуара
Перед включением в работу резервуара необходимо проверить состояние запорной дренажной и предохранительной арматуры правильность и полноту сборки оборудования и рабочих схем состояние технического манометра указателя уровня системы сигнализации и блокировок герметичность фланцевых соединении сборных швов схему продувки резервуара азотом наличие заземления. Если резервуар подвергалось ремонту то ее необходимо испытать на плотность и прочность. Перед включением резервуара в работу вытеснить из нее воздух азотом.
Остаточное содержание кислорода после продувки перед первоначальным
пуском и после ремонта со вскрытием не должно превышать 1% об. После включения в работу произвести внешний осмотр резервуара.
При эксплуатации резервуара необходимо следить
– за уровнем нефтепродукта и давлением не допуская их резкого колебания и повышения предельных значений
– за герметичностью фланцевых соединений наличием табличек со сроками.
4 Основные неисправности резервуара возникающие при работе и его ремонт
Нарушение прочности н герметичности и резервуарах в большинстве случаев вызывается совокупностью различных неблагоприятных воздействий на конструкции.
Дефекты могут образоваться при изготовлении и монтаже резервуара (технологические дефекты) и в процессе эксплуатации резервуаров (эксплуатационные дефекты) на основном металле или сварном шве оборудовании или элементах конструкции резервуара.
Дефекты на резервуарах можно классифицировать но местоположению. по виду н характеру.
К дефектам резервуаров относятся:
– отклонения геометрических параметров конструкций резервуара. сварного шва;
– показатели качества металла не соответствующие требованиям действующих нормативных документов и возникающие при изготовлении монтаже или эксплуатации резервуаров;
– недопустимые конструктивные элементы и соедини тельные детали установленные на резервуаре обнаруженные диагностикой визуальным или приборным контролем анализа исполнительной документации резервуара.
К дефектам геометрии резервуара относятся:
– вмятины (выпучены и впадины) на поверхности стенки резервуар;
– угловатость сварных соединений стенки резервуара;
– отклонение образующих стенки от вертикали;
– осадка резервуара отклонение контура днища от горизонтали;
– "хлопуны" днища резервуара;
– изгиб окрайков дниша резервуара;
К дефектам металлоконструкции резервуара относятся:
– коррозия металлоконструкций;
– "риски" (царапины задиры вырывы);
– "расслоения" — несплошность металла металлоконструкций;
К дефектам резервуара относятся также недопустимые конструктивные элементы соединительные детали не соответствующие требованиям нормативных документов:
– патрубки с арматурой не соответствующие действующим нормам и правилам;
– заплатки накладные на стенке резервуара всех видов и размеров;
– накладные элементы приваренные на конструкции резервуаров и другие конструктивные элементы не регламентированные нормативными документами.
Дефекты сварного шва — это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне типы и параметры которых установлены нормативными
документами выявлены методами визуально-измерительного ультразвукового радио- магнитографического и других видов контроля.
К дефектам сварного шва относятся:
– трещина не провар не сплавление — дефекты в виде несоплошности ме-
талла по сварному шву классифицируются как "несоплошности плоскостного типа" сварного шва:
– поры шлаковые включения наружные дефекты (утяжка подрез превышение проплава наплывы чешуйчатость отклонение размеров шва от требований нормативных документов) классифицируются как "аномалии" сварного шва:
– смешение кромок — дефект сборки г» пиле несовпадения стыкуемых листов классифицируется как смещение сварного шва.
Комбинированными дефектами являются комбинации из вышеприведенных
примеров дефектов. К ним относятся:
– дефект геометрии: в сочетании с риской потерей металла расслоением или трещиной;
а) примыкающий или находящийся на сварном шве;
б) в сочетании с осадкой основания резервуара;
– аномалии сварных швов в сочетании со смещениями;
– расслоение примыкающее к дефектному сварному шву и т.д. Дефект считается примыкающим к сварному шву если минимальное расстояние от границы дефекта до границы сварного шва не превышает четырехх толщин листов металла в районе дефекта.
К дефектам понтонов и питающих крыш резервуаров относятся:
– затопление понтона плавающей крыши с образованием деформации направляющих труб стоек с зависанием или без зависания понтона плавающей крыши:
– отрыв опорных стоек понтона плавающей крыши резервуара:
– повреждения износ уплотняющих затворов понтона или плавающей крыши;
– повреждения износ уплотнений водоспускного устройства плавающей
К дефектам оборудования резервуаров относятся:
– износ и отказ технологического оборудования системы предотвращения и тушения пожара контрольно-измерительных приборов и приборов систем автоматики.
Повреждения резервуаров обусловливаются рядом причин важнейшими из которых являются:
– продолжительность эксплуатации;
– охрупчивание металла при низких температурах;
– наличие дефектов в сварных соединениях (непровары подрезы и пр.) являющихся концентраторами напряжений;
– скопление большого числа сварных соединений в отдельных узлах резервуара;
– нарушение технологии монтажа и сварки;
– неравномерные осадки оснований;
м коррозия металла особенно в резервуарах для хранения сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенными содержанием серы;
– напряженный режим эксплуатации – части цикличности заполнений и опорожнении;
– нарушение правил технической эксплуатации резервуаров превышение
уровня наполнения избыточного давления или недопустимого вакуума в резервуаре а также вибрации стенки при закачке нефти и нефтепродуктов.
5 Испытание резервуара
Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности устойчивости и герметичности конструкций.
Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих ВСН и технологической карты проведения испытаний которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.
До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию монтажу конструкций включая приемораздаточные трубопроводы сварке и контролю качества сварных соединений оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация в том числе:
– сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов представлены данные по сварочным работам проведенным при изготовлении и результаты проверки качества сварных соединений;
– акт на приемку основания резервуара под монтаж;
– результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара;
Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха + 5 °С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках а также обмерзания
Испытание резервуаров морокой водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте согласованной заказчиком.
Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м3ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.
Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью достаточной для осмотра.
По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием
конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание слить воду установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта) испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
– полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
– на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II - VI поясах;
– до V пояса - при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание если в процессе его на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи уровень воды не будет снижаться а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта
СНиП 3.03.01-87 и настоящих ВСН.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи отпотины) подлежат устранению
при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте по форме обязательного приложения 12 настоящих ВСН.
На резервуар прошедший испытания составляются приемочный акт по форме обязательного приложения 13 настоящих ВСН а при сдаче в эксплуатацию - паспорт по форме приложения 13 СНиП 3.03.01-87.
6 Охрана труда при эксплуатации резервуара
Охрана труда — система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности включающая в себя правовые социально-экономические организационно-технические санитарно-гигиенические лечебно-профилактические реабилитационные и иные мероприятия.
Безопасными условиями труда называют условия труда при которых исключено воздействие на работающих вредных или опасных производственных факторов либо уровни их воздействия не превышают установленные нормы.
Правила по охране труда при эксплуатации и ремонте резервуаров и резервуарных парков определяются исходя из требований федеральных законов "Об основах охраны труда в РФ" "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" Трудового Кодекса РФ других действующих законодательных актов РФ субъектов РФ ПБ 08-624-03 "Правила безопасности внефтяной и газовой промышленности" и других отраслевых НТД НТД отдельных
предприятий отрасли и т. д. Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и
лица на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.
Согласно федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" резервуары и резервуарные парки входящие в состав НПС относят к опасным производственным объектам.
Персонал работающий по обслуживанию резервуаров и резервуарных парков должен иметь соответствующее профессионально-техническое образование. При отсутствии профессиональной подготовки работники должны быть обучены для допуска к самостоятельной работе в специализированных центрах подготовки: учебные комбинаты учебно-тренировочные центры и т. д.
Профессиональную подготовку персонала повышение его квалификации проверку знаний требований промышленной безопасности и охраны труда и инструктажи необходимо проводить I соответствии с требованиями соответствующих государственных и отраслевых нормативных правовых актов.
Проверку состояния здоровья работников проводят до приема на работу а также периодически в порядке предусмотренном Министерством здравоохранения и социального развития Российской Федерации.
К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет прошедшие в установленном порядке инструктаж подготовку не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.
Инструкции по охране труда разрабатываются ответственными лицами за безопасную эксплуатацию резервуаров и их парков в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ утвержденным руководителем предприятия.
При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
- образование взрывоопасной среды в резервуаре;
- загазованность воздуха рабочей зоны (в пределах территории резервуарного парка в целом предприятия);
- повышенный уровень статического электричества;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- необходимость выполнения работ на высоте;
- недостаточная освещенность на рабочем месте;
- возможность воздействия на организм человека электрического тока;
- повышенная или пониженная влажность воздуха.
-Технический персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций для оперативного и безошибочного выполнения необходимых переключений как при эксплуатации так и при аварийных и нештатных ситуациях. Схемы должны находиться на рабочих местах.
Резервуары должны иметь номер соответствующий технологической схеме написанный на стенке РВС а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или на трафарете установленном на кровле резервуара .
Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно без применения рычагов. Запорные устройства установленные на технологических трубопроводах нефти нефтепродуктов и воды должны иметь указатель состояния ("Открыто" и "Закрыто").
При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара. Одновременные операции с
задвижками во время перекачки нефтепродуктов связанные с отключением действующего и включением нового резервуара запрещаются.
В случае перелива хранимого продукта из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар а разлитые нефтепродукты откачать в незаполненные резервуары. Резервуар где произошел перелив отключить из работы. Подключить его можно только после устранения загазованности уборки загрязненного грунта проведения расследования причин перелива и устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.
При закачке нефтепродуктов в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20 °С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны быть приняты меры по изменению режима работы резервуаров.
На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов.
Контроль воздушной среды следует проводить на расстоянии 10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарах парках с сернистыми нефтями замер концентрации паром или отбор проб осуществляют кроме того на расстоянии 5-10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны.
Замер концентраций паром проводят не реже I раза в смену - в каре резервуарных парком с резервуарами типа РВСП и РВСПК; 1 раз через 4 ч - в каре
с резервуарами пудрим и типа РВС.
В резервуарных парках с подземными или полуподземными железобетонными резервуарами (ЖБР) замер концентрации паров нефтепродуктов или отбор проб воздуха следует проводить через каждые 4 ч на высоте 010- 015 м над покрытием
крыши около стенки наполняемого резервуара по осевой линии и против дыхательных клапанов (по осевым линиям) с подветренной стороны.
Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура влажность подвижность воздуха рабочей зоны предела но допустимое содержание вредных веществ методы контроля) должны соответствовать условиям нормативно-технической документации.
Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: дли отдельно стоящего резервуара - не менее двух для группы резервуаров — не менее четырех. Переходить через обвалования а других местах запрещается.
Переходы через трубопроводы возвышающиеся более чем на 05 м от уровня
земли должны быть оборудованы переходными мостиками с перилами. Освещение резервуарных парков осуществляется прожекторами установленными на мачтах за пределами внешнего обваловании и оборудованными лестницами и площадками для обслуживании .Для местного освещения применяются аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением не более 12 В включение и выключение которых следует проводить вне обвалования.
Освещенность на территории резервуарного парка должна быть :
— для парка в целом не менее 5 лк;
— в местах измерении уровня нефти в резервуаре и управления задвижками в резервуарном парке 10 лк;
— на лести и них м обслуживающих площадках 10 лк.
— в местах установки контрольно-измерительных приборов (комбинированное освещение с переносными светильниками) .30 лк;
— на вспомогательных проездах — 05 лк;
— на главных проездах 13 лк.
Нахождение обслуживающего персонала на плавающей крыше во время сливоналивных операции запрещается.
Устанавливается постоянный контроль за исправностью лестниц ограждающих конструкции на крыше резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.
Обслуживающему персоналу предоставляются одежда и обувь изготовленные из материалов не накапливающих статическое электричество в соответствии с требованиями ГОСТ. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.
При замере уровня нефтепродуктов отборе проб спуске подтоварной воды открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе персонала рядом с открытыми люками необходимо закрывать их предохранительными решетками. В случае необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен
пользоваться противогазом. Запрещается без противогаза заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами.
Запрещается проводить измерения уровня нефтепродуктов и отбор проб вручную а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы. При гололеде должны быть примяты дополнительные меры безопасности.
Запрещается эксплуатировать газоуравнительную систему без огневых предохранителей на газоотводных трубопроводах резервуаров.
Ведение ремонтных работ при выполнении технологических операций по приему и откачке нефти и нефтепродуктов запрещается.
Работы по ремонту зачистке и дегазации резервуаров относятся к газо- и взрывоопасным и выполняются но наряду - допуску на проведение огневых (ремонтных) работ. Эти работы выполняются только бригадой в составе не менее двух человек.
К зачистке дегазации и проведению ремонта допускаются лица прошедшие инструктаж по технике безопасности медицинский осмотр и сдавшие экзамен на допуск к работе. Эти работы проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке во время грозы.
Для приведения резервуара в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти:
— не более 02 гм3 при выполнении любых видов работ связанных с пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств;
— не более 20 гм3 при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара
Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки.
К работам внутри резервуаров разрешается приступам если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в
воздухе рабочей зоны а температура не превышает допустимые санитарные нормы. Необходимо периодически но не реже чем через каждые 2 ч осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работ а при обнаружении в воздухе паров нефти (углеводородов сероводорода) концентрация которых превышает ПДК начальник объекта участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности а при концентрации 20 % от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм.
В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования ручная очистка огневые и ремонтные работы и т. п.) необходимо проводить принудительную вентиляцию газового пространства резервуара.
Для ориентировки обслуживающего персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел указывающий направление ветра. Запрещается проводить вскрытие и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 мс.
Инструмент применяемый для зачистных работ (скребки ведра и др.) должен быть изготовлен из материалов не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции. Для очистки резервуаров следует применять щетки из не искрящих материалов и деревянные лопаты.
Перед началом огневых работ должны быть установлены границы опасной зоны. Радиус опасной зоны определяется проектом производства работ (ППР).
Электросварочные работы необходимо выполнять в точном соответствии с ППР. Одновременное производство электросварочных и газопламенных работ внутри резервуара не допускается.
Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.
Работами на высоте считаются все работы которые выполняются на высоте более 15 м от поверхности грунта или пастила.
Основным средством предохранения работников от падения с высоты во время работы является страховка предохранительным поясом.
Для выполнения работ на высоте необходимо предусмотреть наличие исправных оградительных средств и защитных приспособлений.
При работах на высоте для защиты головы все работники находящиеся в этой зоне должны быть обеспечены касками.
Перед допуском людей в резервуар ответственные за проведение подготовительных и ремонтных работ обязаны лично убедиться в надежности
отключения трубопроводов проверить наличия заглушек и соблюдения всех мер безопасности. По окончании ремонтных работ перед закрытием люков резервуара ответственный должен убедиться что в резервуаре не остались люди убран инструменты и материалы.
Отогревать газовыми горелками арматуру и трубопроводы в резервуарном парке в случае замерзание не разрешается. Для этой цели может быть применен водяной пар или горячая вода.
Очистку и промывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной зашиты органов дыхания (СИЗ ОД) спец одежды и спец обуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямкам и прилепленными двумя прочными сигнальными веревкам свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находиться в руках у наблюдающего.
У люка резервуара должны находиться не менее двух человек готовых в случае необходимости оказать помочь работающим в резервуаре. При выполнении работ на ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД.
При применении шлангового противогаза рабочие находящиеся снаружи резервуара должны следить за тем чтобы приемный шлак не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте. Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 мин а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 мин.
При очистке и ремонте резервуара ответственным за проведение подготовительных и ремонтных работ перед применением СИЗ ОД необходимо проверить маски шланги и соединения. При обнаружении трещен незначительных не плотностей в соединениях использовать их запрещается.
При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов
Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами.
Рабочие выполняющие работы внутри резервуаров должны периодически но не реже 1 раза в год проходить медицинский осмотр.
Для зашиты глаз от пыли брызг едких веществ отлетающих частиц твердых частиц при ремонте работающие должны пользоваться защитными очками.
При производстве электрогазосварочных работ следует применять соответствующие защитные маски и очки со светофильтром.
Перед началом и в период работы с полимерными композициями рабочие должны равномерно смазывать руки защитными пастами 4-5 раз в смену а по окончании работ смазывать их кремом.
При входе в обвалование резервуара содержащего нефть с высоким содержанием сероводорода (более 20 10-6 мгкг) необходимо надевать фильтрующий противогаз марок В КД. Вход и работа на территории резервуарного парка проводятся в присутствии наблюдателя (дублера). У входа в резервуарный
парк должны быть установлены предупреждающие знаки.
Ручной отбор пробы и замер уровня в резервуаре с нефтью содержащей сероводород спуск подтоварной воды открытие замерных и других люков необходимо проводить в присутствии наблюдающего.
Для предупреждения самовоспламенения пирофорных отложений необходимо периодически очищать внутреннюю поверхность резервуаров от продуктов коррозии а при очистке резервуара необходимо непрерывно орошать водой его внутреннюю поверхность. Грязь пирофорные отложения и другие отложения
извлеченные при очистке резервуара от нефти необходимо постоянно поддерживать во влажном состоянии до момента удаления их с территории резервуарного парка.
К экстремальным условиям относятся явления сопровождаемые предельными значениями температуры наружного воздуха и скорости ветра разрядами атмосферного электричества ливнями и т. д. при которых следует приостанавливать работы на открытом воздухе и внутри резервуара.
Эксплуатирующие предприятия в соответствии с законодательством о труде РФ устанавливают порядок обслуживания резервуаров и резервуарных парков при предельных значениях температуры наружного воздуха и скорости ветра для данного климатического района.
При экстремальных условиях (обледенение туман и г. п.) проводить работы на высоте (отбор проб измерение уровня ручным способом и т. п.) в резервуарах и резервуарных парках допускаемся при выполнении дополнительных мер безопасности (наличие дублера дополнительное освещение применение предохранительных поясов песка для устранения скольжения и других мер.)
Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе чем на 4 м запрещается.
При авариях и инцидентах в резервуарных парках действия персонала регламентируются планом ликвидации возможных аварий разрабатываемым на каждой НПС. Действия по ликвидации пожара в резервуарном парке регламентируются планом тушения пожара.

содержание.doc

Задание №39 на дипломный проект
Технологическая часть
1 Литературный обзор существующих резервуаров
2 Грузоподъемные устройства используемые при монтаже
3 Технологическая схема установки производства битума
1 Расчет толщины стенки вертикалного цилиндрического
2 Расчет эллиптической крышки
3 Расчет флансового соединения приемного клапана
4 Расчет укрепления отверстия люк-лаза
5 Расчет на устойчивость вертикального цилиндрического
6 Расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на
устойчивость от вакуума
1 Подготовка монтажной площадки
2 Определение нагрузок на элементы такелажной оснастки при
подъеме рулона корпуса резервуара А – образной стрелой
3 Монтаж резервуара рулонным способом
4 Сдача резервуара в эксплуатацию
5 Техника безопасности при монтаже резервуара
Эксплуатационная часть
1 Описание конструкции и работы резервуара
2 Пуск и остановка резервуара
3 Основные неисправности резервуара возникающие при
4 Испытание резервуара
5 Охрана труда при эксплуатации резервуара
Охрана окружающей среды
Список использованных источников

Экономика ПДФ.pdf

УТЭК.15.02.01.ДП.39.00.000 ТЭП
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Таблица 10 - Технико - экономические показатели
Подп.Установка производства битума
Технико - экономические показатели

Сборный чертеж.cdw

Технические требования
*Размеры для справок
Резервуар предназначен для хранения битума
Материал конструкций приведен в технической спецификации
Сварные швы днища в местах примыкания стенки резервуара
зачистить заподлица с основным
Сварное соединение стенки с днищем выполнить механизи-
в среде углекислого газа.
Наменальный объем резервуара
Максимальный уровень налива продукта
Полезный объем резервуара
Максимальная температура продукта
Температура наиболее холодных суток
Производительность приёмараздачи продукта
Оборачиваемость хранимого продукта
Нормативная снеговая нагрузка
Нормативная ветровая нагрузка
Припуск на коррозию крыши
Припуск на коррозию стенки
Припуск на коррозию днища
Нормативный срок службы
УТЭК 15.02.01.ДП.39.00.000
Техническая характеристика

Введение.docx

Битумная установка непрерывного действия колонного типа предназначена для получения окисленных нефтяных битумов. В качестве сырья служат гудроны полугудроны асфальты деасфальтизации нефтяных остатков остатки термического крекинга и их смеси а для тяжелых нефтей — мазуты (остатки выше 350 °С). Продуктами являются дорожные строительные кровельные и специальные вязкие-битумы с температурой размягчения (по КиШ) до 130 °С и глубиной проникания иглы при 25 °С (100 г 5 с) до 0 °С.
Установка включает следующие основные секции: подготовки сырья до требуемой температуры (при переработке гудрон а поступающего непосредственно с вакуумной установки необходимо его охлаждение до требуемой температуры с использованием тепла на нагрев нефти в теплообменниках); окисления в колоннах (реакторы колонного типа непрерывного действия); конденсации паров нефтепродуктов воды низкомолекулярных альдегидов кетонов спиртов и кислот а также их охлаждение; сжигания газообразных продуктов окисления.
Сырье гудрон с низа вакуумной колонны подается в теплообменники и далее поступает в верхнюю часть окислительной колонны (на 1 м ниже уровня продукта). В низ окислительной колонны компрессором через воздушный ресивер подается сжатый воздух (через маточник). Гудрон движется вниз а воздух наверх и при их тесном контакте протекает процесс окисления сырья. В результате окисления масла переходят в смолы а смолы в асфальтены. Кислород воздуха взаимодействуя с водородом содержащимся в сырье образует водяные пары. Возрастающая потеря водорода сопровождается полимеризацией сырья и его к сгущением. Основное количество кислорода уносится с уходящими газами в виде паров воды и в меньшем количестве — в виде диоксида и оксида углерода е или других соединений.
Предусматривается возможность подачи воды на ус верхнюю паровую часть колонны для съема тепла и реакции дополнительно к понижению температуры.
С сырья на входе в колонну и использование тепла с реакции на нагрев сырья. На верх колонны можно также подавать водяной пар для понижения концентрации
кислорода в газообразных продуктах. Отработанный воздух газообразные продукты окисления д покидают колонну сверху и поступают в нижнюю часть конденсатора смешения. Смесь движется снизу вверх навстречу воде которая конденсируетчасть паров нефтепродуктов воды и паров кислородсодержащих соединений. Конденсат с низа конденсатора удаляется а нефтепродукты в виде так называемого «черного соляра» улавливаются в ловушке либо непосредственно из аппарата насосом откачиваются в сборник топлива. Черный соляр используется в качестве компонента топочного мазута. Несконденсированная часть азот оксид и диоксид углерода следы кислорода — поступает в топку на сжигание. Образующиеся дымовые газы через вытяжную трубу выводятся в атмосферу.
Готовый битум насосом забирается с низа окислительной колонны через теплообменники битум-нефть и аппарат воздушного охлаждения в битумораздаточники. Для повышения адгезионных свойств дорожных битумов можно вводить поверхностно-активные вещества до 5 % (масс) затем его смешение в потоке и мешалке.
На установке имеются устройства для автоматического регулирования расхода сырья давления и расхода сжатого воздуха температуры и уровня жидкой фазы в окислительной колонне а также приборы и средства для контроля и регистрации температуры продуктов в трех точках окислительной колонны сырья поступающего в окислительную колонну и товарного битума после аппарата воздушного охлаждения.
Предусмотрен вариант работы установки с приемом сырья в переработку из резервуара. В этом случае сырье подогревается до требуемой температуры в змеевике печи.
Если необходима одновременная выработка битумов различных марок на установке монтируют до пяти окислительных колонн работающих самостоятельно. На каждой колонне получают товарный битум соответствующей марки. Остальные секции установки — подготовка сырья конденсация паров и сжигание газообразных продуктов окисления — могут быть общими.
Для защиты окружающей среды предусмотрена печь для дожига
несконденсированных газообразных продуктов окисления устанавливают аппараты воздушного охлаждения. Для безопасности эксплуатации установки предусматривают устройства автоматической блокировки с помощью которых процесс окисления прекращается (прекращается подача сжатого воздуха) в следующих случаях: превышение сверх допустимой температуры (270 °С) жидкой фазы в окислительной колонне; снижение менее 15 °С разности температуры между жидкой и паровой фазами; превышение сверх нормы (4—5 % масс.) содержания кислорода в газообразных продуктах окисления и увеличение давления в окислительной колонне сверх допустимого. Предусматривается также монтаж на окислительной колонне взрывного и предохранительного клапанов и подача при необходимости водяного пара в эту колонну.

2 Кип и а.docx

2 КИП и автоматизация
Датчик перепада давления предназначен для не прерывного преобразования измерения величин разности давления нейтральных и агрессивных сред в цифровой токовый сигнал.
Датчик перепада давления предназначен для работы в системах автоматического контроля регулирования управления технологическим процессом.
Рисунок 5 - Метран 150 ДД
Датчиков этих моделей состоит из корпуса 1 и емкостной измерительной ячейки Rosemount 2. Емкостная ячейка изолирована механически электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны 3 и разделительную жидкость 4 к измерительной мембране 5 расположенной в центре емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны 5 что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора 6 расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал.
Вторичный измерительный прибор предназначен для измерения показаний регистрации и записи сигналов от одного до двадцати аналоговых датчиков уровня температуры расхода давления и других параметров технологических процессов первичной обработки и графической индикации собранной информации вывода или передачи собранных данных на устройства обработки для анализа сбора информации.
Мемограф-М это безбумажный самописец современной технологии и компактной системы регистрации результатов измерения. Он записывает ход сигналов контролирует предельные значения (4 уставки) анализирует точки измерения сохраняет и архивирует данные как во внутренней памяти (статическое ОЗУ) так и на обычной дискете в интегрированном в прибор дисководе. Мемограф-М функционирует как самостоятельная система - альтернатива традиционным самописцам и системам сбора данных. Возможность заказа в защищенном корпусе позволяет применить графический цифровой видеорегистратор Мемограф-М для систем автоматизации и управления технологическими процессами во всех отраслях промышленности.
Это соединение двух разнородных проводников — электродов. Для практического использования термопары ее электроды должны быть изолированы и помещены в защитную арматуру. Такая конструкция называется термоэлектрическим преобразователем. По определению «термоэлектрический преобразователь» (ТЭП) — это термопреобразователь действие которого основано на зависимости термоэлектродвижущей силы термопары от температуры.
Термопара является основным элементом средств измерения температуры — термоэлектрических преобразователей (ТЭП).

Введение (2).docx

Наличие на предприятии собственного парка резервуаров для битума может иметь огромное значение: формирование и пополнение собственных запасов позволяет планировать строительные и ремонтные работы без оглядки на сезонные ценовые колебания рынка и нерегулярные поставки. Поэтому все больше субъектов хозяйствования использующих битум в производственной деятельности задаются целью организоватьхранение битумана своей территории заказав для него специализированные вертикальные емкости с комплектом необходимого вспомогательного оборудования.
Основные задачи данного этапа строительства резервуарного парка где осуществляется хранение битума - подобрать комплект оборудования и найти схему его оптимального расположения с учетом технических характеристик емкостей хранения и особенностей их процесса размещения на хранение битума или битумных эмульсий. В расчет также берется способ доставки битума на объектусловия его отгрузкидальность доставки температура при сливе и т.д.Важной задачей при проектировании является разработка мер для снижения теплопотерь в процессе нагрева битума и поддержания стабильных показателей его вязкости. Наши специалисты делают акцент именно на решение данного вопроса поскольку он напрямую связан с будущими расходами заказчика по объекту эксплуатации битума. Мы абсолютно убежденычто целью эксплуатации любого промышленного объектаи основой любого бизнеса в нефтепереработке является извлечение прибыли из хозяйственной деятельности. Основой финансовой стабильности и успешной работы промышленного объектаявляется точный учет и планирование расходов на энергоресурсыстоимость которых для новых и уже действующих объектов крайне высока. В данном случае мы говорим о больших объемах потребляемой электроэнергии газа дизеля или мазута для поддержания битума в рабочем состоянии особенно это актуально для регионов с длительным отопительным сезоном. Поэтому в наших проектах отводится особое значение теплоизоляции терминалов хранения битума. Точные теплотехнические расчеты и
качественные теплоизоляционные материалы позволят заказчику экономить на нагреве битума и поддержание его в состоянии необходимой текучести.Во многих наших проектах заложена теплоизоляциякоторая позволяет сохранять температуру которая была у битума еще в момент слива с битумовозапочти на протяжение всего отопительного сезона. Таким образом в начале сезона строительства дорог заказчик не тратит ни времени ни дополнительных энергозатрат на нагрев больших объемов битума.
Важным этапом изготовление конструкций хранилища битума работы является установка внутри емкостей нагревательных регистров и отражателей тепла позволяющих снизить расходы на эксплуатацию хранилища без вреда для физико-химических свойств битума. Отдельным вопросом требующим особого вниманияявляется изготовление битумопроводов их также можно назвать кровеносной системой любого склада битума. Битумопровод представляет собой конструкцию "труба в трубе" поэтому для его дальнейшей эксплуатации особое значение имеет герметичность сварных швов. В пиковые сезонные периоды крайне важно чтобы все детали и узлы хранилища битума работали без сбоев и авральных ремонтов. Взаводской аттестованной лаборатории неразрушающего контроля каждый шов проходит ряд этапов контроля: визуально-измерительный ультразвуковой или радиографический. При запуске готового объекта некачественные швы повторно провариваются и обрабатываются нашими специалистами.

Крышка ПДФ.pdf

Рулонируемое полотнище
ГОСТ 14771-76-Н1- 66
Материал крышки указан в технической спецификации стали.
Для монтажных сварки применять электроды типа 342А по ГОСТУ
Конструкция крыши обеспечивает взрывозащищенность резервуара
за счет приварки настила к каркасу только по периметру узловым
швом (катет не более 5мм). Прибавка или прихватка настила к другим
элементам каркаса не допускается.
Предельные отклонения элементов крыши см. по п.4.4 ПБ 03-605-03
предельное отклонение ширины полотнища настила крыши составляет
Масса крышки включая наплавленный металл- 4749 кг.
УТЭК 15.02.01.ДП.39.00.000 СБ

Технология ПДФ.pdf

УТЭК.15.02.01.ДП.39.00.000 С2
II - Сжатый конденсатором воздух
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Окислительная колонна
Изм.№ докум.Дата становка производства битума
Схема автоматизации функциональная Лист

Заключение (2).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
В результате проделанной дипломной работы мне удалось рассчитать и спроектировать резервуар вертикальный стальной с объемом 500м3.Расчет производился с учетом оптимальности параметров резервуара с точки зрения эффективности металл затрат.
По расчетным параметрам резервуара был произведен расчет на прочность корпуса и крышки который показал соответствие резервуара предъявляемым требованиям. Далее был произведен проверочный расчет резервуара на устойчивость от опорных нагрузок расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на устойчивость от вакума определил нагрузки на элементы такелажной оснастки при подъёме рулона корпуса резервуара А – образной стрелой. Изучил технику безопасности при монтаже и эксплуатации резервуара.

3 Механическая часть.docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
1 Расчет толщины стенки вертикалного цилиндрического резервуара
Рисунок 4 – Схема определения толщины стенки аппарата.
1.1 Определяем расчетную температуру стенки резервуара
при Траб>20 Трас=Траб=120
1.2 Определяем расчетную толщину стенки резервуара
Sрас= Рг D2 φ Рг мм (1)
Sрас= 72 89552 1 131 72=342 мм
где [] = 131 МПа – допускаемое напряжение для стали ВСт3сп при 120
Рг – гидростатическое давление жидкости
Рг=pg H 10-6 МПа (2)
Рг=820 98 8955 10-6=72МПа
1.3 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
1.4 Проверяем условие применяемости формулы
2 Расчет эллиптической крышки
Рисунок 5 - Схема определения толщины эллиптической крышки.
2.1 Расчет эллиптической крыши аппарата работающего под внутренним избыточным давлением
2.2 Определяем расчетную температуру стенки аппарата:
2.3 Определяем допускаемое напряжение для материала аппарата в рабочих условиях:
где * = 131 МПа - определяем по таблице 1.3 стр.11 (Лащинский) в зависимости от расчетной температуры и материала;
= 1 - поправочный коэффициент для сварных аппаратов:
2.4 Определяем расчетную толщину стенки по формуле
Sp= Р R2 φ -05Р мм (6)
где R = D = 8520 мм – радиус кривизны в вершине днища
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва.
Sp= 02 85202 1 131-05 02=65 мм
2.5 Определяем исполнительную толщину стенки
с= с1+ с2+ с3 мм (8)
где с1 = 1 мм - прибавка на коррозию и эрозию
с2 = 003 мм – прибавка на минусовое значение предельного отклонения
с3 = 01 мм – технологическая прибавка на утончение листа при механической обработке.
Значение исполнительной толщины стенки аппарата округлить до ближайшего стандартного значения в большую сторону S = 8 мм.
2.6 Определяем допускаемое внутреннее избыточное давление по
Р= 2 φ S-cR+05 S-c МПа (9)
Р= 2 1 131 8-1138520+05 8-113 =021 МПа
2.7 Проверить условия прочности
3 Расчет флансового соединения приемного клапана
3.1 Определяем нагрузку на болты фланцевого соединения находящего под давлением среды
Q61 = 4 Dв+ 2b32 Рраб+ Dc m Рраб МПа (11)
Q61= 3144 106+ 2 22532 02+314 1285 52 05 02=11703 МПа
где Dв = 106 мм = внутренний диаметр прокладки
b = 225 мм – ширина прокладки
Dc = 1285 мм – средний диаметр прокладки.
где b0=52 мм – расчетная ширина прокладки
где m = 05 - коэффициент удельного давления на прокладку выбираем по таблице 13.28 (Лащинский)
3.2 Определяем нагрузку на болт фланцевого соединения не находящегося под давлением среды обеспечивающую смятие прокладки для надежности герметичность
Q62= Dcb0 qп.р Н (15)
Q62=314 1285 52 2=4197 Н
где qп.р = 2 МПа – давление на поверхность прокладки определяется по таблице 13.28 (Лащинский)
3.3 Выбираем максимальное значение нагрузки на болты
Q6=maxQ62: Q61 Н (16)
3.4 Определяем нагрузку приходящуюся на один болт
где n6 =4 –число болтов
3.5 Определяем внутренний диаметр резьбы
d1= 4 2926314 126= 30 мм
где 6=126 МПа – допускаемое напряжение для материала болта при рабочей температуре.
3.6 Определяем уточненное значение нагрузки на один болт :
q61= d1-c2 64 Н (19)
q61= 314 30-22 1264=775455Н
3.7 Определяем минимальную нагрузку
Qmin=4 775455=310182 Н
3.8 Определяем расчетную нагрузку на фланец
Qp=Qmax +Qmin Н (21)
Qp= 11703+310182=321885 Н
4 Расчет укрепления отверстия люк лаза
4.1 Определяем расчетную толщину стенки по формуле
Sp= Р R2 φ -05Р мм (22)
Sp= 02 5002 1 131-05 02=03 мм
где R = d = 500 мм – радиус кривизны в вершине днища
4.2.Определяем исполнительную толщину стенки
S = 2 мм округляем до целого числа.
4.3 Определяем расчетный диаметр отверстия стенке резервуара:
4.4 Определяем наибольший диаметр одиночного отверстия не требующего укрепления при наличии избыточной толщины стенки резервуара
do=2S-cSp-08 Dp S-c-c мм (25)
d0=22-11308-08 8529 2-113-113=181 мм
где Dp = D = 8520 мм расчетный внутренний диаметр укрепления элемента.
4.5 Укрепления отверстия при укреплении отверстия утолщения стенки резервуара и люк лаза
l1pS1- S1p-c5X1+lpS-Sp-c>05 dp- d0pSp мм (26)
5-03-21+1815-03-113>05 504-37 03
где l1p – расчетная длина внешней части люк лаза.
l1p=m125d+2c5S1-c5 мм (27)
l1p=m125 500+225-2=48 мм
S1p мм - расчетная толщина стенки люк лаза.
S1p= Рd+2c52 φ1 1-Р мм (28)
S1p= 02 500+2221131-02=04 мм
где 1=131- допускаемое напряжение для материала патрубка;
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва патрубка люк лаза.
где * = 131 МПа нормативное допускаемое напряжение.Табл (Лащинский) 1.3
n = 1 – поправочный коэффициент для сварных аппаратов
X1 - коэфициент определяется по формуле
где МПа – допускаемое напряжение для материала обечайки
lp мм– расчетная ширина зоны укрепления в окресности люк лаза
lp=m85205-113=181 мм
dop –расчетный диаметр отверстия не требующего укрепления при отсутствии избыточного толщины стенки резервуара
dop=04Dp S-c мм (33)
dop=0485205-113=37 мм
4.5 Из условия укрепления отверстия накладным кольцом Определяем расчетную ширину накладок кольца
l1pS1- S1p-c5X1+ l2pS2X2+lpS-Sp-c>
5-03-21+60051+1815-03-113>05 504-37 03
где l2p – расчетная ширина накладного кольца
S2 – исполнительная толщина укрепления кольца. Принять равной толщине стенки патрубка люк лаза S2= S1
X2 - коэффициент определяемый по формуле
где 2 – допускаемое напряжение для материала укрепляющего кольца
Исполнительная ширина наклодного кольца
l2=maDpS2+S-c мм (37)
l2=ma 8520 5+5-113=600 мм
где l2p находим из условия укрепления выреза наклодного кольцомприравнивяв правую и левую часть.
5 Расчет на устойчивость вертикального аппарата
5.1 Определяемполный вес резервуара
где Gп –Н вес пустого аппарата. определяется по формуле
где рм = 7800 кгм3– плотность металла аппарата.
g = 981 мс2ускорение свободного падения.
Vм – м3 объем металла. Определяется по формуле
Vм = 025(DН2 - DВ2)H + 2FД SД м3 (40)
где DН – м наружный диаметр аппарата. определяется по формуле
DH =846 + 2 0035 = 853 м
FД = 298 м2 – площадь внутренней поверхности днища.
SД - м толщина стенки днища. Принять равной толщине стенки аппарата;
Vм =0253148542-85228955+22980005= 133 м3
Gп = 7800 981 133 =10176894 Н
GB –Н вес воды в аппарате. Рассчитывается по формуле
GB = pВ g (025DB2 H + 2VД ) Н (42)
где рВ = 1010 кгм3 плотность воды.
VД = 135 м3 вместимость днища.
GB = 100098(0253148462 8955+2135) = 519522585 Н
G = 10176894 + 519522585 = 529699479 Н
5.2 Определяемдопускаемое осевое сжимающее усилие
где [F]р – допускаемое осевое сжимающее усилие из прочности определяется по формуле
где = 140 допускаемое напряжение для материала корпуса аппарата при температуре 20°С МПа определяется по табллице 1.3 [4 с 11]
Fр=314852+ 0035-00020035-0002140=1232 Н
FЕ – допускаемое осевое сжимающее усилие из условия устойчивости в пределах упругости Н. Определяется по формулам
при L DВ 10 FЕ = [F]Е1
где L – расчетная длина аппарата который представляет в виде балки жесткого закрепленного одним концом. Определяется по формуле
[F]E1 – допускаемое осевое сжимающее усилие из условия местной устойчивости в пределах упругостиН.Определяется по формуле
где Е = 21 105 МПа модуль прододьной упругости при температуре 20 0С.
ny = 18 для – коэффициент запаса устойчивости
[F]Е1 = 310 10-6Еny Dв2100S-cDв25 (45)
[F]Е1= 310 10-6 2110518 8462100(0035-000285225=293 Н
F=1232 1+12322932=1134 Н
5.3 Проверяем условия устойчивости и сделать вывод
6 Расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на устойчивость от вакума.
6.1 Расчет ведем по формуле Мизеса
qкр= ER 1n2lR2+12+212R21-2n2+ Rl22 Нм2 (46)
qкр= 206106 003542651182+053144265895521182895531442652+12+0035212426521-032182+ 3144265895522=619Нм2

7 Охрана окружающей среды.docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000 4 Охрана окружающей среды.
Под окружающей природной средой понимают всю совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров и нефтебаз и прилегающих к ней территорий.
В соответствии с законами Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" "О недрах" "Об охране атмосферного воздуха" "Об отходах производства и потребления" и др. отраслевыми НТД и НТД предприятий ТЭК вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации и ремонте резервуаров нефтепроводов нефтепродуктопроводов и нефтебаз решаются как комплексная задача обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.
Охрана окружающей среды при эксплуатации и ремонте резервуаров состоит в соблюдении действующих законов РФ стандартов норм и правил в области охраны окружающей среды контроле степени загрязнения атмосферы воды и почвы контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов; своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды; осуществлении мероприятий по сокращению загрязнения окружающей среды.
К числу основных загрязняющих веществ выбрасываемых из резервуаров относят углеводороды образующиеся вследствие испарения нефтепродуктов из резервуаров.
В соответствии с законом РФ "Об охране окружающей природной среды" выбросы загрязняющих веществ в атмосферу допускаются на основе разрешения на выброс выдаваемого региональными органами по охране природы согласно утвержденным нормам предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
Нормы предельно допустимых выбросов для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами устанавливаются в составе проекта нормативов предельнодопустимых выбросов для НПС нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и проекта нормативов предельно допустимых выбросов для нефтебаз.
После установления норм предельно допустимых выбросов (временно согласованных выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу на НПС и нефтебазах должен быть организован контроль за их соблюдением путем ведения соответствующих журналов. Периодичность контроля выбросов углеводородов из резервуаров определяется на основании расчетов рассеивания приведенных в Проекте нормативов предельно допустимых выбросов а также положений ОНД-90. Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы.
Контроль осуществляется либо силами предприятия либо специализированными организациями на договорной основе.
План-график контроля включающий места отбора проб воздуха периодичность и частоту отбора необходимое количество проб методы анализа согласовывается с территориальными органами охраны окружающей среды.
Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти из резервуаров.
Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо при проведении технологических операций максимально заполнять резервуар окрашивать наружную поверхность резервуара светоотражающими эмалями и красками.
Перечень технических средств по сокращению потерь от испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров и показатели их эффективности представлены.
Производственно-дождевые сточные воды нефтеперекачивающих станций и нефтебаз перед сбросом их в водоемы и водотоки должны быть очищены. Необходимая степень очистки должна быть обоснована с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно допустимого сбросазагрязняющего вещества.
Нормы предельно допустимого сброса загрязняющих веществ со сточными водами устанавливаются в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на спец водопользование.
Сточные воды образующиеся при зачистке резервуаров запрещается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Сточные воды а также размытый нефтешлам следует отводить в специальные емкости или шланонакопители очищать и отстаивать соответствии с проектом.
Нефтепродукты не должны попадать в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях. Приемные дождевые колодцы должны быть оборудованы запорными устройствами (хлопушками) нормальное положение которых — "Закрыто". Колодцы канализационных сетей должны иметь нумерацию в соответствии со схемой канализационных сетей и генпланом.
Источниками загрязнения почвы нефтью и нефтепродуктам на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепровод и нефтебазах являются не плотности запорной арматуры фланцевый и муфтовых соединений сварных стыков; утечки вследствие коррозионных' повреждений резервуаров; продукты зачистки резервуаров.
Для предотвращения загрязнения почвы при разливах отборе проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефти. При проведении зачистных работ весь период дегазации должен быть разбит на несколько этапов в которых выброс вредных веществ в атмосферу производится
при разных режимах с контролем количества и скорости выбросов.
Отходы образующиеся при эксплуатации зачистке и ремонте резервуаров и технологического оборудования в т. ч. твердый осадок отложений в резервуаре подлежат вывозу в места временного складирования согласованные с органами экологического контроля утилизации на имеющихся собственных установках или на установках других предприятий складированию на полигонах и в местах организованного хранения.
Объекты временного и длительного хранения отходов должны соответствовать санитарно-эпидемиологическим требованиям гигиенических норм в воздухе рабочей зоны.
Учет движения отходов на предприятиях необходимо отражать в специальных журналах по видам отходов в которые должны быть занесены сведения об образовании размещении использовании и утилизации отходов.
Объемы отложений должны быть учтены в расчетах для получения ежегодных разрешений на размещение отходов.
Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования сальниковых устройств фланцевых соединений съемных деталей люков и т. п.
Во избежание переливов нефтепродуктов следует применять предохранительные устройства автоматически прекращающие подачу хранимого продукта по достижении заданного уровня.

2 Механическая часть.docx

2 Механическая часть
1 Расчет эллиптической крышки.
Рисунок 6 — Схема определения толщины эллиптической крышки
1.1 Расчет эллиптической крыши аппарата работающего под внутренним избыточным давлением.
1.2 Определяемрасчетную температуру стенки аппарата:
при температуре - Т>20 Тр=Т
1.3 Определяем допускаемое напряжение для материала аппарата в рабочих
где * = 131 - определяется по таблице 1.3 [4 с 11] в зависимости от расчетной температуры и материала;
n = 1 - поправочный коэффициент для сварных аппаратов;
1.4 Определяем расчетную толщину стенки по формуле:
Sp= Р R2 φ-05Р мм (2)
Sp= 02 85202 1 131-05 02=65 мм
где R = D = 8520 мм – радиус кривизны в вершине днища
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва.
1.5 Определяем исполнительную толщину стенки
с= c1+ с2+ с3 мм (4)
где с1 = 1 мм - прибавка на коррозию и эрозию с2 = 003 мм – прибавка на минусовое значение предельного отклонения с3 = 01 мм – технологическая прибавка на утончение листа при механической обработке.
Значение исполнительной толщины стенки аппарата округлить до ближайшего стандартного значения в большую сторону S = 8 мм.
1.6 Определяем допускаемое внутреннее избыточное давление по формуле
Р= 2 φ S-cR+05 S-c МПа (5)
Р= 2 1 131 8-1138520+05 8-113 =021 МПа
1.7 Проверяем условия прочности
2 Расчет толщины стенки вертикалного цилиндрического резервуара.
Рисунок 7 — Схема определения толщины стенки
2.1 Определяем расчетную температуру стенки резервуара
2.2 Определяем расчетную толщину стенки резервуара первого пояса
Sрас= Рг D2 φ Рг мм (7)
где [] = 131 МПа–допускаемое напряжение определяется по таблице
Рг – гидростатическое давление жидкости
Рг=820 98 14925 10-6=12 МПа
Sрас= 12 84602 1 131 12=326 мм
2.3 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.4 Проверяем условие прочности формулы
2.5 Определяем расчетную толщину стенки резервуара второго пояса
Sрас= Рг D2 φРг мм (11)
Рг=820 98 2985 10-6=24 МПа
Sрас= 2484602 1 131 24=326 мм
2.6 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.7 Проверяем условие прочности формулы
2.8 Определяем расчетную толщину стенки резервуара третьяго пояса
Sрас= Рг D2 φРг мм (15)
Рг=820 98 44775 10-6=359 МПа
Sрас= 359 84602 1 131 359=326 мм
2.9 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.10 Проверяем условие прочности формулы
2.11 Определяем расчетную толщину стенки резервуара четвертого пояса
Sрас= Рг D2 φРг мм (19)
Рг=820 98 5970 10-6=48 МПа
Sрас= 48 84602 1 131 48=326 мм
2.12 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.13 Проверяем условие применяемости формулы
2.14 Определяем расчетную толщину стенки резервуара пятого пояса
Sрас= Рг D2 φРг мм (23)
Рг=820 98 74625 10-6=60 МПа
Sрас= 60 84602 1 131 60=326 мм
2.15 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.16 Проверяем условие прочности формулы
2.17 Определяем расчетную толщину стенки резервуара шестого пояса
Sрас= Рг D2 φРг мм (27)
где [] = 131 МПа–допускаемое напряжение определяется по табл.13 [4 с 11]
Рг=820 98 8955 10-6=72 МПа
Sрас= 72 84602 1 131 72=326 мм
2.18 Определяем исполнительную толщину стенки резервуара
2.19 Проверяем условие прочности формулы
3 Расчет флансового соединения
3.1 Определяем нагрузку на болты фланцевого соединения находящего под давлением среды
Q61 = 4 Dв+ 2b32 Рраб+ Dc m Рраб МПа (31)
Q61 = 3144 106+ 2 22532 02+314 1285 52 05 02=11703 МПа
где Dв = 106 мм = внутренний диаметр прокладки
b = 225 мм – ширина прокладки
Dc = 1285 мм – средний диаметр прокладки.
где b0=52 мм – расчетная ширина прокладки
где m = 05 - коэффициент удельного давления на прокладку выбираем по таблице 13.28 [4 с 13]
3.2 Определяем нагрузку на болт фланцевого соединения не находящегося под давлением среды обеспечивающую смятие прокладки для надежности герметичность.
Q62= Dcb0 qп.р МПа (35)
Q62=314 1285 52 2=4197 МПа
где qп.р = 2 МПа – давление на поверхность прокладки определяется по таблице 13.28 [4 с 13]
3.3 Выбираем максимальное значение нагрузки на болты
3.4 Определяем нагрузку приходящуюся на один болт
где n6 =4 –число болтов
3.5 Определяем внутренний диаметр резьбы
d1= 4 2926314 126= 30 мм
где 6=126 МПа – допускаемое напряжение для материала болта при рабочей температуре определяется по таблице 1.3 [4 с 11].
3.6 Определяем уточненное значение нагрузки на один болт
q61= 314 30-22 1264=775455
3.7 Определяемминимальную нагрузку
Qmin=4 775455=310182 МПа
3.8 Определяемрасчетную нагрузку на фланец
Qp=Qmax +Qmin МПа (41)
Qp= 11703+310182=321885 МПа
4 Расчет укрепления отверстия люк лаза.
Рисунок 8 — Схема укрепления отверстия
4.1 Определяем расчетную толщину стенки по формуле:
Sp= Р R2 φ -05Р мм (42)
Sp= 02 5002 1 131-05 02=03 мм
где R = d = 500 мм – радиус кривизны в вершине днища
4.2 Определяем исполнительную толщину стенки
S = 2 мм округляем до целого числа.
4.3 Определяем расчетный диаметр отверстия стенке резервуар
4.4 Определяем наибольший диаметр одиночного отверстия не требующего укрепления при наличии избыточной толщины стенки резервуара
d0=2S-cSp-08 Dp S-c-c мм (45)
d0=22-11308-08 8529 2-113-113=181 мм
где Dp = D = 8520 мм расчетный внутренний диаметр укрепления элемента.
4.5 Укрепления отверстия при укрепления отверстия утолщения стенки резервуара и люк лаза.
l1pS1- S1p-cX1+lpS-Sp-c>05 dp- d0pSp мм (46)
5-03-21+1815-03-113>05 504-37 03
где l1p – расчетная длина внешней части люк лаза.
l1p=m125d+2c5S1-c5 мм (47)
l1p=m125 500+225-2=48 мм
S1p мм - расчетная толщина стенки люк лаза.
S1p= Рd+2c52 φ1 1-Р мм (48)
S1p= 02 500+2221131-02=04 мм
где 1=131- допускаемое напряжение для материала патрубка определяется по таблице 1.3 [4 с 11];
φ=1 – коэффициент прочности сварного шва патрубка люк лаза
где * = 131 МПа нормативное допускаемое напряжениеопределяется по таблице 1.3 [4 с 11]
n = 1 – поправочный коэффициент для сварных аппаратов
X1 - коэфициент определяется по формуле
где МПа – допускаемое напряжение для материала обечайки
lp мм– расчетная ширина зоны укрепления в окресности люк лаза
lp=m85205-113=181 мм
dop – расчетный диаметр отверстия не требующего укрепления при отсутствии избыточного толщины стенки резервуара
dop=04Dp S-c мм (53)
dop=0485205-113=37 мм
4.6 Из условия укрепления отверстия накладным кольцом определить
расчетную ширину накладок кольца l2p. Условие укрепления имеет вид
l1pS1- S1p-c5X1+ l2S2X2+lpS-Sp-c>05 dp- d0pSp мм (54)
5-03-21+60051+1815-03-113>05 504-37 03
где l2p – расчетная ширина накладного кольца
S2 – исполнительная толщина укрепления кольца. Принять равной толщине стенки патрубка люк лаза S2= S1
X2 - коэффициент определяемый по формуле
где 2 – допускаемое напряжение для материала укрепляющего кольца
Исполнительная ширина наклодного кольца
l2=maDpS2+S-c мм (57)
l2=ma 8520 5+5-113=600 мм
где l2p находим из условия укрепления выреза наклодного кольцомприравнивяв правую и левую чвасть.
5 Расчет на устойчивость вертикального аппарата
5.1 Определяемполный вес резервуара
где Gп –Н вес пустого аппарата. определяется по формуле
Где рм = 7800 кгм3– плотность металла аппарата.
g = 981 мс2ускорение свободного падения.
Vм – м3 объем металла. Определяется по формуле
Vм = 025(DН2 - DВ2)H + 2FД SД м3(60)
где DН – м наружный диаметр аппарата. определяется по формуле
DH =846 + 2 0035 = 853 м
FД = 298 м2 – площадь внутренней поверхности днища.
SД - м толщина стенки днища. Принять равной толщине стенки аппарата;
Vм =0253148542-85228955+22980005= 133 м3
Gп = 7800 981 133 =10176894 Н
GB –Н вес воды в аппарате. Рассчитывается по формуле
GB = pВ g (025DB2 H + 2VД ) Н(62)
где рВ = 1010 кгм3 плотность воды.
VД = 135 м3 вместимость днища.
GB = 100098(0253148462 8955+2135) = 519522585 Н
G = 10176894 + 519522585 = 529699479 Н
5.2 Определяемдопускаемое осевое сжимающее усилие
где [F]р – допускаемое осевое сжимающее усилие из прочности определяется по формуле
где = 140 допускаемое напряжение для материала корпуса аппарата при температуре 20°С МПа определяется по табллице 1.3 [4 с 11]
Fр=314852+ 0035-00020035-0002140=1232 Н
FЕ – допускаемое осевое сжимающее усилие из условия устойчивости в пределах упругости Н. Определяется по формулам
при L DВ 10 FЕ = [F]Е1
где L – расчетная длина аппарата который представляет в виде балки жесткого закрепленного одним концом. Определяется по формуле
[F]E1 – допускаемое осевое сжимающее усилие из условия местной устойчивости в пределах упругостиН.Определяется по формуле
где Е = 21 105 МПа модуль прододьной упругости при температуре 20 0С.
ny = 18 для – коэффициент запаса устойчивости
[F]Е1 = 310 10-6Еny Dв2100S-cDв25 (65)
[F]Е1= 310 10-6 2110518 8462100(0035-000285225=293 Н
F=1232 1+12322932=1134 Н
5.3 Проверяем условия устойчивости и сделать вывод
6 Расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на устойчивость от вакума.
6.1 Расчет ведем по формуле Мизеса
qкр= ER 1n2+05Rl21n2lR2+12+212R21-2n2+ Rl22 Нм2 (66)
qкр= 206106 00354265 1182+053144265895521182895531442652+12+0035212426521-032182+ 3144265895522=619Нм2

1 технологическая часть.docx

1 Технологическая часть
Литературный обзор существующих конструкций резервуара
Транспортировка и хранение нефтепродуктов четко регламентируются государственными стандартами. Нефтехранилище представляет собой промышленный объект предназначенный для хранения данной продукции. Они бывают: распределительными перевалочными и перевалочно-распределительными. Хранилище - это разнообразные емкости (резервуары баки цистерны). Все виды резервуаров для хранения нефтепродуктов разделяются на:
- емкости расположенные на земле – наземные;
- под землей: для сухих грунтов и для грунтов с повышенной влажностью;
- платформы: авто и железнодорожные цистерны танкеры и т.д.;
В зависимости от особенностей хранения:
- резервуары выполненные по индивидуальному проекту.
В зависимости от использованного материала:
- из синтетического материала;
По типу расположения резервуары делят на надземные и подземные по конструкции на вертикальные горизонтальные и шаровые. Также резервуары могут быть двустенными и многокамерными то есть состоящими из двух и более камер. Также известны флекситанки (внутри контейнерные внутри вагонные или внутри тканевые) каркасные резервуары (выполненные на основе каркаса) инефтетанки ( мягкие или гибкие резервуары.
По условиям эксплуатации резервуары можно разделить на стационарные резервуары (как правило стальные) переносные или перемещаемые (сборно разборные каркасные нефтетанки ) плавающие (для хранения и перемещения на воде) и транспортные ( для перемещения на транспорте ).
Цилиндрические вертикальные резервуары — наиболее распространенный тип емкостей для хранения нефтепродуктов. Они занимают меньше площади чем горизонтальные требуют меньше металла на изготовление удобны в ксплуатации позволяют простым способом замерять количество содержащейся в них жидкости. Объем эксплуатируемых в настоящее время вертикальных цилиндрических резервуаров составляет от 25 до 100000 м3. Большинство резервуаров стандартизовано остальные изготавливают по специальным проектам. Резервуары покоятся на основании состоящем из надежно уплотненного грунта и песчаной подушки толщиной 006—01 м. Чтобы предохранить днище от коррозии верхний слой песчаной подушки смазывают битумом или мазутом. Основание имеет форму конуса с вертикальной осью; уклон от центра к периферии равен 1: 120; диаметр основания должен быть на 1 —12 м больше диаметра днища резервуара.
Для предотвращения осыпания основания резервуара устраивают бетонную (кольцо) толщиной 025—03. В отечественной промышленности до недавнего времени (а за рубежом и сейчас) резервуары изготовляли методом полистовой сборки. По этому методу весь резервуар изготовляют в заводских условиях в виде отдельных заготовок: свальцованных листов с обработанными под сварку кромками — для цилиндрического корпуса; выкроенных и обрезанных под сварку листов — для днища и крыши. В заводских условиях изготовляют также несущие фермы лестницы площадки и т. п. Сборку резервуара производят на месте его установки для этого предварительно подготавливают основание под днище.
Настилаемые на основание листы днища резервуара сваривают встык или внахлестку (сначала сваривают поперечные швы затем продольные). Сварку производят автоматически или вручную обратно ступенчатым способом в направлении от центра днища к его периферии. Все листы днища за исключением периферийных одинакового размера (1500x6000 мм). Периферийные листы раскраивают так чтобы обеспечить круглую форму днища.
Корпус резервуара собирают по поясам которые составляют из заготовок — свальцованных листов. Сварку отдельных листов и поясов друг с другом производят встык или внахлестку так чтобы вертикальные (меридиональные) швы не совпадали а располагались вразбежку. При сварке внахлестку пояса располагают телескопически с уменьшением диаметра каждого пояса снизу вверх или ступенчато.
– Рулон 2 - Центральная стойка 3 - Днище 4 - Щит покрытия 5 - Лестничная клеть
Рисунок 1 - Сборка вертикального цилиндрического резервуара рулонным способом
Шаровые резервуары выдерживают значительные давления (до 1 МНм2) и высокий вакуум (до 500 мм вод. ст.). Диаметр их практически не ограничен. Например в Японии по строены шаровые резервуары диаметром 33 м рассчитанные на работу под давление ЗМПа.
На нефтеперерабатывающих заводах в шаровых резервуарах хранят метан этилен пропан-бутановую фракцию и другие газы. Резервуары сферической формы используют также для изготовления электродегидраторов для сырой нефти на установках электрообессоливания.
При одинаковых эксплуатационных показателях расход металла на шаровые резервуары меньше чем на цилиндрические. Что касается изготовления которое конечно более сложно то в настоящее время оно освоено достаточно хорошо и уже не является фактором ограничивающим применение шаровых резервуаров там где это целесообразно.
– Корпус сваренный из лепестков 2 - Предохранительные устройства 3 - Опора резервуара 4 - Лестничные марши к площадке обслуживании.
Рисунок 2 - Шаровой резервуар.
Для хранения нефтепродуктов характеризующихся высоким давлением ларов до 02 МНм*) возможно применение каплевидных резервуаров названных так из-за внешней формы напоминающей форму капли жидкости на не смачиваемой плоскости. Общий вид такого резервуара показан на рис. IV-7. Форма оболочки каплевидного резервуара обеспечивает одинаковое напряжение растяжения во всех кольцевых и меридиональных сечениях что является основой экономичности конструкции. Однако изготовление таких резервуаров сложно поэтому они не получают широкого распространения.
- Корпус резервуара; 2 - Предохранительные устройства; 3 - Опора резервуара; 4 - Лестничная клеть обслуживания
Рисунок 3 - Каплевидный резервуар.
Грузоподъемные устройства используемые при монтаже резервуара
Гусеничные трактора имеют большую силу тяги чем колёсные. Основной недостаток большинства гусеничных тракторов — невозможность перемещения по асфальтированным дорогам без разрушения покрытия исключение составляют трактора с резинотросовыми гусеницами. Небольшие скорости движения гусеничных тракторов (30—40 кмч) компенсируются уменьшенным давлением на грунт по причине большой площади контакта с грунтом при той же массе что и у колёсного трактора.
Промышленный трактор предназначен для работы в качестве базовой ма-
шины в землеройном или строительном агрегате: бульдозере скрепере трубоукладчике. Промышленный трактор характеризуется следующими особенностями:
– эксплуатация в течение всего срока службы с одним и тем же типом рабочего оборудования;
– работа на пониженных скоростях с большим тяговым усилием в условиях буксования ходовой части;
– возможность работы на твердых (в том числе скальных) грунтах;
– возможность работы на переувлажненных грунтах;
– необходимость точного позиционирования рабочего органа относительно грунта;
– доставка к месту проведения работ на спецтранспорте.
Конструкция промышленных тракторов отличается следующими решениями:
– мало оборотистый двигатель с высоким крутящим моментом;
– применение гидротрансформатора на тракторах тягового класса 15 и выше.
– коробка перемены передач с шестернями постоянного зацепления смазываемыми под давлением;
– жесткая (или полужесткая) подвеска;
– ходовая часть и рама усиленной конструкции;
– бронированные капот и нижняя часть моторного отсека для защиты двигателя от камней переваливающихся через отвал;
– наличие усиленных шарниров для крепления отвала рыхлителя и гидро
– гидравлическое оборудование повышенной энергоемкости;
– улучшенная обзорность из кабины вперед;
– возможность работы при низких температурах.
Рисунок 1 — Гусеничный трактор
Краны на гусеничном ходу являются полноповоротными самоходными кранами. В зависимости от условий работы их оборудуют сменными стрелами различной длины и конфигурации (прямые изогнутые телескопические).
По конструктивным особенностям гусеничные краны делятся на две группы:
Стреловые самоходные краны. Индексы: «ДЭК» «СКГ» «МКГ» «МКГС» «RDK». Монтажные гусеничные краны имеют грузоподъёмность 40-160 т и более (например краны МКГС-250 и МКТ-250). Привод отдельных механизмов этих кранов как правило индивидуальный.
Краны-экскаваторы с механическим приводом изготавливаемые на базе экскаваторных узлов. Краны-экскаваторы имеют небольшую грузоподъемность (не более 50 т) и групповой привод механизмов.
Краны типа «СКГ» грузоподъёмностью 24 40 63 100 т выпускаются с различными типами стрелового оборудования:
– трубчатые стрелы с короткими гуськами.
– стрелы-башни с длинными гуськами.
Рисунок 2 — Кран на гусеничном ходу
Длина стрел у гусеничных монтажных кранов при больших высотах подъёма груза достигает 60—100 м и более. Скорости движений соответствуют грузо-
подъёмности крана и вылету стрелы и обычно составляют: подъёма груза 5—25 ммин вращения от 1 до 4 обмин время подъёма стрелы из низшего положения в высшее от 1 мин до 3 мин. Передвижение крана (при работе) от 1 кмч до 10 кмч. Стреловые краны выполняют с крюковыми и грейферными захватами а дизель-электрические — также с электромагнитом. Они имеют переменную грузоподъёмность наибольшую при наименьшем вылете и использовании выносных опор: у гусеничных до 300 т и более.
Автомобильный кран стрелового типа который может быть снабжён башенно-стреловым оборудованием и может перемещаться с грузом или без груза не требуя специальных путей и устойчивость которого обеспечивается за счет силы тяжести.
Автомобильные краны собираются на шасси серийно выпускаемых грузовых автомобилей с установкой на раме передних и задних выносных опор для обеспечения устойчивости при работе крана с грузом и повышения грузоподъёмности. Они могут самостоятельно передвигаться по грунтовым дорогам и преодолевать подъёмы до 20 т.
Основным достоинством автомобильных кранов является их высокая мобильность что даёт возможность оперативно перемещать их на удалённые друг от друга объекты. При перевозке по железным дорогам не требуется их разбирать так как они вписываются в габарит железнодорожного транспорта.
Грузовые характеристики кранов для каждой длины стрелы и каждого положения существенно различаются. При работе на выносных опорах грузоподъёмность на 80 % выше чем без опор. Управление кранами осуществляется при передвижении — из кабины шасси (автомобиля) при работе — из кабины крановщика расположенной на вращающейся части крана.
Скорости рабочих движений регулируются за счёт изменения частоты вращения вала силовой установки и коробкой перемены передач. В отдельных случаях допускается передвижение кранов с грузом на крюке ограниченной массы. При этом стрела должна быть расположена в секторе задних колёс и направлена по продольной оси шасси с высотой подъёма не более 05 м. Скорость передвижения при этом — не более 5 кмч.
Рисунок 3 — Кран на автомобильном ходу
Домкраты. «Подращиванием» называют метод монтажа высотных сооружений при котором конструкции выше отметки доступной для установки элементов монтажным краном собирают на уровне земли начиная с верхней секции сооружения и выдвигают вверх на высоту очередной секции которые соединяют. Циклы повторяют до достижения проектной высоты сооружения. Особенно эффективно выполнять выдвижение секций с помощью гидроподъемников применение которых исключает необходимость промежуточного подвешивания их на монтажных опорах.
Система ССПР-82502400 «Энерпром» включает следующее оборудование:
– восемь гидравлических подъемных механизмов выполненных в виде стоек с размещенными внутри гидроцилиндрами;
– лазерные радарные датчики перемещения штоков гидроцилиндров;
–восьмипоточную маслостанцию гидропитания и управления гидроцилиндрами с интегрированной системой синхронизации положения штоков гидроцилиндров;
– комплект рукавов высокого давления.
Синхронизация осуществляется слежением и управлением хода штоков
гидроцилиндров при помощи лазерных радарных датчиков размещенных на корпусах подъемных механизмов и электромагнитных гидрораспределителей на насосной станции посредством сравнения сигналов с датчиков с последующей автоматической корректировкой положения штока каждого гидроцилиндра.
Максимальный вес поднимаемой конструкции 250 т высота перемещения секции обечайки не более 24 м.
Система выполнена в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ15150 и рассчитана для эксплуатации на открытом воздухе при прямом воздействии атмосферных осадков при температуре окружающей среды С от -30 до +40.
Основными составными частями гидравлических подъемных механизмов являются:
– стойка гидроцилиндра с опорой с 4-мя отверстиями для крепления на бетонную опорную поверхность и обеспечения устойчивости подъемного механизма;
– гидроцилиндр вставленный в стойку;
– опора плавающая на штоке гидроцилиндра для компенсации радиальных
– двухсторонний гидрозамок для предотвращения опускания штока в слу-
чае аварийной ситуации (разгерметизация гидросистемы в соединениях и др.);
– проушины с отверстиями для установки растяжек;
– лазерный радарный датчик (с излучателем приемником и дисплеем настройки) для измерения хода штока установленный на корпусе стойки и подключенный к блоку обработки информации и управления на насосной станции;
– зеркало на штоке гидроцилиндра для передачи сигнала от излучателя к приемнику радарного датчика.
Рисунок 4 — Домкраты
3 Технологическая схема установки производства битума
Нефтяные битумы представляют собой жидкие полутвердые или твердые нефтепродукты состоящие из асфальтовой смол и масел (мальтенов): асфальтены придают твердость и высокую температуру размягчения; смолы повышают цементирующие свойства и эластичность; масла являются разжижающей средой в которой растворяются смолы набухают асфальтены.
Битумы характеризуются следующими показателями: твердостью (пенетрацней) температурой размягчения растяжимостью в нить (дук-тильностью) температурой хрупкости адгезией температурой вспышки реологическими свойствами и др.
Пенетрация характеризует глубину проникания в битумы стандартной иглы
при определенных условиях (при 25 0С. нагрузке 1000 Н прилагаемой в течение 5 с). Она составляет (-10 60) х 0.1 мм.
Температура размягчения определяемая по методу «кольцо в шар» (КиШ) колеблется от 25 до 150 °С.
Растяжимость (дуктильность) битума характеризуется расстоянием на которое его образец можно вытянуть при определенных условиях в нить до разрыва.
Температура хрупкости - это температура при которой пленка битума нанесенная на стальную пластинку дает трещину при изгибе этой пластинки (от - 2 до 30 °С). Чем ниже эта температура тем выше качество битума. Окисленные битумы имеют меньшую температуру хрупкости чем остаточные битумы той же пенетрации.
Вязкость битумов наиболее полно характеризует их консистенцию при различных температурах применения. При максимальной температуре применения вязкость должна быть как можно выше.
Адгезию (прилипание) оценивают по степени покрытия битумом поверхности частиц щебня или гравия после обработки образца в кипящей воде. Адгезионная способность битума зависит от его химического состава: в присутствии парафина она снижается поэтому его содержание ограничивается (не более 5%). °С повышением молекулярной массы асфальтенов входящих в состав битума адгезионные его свойства улучшаются. Для производства нефтяных битумов используют следующие три основных способа:
- концентрирование ТНО путем их перегонки под вакуумом (остаточные битумы).
- окисление кислородом воздуха различных ТНО (окисленные битумы).
- компаундирование остаточных и окисленных битумов и различных ТНО (компаундированные битумы).
Битумы вырабатываются в основном из тяжелых нефтяных остатков: гудронов мазутов тяжелых нефти асфальтов деасфальтизации крекинг-остатков и др. Оптимальным сырьем для производства битумов являются остатки из асфальто-смолистых нефти нафтенового или нафтено-ароматнческого основания. Чем выше в нефти отношение асфальтенов к смолам и ниже содержание твердых парафинов тем лучше качество получаемых из них битумов и проще технология их производства. Нефти из остатков которых вырабатывают битумы должны быть хорошо обессолены. Наличие сернистых и других гетеросоединсннй в сырье не ухудшает товарных свойств битумов.
При окислении ТНО часть масел превращается в смолы часть смол переходит в асфальтены. В результате количество смол практически остается неизменным а отношение АС и (А+С)М приближается к оптимальным значениям. Наибольшее распространение получило производство окисленных битумов.
Технология окисления битумного сырья. Основными факторами процесса окисления (точнее окислительной дегидроконденсации) являются температура расход воздуха и давление. Чем выше температура окисления тем быстрее протекает процесс. Но при слишком высокой температуре ускоряются реакции образования карбонов и карбидов что недопустимо. Чем больше вводится в зону воздуха тем меньше времени требуется для окисления (то есть кислород является инициатором процесса). При слишком большой подаче воздуха температура в реакционной зоне может подняться выше допустимой. Так как реакция окисления экзотермическая то изменением расхода воздуха можно регулировать температуру процесса.
С повышением давления в зоне реакции процесс окисления интенсифицируется и качество окисленных битумов улучшается благодаря конденсации части масляных паров. В частности повышается пенетраиия битума при одинаковой температуре его размягчения. Обычно давление колеблется от 0.3 до 0.8 М Па
Основным аппаратом установок непрерывного действия для производства
битума является либо трубчатый реактор либо окислительная колонна. Окислительные колонны предпочтительны для производства дорожных битумов трубчатые реакторы — в производстве строительных битумов. Отдельные установки в своем составе имеют оба аппарата.
Если исходное сырье поступает из резервуара то для его нагрева на установке имеются теплообменники и трубчатая печь. Если же оно поступает в горячем виде непосредственно с АВТ тогда сырье вводят в реакторы минуя теплообменники и печи. В реактор колонного типа 6 вводят непрерывно сырье (с температурой 140 200 °С) сжатый воздух и битум-рециркулят. На верх колонны для регулирования температурного режима и для понижения концентрации кислорода подают водяной пар и воду. Окисление сырья в колонне осуществляется в барботажном режиме при температуре 240 270 °С.
Поток сырья направляемый в реакторы змеевикового типа сначала поступает с температурой 260..270 °С в смеситель где смешивается со сжатым воздухом и битумом-рециркулятом затем в змеевиковый реактор. Процесс окисления сырья кислородом воздуха начинается в смесителе в пенном режиме и продолжается в змеевике реактора. Для съема тепла экзотермической реакции окисления в межтрубное пространство реактора вентилятором подастся воздух. Смесь продуктов окисления из реактора поступает в испаритель в котором газы отделяются от жидкости. Отработанный воздух газообразные продукты окисления пары нефтепродуктов и воды направляются через конденсаторы-холодильники (воздушного охлаждения) в сепаратор. С верха сепаратора несконденсировавшиеся газы и пары направляются в печи дожига.
Конденсат так называемый «черный соляр» используется как компонент котельного топлива. Целевой продукт установки - битум - после охлаждения направляется в приемники - битумораздаточники. Выход дорожных окисленных битумов на сырье составляет около 98% мас. а строительных - 94 96% мас.
Комбинированное применение на одной битумной установке реакторов типов позволяет одновременно получить разные марки битумов более полно использовать тепло реакции и отходящих потоков.
На некоторых НПЗ эксплуатируются установки в которых применено последовательное комбинирование реакторов: сырье сначала окисляется в реакторе колонного типа затем частично окисленный битум доокисляется в реакторе змеевикового типа.

1 Технологическая часть (3).docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000
Технологическая часть
1 Литературный обзор существующих конструкций резервуара
Транспортировка и хранение нефтепродуктов четко регламентируются государственными стандартами. Нефтехранилище представляет собой промышленный объект предназначенный для хранения данной продукции. Они бывают: распределительными перевалочными и перевалочно-распределительными. Хранилище - это разнообразные емкости (резервуары баки цистерны). Все виды резервуаров для хранения нефтепродуктов разделяются на:
- емкости расположенные на земле – наземные;
- под землей: для сухих грунтов и для грунтов с повышенной влажностью;
- платформы: авто и железнодорожные цистерны танкеры и т.д.;
В зависимости от особенностей хранения:
- резервуары выполненные по индивидуальному проекту.
В зависимости от использованного материала:
- из синтетического материала;
По типу расположения резервуары делят на надземные и подземные по конструкции на вертикальные горизонтальные и шаровые. Также резервуары могут быть двустенными и многокамерными то есть состоящими из двух и более камер. Также известны флекситанки ( внутри контейнерные внутри вагонные или внутри тканевые ) каркасные резервуары ( выполненные на основе каркаса ) инефтетанки ( мягкие или гибкие резервуары.
По условиям эксплуатации резервуары можно разделить на стационарные
резервуары ( как правило стальные) переносные или перемещаемые ( сборно разборные каркасные нефтетанки ) плавающие (для хранения и перемещения на воде) и транспортные ( для перемещения на транспорте ).
Цилиндрические вертикальные резервуары — наиболее распространенный тип емкостей для хранения нефтепродуктов. Они занимают меньше площади чем горизонтальные требуют меньше металла на изготовление удобны в ксплуатации позволяют простым способом замерять количество содержащейся в них жидкости. Объем эксплуатируемых в настоящее время вертикальных цилиндрических резервуаров составляет от 25 до 100000 м3. Большинство резервуаров стандартизовано остальные изготавливают по специальным проектам. Резервуары покоятся на основании состоящем из надежно уплотненного грунта и песчаной подушки толщиной 006—01 м. Чтобы предохранить днище от коррозии верхний слой песчаной подушки смазывают битумом или мазутом. Основание имеет форму конуса с вертикальной осью; уклон от центра к периферии равен 1: 120; диаметр основания должен быть на 1 —12 м больше диаметра днища резервуара.
Для предотвращения осыпания основания резервуара устраивают бетонную (кольцо) толщиной 025—03. В отечественной промышленности до недавнего времени (а за рубежом и сейчас) резервуары изготовляли методом полистовой сборки. По этому методу весь резервуар изготовляют в заводских условиях в виде отдельных заготовок: свальцованных листов с обработанными под сварку кромками — для цилиндрического корпуса; выкроенных и обрезанных под сварку листов — для днища и крыши. В заводских условиях изготовляют также несущие фермы лестницы площадки и т. п. Сборку резервуара производят на месте его установки для этого предварительно подготавливают основание под днище.
Настилаемые на основание листы днища резервуара сваривают встык или внахлестку (сначала сваривают поперечные швы затем продольные). Сварку производят автоматически или вручную обратно ступенчатым способом в направлении от центра днища к его периферии. Все листы днища за исключением периферийных одинакового размера (1500x6000 мм). Периферийные листы раскраивают так чтобы обеспечить круглую форму днища.
Корпус резервуара собирают по поясам которые составляют из заготовок — свальцованных листов. Сварку отдельных листов и поясов друг с другом производят встык или внахлестку так чтобы вертикальные (меридиональные) швы не совпадали а располагались вразбежку. При сварке внахлестку пояса располагают телескопически с уменьшением диаметра каждого пояса снизу вверх или ступенчато.
— рулон; 2 — центральная стойка; 3— днище; 4 — щит покрытия; 5 —лестничная клеть.
Рисунок 1 - Сборка вертикального цилиндрического резервуара рулонным способом
Шаровые резервуары выдерживают значительные давления (до 1 МНм2) и высокий вакуум (до 500 мм вод. ст.). Диаметр их практически не ограничен. Например в Японии по строены шаровые резервуары диаметром 33 м рассчитанные на работу под давление ЗМПа.
На нефтеперерабатывающих заводах в шаровых резервуарах хранят метан этилен пропан-бутановую фракцию и другие газы. Резервуары сферической формы используют также для изготовления электродегидраторов для сырой нефти на установках электрообессоливания.
При одинаковых эксплуатационных показателях расход металла на шаровые резервуары меньше чем на цилиндрические. Что касается изготовления которое конечно более сложно то в настоящее время оно освоено достаточно хорошо и уже не является фактором ограничивающим применение шаровых резервуаров там где это целесообразно.
— корпус сваренный из лепестков. 2—предохранительные устройства; 3 — опора резервуара; 4 — лестничные марши к площадке обслуживании.
Рисунок 2 - шаровой резервуар.
Для хранения нефтепродуктов характеризующихся высоким давлением ларов до 02 МНм*) возможно применение каплевидных резервуаров названных так из-за внешней формы напоминающей форму капли жидкости на несмачиваемой плоскости. Общий вид такого резервуара показан на рис. IV-7. Форма оболочки каплевидного резервуара обеспечивает одинаковое напряжение растяжения во всех кольцевых и меридиональных сечениях что является основой экономичности конструкции. Однако изготовление таких резервуаров сложно поэтому они не получают широкого распространения.
— корпус резервуара; 2 — предохранительные устройства; 3 — опора резервуара; 4 - Лестничная клеть обслуживания.
Рисунок 3 - каплевидный резервуар.
2 Рабочие параметры резервуара
Настоящий стандарт устанавливает требования к проектированию изготовлению монтажу и испытанию вертикальных цилиндрических стальных резервуаров номинальным объемом от 100 до 120000 м3 используемых при добыче транспортировании переработке и хранении нефти и нефтепродуктов.
Требования настоящего стандарта распространяются на следующие условия эксплуатации резервуаров:
- расположение резервуаров - наземное;
- плотность хранимых продуктов - не более 1015 кгм3;
- максимальная температура корпуса резервуара - не выше плюс 180 °С минимальная - не ниже минус 65 °С;
- внутреннее избыточное давление - не более 2000 Па;
- относительное разрежение в газовом пространстве - не более 250 Па;
- сейсмичность района строительства - не более 9 баллов включительно по шкале MSK-64
Требования настоящего стандарта распространяются на стальные конструкции резервуара ограниченные первым фланцевым или сварным (резьбовым)
соединением технологических устройств или трубопроводов снаружи или изнутри корпуса резервуара.
Настоящий стандарт допускается применять при строительстве резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды нефтесодержащих стоков жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).
Настоящий стандарт не распространяется на изотермические резервуары
(хранение сжиженных газов) баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары
для хранения агрессивных химических продукта.
D = 8520 мм – внутренний диаметр днища.
Р = 02 МПа – расчетное давление.
Траб=120 - температура среды в аппарате.
3 Выбор конструкционного материала
Толщина листов днища резервуаров объемом 1000 м3 и менее должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию).
Днища резервуаров объемом от 2000 м3 и выше должны иметь центральную часть и утолщенную кольцевую окрайку. Толщина листов центральной части днища должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Номинальная толщина листов окрайки днища должна быть не менее 6 мм.
Центральную часть днища допускается выполнять в виде отдельных листов или рулонированных полотнищ. Отдельные листы сваривают между собой внахлест или встык на подкладных пластинах а полотнища сваренные встык - внахлест. Листы или полотнища центральной части днища сваривают с окрайкой. В нахлест (шириной не менее 60 мм) сплошным угловым швом сверху.
Вертикальные соединения листов стенки резервуара должны выполняться сварными стыковыми с двусторонними швами. Вертикальные соединения листов на смежных поясах стенки должны быть смещены друг относительно друга на расстояние не менее 10 t (где t - толщина нижележащего пояса стенки).
Горизонтальные соединения листов должны выполняться сварными стыковыми с двусторонними швами. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается в проектной документации.
Для РВС вертикальные оси поясов располагают по одной вертикальной линии; для РВСП и РВСПК пояса стенки совмещают по внутренней поверхности.
Требования к стационарным крышам:
- стационарные крыши должны опираться по периметру на стенку резервуара с использованием кольцевого элемента жесткости;
- толщина листового настила и элементов поперечного сечения профилей каркаса крыши должна быть не менее 4 мм без учета припуска на коррозию;
- применение крыш других конструкций (не описанных в настоящем стандарте) допускается при условии выполнения требований настоящего стандарта.
- допускается применение стационарных крыш из алюминиевых сплавов.
Материал для изготовления резервуара использовал Вст3 ГОСТ 380-71. Марка ВстЗ идет на изготовление стандартных несущих и ненесущих элементов сварных и несварных конструкций которые эксплуатируются при температуре от -40 до +425°С. Данный материал не имеет ограничений по свариваемости не склонен к отпускной хрупкости отличается относительно высокой коррозионной стойкостью. К тому же это достаточно прочный металл который для удобства выпускается в трёх исполнениях: обычной прочности повышенной прочности и высокой прочности. Сталь ВстЗ выпускаемая по ГОСТ 380-71 - конструкционная сталь обыкновенного качества химический состав и механические свойства гарантированы.

6 Экономическая часть..docx

6 Экономическая часть
Мощность установки: 330 тыс. т
Стоимость основных фондов: 315000 тыс. руб.
Нормы амортизации – 74%
Нормы на ремонт - 15%
Страховые взносы - 30 %
Общепроизводственные расходы - 8%
Общехозяйственные расходы - 19%
Внутризаводская перекачка 20 руб.т
1 Расчет себестоимости продукции
Таблица 1 - Расчет производственной программы технологической установки
Вид сырья и продукции
- гудрон на дорожный битум
- экстракт на дорожный битум
Калькулируемая продукция:
Некалькулируемая продукция:
1.2 Расчет затрат на сырье и вспомогательные материалы
Затраты на сырье и вспомогательные материалы определяются на основе производственной программы установки норм расхода и действующих цен.
где ЗC - затраты на сырье руб.;
ЦC - цена за одну 1 т сырья руб.;
где Q-объем сырья или готовой продукции в зависимости от того на что установлена норма расхода т;
Н - норма расхода вспомогательных материалов на 1 т сырья или готовой продукции %;
Ц - цена за 1 т вспомогательных материалов реагентов катализаторов руб.
Таблица 2 - Расчет затрат на сырьё и вспомогательные материалы
Наименование сырья материалов
Цена за единицу измерения
Кол-во на которое установлена норма расхода
1.3 Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы
Затраты на топливо и энергетические ресурсы определяются по формуле:
ЗЭН = QНЦЭН руб. (62)
где ЗТ - затраты на топливо руб.;
ЗЭН - затраты на энергоресурсы руб.;
Ц – цена за единицу топлива или энергетики
Кол-во на которое установлена норма
-электроэнергия кВтч
Таблица 3 - Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы
1.4 Организация труда
1.4.1 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и ИТР
Годовой фонд заработной платы рабочих рассчитывается на основе действующих тарифных ставок и эффективного фонда рабочего времени.
Таблица 4 - Баланс рабочего времени
Максимально возможный фонд рабочего времени
Планируемые невыходы на работу:
Отпуск дополнительный
Исполнение общественных обязанностей
Времени невыходов на работу по болезни и другим причинам
Эффективный фонд рабочего времени
Годовой фонд заработной платы рассчитывается по формуле:
ЗГОД=ЗО+ЗД+ЗРК руб. (63)
ЗГОД=18432224+2608345+3156086=24196656 руб.
где ЗГОД – годовой фонд заработной платы руб.;
ЗО – основной фонд заработной платы руб.;
ЗД – дополнительный фонд заработной платы руб.;
ЗРК – доплата по районному коэффициенту учитывающему климатические
Основной фонд заработной платы.
Рассчитывается по формуле
ЗО=ЗТ+ЗП+ЗПР+ЗНВ руб. (64)
ЗО=1333056+1999584+88032+222176=1843224 руб.
где ЗО – оплата по тарифу руб.;
ЗП – премия за 100% выполнение плана руб.;
ЗПР – доплата за работу в праздничные дни руб.;
Размер оплаты по тарифу определяется по формуле:
ЗТ = ТЧ ТЭФ Ч руб. (65)
ЗТ=2621696·3=1333056 руб.
где ТЧ – часовая тарифная ставка руб.час.;
ТЭФ – эффективный фонд рабочего времени час;
Ч – списочная численность рабочих.
Премия за 100% выполнения плана определяется по формуле:
Зп=ЗтНп100%=133305615100=1999584 руб. (66)
где ЗТ – размер оплаты по тарифу;
НП – размер премии за 100% выполнения задания %.
Доплата за работу в праздничные дни.
Доплата за работу в праздничные дни определяется по формуле:
ЗПР = ТЧ8 314Ч руб. (67)
ЗПР=26283141=88032 руб.
где ТЧ – часовая тарифная ставка;
– продолжительность смены в часах;
– количество праздничных дней в году (берется по календарю);
Ч – явочная численность рабочих в смену.
Доплата за работу в ночное время.
Ночным временем считается время работы с 22-00 до 6-00 час. т.е. 13
суток. Доплата за работу в ночное время составляет 50% от оплаты по тарифу
и определяется по формуле:
ЗНВ=ЗТ5010013 руб. (68)
ЗНВ=13330565010013 = 222176 руб.
Оплата дней отпуска.
Оплата за отпуск производится из расчета среднемесячной зарплаты и
рассчитывается по формуле:
ЗОТ=ЗОДОТТЭФ.Ф руб. (69)
ЗОТ=1843222428212=2434445 руб.
где ДОТ – продолжительность отпуска в днях;
ТЭФ – эффективный фонд рабочего времени в днях.
Доплата за время исполнения общественных обязанностей.
Рассчитывается по формуле:
ЗГ.ОБ=ЗОДГЮОБТЭФ.Ф руб. (70)
ЗГ.ОБ=1843222422212=17390 руб.
где ДГ. ОБ – время выполнения общественных обязанностей в днях.
Доплата по районному коэффициенту.
Расчет дополнительного фонда заработной платы
ЗД = ЗОТ + ЗГ. ОБ руб. (71)
ЗД=2434445+17390=2608345 руб.
где ЗОТ – оплата дней отпуска руб.;
ЗГ.ОБ – оплата дней выполнения общественных (государственных) обязанностей руб.
ЗРК = (ЗО + ЗД) 015 руб. (72)
ЗРК= (18432224+2608345)015=3156086 руб.
где 015 – районный коэффициент действующий на Урале и в Башкортостане.
Годовой фонд заработной платы.
ЗГОД = ЗО + ЗРК + ЗД руб. (73)
ЗГОД = 18432224+3156086+2608345=24196656 руб.
1.5 Расчет годового фонда заработной платы ИТР руб.
ЗИТР=(ОК+ОК015)12115КП руб. (74)
ЗИТР=(48600+48600015)1211511=9255384 руб.
где ОК -месячный оклад ИТР руб.;
-доплата за вредные (особо вредные) условия труда;
-число месяцев в году;
5-зарплата с учетом районного коэффициента;
КП -коэффициент учитывающий премию.
Явочная численность в смену чел.
Списочная численность чел.
Эффективный фонд рабочего времени час
Фонд основной заработной платы руб. в т.ч.:
Тарифная ставка руб.часоклад
Доплата за работу в ночное время
Доплата за работу в праздничные дни
Фонд дополнительной ЗП в т.ч.:
Оплата выполнения общественных обязанностей
Итого фонд основной и дополнительной ЗП
Доплата по районному коэффициенту
Годовой фонд ЗП руб.
2 Расчет страховых взносов
Отчисления на социальное страхование производится в размере 34% от годового фонда заработной платы и определяется по формуле:
где ЗГФ – годовой фонд заработной платы;
% - норматив отчислений.
2.1 Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования
Для определения затрат на содержание и эксплуатацию оборудования на заводе составляется смета.
В смету включаются следующие статьи расходов:
- амортизация производственного оборудования;
- эксплуатация оборудования;
-.ремонт оборудования;
- износ малоценных быстроизнашивающихся предметов и приспособлений;
- прочие расходы. В курсовой работе затраты по этой статье рассчитываем укрупнено.
Амортизация производственного оборудования определяется по формуле:
где А – сумма амортизационных отчислений;
ОФ – среднегодовая стоимость основных средств;
Н – годовая норма амортизации.
Затраты на ремонты определяются по формуле:
где ОФ – среднегодовая стоимость основных средств;
НР – норматив отчислений на ремонт (в ремонтный фонд).
Сумму затрат на содержание и эксплуатацию оборудования по формуле:
ЗС.ЭК = А+ЗТР тыс. руб. (78)
ЗС.ЭК= 23310+47250=70560 тыс. руб.
где А – амортизация производственного оборудования;
ЗТР - Затраты на ремонты
2.2 Расчет затрат на внутризаводскую перекачку
ЗВП = QCC тыс. тонн.
ЗВП= 33000020=6600000=6600 тыс. тонн. (79)
где QC – годовой объем перекачиваемого сырья;
С – себестоимость перекачки 1 т сырья руб.
2.3 Расчет прямых затрат
Таблица 6 - Прямые затраты
Топливо и энергетика
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования
Внутризаводская перекачка
2.4 Расчет общепроизводственных расходов
Таблица 7 - Общепроизводственные расходы
Содержание аппарата управления
Содержание цехового персонала
Амортизация зданий сооружений инвентаря
Содержание зданий сооружений
Текущий ремонт зданий сооружений
Испытания опытно-исследовательские работы рационализация изобретательство
Общепроизводственные расходы на установке определяется по формуле:
где Пр – прямые затраты;
НЦР – норматив общепроизводственных расходов в %.
2.5 Расчет общехозяйственных расходов
Общехозяйственные (общезаводские) расходы
где НОХ -норматив отчислений
Общехозяйственные расходы включаются в себестоимость продукции которая предназначены для реализации на сторону.
3 Калькулирование себестоимости
Затраты по процессу (за вычетом стоимости не калькулируемой продукции) распределяются между основными нефтепродуктами пропорционально их количеству. В отдельных случаях распределение затрат по процессу между нефтепродуктами производится на основе коэффициентов которые более точно учитывают затраты связанные с их распределением.
Расчет себестоимости продукции проводится в таблице калькуляции себестоимости на основании расшифровки затрат (см. таблицу 8 9).
Таблица 8 - Калькуляция себестоимости нефтепродуктов установки
Некалькулируемая продукция
Затраты по обработке
Таблица 9 - Расшифровка затрат на калькулируемую продукцию
На весь выпуск тыс.руб
Стоимость сырья за вычетом потерь и не калькулируемой продукции
Топливо 4. Энергетика:
Отчисления на соцстрах тыс. руб.
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования тыс. руб.
Внутризаводская перекачка тыс. руб.
Общепроизводственные расходы тыс. руб.
Общехозяйственные р ас ходы тыс. руб.
4 Расчет технико-экономических показателей
Прибыль рассчитывается по формуле:
П=(Ц-С)QК тыс. руб. (82)
П=(870697997-757128693)328845=373466978 тыс. руб.
где П – общая сумма прибыли полученной от реализации товарной продукции тыс. руб.;
Ц – цена 1 т товарной (калькулируемой) продукции руб.;
С – себестоимость 1 т продукции руб.;
QК – годовой объем товарной (калькулируемой) продукции тыс. т.
Ц = С115 т.к. задаемся Р=15%
Ц=757128693·115=870697997 руб.
4.2 Расчет рентабельности товарной продукции
Где П – прибыль полученная от реализации 1 т товарной продукции руб.;
С – себестоимость 1 т товарной продукции руб.;
П=870697997 -757128693=113569304 руб.
4.3 Расчет фондоотдачи
Фондоотдача рассчитывается по формуле:
где ТП – годовой объем товарной (калькулируемой) продукции тыс. руб.
ТП=328845 870697997=286324683 тыс.руб
4.4 Расчет производительности труда
Расчет производительности труда ведется по формуле:
где ПТ – производительность труда тыс. руб.чел.;
Ч – среднесписочная численность персонала установки.
Таблица 17 - Технико-экономические показатели
Количественные значения
Производительность установки тыс. т
Объем основной продукции тыс. т
Капитальные вложения тыс. руб.
Численность рабочих чел.
Себестоимость 1 т продукции руб.
Производительность труда тыс. руб.чел.
Фондоотдача руб.руб.

Днище ПДФ.pdf

УТЭК15.02.01.ДП.39.00.000 СБ
Сборочный чертежЛистов

Сборный чертеж ПДФ.pdf

Техническая характеристика
Наменальный объем резервуара
Максимальный уровень налива продукта
Полезный объем резервуара
Максимальная температура продукта
Температура наиболее холодных суток
Производительность приёмараздачи продукта
Оборачиваемость хранимого продукта
Нормативная снеговая нагрузка
Нормативная ветровая нагрузка
Припуск на коррозию крыши
Припуск на коррозию стенки
Припуск на коррозию днища
Нормативный срок службы
Технические требования
*Размеры для справок
Резервуар предназначен для хранения битума
Материал конструкций приведен в технической спецификации
Сварные швы днища в местах примыкания стенки резервуара
зачистить заподлица с основным
Сварное соединение стенки с днищем выполнить механизированной
в среде углекислого газа.
УТЭК 15.02.01.ДП.39.00.000 СБ
Рзработал Насибуллин

5 Эксплуатационная часть..docx

-68580021082000-685800-1778000-685800-34290000 5 Эксплуатационная часть
1 Описание конструкции и работы резервуара
Резервуар вертикальный стальной 500 м3 состоит из цилиндрического корпуса плоского днища и стационарной крыши (самонесущая коническая крыша несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила; каркасная коническая крыша состоящая из элементов каркаса и настила).я
Днище резервуара РВС-500 м3
Тип: плоское стальное днище без окраек.
Форма отгрузки с завода: рулон.
Рисунок 14 — Днище резервуара
Стенка резервуара РВС-500
Тип: оболочка цилиндрическая замкнутая.
Размер: 6 горизонтальных пояса.
Рисунок 15 — Стенка резервуара
Крыша резервуара 500 м3
Тип: стационарная коническая бескаркасная крыша (коническая оболочка).
Самонесущая. С наружной стороны оборудована шпангоутами (ребрами жесткости кольцевой формы).
Вид: пластина круглой формы с секторным вырезом (данный вырез и обеспечивает коническую форму крыши когда его кромки стягиваются в процессе монтажа).
Форма отгрузки с завода: рулон либо подготовленные листы.
Рисунок 16 — Крыша резервуара
При транспортировки высоковязких и застывающих нефтей резервуара оборудуют средствами подогрева. Подогреватели необходимы для подогрева вязких нефтепродуктов или поддержания оптимальной температуры с целью создания необходимой скорости перекачки экономного расходования пара и электроэнергии должны быть технически исправными простыми в монтаже и ремонте.
Рисунок 17 — Трубчатые подогреватели
Трубчатые подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб уложенных на днище резервуара в виде отдельных секций или змейки. Теплоноситель проходящий по системе труб отдает свое тепло нефтепродукту не соприкасаясь с ним.
Перед включением в роботу резервуара необходимо проверить состояние запорной дренажной и предохранительной арматуры правильность и полноту сборки оборудования и рабочих схем состояние технического манометра указателя уровня системы сигнализации и блокировок герметичность фланцевых соединении сборных швов схему продувки резервуара азотом наличие заземления. Если резервуар подвергалось ремонту то ее необходимо испытать на плотность и прочность. Перед включением резервуара в работу вытеснить из нее воздух азотом.
Остаточное содержание кислорода после продувки перед первоначальным
пуском и после ремонта со вскрытием не должно превышать 1% об. После включения в работу произвести внешний осмотр резервуара.
При эксплуатации резервуара необходимо следить
– за уровнем нефтепродукта и давлением не допуская их резкого колебания и повышения предельных значений
– за герметичностью фланцевых соединений наличием табличек со сроками.
2 Пуск и остановка резервуара
Перед включением в работу резервуара необходимо проверить состояние запорной дренажной и предохранительной арматуры правильность и полноту сборки оборудования и рабочих схем состояние технического манометра указателя уровня системы сигнализации и блокировок герметичность фланцевых соединении сборных швов схему продувки резервуара азотом наличие заземления. Если резервуар подвергалось ремонту то ее необходимо испытать на плотность и прочность. Перед включением резервуара в работу вытеснить из нее воздух азотом.
3 Основные неисправности резервуара возникающие при работе и его ремонт
Нарушение прочности н герметичности и резервуарах в большинстве случаев вызывается совокупностью различных неблагоприятных воздействий на конструкции.
Дефекты могут образоваться при изготовлении и монтаже резервуара (технологические дефекты) и в процессе эксплуатации резервуаров
(эксплуатационные дефекты) на основном металле или сварном шве оборудовании или элементах конструкции резервуара.
Дефекты на резервуарах можно классифицировать но местоположению. по виду н характеру.
К дефектам резервуаров относятся:
– отклонения геометрических параметров конструкций резервуара. сварного шва;
– показатели качества металла не соответствующие требованиям действующих нормативных документов и возникающие при изготовлении монтаже или эксплуатации резервуаров;
– недопустимые конструктивные элементы и соедини тельные детали установленные на резервуаре обнаруженные диагностикой визуальным или приборным контролем анализа исполнительной документации резервуара.
К дефектам геометрии резервуара относятся:
– вмятины (выпучены и впадины) на поверхности стенки резервуар;
– угловатость сварных соединений стенки резервуара;
– отклонение образующих стенки от вертикали;
– осадка резервуара отклонение контура днища от горизонтали;
– "хлопуны" днища резервуара;
– изгиб окрайков дниша резервуара;
К дефектам металлоконструкции резервуара относятся:
– коррозия металлоконструкций;
– "риски" (царапины задиры вырывы);
– "расслоения" — несплошность металла металлоконструкций;
К дефектам резервуара относятся также недопустимые конструктивные элементы соединительные детали не соответствующие требованиям нормативных документов:
– патрубки с арматурой не соответствующие действующим нормам и правилам;
– заплатки накладные на стенке резервуара всех видов и размеров;
– накладные элементы приваренные на конструкции резервуаров и другие конструктивные элементы не регламентированные нормативными документами.
Дефекты сварного шва — это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне типы и параметры которых установлены нормативными
документами выявлены методами визуально-измерительного ультразвукового
радио- магнитографического и других видов контроля.
К дефектам сварного шва относятся:
– трещина не провар не сплавление — дефекты в виде несоплошности ме-
талла по сварному шву классифицируются как "несоплошности плоскостного типа" сварного шва:
– поры шлаковые включения наружные дефекты (утяжка подрез превышение проплава наплывы чешуйчатость отклонение размеров шва от требований нормативных документов) классифицируются как "аномалии" сварного шва:
– смешение кромок — дефект сборки г» пиле несовпадения стыкуемых листов классифицируется как смещение сварного шва.
Комбинированными дефектами являются комбинации из вышеприведенных примеров дефектов. К ним относятся:
– дефект геометрии: в сочетании с риской потерей металла расслоением или трещиной;
а) примыкающий или находящийся на сварном шве;
б) в сочетании с осадкой основания резервуара;
– аномалии сварных швов в сочетании со смещениями;
– расслоение примыкающее к дефектному сварному шву и т.д. Дефект считается примыкающим к сварному шву если минимальное расстояние от границы дефекта до границы сварного шва не превышает четырехх толщин листов металла в районе дефекта.
К дефектам понтонов и питающих крыш резервуаров относятся:
– затопление понтона плавающей крыши с образованием деформации направляющих труб стоек с зависанием или без зависания понтона плавающей крыши:
– отрыв опорных стоек понтона плавающей крыши резервуара:
– повреждения износ уплотняющих затворов понтона или плавающей крыши;
– повреждения износ уплотнений водоспускного устройства плавающей
К дефектам оборудования резервуаров относятся:
– износ и отказ технологического оборудования системы предотвращения и тушения пожара контрольно-измерительных приборов и приборов систем автоматики.
Повреждения резервуаров обусловливаются рядом причин важнейшими из которых являются:
– продолжительность эксплуатации;
– охрупчивание металла при низких температурах;
– наличие дефектов в сварных соединениях (непровары подрезы и пр.) являющихся концентраторами напряжений;
– скопление большого числа сварных соединений в отдельных узлах резервуара;
– нарушение технологии монтажа и сварки;
– неравномерные осадки оснований;
м коррозия металла особенно в резервуарах для хранения сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенными содержанием серы;
– напряженный режим эксплуатации – части цикличности заполнений и опорожнении;
– нарушение правил технической эксплуатации резервуаров превышение
уровня наполнения избыточного давления или недопустимого вакуума в резервуаре а также вибрации стенки при закачке нефти и нефтепродуктов.
4 Испытание резервуара
Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности устойчивости и герметичности конструкций.
Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих ВСН и технологической карты проведения испытаний которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.
До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию монтажу конструкций включая приемораздаточные трубопроводы сварке и контролю качества сварных соединений оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация в том числе:
– сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов представлены данные по сварочным работам проведенным при изготовлении и результаты проверки качества сварных соединений;
– акт на приемку основания резервуара под монтаж;
– результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара;
Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха + 5 °С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках а также обмерзания
Испытание резервуаров морокой водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте согласованной заказчиком.
Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м3ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.
Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью достаточной для осмотра.
По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием
конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание слить воду установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта) испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
– полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
– на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II - VI поясах;
– до V пояса - при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание если в процессе его на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи уровень воды не будет снижаться а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта
СНиП 3.03.01-87 и настоящих ВСН.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи отпотины) подлежат устранению
при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте по форме обязательного приложения 12 настоящих ВСН.
На резервуар прошедший испытания составляются приемочный акт по форме обязательного приложения 13 настоящих ВСН а при сдаче в эксплуатацию - паспорт по форме приложения 13 СНиП 3.03.01-87.
5 Охрана труда при эксплуатации резервуара
Охрана труда — система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности включающая в себя правовые социально-экономические организационно-технические санитарно-гигиенические лечебно-профилактические реабилитационные и иные мероприятия. Безопасными условиями труда называют условия труда при которых исключено воздействие на работающих вредных или опасных производственных факторов либо уровни их воздействия не превышают установленные нормы.
Правила по охране труда при эксплуатации и ремонте резервуаров и резервуарных парков определяются исходя из требований федеральных законов "Об основах охраны труда в РФ" "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" Трудового Кодекса РФ других действующих
законодательных актов РФ субъектов РФ ПБ 08-624-03 "Правила безопасности внефтяной и газовой промышленности" и других отраслевых НТД НТД отдельных предприятий отрасли и т. д. Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.
Согласно федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" резервуары и резервуарные парки входящие в состав НПС относят к опасным производственным объектам.
Персонал работающий по обслуживанию резервуаров и резервуарных парков должен иметь соответствующее профессионально-техническое образование. При отсутствии профессиональной подготовки работники должны быть обучены для допуска к самостоятельной работе в специализированных центрах подготовки: учебные комбинаты учебно-тренировочные центры и т. д.
Профессиональную подготовку персонала повышение его квалификации проверку знаний требований промышленной безопасности и охраны труда и инструктажи необходимо проводить I соответствии с требованиями соответствующих государственных и отраслевых нормативных правовых актов.
Проверку состояния здоровья работников проводят до приема на работу а также периодически в порядке предусмотренном Министерством здравоохранения и социального развития Российской Федерации.
К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет
прошедшие в установленном порядке инструктаж подготовку не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.
Инструкции по охране труда разрабатываются ответственными лицами за безопасную эксплуатацию резервуаров и их парков в соответствии с перечнем по
профессиям и видам работ утвержденным руководителем предприятия.
При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
- образование взрывоопасной среды в резервуаре;
- загазованность воздуха рабочей зоны (в пределах территории резервуарного парка в целом предприятия);
- повышенный уровень статического электричества;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- необходимость выполнения работ на высоте;
- недостаточная освещенность на рабочем месте;
- возможность воздействия на организм человека электрического тока;
- повышенная или пониженная влажность воздуха.
-Технический персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций для оперативного и безошибочного выполнения необходимых переключений как при эксплуатации так и при аварийных и нештатных ситуациях. Схемы должны находиться на рабочих местах.
Резервуары должны иметь номер соответствующий технологической схеме написанный на стенке РВС а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или на трафарете установленном на кровле резервуара .
Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно без применения рычагов. Запорные устройства установленные на технологических трубопроводах нефти нефтепродуктов и воды должны иметь указатель состояния ("Открыто" и "Закрыто").
При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только
после открытия задвижек включаемого резервуара. Одновременные операции с
задвижками во время перекачки нефтепродуктов связанные с отключением действующего и включением нового резервуара запрещаются.
В случае перелива хранимого продукта из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар а разлитые нефтепродукты откачать в незаполненные резервуары. Резервуар где произошел перелив отключить из
работы. Подключить его можно только после устранения загазованности уборки загрязненного грунта проведения расследования причин перелива и устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.
При закачке нефтепродуктов в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20 °С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны быть приняты меры по изменению режима работы резервуаров.
На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов.
Контроль воздушной среды следует проводить на расстоянии 10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарах парках с сернистыми нефтями замер концентрации паром или отбор проб осуществляют кроме того на расстоянии 5-10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны.
Замер концентраций паром проводят не реже I раза в смену - в каре резервуарных парком с резервуарами типа РВСП и РВСПК; 1 раз через 4 ч - в каре
с резервуарами пудрим и типа РВС.
В резервуарных парках с подземными или полуподземными железобетонными резервуарами (ЖБР) замер концентрации паров нефтепродуктов или отбор проб воздуха следует проводить через каждые 4 ч на высоте 010- 015 м над покрытием
крыши около стенки наполняемого резервуара по осевой линии и против дыхательных клапанов (по осевым линиям) с подветренной стороны.
Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура влажность подвижность воздуха рабочей зоны предела но допустимое содержание вредных веществ методы контроля) должны соответствовать условиям нормативно-технической документации.
Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: дли
отдельно стоящего резервуара - не менее двух для группы резервуаров — не менее четырех. Переходить через обвалования а других местах запрещается.
Переходы через трубопроводы возвышающиеся более чем на 05 м от уровня земли должны быть оборудованы переходными мостиками с перилами. Освещение резервуарных парков осуществляется прожекторами установленными на мачтах за пределами внешнего обваловании и оборудованными лестницами и площадками для обслуживании .Для местного освещения применяются аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением не более 12 В включение и выключение которых следует проводить вне обвалования.
Освещенность на территории резервуарного парка должна быть :
— для парка в целом не менее 5 лк;
— в местах измерении уровня нефти в резервуаре и управления задвижками в резервуарном парке 10 лк;
— на лести и них м обслуживающих площадках 10 лк.
— в местах установки контрольно-измерительных приборов (комбинированное освещение с переносными светильниками) .30 лк;
— на вспомогательных проездах — 05 лк;
— на главных проездах 13 лк.
Нахождение обслуживающего персонала на плавающей крыше во время сливоналивных операции запрещается.
Устанавливается постоянный контроль за исправностью лестниц ограждающих конструкции на крыше резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.
Обслуживающему персоналу предоставляются одежда и обувь изготовленные из материалов не накапливающих статическое электричество в соответствии с требованиями ГОСТ. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.
При замере уровня нефтепродуктов отборе проб спуске подтоварной воды открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе персонала рядом с
открытыми люками необходимо закрывать их предохранительными решетками. В случае необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом. Запрещается без противогаза заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами.
Запрещается проводить измерения уровня нефтепродуктов и отбор проб вручную а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы. При гололеде должны быть примяты дополнительные меры безопасности.
Запрещается эксплуатировать газоуравнительную систему без огневых предохранителей на газоотводных трубопроводах резервуаров.
Ведение ремонтных работ при выполнении технологических операций по приему и откачке нефти и нефтепродуктов запрещается.
Работы по ремонту зачистке и дегазации резервуаров относятся к газо- и взрывоопасным и выполняются но наряду - допуску на проведение огневых (ремонтных) работ. Эти работы выполняются только бригадой в составе не менее двух человек.
К зачистке дегазации и проведению ремонта допускаются лица прошедшие инструктаж по технике безопасности медицинский осмотр и сдавшие экзамен на допуск к работе. Эти работы проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке во время грозы.
Для приведения резервуара в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти:
— не более 02 гм3 при выполнении любых видов работ связанных с
пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств;
— не более 20 гм3 при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара
Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки.
К работам внутри резервуаров разрешается приступам если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны а температура не превышает допустимые санитарные нормы. Необходимо периодически но не реже чем через каждые 2 ч осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работ а при обнаружении в воздухе паров нефти (углеводородов сероводорода) концентрация которых превышает ПДК начальник объекта участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности а при концентрации 20 % от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм.
В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования ручная очистка огневые и ремонтные работы и т. п.) необходимо проводить принудительную вентиляцию газового пространства резервуара.
Для ориентировки обслуживающего персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел указывающий направление ветра. Запрещается проводить вскрытие и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 мс.
Инструмент применяемый для зачистных работ (скребки ведра и др.) должен быть изготовлен из материалов не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции. Для очистки резервуаров следует применять щетки из не искрящих материалов и деревянные лопаты.
Перед началом огневых работ должны быть установлены границы опасной зоны. Радиус опасной зоны определяется проектом производства работ (ППР).
Электросварочные работы необходимо выполнять в точном соответствии с ППР. Одновременное производство электросварочных и газопламенных работ внутри резервуара не допускается.
Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.
Работами на высоте считаются все работы которые выполняются на высоте более 15 м от поверхности грунта или пастила.
Основным средством предохранения работников от падения с высоты во время работы является страховка предохранительным поясом.
Для выполнения работ на высоте необходимо предусмотреть наличие исправных оградительных средств и защитных приспособлений.
При работах на высоте для защиты головы все работники находящиеся в этой зоне должны быть обеспечены касками.
Перед допуском людей в резервуар ответственные за проведение подготовительных и ремонтных работ обязаны лично убедиться в надежности
отключения трубопроводов проверить наличия заглушек и соблюдения всех мер безопасности. По окончании ремонтных работ перед закрытием люков резервуара ответственный должен убедиться что в резервуаре не остались люди убран инструменты и материалы.
Отогревать газовыми горелками арматуру и трубопроводы в резервуарном парке в случае замерзание не разрешается. Для этой цели может быть применен водяной пар или горячая вода.
Очистку и промывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной зашиты органов дыхания (СИЗ ОД) спец одежды и спец обуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямкам и прилепленными двумя прочными сигнальными веревкам свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находиться в руках у наблюдающего.
У люка резервуара должны находиться не менее двух человек готовых в случае необходимости оказать помочь работающим в резервуаре. При выполнении работ на ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД.
При применении шлангового противогаза рабочие находящиеся снаружи резервуара должны следить за тем чтобы приемный шлак не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте. Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 мин а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 мин.
При очистке и ремонте резервуара ответственным за проведение подготовительных и ремонтных работ перед применением СИЗ ОД необходимо проверить маски шланги и соединения. При обнаружении трещен незначительных не плотностей в соединениях использовать их запрещается.
При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов
Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами.
Рабочие выполняющие работы внутри резервуаров должны периодически но не реже 1 раза в год проходить медицинский осмотр.
Для зашиты глаз от пыли брызг едких веществ отлетающих частиц твердых частиц при ремонте работающие должны пользоваться защитными очками.
При производстве электрогазосварочных работ следует применять соответствующие защитные маски и очки со светофильтром.
Перед началом и в период работы с полимерными композициями рабочие должны равномерно смазывать руки защитными пастами 4-5 раз в смену а по окончании работ смазывать их кремом.
При входе в обвалование резервуара содержащего нефть с высоким
содержанием сероводорода (более 20 10-6 мгкг) необходимо надевать фильтрующий противогаз марок В КД. Вход и работа на территории резервуарного парка проводятся в присутствии наблюдателя (дублера). У входа в резервуарный парк должны быть установлены предупреждающие знаки.
Ручной отбор пробы и замер уровня в резервуаре с нефтью содержащей сероводород спуск подтоварной воды открытие замерных и других люков необходимо проводить в присутствии наблюдающего.
Для предупреждения самовоспламенения пирофорных отложений необходимо периодически очищать внутреннюю поверхность резервуаров от продуктов коррозии а при очистке резервуара необходимо непрерывно орошать водой его внутреннюю поверхность. Грязь пирофорные отложения и другие отложения
извлеченные при очистке резервуара от нефти необходимо постоянно поддерживать во влажном состоянии до момента удаления их с территории резервуарного парка.
К экстремальным условиям относятся явления сопровождаемые предельными значениями температуры наружного воздуха и скорости ветра разрядами атмосферного электричества ливнями и т. д. при которых следует приостанавливать работы на открытом воздухе и внутри резервуара.
Эксплуатирующие предприятия в соответствии с законодательством о труде РФ устанавливают порядок обслуживания резервуаров и резервуарных парков при предельных значениях температуры наружного воздуха и скорости ветра для данного климатического района.
При экстремальных условиях (обледенение туман и г. п.) проводить работы на высоте (отбор проб измерение уровня ручным способом и т. п.) в резервуарах и резервуарных парках допускаемся при выполнении дополнительных мер безопасности (наличие дублера дополнительное освещение применение предохранительных поясов песка для устранения скольжения и других мер.)
Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе чем на 4 м запрещается.
При авариях и инцидентах в резервуарных парках действия персоналарегламентируются планом ликвидации возможных аварий разрабатываемым на каждой НПС. Действия по ликвидации пожара в резервуарном парке регламентируются планом тушения пожара.

Литература 2019.doc

Список использованных источников
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти газа.
Учебное пособие. - Уфа: Гилем 2014. - 672с.
Баранов Д.А. Процессы и аппараты химической технологии. Учебное
пособие. - СПб: Лань 2016. – 408 с.
Байгалиев Б.Е. Шелчков А.В. Яковлев А.Б. Гордышев П.Ю.
Теплообменные аппараты. Учебное пособие. – Казань: Издательство Казань
Бродский А.М. Практикум по инженерной графике: учеб. пособие для
студ.учреждений сред. проф.образованияА.М.Бродский Э.М.Фазлулин В.А.
Халдино. – 10-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2014.-192
Воронкова Л.Б. Тароева Е.Н. Охрана труда в нефтехимической
промышленности: учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования.
– 2-е изд. стер.- М.: Издательский центр «Академия» 2014.-208 с.
Гальперин М.И. Артемьев В.И. Местечкин Л.М. Монтаж
технологического обо-рудования нефтеперерабатывающих заводов.- М.:
Стройиздат 2016.-351с.
Галиев В.Б. Аварии резервуаров и способы их устранения - Уфа 2014 -
Гималетдинов Г.М. Капитальный ремонт вертикальных стальных и
железобетонных резервуаров для хранения нефти. – Уфа: Монография 2017.-
Гималетдинов Г.М. Чистка и диагностика резервуаров для нефти и
нефтепродуктов. – Уфа: Монография 2017.- 295 с.
Гуреева М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности: учебник
для студ. учреждений сред. проф. образования М.А. Гуреева. – 2-е изд.
стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2014. – 240 с.
Гурфинкель М.А. Транспортные и погрузочно-разгрузочные
машины в химической промышленности. - М. Государственное научно-
техническое издательство машиностроительной литературы 2018. - 495 с.
Ермаков В.И. Шеин В.С. Ремонт и монтаж химического оборудования
Карнаух Н.Н. Охрана труда: учебник для СПОН.Н Карнаух.-М.:
Издательство Юрайт 2016.-380 с.
А.Д. Кашин О.М. Лисицын Н.В. Макаров А.С. Фомин А.С.
Харазов В.Г. Автоматизация процессов нефтепереработки. Учебное пособие
Краснова Л.Н. Организация нормирование и оплата труда на
предприятиях нефтяной и газовой промышленности: учебное пособиеЛ.Н.
Краснова М.Ю. Гинзбург. – М.:КНОРУС 2014.-348 с.
Лащинский А. А. Конструирование сварных химических
аппаратов: Справочник. – М.: Альянс 2018. -384 с.
Пантелеев В.Н.Основы автоматизации монтаж оборудования
химических и нефтеперерабатывающих заводов. - М.: Химия 2016.- 302с.
Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по
проектированию. Под ред. Дытнерского Ю.И. и др..-4-е изд. М.: Альянс
Сотскова Е.Л. Головлева С.М. Основы автоматизации
технологических процессов переработки нефти и газа : учебник для студ.
учреждений сред. проф. образования – М. : Издательский центр «Академия»
Сугак А.В. Леонтьев В.К. Веткин Ю.А. Оборудование
нефтеперерабатывающего производства. Учебное пособие. 2-е издание - М:
«Академия» 2014.- 334 с.
Фарамазов С.А. Ремонт и монтаж оборудования химических и
нефтеперерабатывающих заводов М.: Химия 2018 г.- 303 с.
Фарамазов С.А. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его
эксплуатация М.: Альянс 2018 г.- 327 г.
Хайрудинов И.Р. Тихонов А.А. Таушев В.В. Теляшев Э.Г.
Современное состояние и перспективы развития термических процессов
переработки нефтяного сырья.- Уфа:Издательство ГУП ИНХП РБ 2015. – 288с.
Хавкин В.А. Чернышева В.А. Хавкин Гуляева Л.А.
Гидрогенизационные процессы получения моторных топлив. - Уфа: Издательство
ГУП ИНХП РБ 2018. –264с.
Шпаков О.Н. Эволюция конструкций трубопроводной арматуры.-
Санкт-Петербург-Барнаул2017.- 200с.
Ягудин М.Н. Трубчатые печи. Расчеты при проектировании. - Уфа:
Издательство ГУП ИНХП РБ 2018. - 256с.
ГОСТ 2.105-95. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам. —
М.: Изд-во стандартов 1996.
ГОСТ 21.101-97 Основные требования к проектной и рабочей
документации. - Взамен ГОСТ 21.101-93. Введ 01.04.1998. – М: Изд-во
ГОСТ 21.404-85. СПДС. Автоматизация технологических процессов.
Обозначения условные приборов и средств автоматизации.
Положение об организации выполнения и защиты курсовой
работы (проекта) по дисциплине в ФГОУ СПО. (Электронный ресурс(.– Режим
Сайт с методической литературой деловой тематики есть раздел по
Литература по теории организации - Режим доступа:
Сайт с максимальным количеством методической литературы статей
деловой тематики есть раздел по менеджменту - Режим доступа:
Научно-технический журнал. Химия и технология топлив и масел.
(Электронный ресурс(.– Режим доступа:
Научно-технологический журнал. Технологии нефти и газа. (Электронный
Научно-технический журнал Нефтепереработка и нефтехимия [Электронный
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» [Электронный
Методические рекомендации по оформлению пояснительной записки к
дипломному и курсовому проекту. Составитель: Новикова Н.Н. — Омск ОПЭК

KP Nasibullin.docx

Пояснительная записка6
Расчет себестоимости продукции до реконструкции10
Расчет затрат на реконструкцию20
Расчет себестоимости продукции после реконструкции21
Расчет годового экономического эффекта27
Битумная установка непрерывного действия колонного типа предназначена для получения окисленных нефтяных битумов. В качестве сырья служат гудроны полугудроны асфальты деасфальтизации нефтяных остатков остатки термического крекинга и их смеси а для тяжелых нефтей — мазуты (остатки выше 350 °С). Продуктами являются дорожные строительные кровельные и специальные вязкие-битумы с температурой размягчения (по КиШ) до 130 °С и глубиной проникания иглы при 25 °С (100 г 5 с) до 0.
Установка включает следующие основные секции: подготовки сырья до требуемой температуры (при переработке гудрон а поступающего непосредственно с вакуумной установки необходимо его охлаждение до требуемой температуры с использованием тепла на нагрев нефти в теплообменниках); окисления в колоннах (реакторы колонного типа непрерывного действия); конденсации паров нефтепродуктов воды низкомолекулярных альдегидов кетонов спиртов и кислот а также их охлаждение; сжигания газообразных продуктов окисления.
Сырье гудрон с низа вакуумной колонны подается в теплообменники и далее поступает в верхнюю часть окислительной колонны (на 1 м ниже уровня продукта). В низ окислительной колонны компрессором через воздушный ресивер подается сжатый воздух (через маточник). Гудрон движется вниз а воздух наверх и при их тесном контакте протекает процесс окисления сырья. В результате окисления масла переходят в смолы а смолы в асфальтены. Кислород воздуха взаимодействуя с водородом содержащимся в сырье образует водяные пары. Возрастающая потеря водорода сопровождается полимеризацией сырья и его к сгущением. Основное количество кислорода уносится с уходящими газами в виде паров воды и в меньшем количестве — в виде диоксида и оксида углерода е или других соединений.
Предусматривается возможность подачи воды на ус верхнюю паровую часть колонны для съема тепла и реакции дополнительно к понижению температуры.
С сырья на входе в колонну и использование тепла с реакции на нагрев сырья. На верх колонны можно также подавать водяной пар для понижения концентрации кислорода в газообразных продуктах. Отработанный воздух газообразные продукты окисления д покидают колонну сверху и поступают в нижнюю часть конденсатора смешения. Смесь движется снизу вверх навстречу воде которая конденсируетчасть паров нефтепродуктов воды и паров кислородсодержащих соединений. Конденсат с низа конденсатора удаляется а нефтепродукты в виде так называемого «черного соляра» улавливаются в ловушке либо непосредственно из аппарата насосом откачиваются в сборник топлива. Черный соляр используется в качестве компонента топочного мазута. Несконденсированная часть азот оксид и диоксид углерода следы кислорода — поступает в топку на сжигание. Образующиеся дымовые газы через вытяжную трубу выводятся в атмосферу.
Готовый битум насосом забирается с низа окислительной колонны через теплообменники битум — нефть и аппарат воздушного охлаждения в битумораздаточники. Для повышения адгезионных свойств дорожных битумов можно вводить поверхностно-активные вещества до 5 % (масс) затем его смешение в потоке и мешалке.
На установке имеются устройства для автоматического регулирования расхода сырья давления и расхода сжатого воздуха температуры и уровня жидкой фазы в окислительной колонне а также приборы и средства для контроля и регистрации температуры продуктов в трех точках окислительной колонны сырья поступающего в окислительную колонну и товарного битума после аппарата воздушного охлаждения.
Предусмотрен вариант работы установки с приемом сырья в переработку из резервуара. В этом случае сырье подогревается до требуемой температуры в змеевике печи.
Если необходима одновременная выработка битумов различных марок на установке монтируют до пяти окислительных колонн работающих самостоятельно. На каждой колонне получают товарный битум соответствующей марки. Остальные секции установки — подготовка сырья конденсация паров и сжигание газообразных продуктов окисления — могут быть общими.
Для защиты окружающей среды предусмотрена печь для дожига несконденсированных газообразных продуктов окисления устанавливают аппараты воздушного охлаждения. Для безопасности эксплуатации установки предусматривают устройства автоматической блокировки с помощью которых процесс окисления прекращается (прекращается подача сжатого воздуха) в следующих случаях: превышение сверх допустимой температуры (270 °С) жидкой фазы в окислительной колонне; снижение менее 15 °С разности температуры между жидкой и паровой фазами; превышение сверх нормы (4—5 % масс.) содержания кислорода в газообразных продуктах окисления и увеличение давления в окислительной колонне сверх допустимого. Предусматривается также монтаж на окислительной колонне взрывного и предохранительного клапанов и подача при необходимости водяного пара в эту колонну.
Пояснительная записка
Издержки производства- это совокупностьрасходов которые несутпредприятияв процессе производства и реализации продукции. К издержкам производства относятся только те издержки которые непосредственно связаны с материальным созданием с производством продукта.
Постоянные издержки(TFC) - те фактические издержки которые не зависят от объема выпускаемой продукции. Постоянные издержки имеют место даже тогда когда продукция вообще не выпускается. ОНИ связаны с самим существованием фирмы т.е. с расходами по общему содержанию фабрики или завода (оплата аренды за землю оборудование амортизационные отчисления на здания и оборудование страховые взносыналогна имущество жалование высшему управленческому персоналу платежи по облигациям и др.) В дальнейшем объемы производства могут поменяться а постоянные издержки будут неизменными. В совокупности постоянные издержки - это так называемые накладные расходы.
Переменные издержки(TVC) - те издержки которые изменяются вместе с изменением количества производимой продукции. К переменным издержкам относят расходы на сырье материалы топливо электроэнергию оплата транспортных услуг оплата большей части трудовых ресурсов (зарплата).
Себестоимость продукции - представляет собой стоимость используемых в процессе производства продукции (работ услуг):
трудовых ресурсов и др.
Снижение себестоимости продукции:
улучшение использования средств труда;
улучшение использования предметов труда;
улучшение организации производства;
Вобщем виде под прибылью понимают разницу между денежными средствами полученными от продаж и затратами предприятия. Прибыль и рентабельность предприятия являются показателями которые инвесторы и собственники бизнеса анализируют для того чтобы оценить эффективность деятельности бизнеса.
Получение прибыли является результатом деятельности организации по производству продукции (выполнению работ оказанию услуг) на основе привлечения капитала труда и основных средств.
Различают прибыль от реализации продукции валовую прибыль (балансовую) чистую прибыль и налогооблагаемую.
Прибыль от реализации продукции (работ услуг) исчисляется в коммерческой организации как разница между доходами (выручкой) от реализации продукции (работ услуг) в действующих ценах (без НДС акциза) и суммой расходов на ее производство и реализацию в денежном выражении.
Балансовая прибыль слагается из финансового результата от реализации продукции (работ услуг) реализации основных средств и иного имущества организации и сальдо сумм внереализационных операций. Таким образом балансовая прибыль отражает все результаты хозяйственной деятельности организации.
Прибыль от реализации имущества (основных средств и иного имущества) определяется как разница между выручкой от реализации этого имущества (за вычетом НДС) и остаточной стоимостью (по балансу) скорректированной на коэффициент инфляции.
Для определения рентабельности производства используется балансовая прибыль.
Рентабельность предприятия рассчитывается как отношение балансовой прибыли к объему реализации продукции (выручке) или к общим затратам на производство или к среднегодовой стоимости основных и оборотных средств.
Мощность установки: 330 тыс. т
Стоимость основных фондов: 315000 тыс. руб.
Нормы амортизации – 74%
Нормы на ремонт - 15%
Страховые взносы - 30 %
Общепроизводственные расходы - 8%
Общехозяйственные расходы - 19%
Внутризаводская перекачка 20 руб.т
Вид сырья и продукции
Гудрон на дорожный битум
Экстракт на дорожный битум
Калькулируемая продукция:
Некалькулируемая продукция:
Нормы расхода на топливо и энергетику на сырье (1тонны)
Наименование сырья материалов ед. измерения
Цена за ед. измерения руб.
) электроэнергия кВтч
1 Расчет себестоимости продукции до реконструкции
Таблица 1. Расчет производственной программы технологической установки.
1.2 Расчет затрат на сырье и вспомогательные материалы.
Затраты на сырье и вспомогательные материалы определяются на основе производственной программы установки норм расхода и действующих цен.
где ЗC - затраты на сырье руб.;
ЦC - цена за одну 1 т сырья руб.;
где Q-объем сырья или готовой продукции в зависимости от того на что установлена норма расхода т;
Н - норма расхода вспомогательных материалов на 1 т сырья или готовой продукции %;
Ц - цена за 1 т вспомогательных материалов реагентов катализаторов руб.
Таблица 2. Расчет затрат на сырьё и вспомогательные материалы.
Наименование сырья материалов
Цена за единицу измерения
Кол-во на которое установлена норма расхода
1.3 Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы.
Затраты на топливо и энергетические ресурсы определяются по формуле:
где ЗТ - затраты на топливо руб.;
ЗЭН - затраты на энергоресурсы руб.;
Ц – цена за единицу топлива или энергетики
Кол-во на которое установлена норма
Таблица 3.Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы
1.4 Организация труда
1.4.1. Расчет годового фонда заработной платы рабочих и ИТР.
Годовой фонд заработной платы рабочих рассчитывается на основе действующих тарифных ставок и эффективного фонда рабочего времени.
Таблица 4.Баланс рабочего времени.
Максимально возможный фонд рабочего времени
Планируемые невыходы на работу:
Отпуск дополнительный
Исполнение общественных обязанностей
Времени невыходов на работу по болезни и другим причинам
Эффективный фонд рабочего времени
Годовой фонд заработной платы рассчитывается по формуле:
ЗГОД=18432224+2608345+3156086=24196656 руб.
где ЗГОД – годовой фонд заработной платы руб.;
ЗО – основной фонд заработной платы руб.;
ЗД – дополнительный фонд заработной платы руб.;
ЗРК – доплата по районному коэффициенту учитывающему климатические
Основной фонд заработной платы.
Рассчитывается по формуле:
ЗО=ЗТ+ЗП+ЗПР+ЗНВ (6)
ЗО=1333056+1999584+88032+222176=1843224 руб.
где ЗО – оплата по тарифу руб.;
ЗП – премия за 100% выполнение плана руб.;
ЗПР – доплата за работу в праздничные дни руб.;
Размер оплаты по тарифу определяется по формуле:
ЗТ=2621696·3=1333056 руб.
где ТЧ – часовая тарифная ставка руб.час.;
ТЭФ – эффективный фонд рабочего времени час;
Ч – списочная численность рабочих.
Премия за 100% выполнения плана определяется по формуле:
Зп=ЗтНп100%=133305615100=1999584 руб (8)
где ЗТ – размер оплаты по тарифу;
НП – размер премии за 100% выполнения задания %.
Доплата за работу в праздничные дни.
Доплата за работу в праздничные дни определяется по формуле:
ЗПР=26283141=88032 руб.
где ТЧ – часовая тарифная ставка;
– продолжительность смены в часах;
– количество праздничных дней в году (берется по календарю);
Ч – явочная численность рабочих в смену.
Доплата за работу в ночное время.
Ночным временем считается время работы с 22-00 до 6-00 час. т.е. 13 суток. Доплата за работу в ночное время составляет 50% от оплаты по тарифу и определяется по формуле:
ЗНВ=13330565010013 = 222176 руб.
Оплата дней отпуска.
Оплата за отпуск производится из расчета среднемесячной зарплаты и рассчитывается по формуле:
ЗОТ=1843222428212=2434445 руб.
где ДОТ – продолжительность отпуска в днях;
ТЭФ – эффективный фонд рабочего времени в днях.
Доплата за время исполнения общественных обязанностей.
ЗГ.ОБ=ЗОДГЮОБТЭФ.Ф (12)
ЗГ.ОБ=1843222422212=17390 руб.
где ДГ. ОБ – время выполнения общественных обязанностей в днях.
Доплата по районному коэффициенту.
Расчет дополнительного фонда заработной платы
ЗД = ЗОТ + ЗГ. ОБ (13)
ЗД=2434445+17390=2608345 руб.
где ЗОТ – оплата дней отпуска руб.;
ЗГ.ОБ – оплата дней выполнения общественных (государственных) обязанностей руб.
ЗРК = (ЗО + ЗД) 015 (14)
ЗРК= (18432224+2608345)015=3156086 руб.
где 015 – районный коэффициент действующий на Урале и в Башкортостане.
Годовой фонд заработной платы.
ЗГОД = ЗО + ЗРК + ЗД (15)
ЗГОД = 18432224+3156086+2608345=24196656 руб.
1.2Расчет годового фонда заработной платы ИТР руб.
ЗИТР=(ОК+ОК015)12115КП (16)
ЗИТР=(48600+48600015)1211511=9255384 руб.
где ОК -месячный оклад ИТР руб.;
-доплата за вредные (особо вредные) условия труда;
-число месяцев в году;
5-зарплата с учетом районного коэффициента;
КП -коэффициент учитывающий премию.
Таблица 5. Расчет годового фонда заработной платы.
Явочная численность в смену чел.
Списочная численность чел.
Эффективный фонд рабочего времени час
Фонд основной заработной платы руб. в т.ч.:
Тарифная ставка руб.часоклад
Доплата за работу в ночное время
Доплата за работу в праздничные дни
Фонд дополнительной ЗП в т.ч.:
Оплата выполнения общественных обязанностей
Итого фонд основной и дополнительной ЗП
Доплата по районному коэффициенту
Годовой фонд ЗП руб.
1.5. Расчет страховых взносов
Отчисления на социальное страхование производится в размере 34% от годового фонда заработной платы и определяется по формуле:
где ЗГФ – годовой фонд заработной платы;
% - норматив отчислений.
1.6. Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования
Для определения затрат на содержание и эксплуатацию оборудования на заводе составляется смета.
В смету включаются следующие статьи расходов:
Амортизация производственного оборудования;
Эксплуатация оборудования;
Ремонт оборудования;
Износ малоценных быстроизнашивающихся предметов и приспособлений;
Прочие расходы. В курсовой работе затраты по этой статье рассчитываем укрупнено.
а) Амортизация производственного оборудования определяется по формуле:
где А – сумма амортизационных отчислений;
ОФ – среднегодовая стоимость основных средств;
Н – годовая норма амортизации.
б) Затраты на ремонты определяются по формуле:
где ОФ – среднегодовая стоимость основных средств;
НР – норматив отчислений на ремонт (в ремонтный фонд).
Сумму затрат на содержание и эксплуатацию оборудования по формуле:
ЗС.ЭК= 23310+47250=70560 тыс. руб.
где А – амортизация производственного оборудования;
ЗТР - Затраты на ремонты
1.7. Расчет затрат на внутризаводскую перекачку:
ЗВП= 33000020=6600000=6600 тыс. тонн (21)
где QC – годовой объем перекачиваемого сырья;
С – себестоимость перекачки 1 т сырья руб.
1.8. Расчет прямых затрат.
Таблица 6. Прямые затраты.
Топливо и энергетика
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования
Внутризаводская перекачка
1.9. Расчет общепроизводственных расходов.
Таблица 7. Общепроизводственные расходы.
Содержание аппарата управления
Содержание цехового персонала
Амортизация зданий сооружений инвентаря
Содержание зданий сооружений
Текущий ремонт зданий сооружений
Испытания опытно-исследовательские работы рационализация изобретательство
Общепроизводственные расходы на установке определяется по формуле:
где Пр – прямые затраты;
НЦР – норматив общепроизводственных расходов в %.
1.10. Расчет общехозяйственных расходов.
Общехозяйственные (общезаводские) расходы
где НОХ -норматив отчислений
Общехозяйственные расходы включаются в себестоимость продукции которая предназначены для реализации на сторону.
1.11.Калькулирование себестоимости.
Затраты по процессу (за вычетом стоимости не калькулируемой продукции) распределяются между основными нефтепродуктами пропорционально их количеству. В отдельных случаях распределение затрат по процессу между нефтепродуктами производится на основе коэффициентов которые более точно учитывают затраты связанные с их распределением.
Расчет себестоимости продукции проводится в таблице калькуляции себестоимости на основании расшифровки затрат (см. таблицу 8 9).
Таблица 8. Калькуляция себестоимости нефтепродуктов установки
Затраты по обработке
Таблица 9. Расшифровка затрат на калькулируемую продукцию
На весь выпуск тыс.руб
Стоимость сырья за вычетом потерь и не калькулируемой продукции
Топливо 4. Энергетика:
-электроэнергия кВтч
Отчисления на соцстрах тыс. руб.
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования тыс. руб.
Внутризаводская перекачка тыс. руб.
Общепроизводственные расходы тыс. руб.
Общехозяйственные расходы тыс. руб.
2 Расчет затрат на реконструкцию
Целью реконструкции является снижение себестоимости.
В результате реконструкции увеличится производительность установки на 10% и численность персонала снижается на 3 человека .
Расчет капитальных затрат на реконструкцию по укрупненным показателям.
Для этого необходимо определить удельные капитальные вложения до реконструкции по формуле:
где КУД. - капвложения на 1 т переработанного сырья;
К - среднегодовая стоимость производственных фондов (капвложения до реконструкции – ОФ1);
Q1 – объем перерабатываемого сырья до реконструкции.
Рассчитанные удельные капвложения умножаем на производительность установки после реконструкции:
К2=954545455·363=346500 тыс. руб.
где К2- капвложения после реконструкции (стоимость производственных фондов);
Q2- производительность установки после реконструкции.
Дополнительные капвложения на реконструкцию определяем по формуле:
ΔК =346500-315000=31500 тыс. руб.
3. Расчет себестоимости продукции после реконструкции
3.1. Расчет производственной программы после реконструкции
Расчет себестоимости продукции после реконструкции ведется по методике расчета себестоимости продукции до реконструкции. Расчеты сводятся в таблицы аналогичные по форме таблицам 1-8 (нумерация таблиц продолжается №10-11).
Таблица 10. Расчет производственной программы технологической установки после реконструкции.
Таблица 11. Расчет затрат на сырьё и вспомогательные материалы после реконструкции
3.3. Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы после реконструкции
Таблица 12.Расчет затрат на топливо и энергетические ресурсы после реконструкции
3.4. Организация труда
3.4.1 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и ИТР после реконструкции
Таблица 13- Расчет годового фонда заработной платы.
Фонд основной заработной платы руб. в т. ч.:
Фонд дополнительной ЗП в т. ч.:
3.5. Расчет страховых взносов после реконструкции
QUOTE 16910788*30%100 =499138191 руб.
3.6. Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования после реконструкции:
ЗС.ЭК = А2+ ЗТР (30)
ЗС.ЭК =25641+51975=77616 тыс. руб.
3.7. Расчет затрат на внутризаводскую перекачку после реконструкции:
ЗВП= 363 20= 7260 тыс. руб.
3.8. Расчет прямых затрат после реконструкции:
Таблица 14. Прямые затраты.
3.9. Расчет общепроизводственных расходов после реконструкции
Таблица 15. Общепроизводственные расходы.
Общепроизводственные (цеховые) расходы на установке определяется по формуле:
=668240687 тыс. руб.
3.10. Расчет общехозяйственных расходов.
где НОХ – норматив отчислений
Таблица 16. Калькуляция себестоимости нефтепродуктов установки после реконструкции
-6223016129000Себестоимость
6600508000Всего 1 т руб.
Не калькулируемая продукция:
Таблица 17. Расшифровка затрат на калькулируемую продукцию после реконструкции
Статьи ед. измерения
На весь выпуск тыс. руб.
Стоимость сырья за вычетом некалькулируемой продукции
Отчисления на соц.страх.
Общепроизводствен-ные расходы
4. Расчет технико-экономических показателей.
4.1. Расчет прибыли.
Прибыль рассчитывается по формуле:
П1=(870697997-757128693)328845=373466978 тыс. руб.
П2=(870697997 -755880908)3617295=415327282 тыс. руб.
где П – общая сумма прибыли полученной от реализации товарной продукции тыс. руб.;
Ц – цена 1 т товарной (калькулируемой) продукции руб.;
С – себестоимость 1 т продукции руб.;
QК – годовой объем товарной (калькулируемой) продукции тыс. т.
Ц = С1115 т.к. задаемся Р=15%
Ц=757128693·115=870697997 руб.
4.2. Расчет рентабельности товарной продукции.
Где П – прибыль полученная от реализации 1 т товарной продукции руб.;
С – себестоимость 1 т товарной продукции руб.;
П2=870697997 -757128693=113569304 руб.
П2=870697997-755880908=114817089 руб.
4.3. Расчет фондоотдачи.
Фондоотдача рассчитывается по формуле:
где ТП – годовой объем товарной (калькулируемой) продукции тыс. руб.
ТП1=328845 870697997=286324683 тыс.руб
ТП1=3617295 870697997=314957151 тыс.руб
4.4. Расчет производительности труда.
Расчет производительности труда ведется по формуле:
=102258815 тыс. руб.чел
= 121137366тыс. руб.чел
где ПТ – производительность труда тыс. руб.чел.;
Ч – среднесписочная численность персонала установки.
где РПТ – рост производительности труда %;
ПТ2 ПТ1 – производительность труда до и после внедрения новой техники (реконструкции).
4.5. Расчет экономической эффективности
реконструкции (внедрения новой техники).
Расчет годовой экономической эффективности (годовой экономии) ведется:
а) Если мероприятие требует дополнительных капитальных вложений но ведет к снижению себестоимости продукции то годовая экономия:
Э=((С1+ЕНКУД1)(С2+ЕНКУД2))QК2 (41)
Э=((757128693+015957898098) -(755880908+015957898098))33617295= 451360644 руб.
где ЕН – нормативный коэффициент ЕН = 015;
КУД1 КУД2 – удельные капитальные вложения которые определяются по формуле:
Расчет срока окупаемости
К =346500-315000=31500 тыс. руб.
Таблица 17. Анализ технико-экономических показателей
Количественные значения
Производительность установки тыс. т
Объем основной продукции тыс. т
Капитальные вложения тыс. руб.
Численность рабочих чел.
Себестоимость 1 т продукции руб.
Капитальные вложения на реконструкцию тыс. т
Годовой экономический эффект тыс. руб.
Срок окупаемости лет
Производительность труда тыс. руб.чел.
Фондоотдача руб.руб.
В результате реконструкции себестоимость снизилась на 65948 руб. производительность установки увеличилась на 33 тыс. тонн. Прибыль увеличилась на 41860304 тыс. руб. Рентабельность увеличилась на 019%. Производительность труда увеличилась на 18878551 тыс. руб. чел.
Реконструкцию установки проводить экономически не выгодно так как срок окупаемости дополнительных капитальных вложений составляет 6978лет что больше нормативного (67 лет).
В.Ф. Дунаев В.Д. Шпаков. Н.П. Епифанова В.Н. Лындин. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник. Под ред. В.Ф. Дунаева. - М.: ФГУТ Пзд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. II.VI. Губкина. - 352 с.. 2006
Шпаков В.Л. Бухгалтерский учет в промышленности. - М.: Финансы2012. - 432 c.
Краснова Л. Н. Организация нормирование и оплата труда на предприятиях нефтяной и газовой промышленности Л.Н. Краснова М.Ю. Гинзбург. - М.: КноРус 2011. - 352 c.
Кузьминский А.Н. Организация бухгалтерского учета и экономического анализа в промышленности: практическое руководство А.Н. Кузьминский В.В. Сопко. - М.: Финансы и статистика2014. - 200 c.
Основы экономики и планирования промышленных предприятий Г.Я. Киперман и др. - М.: Статистика2015. - 256 c.
Козлова Е.П. Бухгалтерский учет в промышленности Е.П. Козлова Н.В. Парашутин Т.Н. Бабченко. - М.: Финансы и статистика2011. - 432 c.

Экономика.cdw

УТЭК.15.02.01.ДП.39.00.000 ТЭП
Установка производства битума
Технико - экономические показатели
Таблица 10 - Технико - экономические показатели

содержание.docx

Технологическая часть
1 Грузоподъемные устройства используемые при монтаже резервуара. 5
2 Описание конструкции резервуара. 11
1 Расчет эллиптической крышки. 16
2 Расчет толщины стенки вертикалного цилиндрического резервуара. 18
3 Расчет флансового соединения 22
4 Расчет укрепления отверстия люк лаза. 24
5 Расчет на устойчивость вертикального аппарата 28
6 Расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара на
устойчивость от вакума 30
1 Подготовка монтажной площадки. 30
2 Определение нагрузок на элементы такелажной оснастки при подъёме
рулона корпуса резервуара А – образной стрелой. 31
3 Монтаж резервуара рулонным способом 35
4 Сдача резервуара в эксплуатацию 40
Техника безопасности при монтаже резервуара. 42
Список использованных источников 45
впивпивпия внутрицехас ивчси