Проект сооружения РВС 700

Экономика.dwg

Общий объем выручки от реализации
Экономические элементы
Материальные затраты
электрическая энергия
Расходы на оплату труда
Отчисления на социальные нужды
Амортизация основных фондов
Выручка от реализации
Затраты на производство реализованной продукции
Покупная стоимость нефтепродуктов
Чистый поток денежных средств
Чистый дисконтированный денежный поток
Наращенное значение чистого дисконтированного потока
Выручка (нетто) от реализации без налогов
Экономическая эффективность проекта реконструкции
Структура себестоимости
Показатели экономической эффективности
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.

Резервуар мае(чистовик1).dwg

с поворотной заслонкой
Приемо-раздаточное устройство
Грузовой патрубок Ду 200
Задвижка стальная Ду 200
Водоспускной кран Ду 80
Нижний люк-лаз Ду 700
Вентиляционный патрубок Ду80
Огневой предохранитель ОП-200
Верхний световой люк Ду 500
ЭКСПЛИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Газоуравнительная система Ду150
Огневой предохранитель ОП-150
Экспликация оборудования
на установку рекуперации паров
Грунтовый фундамент и песчаная подушка
Задвижка стальная Ду 125
Грузовой патрубок Ду 125
ДП.Т.05.08.00.118.О06.ВО.

Технологическая схема.dwg

Площадка фильтрации
Труба стальная Ду 125
Установка рекуперации
легких углеводородов
Насосная внутрибазовых перекачек
Нефтепродукты с МНПЗ
Экспликация насосного оборудования
Насос вакуумный ВВН1-3М
Насос шестеренный НМШ5-25-2
Трубопровод вакуумной зачистки
Трубопровод на установку рекуперации легких углеводородов
Технологическая схема нефтебазы
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
)СНБ 3.02.01 – 98. Склады нефти и нефтепродуктов.
)Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для ВУЗов С. Е. Едигаров В. М. Михайлов А. Д. Прохоров В. А. Юфин – М. Недра 1982 280 с.
)Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие В. Н. Антипьев Г. В. Бахмат Г. Г. Васильев и др.; Под общей ред. Ю. Д. Земенкова. – М.: ФГУП Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 2003. – 560 с.
)Пособие к нормам пожарной безопасности Республики Беларусь “Категорирование помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. НПБ 5-2000”.
)Кушелев В.П. и др. ”Охрана труда нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.” – М; Химия;1983.
)Ресурсно-сметные нормы на строительные конструкции и работы; Сборник 1 “Земляные работы для городского строительства” (СНБ 8.03.101 – 2000) Министерство архитектуры и строительства Минск 2001г.
)Ресурсно-сметные нормы на строительные конструкции и работы; Сборник 6 “Железобетонные конструкции для городского строительства” (СНБ 8.03.101 – 2000) Министерство архитектуры и строительства Минск 2001г.
)Ресурсно-сметные нормы на строительные конструкции и работы; Сборник 9 “Металлические конструкции для городского строительства” (СНБ 8.03.101 – 2000) Министерство архитектуры и строительства Минск 2001г.
)Дикман Л.Г. “Организация и планирование строительного производства. Управление строительными предприятиями с основами АСУ.” Москва. “Высшая школа.” 1988 г.
)Крупницкий И.Н. Спельман Е.П. “Справочник по строительным машинам и оборудованию”; М. Воениздат 1980 г.
)С. В. Дорожко В. Т. Пустовит Г. И. Морзак “ЧС и их предупреждение. Защита населения и хозяйственных объектов в ЧС. Радиационная безопасность. Часть 1; Мн. 1998 г.

Генеральный план переделанный(копия).dwg

ЭКСПЛИКАЦИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
Резервуары емк.700м3
Резервуары емк.200м3
Станция полуавтоматического налива светлых
Технологический колодец
Открытая насосная внутриплощадочных перекачек
Площадка вакуумной зачистки
Резервуар подземный горизонтальной установки
Установка рекуперации легких углеводов
Кладовая хранения проб
емк. 10м3 для топлива котельной
Колодец сливного устройства
Площадка для фильтров
Ремонтно-механический блок
Пост по ремонту оборудования
Склад расфасованных нефтепродуктов
Помещение хранения мотопомпы и пожинвентаря
Разработка ТЭР о намерении реконструкции
нефтебазы в г.Мозыре Гомельской области
Экспликация зданий и сооружений
Резервуары емк. 200 м³
Резервуары емк. 700 м³
внутрибазовой перекачки
Станция полуавтомати-
Установка рекуперации
легких углеводородов
Резервуар подземный гори-
зонтальный емк. 25 м³
Генеральный план нефтебазы
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.

Организация1.dwg

Установка для РДС ВД-306
Автосамосвал МАЗ-5551
Преобразователь ПСГ-500-1
Машины шлифовальные BOSCH
Подготовительный период
Демонтаж технологического оборудования
Демонтаж резервуаров
Демонтаж фундаментов
Монтаж фундаментов резервуаров
Монтаж резервуаров и испытание
Монтаж оборудования резервуаров
Гидроизоляция фундаментов резервуаров
Обратная засыпка и уплотнение трамбовкой
Окраска резервуаров суриком
Обваловка резервуаров
Благоустройство объекта
График движения машин и механизмов
График движения рабочей силы
Календарный план производства работ
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.

2. Строительная часть.doc

2. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Краткая характеристика площадки проектируемого строительства:
Площадка проектируемого строительства размещается на территории существующей нефтебазы. Рельеф равнинный с понижением отметок в южном направлении. Площадка застроена. Район строительства относится ко II климатическому поясу.
1. Расчет толщины стенки резервуара РВС-700
аналитическим методом
Исходные данные для резервуара РВС-700:
Вместимость резервуара V = 700 м3;
Высота резервуара H = 8450 мм;
Диаметр резервуара D = 10450 мм;
Коэффициент условий работы материала m = 08;
Коэффициент перегрузки для гидростатического давления n1 = 11;
Коэффициент перегрузки для избыточного давления n2 = 12;
Ускорение свободного падения g = 98мс2;
Избыточное давление pизб = 200 мм.вод.ст. = 2000 Па;
Плотность бензина А-92 ρ = 770 кгм3 (при t = 20 oC);
Коэффициент однородности для углеродистых сталей k = 085;
Нормативное сопротивление для стали 14Г2 Rн = 284 МПа;
Высота одного пояса h =1408 мм.
Несущие элементы резервуаров рассчитываются на следующие нагрузки и их сочетание:
–собственный вес конструкции;
–гидростатические нагрузки от веса нефтепродуктов с удельным весом до 09 тм3;
–избыточное давление;
–снеговую нагрузку в зависимости от географического района строительства;
–ветровую нагрузку также с учетом района строительства.
Расчет конструкций резервуара и в частности определение толщины стенки резервуара по поясам ведется по предельному состоянию.
Поскольку стенка резервуара работает главным образом на растяжение то расчет последнего по предельному состоянию сводится в основном к введению в расчетные формулы дифференциальных коэффициентов безопасности (коэффициентов запаса) то есть коэффициентов однородности К перегрузки n и условий работы m. Введение этих коэффициентов позволяет увеличить или уменьшить запас прочности того или иного элемента в зависимости от его назначения и вида действующих на него нагрузок. Это в свою очередь позволяет более рационально использовать материал его несущую способность и следовательно более экономично его расходовать.
Рассмотрим расчет толщины стенки резервуара по безмоментной теории. Давление на оболочку корпуса резервуара Р(x) складывается из гидростатического давления и избыточного в газовом пространстве резервуара. Расчетная схема резервуара приведена на рис.2.1.
Полное давление на стенку резервуара с учетом коэффициентов перегрузки на высоте x от днища:
где n1 – коэффициент перегрузки для гидростатического давления;
ρ – плотность нефтепродукта м3кг;
g – у скорение свободного падения;
h – высота резервуара м ;
n2 – коэффициент перегрузки для избыточного давления;
pизб – избыточное давление.
Для определения кольцевых усилий в стенах резервуара возникающих под действием полного давления можно использовать известное уравнение для оболочек вращения находящихся под действием ассиметричной нагрузки при безмоментном состоянии:
где N1 и N2 — меридиальное и кольцевое усилие соответственно;
r1 и r2 — радиусы кривизны соответственно в меридиальном и кольцевом сечении.
Рис. 2.1. Расчетная схема нагрузок для вертикального цилиндрического резервуара
Так как в цилиндрической оболочке r1 = то усилие N1 0 и N1r1 = 0. Тогда получим:
Кольцевое напряжение на высоте x от днища:
где — толщина стенки резервуара.
Подставив значение N2 получим:
где m – коэффициент условий работы материала;
r2 = r – радиус резервуара;
R – расчетное сопротивление растяжению определяется по формуле:
где k – коэффициент однородности;
Rн – нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла сварных соединений принимают равным минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести по ГОСТ и ТУ.
Выразив толщину стенки получим окончательную формулу для ее расчета:
Толщину стенки считаем по формуле (2.7):
Остальные толщины стенки определим графически так как избыточное давление на стенку резервуара меняется по линейному закону (рис. 2.2).
Рис. 2.2. Расчетная схема распределения давления по линейному закону
Результаты расчетов толщины стенки резервуара по поясам заносим в таблицу 2.1.
Так как толщина стенки например в шестом поясе не выдержит внешних нагрузок и технологически не подходит то необходимо рассчитать стенку на устойчивость и принять толщину стенки начиная с четвертого пояса уже с учетом расчета на устойчивость от действия вакуума и ветровой нагрузки.
Толщины стенки резервуара по поясам
Рассчитанная толщина стенки мм
Принимаемая толщина стенки мм
Принимаем постоянную толщину стенки корпуса резервуара равную =4 мм.
2. Расчет устойчивости корпуса резервуара РВС-700 со стационарной крышей
Исходные данные для расчета:
Вес покрытия (крыши) Qп = 473 т;
Вес корпуса на уровне 3-ого пояса резервуара Qкрп3 =804 т;
Интенсивность снеговой нагрузки qсн =1 кПа;
Интенсивность ветровой нагрузки qв = 1 кПа;
Интенсивность вакуума qвак = 025 кПа;
Модуль упругости Е = 21106 кгссм2 = 21103 МПа;
Высота резервуара Н = 845 м;
Радиус основания резервуара R = 5215м;
Коэффициент перехода λ = 1791;
Толщина стенки пояса резервуара = 4 мм.
Проверка стенки резервуара на устойчивость проводится с учетом воздействий: продольное сжатие от веса стенки продольное сжатие от веса кровли снеговая нагрузка поперечная нагрузка от вакуума и ветра.
Осевое (продольное) напряжение:
Кольцевое напряжение:
где q – вес верхних поясов стенки с коэффициентом перегрузки n1=105 кг;
Р – собственный вес покрытия с коэффициентом перегрузки n1=105 кг;
R – радиус срединной поверхности корпуса резервуара м;
Q1 – ветровая нагрузка кг;
Q2 – воздействие вакуума на крышу кг;
Q3 – временная вертикальная снеговая нагрузка кг;
qв – интенсивность ветровой нагрузки кгм2;
qвак – интенсивность нагрузки от вакуума кгм2;
где = 1 – поправочный коэффициент при высоте до 10 м;
n2 = 12 – коэффициент перегрузки на ветровую нагрузку (с. 52 [3]);
F – площадь крыши м2. Рассчитывается по формуле (2.11):
Нагрузка от вакуума:
где qвак – интенсивность нагрузки от вакуума кгм2.
где qсн – интенсивность снеговой нагрузки кгм2;
n3 = 14 –коэффициент перегрузки для снега (с. 52 [3]);
= 09 – коэффициент сочетаний (с. 52 [3]);
= 08 – коэффициент сдувания при скорости ветра более 4 мс.
Критическое осевое (продольное) напряжение:
Критическое кольцевое напряжение:
где С = 0076 – коэффициент зависящий от отношения R = 52154 = 13038;
Е = 205106 МПа – модуль упругости стали;
λ = 1791 – коэффициент перехода;
H – высота резервуара м.
Расчет стенки резервуара на совместное воздействие осевого сжатия и внешнего равномерного давления определяется соотношением:
Тогда осевое (продольное) напряжение:
Проведем проверку устойчивости на совместное действие вышеперечисленных нагрузок:
Таким образом условие устойчивости корпуса резервуара соблюдается.
3. Расчет резервуара РВС-700 на прочность: расчет напряженного состояния нижнего узла резервуара на грунтовом основании
Резервуары вместимостью 700 м3 ввиду сравнительно небольшого давления на основание по окружности корпуса устанавливаются на гидрофобном песчаном основании без железобетонных плит.
Это означает что при действии нагрузки перемещением стенки и днища пренебречь нельзя и следует рассматривать совместную работу корпуса с днищем.
Рис. 2.3. Расчетная схема сопряжения корпуса с днищем
Составим граничные условия для такого сопряжения корпуса с днищем при действии осесимметричной эксплуатационной нагрузки.
При расчете на прочность по безмоментной теории с увеличением объема резервуара получаются значительные погрешности вследствие появления изгибающего момента x2 и поперечной силы x1 в зоне соединения нижнего пояса с днищем. Возникающие при этом дополнительные краевые усилия напряжения и деформации называются краевым эффектом.
На основе выводов теории расчета оболочек можно решить задачу о краевом эффекте методами строительной механики (методом сил).
Сделаем сечение между корпусом и днищем резервуара и для обеспечения неразрывности деформации приложим в сечении лишние неизвестные: перерезывающее усилие х1 и изгибающий момент х2 (рис. 2.4.).
Рис. 2.4. Основная система и действующие нагрузки
Таким образом неизвестные x1 x2 данной дважды статически неопределимой пространственной задачи определим воспользовавшись методом сил строительной механики.
Канонические уравнения метода сил при условии нерастяжимости днища имеют следующий вид:
При этом каждое единичное перемещение iк и перемещение от внешней нагрузки Δip состоит из суммы перемещений корпуса (цилиндра) и днища:
Таким образом граничные условия в случае упругого сопряжения корпуса с днищем формируются в виде системы уравнений 2.18.
Определим усилие моменты и перемещения в опорном узле резервуара с стационарным покрытием у которого нижняя кромка корпуса упруго сопряжена с окрайками днища (рис. 2.4.).
Для решения данной дважды статически неопределимой пространственной задачи необходимо сначала найти единичные перемещения iк и грузовые члены Δip корпуса и днища которые являются коэффициентами при неизвестных х1 и х2 в уравнениях. Затем из решения этих уравнений можно определить лишние неизвестные момент х2 = М и перерезывающее усилие х1= Q а по ним все остальные факторы напряженно-деформированного состояния оболочки резервуара.
Так как сопротивление окраек днища растяжению значительно выше чем изгибу то фактически линейные деформации днища вдоль оси 0x равны нулю.
а суммарные единичные перемещения и грузовые члены согласно примут вид:
После подстановки получим:
Но как видно из основной системы угловая деформация днища Δ2рд складывается из угловой деформации днища Δ2Nд от действия усилия N1 передаваемого стенкой на днище и из угловой деформации днища от действия гидростатического давления столба хранимой жидкости высотой Н то есть:
Система канонических уравнений примет окончательный вид:
При определении условимся все перемещения считать положительными если их направление совпадает с направлением соответствующего усилия или момента.
Перемещение края цилиндра в направлении силы х1 под действием силы х1= 1 равно:
Введем фиктивный коэффициент постели:
Тогда характеристика гибкости запишется:
где – коэффициент Пуассона для стали = 03;
hц – толщина стенки резервуара
а формула примет вид:
Перемещение края цилиндра в направлении силы х1 под действием момента х2 = 1 равно:
Перемещение края цилиндра в направлении силы х1 под действием нагрузки определяется по формуле:
Угол поворота края цилиндрической оболочки в направлении действия момента х2 под действием момента х2 = 1 определяется по формуле:
Угловая деформация края цилиндрической оболочки в направлении действия момента х2 под действием внешней нагрузки равна:
Для определения Δ22д 2Nд 2qд достаточно рассмотреть деформации элементарной полоски днища лежащей на сплошном упругом основании. Ширина полоски равна единице.
Используя аналогию в напряженно-деформированном состоянии цилиндрической оболочки при осесимметричном загружении и балки на сплошном упругом основании при определении угловых деформаций днища воспользуемся формулами для цилиндрической оболочки заменяя в них цилиндрическую жесткость D на балочную Е1 фиктивный коэффициент постели на коэффициент постели песчаного основания К.
Тогда выражение для нормального прогиба угла поворота и изгибающего момента полубесконечной балки лежащей на сплошном упругом основании и загруженной на расстоянии l от края сосредоточенным моментом Мо = 1 вертикальной силой N и равномерно распределенной нагрузкой q определится следующими зависимостями.
где – характеристика гибкости днища;
Ф1 - Ф4 – гиперболотригонометрические функции.
При x = 0 то есть в точках сопряжения днища резервуара с корпусом. Выражение для прогиба угла поворота и изгибающего момента запишутся следующим образом.
Таким образом угловые деформации днища от действия М = 1 N и q определяются формулами (2.33-2.38) .
Принимая что угол поворота положительный если направление его вращения совпадает с направлением момента Мо обозначим:
то соотношения с учетом что Мо =1 q = γ H перепишутся:
После подстановки значений единичных перемещений и грузовых членов корпуса и днища в систему уравнений получим:
Таким образом определены выражения для момента Мо и перерезывающей силы Qo действующие по линии упругого сопряжения оболочки корпуса резервуара с днищем.
Определим момент и перерезывающую силу.
Определим фиктивный коэффициент постели Кц:
К = 50 Нсм3 – коэффициент постели грунта (песчаного основания) (с.60[3]).
Определяем характеристику гибкости цилиндра:
Определяем характеристику гибкости днища:
где hд – толщина днища определяемая по формуле:
Qп = 4 730 кг – вес покрытия;
Qкорп = 14 620 кг – вес корпуса;
Принимаем толщину днища резервуара с припуском на коррозию hд = 4+2= = 6 мм.
Определяем вертикальную силу N1:
Определим сосредоточенный момент Мо по формуле (2.41):
где Rрасч = 284 МПа – расчетное сопротивление стали (табл. 3.1 [3]).
Тогда проверим условие прочности:
Условие прочности выполняется.
Определим перерезывающую силу Qo:
4. План производства монтажных работ
4.1. Поставка металлоконструкций
На монтажную площадку металлоконструкции поставляют: днище и стенку – полотнищами свернутыми в рулон остальные – сварными транспортабельными элементами.
4.2. Требования к монтажной площадке
При приемке монтажной площадки проверяют:
)наличие подъездов для транспортировки металлоконструкций (не менее двух);
)планировку территории площадки для размещения металлоконструкций наличие уклона для отвода поверхностных вод;
)наличие линии временного электроснабжения;
)наличие освещения для выполнения монтажных работ;
)планировку и уплотнение кольцевой площадки вокруг фундамента для работы.
4.3. Требования к приемке основания
При приемке основания проверяют:
)общее состояние основания соответствие его проекту наличие актов на скрытые работы;
)правильность разбивки осей резервуара шахтной лестницы и опор под приемно-раздаточные трубопроводы наличие репера указывающего центр основания;
)соответствие толщин и технологического состава гидроизолирующего слоя;
)обеспечение отвода поверхностных вод от основания;
)отклонение от проекта отметок поверхности основания и соответствие проектного уклона.
4.4. Краткое описание основных технологических операций
Монтаж днища резервуара. Развертывание полотнищ днища резервуара производят двумя тракторными лебедками (тракторами Т-180) применяя приспособление для раскатки которое крепят к торцам каркаса. После развертывания полотнища смещают в проектное положение проверяют проектные размеры собранного на прихватках днища а затем производят сварку полотнищ между собой согласно технологической карте сварки и проверку всех швов (монтажных и заводских) на плотность. Готовое днище размечают для последующего монтажа элементов резервуара.
Подъем рулона стенки в вертикальное положение. Рулон стенки поднимают краном МКГ-25БР стрелой 135м на постоянном вылете. Для обеспечения нормальной работы крана площадка по которой будет перемещаться кран должна быть спланирована и иметь несущую способность не менее 06 МПа с уклоном не более 1°. Подъем рулона производят чередуя операции:
–подъем полиспаста крана до отклонения его от вертикали на 3° (допустимый угол) – контролируется по рискам на угловом секторе приваренном к шарниру;
–перемещение крана до отклонения полиспаста в противоположную сторону от вертикали на 2° – контролируется по отметкам на шнуре натянутом вдоль пути перемещения крана.
При достижении рулоном положения неустойчивого равновесия включают в работу тормозной трактор которым плавно устанавливают его в вертикальное положение.
Перед подъемом к рулону крепят трубу жесткости поддон и кронштейн с блоком для подвески шлангов.
Установка монтажной стойки. Монтажную стойку устанавливают в сборе с центральным кольцом лестницей и расчалками. На кольце центрального щита устанавливают монтажное ограждение.
Развертывание рулона стенки установка щитов покрытия и замыкание вертикального монтажного стыка. При монтаже стенки необходимо учитывать следующие особенности выполнения работ по развертыванию рулона:
)самопроизвольное распушивание витков рулона при срезке удерживающих планок;
)возможность обратного закручивания полотнища на некоторых участках;
)резкое распушивание витков во время развертывания полотнища и даже свободно стоящего рулона;
)отклонение разворачиваемого полотнища от вертикали из-за неровности поверхности основания или ветра.
Перечисленные особенности требуют строгого выполнения порядка работ применения приспособлений (клинового упора и др.) и соблюдения мероприятий по технике безопасности настоящего проекта а также четко и внимательно контролировать общее состояние резервуарных конструкций в период монтажа.
По мере развертывания полотнищ стенки резервуара производят установку щитов покрытия предварительно проверяя вертикальность стенки и стойки по отвесам.
Начальный щит устанавливают с кольцевым и радиальным ограждением промежуточные и замыкающий – кольцевым.
При установке щитов сначала опускают вершину на центральное кольцо и закрепляют монтажными болтами а затем опускают основание щита на стенку резервуара.
Выходить на щиты и производить расстроповку можно только после приварки щита к стенке (с навесной лестницы) и прихватки к центральному кольцу.
Последний щит окончательно устанавливают после замыкания вертикального монтажного стыка и удаления лестницы монтажной стойки.
До укладки щитов покрытия и в процессе их монтажа необходимо постоянно следить за вертикальностью стенки и монтажной стойки.

6. Защита населения.doc

Защита рабочих и служащих на нефтебазе
в условиях радиоактивного заражения
Реконструируемая нефтебаза располагается в Гомельской области поэтому существует реальная опасность заражения радионуклидами территории в случае аварии на ближайшей АЭС.
На территории Республики Беларусь объектов с атомными энергетическими установками нет но в непосредственной близости от границ республики расположены несколько атомных электростанций. Существует вероятность аварий на этих атомных электростанциях (АЭС) и на других радиационно-опасных объектах Республики Беларусь. Так Игналинская АЭС находится в 7 км от границы Республики Беларусь. Она имеет два реактора типа РБМК-1500. В случае аварии радиоактивно загрязненной может оказаться и территория РБ где проживает не менее 300 тыс. человек.
Смоленская АЭС находится в 75 км от границы РБ. Она имеет три реактора типа РБМК-1000. В случае аварии радиоактивно загрязненной может оказаться территория не менее 4-х районов Могилевской области.
Чернобыльская АЭС находится в 10 км от границы республики. Она имеет три реактора типа РБМК-1000. В случае аварии на АЭС может оказаться загрязненной территория республики где проживает до 1 миллиона человек. После аварии в 1986 году до настоящего времени сохраняется загрязнение радионуклидами 23% территории республики.
Радиационную опасность для населения представляют радиоактивные вещества которые используются более чем на 1000 предприятиях и в учреждениях Республики Беларусь.
В зависимости уровня загрязнения местности радиоактивными веществами и ряда факторов основными способами защиты рабочих и служащих нефтебазы должны быть:
–укрытие в защитных сооружениях;
–использовании индивидуальных средств защиты.
Кроме того с целью защиты рабочих и служащих нефтебазы должно производится всеобщее обязательное обучение их способам защиты. Должно организовываться своевременное оповещение рабочих и служащих о возникшей угрозе чрезвычайной ситуации вестись радиационная химическая и биологическая разведка а так же дозиметрический и лабораторный химический и биологический контроль планироваться профилактические противопожарные аварийно-спасательные и другие неотложные работы в очагах поражения.
Сущность эвакуации состоит в перемещении людей и материальных ценностей включая запасы продовольствия в безопасный район (загородную зону) из районов чрезвычайной ситуации. Безопасный район представляет собой территорию расположенную за пределами района чрезвычайной ситуации. Непосредственно организацией и проведением эвакуационных мероприятий занимаются начальник и штаб гражданской обороны (ГО) нефтебазы. Эвакуацию организуют и проводят после получения распоряжения на её проведение. Для проведения эвакуаций используется транспорт не занятый неотложными хозяйственными перевозками а так же личный транспорт. Для проведения эвакуаций должна быть создана специальная эвакуационная комиссия сборный эвакуационный пункт. Предназначается эвакуационный пункт для сбора и регистрации эвакуируемых рабочих и служащих и отправки их в безопасный район. На территории сборного эвакуационного пункта должны быть подготовлены убежища и укрытия из расчёта размещения в них всех людей которые могут одновременно находиться на пункте. В начале эвакуации рабочие и служащие нефтебазы оповещаются через радио. В эвакуационных пунктах организуется медицинское обслуживание пострадавших. В местах приёма эвакуируемых рабочих и служащих нефтебазы подготавливают для них помещения уточняют все вопросы расселения людей.
Эвакуация должна проводиться при прогнозируемой дозе до 10 суток:
–детей и беременных женщин 1-5 бэр (10-50 мЗв);
–взрослого населения 5-50 бэр (50-500 мЗв).
Установленные зоны отселения с уровнем радиации:
–немедленного более 40 Кикм2 (более 280 мкРч);
–последующего 15-40 Кикм2 (105-280 мкРч);
–добровольного 5-15 Кикм2 (35-105 мкРч);
–жилая зона менее 5 Кикм2 (менее 35 мкРч).
Защитное сооружение (убежище) – сложное в техническом отношении сооружение оборудованное различными инженерными системами и измерительными приборами которые должны обеспечить требуемые нормативные условия жизнеобитания людей в течение расчётного времени. От надёжной работы систем зависит безопасность находящихся в сооружении людей. От ударной волны и обломков разрушающихся зданий людей защищают прочные ограждающие конструкции (стены перекрытия двери и т.д.). Эти конструкции защищают также от воздействия проникающей радиации светового излучения и высоких температур.
Для защиты рабочих и служащих нефтебазы должны быть использованы средства индивидуальной защиты.
Такие средства делятся на средства индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) и средства защиты кожи. По способу защитного действия они подразделяются на фильтрующие и изолирующие.
Защитные свойства фильтрующих СИЗОД характеризуются временем защитного действия по паро- и газообразным ОВ т.е. временем от начала поступления вредных веществ в средства защиты до снижения концентрации этих веществ за фильтрами до предельно-допустимых значений коэффициентом подсоса ОВ – отношением концентрации примеси проникающей под лицевую часть минуя фильтрующе-поглощающую систему к её начальной концентрации коэффициентом проницаемости ОВ в виде аэрозоля – отношением концентрации аэрозоля после прохождения им через фильтрующе-поглощающую систему.
Важной эксплуатационной характеристикой фильтрующих СИЗОД является сопротивление вдыхательному и выдыхательному потоку воздуха. Фильтрующими СИЗОД всех типов и марок запрещается пользоваться при содержании в окружающем воздухе менее 16% по объёму свободного кислорода. А при наличии в воздухе плохо сорбирующихся газов (метана этана бутана этилена ацетилена и др.) этот предел увеличивается до 18 %.
Некоторые марки противогазных коробок специализированы по назначению. Внешними отличительными признаками коробок различных марок является буквенное обозначение и цвет окраски. Время защитного действия противогазных коробок в реальных условиях использования может колебаться в широких пределах и зависит от уровня загрязнения температуры и влажности воздуха физического состояния человека.
Для защиты рабочих и служащих нефтебазы должны использоваться средства индивидуальной защиты фильтрующего типа промышленного назначения. Промышленные фильтрующие противогазы защищают органы дыхания лицо глаза человека от воздействия вредных примесей содержащихся в воздухе в виде газов паров и аэрозолей (пыли дыма тумана). Промышленные противогазы комплектуются фильтрующими коробками больших и малых габаритных размеров специализированными по назначению. Специализация коробки характеризуется её маркой буквенными обозначениями и цветом окраски.
В комплект промышленного противогаза с коробкой больших габаритных размеров входят: фильтрующе-поглощающая коробка лицевая часть соединительная трубка комплект незапотевающих плёнок сумка и инструкция по эксплуатации. Гарантийный срок хранения таких коробок – 3 года. Для защиты органов дыхания от ОВ кроме противогазных коробок больших габаритных размеров используются коробки малых габаритных размеров из пластмассы. В зависимости от назначений они изготовляются двух типов – с противоаэрозольным фильтром (НКПФ) и без него (НКП) – и классифицируются по маркам – А В Г и КД. Кроме фильтрующих противогазов на предприятии для защиты работающих от ОВ в виде газов и паров при их концентрации в воздухе не более 10-15 ПДК должны использоваться противогазовые респираторы РПГ-67 РУ-6М и РУ-60МУ. Противогазовые респираторы состоят из резиновой полумаски фильтрующе-поглощающих патронов пластмассовых манжет с клапаном вдоха клапаном выдоха с предохранительным экраном трикотажного обтюратора и наголовника для крепления респиратора на голове. Преимуществом изолирующих противогазов обеспечивающих органы дыхания человека чистым воздухом является то что они могут применяться независимо от состава окружающей атмосферы. Однако необходимым условием использования является предварительное прохождение медицинской комиссии обучение и допуск на его использование персонала нефтебазы. К изолирующим противогазам относятся противогазы марок ИП-46 ИП-46М ИП-4 и ИП-5. ИП-4 предназначен для защиты органов дыхания кожи лица и глаз от любой вредной примеси в воздухе независимо от её концентрации при выполнении работ в условиях недостатка или отсутствия кислорода. ИП-4 состоит из лицевой части с соединительной трубкой регенеративного патрона с пусковым брикетом дыхательного мешка и каркаса. В комплект входят кроме того незапотевающие плёнки утеплительные манжеты и сумка. Лицевая часть ИП-4 служит для изоляции органов дыхания от окружающей среды направления выдыхаемой газовой смеси в регенеративный патрон подведения очищенной от углекислого газа и водяных паров и обогащённой кислородом газовой смеси к органам дыхания а также для защиты глаз и кожи лица от любой вредной примеси в воздухе. Регенеративный патрон предназначен для получения кислорода необходимого для дыхания и для поглощения углекислого газа и влаги содержащихся в выдыхаемой газовой смеси. Дыхательный мешок служит резервуаром для выдыхаемой газовой смеси и кислорода выделяемого регенеративным патроном. Клапан избыточного давления предназначен для выпуска избытка дыхательной смеси из системы дыхания. Каркас предназначен для размещения в нём дыхательного мешка предотвращения сдавливания мешка при эксплуатации противогаза и для крепления регенеративного патрона. Сумка служит для хранения и переноски противогаза и для защиты его узлов от обливов ОВ и механических повреждений. В основе работы ИП-4 лежит принцип химической регенерации выдыхаемого воздуха в регенеративном патроне (т.е. поглощения углекислого газа и паров воды и выделения кислорода) сопровождающейся выделением тепла поэтому при работе регенеративный патрон нагревается. Время работы в таком противогазе определяется физической нагрузкой и для ИП-4 составляет при лёгкой физической нагрузке около 180 мин при средней – 60 мин при тяжёлой – 30 мин. Рабочий интервал температур – от –40 до +40 °С.
Кроме того в качестве промышленных средств индивидуальной защиты изолирующих органы дыхания могут применяться изолирующие респираторы (РВЛ-1 “Урал-7” Р-30) кислородно-изолирующий противогаз КИП-8.
Для защиты от пыли в том числе радиоактивной могут применяться респираторы Р-2 противопыльные тканевые ПТМ-1 и ватно-марлевые повязки.
Также могут проводиться различные комплексы лечебно-профилактических мероприятий а именно:
–проведение йодистой профилактики (при уровне загрязнения превышающем естественный фон на 20 мкРч);
–прекращение работы учреждений массового посещения исключение пребывания людей на открытой местности без средств индивидуальной защиты при уровне загрязненности 25 мРч;
–применение радиопротекторов (спецпрепараты: цистеамин серотонин мегафен мексамин; кофе какао красное вино виноград и т. д.);
–ускорение выведения радионуклидов из организма человека (спецпрепараты: гексацианоферрат железа хлорид аммония; голодание массаж физкультура использование мочегонных средств активированного угля а также употребление фруктов фруктовых соков гречки овсяной крупы продуктов содержащих клетчатку).
В результате производимых мероприятий обеспечивается безопасность рабочих нефтебазы и их эвакуация.

УРП(чистовик).dwg

с поворотной заслонкой
Приемо-раздаточное устройство
Грузовой патрубок Ду 200
Задвижка стальная Ду 200
Водоспускной кран Ду 80
Нижний люк-лаз Ду 700
Вентиляционный патрубок Ду80
Огневой предохранитель ОП-200
Верхний световой люк Ду 500
ЭКСПЛИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.
Установка рекуперации паров

Автоналив.dwg

1. Введение, технологическая часть.doc

Мозырский филиал входит в состав РУП "Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт" и обеспечивает нефтепродуктами потребителей г.Мозыря Мозырского Ельского и Наровлянского районов Гомельской области.
Предприятие основано в 1981 году. Занимаемая территория составляет 216 га и расположена в промзоне г.Мозыря.
На предприятии имеется комплекс зданий и сооружений сеть инженерных коммуникаций и автомобильных дорог с площадкой-накопителем имеющие твердое покрытие.
Краткая характеристика и состав филиала
По характеру транспортных связей филиал является трубопроводным по виду производственных операций - распределительным.
Прием нефтепродуктов осуществляется по трубопроводам с Мозырского НПЗ.
По суммарной емкости резервуарного парка равной 6500 м3 по СНБ 3.02.01-98 филиал относится к СНН III категории.
Резервуарный парк нефтепродуктов
Прием хранение нефтепродуктов (дизельное топливо автобензинов:
Н-80 Аи-92) осуществляется в следующих резервуарах:
- РВС-400 - 2№ 9 и № 10;
- РВС-700 - 8№ 1-№ 8;
Резервуары № 2-№ 4 оснащены металлическими понтонами.
Согласно отчету № 342005 по техническому обследованию резервуарного парка филиала все резервуары подлежат капитальному ремонту с полной заменой и последующей установкой их на новое основание.
Станция полуавтоматического налива нефтепродуктов
Отпуск нефтепродуктов в настоящее время производится на станции полуавтоматического налива нефтепродуктов оснащенной 26 комплектами АСН-5Н на 13 островках из них 6пришедшие в негодность.
Данные стояки автоналива не соответствуют современным требованиям и подлежат замене.
Технологические трубопроводы
Схема технологических трубопроводов обеспечивает прием нефтепродуктов от Мозырского НПЗ и отпуск потребителю через станцию автоналива но не обеспечивает внутрибазовые перекачки вакуумной зачистки полости трубопроводов и резервуаров.
Прокладка трубопроводов надземная.
Генеральный план выполнен с учетом технологической схемы приема и отпуска нефтепродуктов предусматривает посадку зданий и сооружений необходимых при реконструкции нефтебазы в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.
Генеральный план сохраняет функциональное деление существующей площадки на зоны:
- зона резервуарного хранения нефтепродуктов;
- производственная зона;
- вспомогательная зона.
По генеральному плану в состав реконструируемой нефтебазы входят:
- резервуарный парк (реконструкция);
- станция полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов (новое строительство);
- технологический колодец манифольд открытая насосная внутриплощадочных перекачек площадка вакуумной зачистки резервуар подземной установки емкостью 25 м3 установка рекуперации легких углеводородов (новое строительство);
Проектом предусматривается устройство двух рассредоточенных выездов на автодорогу с территории нефтебазы.
Вокруг резервуарного парка и для подъезда к площадкам сливо-наливных устройств проектируются подъезды шириной 35 м с твердым покрытием.
Планировочные отметки проезжей части внутренних автомобильных дорог вокруг резервуарного парка выше планировочных отметок прилегающей территории не менее чем на 03 м.
По периметру резервуарного парка предусматривается устройство ограждающей стены из негорючих материалов высотой 1 м.
Для перехода через ограждающую стену устраиваются лестницы-переходы. Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах выполняются пешеходные дорожки. Существующая ограждающая стена вокруг резервуарного парка демонтируется.
К станции полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов предусмотрен подъезд с устройством накопительной площадки для бензовозов. Въезд-выезд на площадку автоналива организован без пересечения транспортных потоков.
Организация рельефа и водоотвод реконструируемой нефтебазы выполнены комплексно с учетом требований нормативных документов экологических противопожарных требований а также с учетом сложившейся системы вертикальной планировки нефтебазы прокладки существующих и проектируемых коммуникаций сети дорог проездов и площадок.
Планировка площадки предполагает отвод дождевых и сточных вод по лоткам проезжей части проездов и площадок по спланированной территории резервуарного парка и свободной территории в дождеприемные колодцы и далее в систему промдождевой канализации.
Автодороги проезды и площадки решаются с учетом сложившихся транспортных потоков на нефтебазе и обеспечения безопасности движения и противопожарных требований при эксплуатации. Габариты дорог проездов и площадок приняты исходя из категории обслуживаемых автомобилей в соответствии с требованиями нормативной документации.
Уклоны планируемых поверхностей участков территории намечаемых к строительству дорог проездов и площадок приняты в пределах нормативных и соответствуют требованиям СНиП II-89-80 СНиП 2.05.07-91.
Дорожное покрытие для дорог и площадок принято из двухслойного асфальтобетона.
В местах возможных проливов (оперативная площадка станции полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов) покрытие выполняется из цементобетона с заполнителями устойчивыми к воздействию нефтепродуктов.
Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий предусматривается максимальное озеленение и посев газонов устройство пешеходных дорожек с твердым покрытием.
Дополнительный отвод земли необходим в связи с увеличением резервуарного парка на 2 резервуара емкостью по 200 м3.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Номенклатура и грузооборот нефтепродуктов реконструируемой нефтебазы представлены в таблице 1.1.
Наименование и грузооборот нефтепродуктов
Наименование нефтепродуктов
Планируемая производительность (тыс. тгод)
Средняя температура: tm tmax=25°C.
Характеристика района потребления: сх районы.
Площадка проектируемого строительства размещается на территории существующей нефтебазы.
Рельеф равнинный с понижением отметок в южном направлении. Площадка застроена.
Район строительства относится ко II климатическому поясу.
2. Хранение нефтепродуктов
2.1. Определение емкости резервуарного парка
Определим норму запаса нефтепродуктов на расчетный период:
Kо – среднегодовой коэффициент оборачиваемости i-го нефтепродукта.
Расчетную вместимость резервуара для i-го нефтепродукта определим по формуле (1.2):
- коэффициент использования емкости резервуара (табл. 6 [1]).
Выбираем следующие резервуары:
Аи-98: РВС-200 (диаметр D = 66 м; высота H = 6 м);
Аи-95: РВС-200 (диаметр D = 66 м; высота H = 6 м);
Аи-92: 2×РВС-700 (диаметр D = 104 м; высота Н = 9 м);
Н-80: 3×РВС-700 (диаметр D = 104 м; высота Н = 9 м);
Дтл: 3×РВС-700 (диаметр D = 104 м; высота Н = 9 м);
Дтз: 2×РВС-700 (диаметр D = 104 м; высота Н = 9 м).
2.2. Выбор основного оборудования резервуаров
Нефтяные резервуары – это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов.
В зависимости от материала из которого сооружают резервуары их подразделяют на металлические железобетонные и резервуары из синтетических материалов. Металлические в свою очередь бывают стальными вертикальными горизонтальными и резервуары специальных конструкций. Железобетонные резервуары могут быть выполнены из монолитного или сборного железобетона а также смонтированы частично из сборного а частично из монолитного железобетона; по виду они бывают цилиндрическими и прямоугольными. В зависимости от внутреннего давления резервуары делятся на:
-резервуары с понтоном или плавающей крышей (без давления);
-резервуары низкого давления предназначенные для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 200 мм вод. cт;
-резервуары высокого давления для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением более 200 мм вод.ст.
Вертикальные стальные резервуары могут быть:
-подземными (наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки – площадки находящейся в пределах 3 м от резервуара не менее чем на 02 м);
-наземными (днище резервуара расположено на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки).
Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь соответствующее оборудование (cтр.67 [1]).
Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки.
Люк-лаз помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища) предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуара при проведении огневых работ а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люка-лаза 500 мм.
Приемо-раздаточные устройства которые монтируются в днище резервуара обеспечивают его закачку и опорожнение. Размеры и количество приемо-раздаточных патрубков определяются в зависимости от емкости и производительности операций по закачке и откачке нефтепродукта. В данном проекте в резервуарах монтируется 2 самостоятельные трубы – приемная и раздаточная.
Подъемную трубу устанавливают на раздаточной трубе резервуара предназначенного для хранения подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродуктов из верхних наиболее чистых слоев где они имеют наибольшую температуру. Подъем трубы осуществляется специальной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка устанавливаемого на ее конце и поддерживающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефтепродукта. Поднимать трубу можно до определенной высоты в пределах которой она может опускаться под собственным весом. При углах подъема больше 70 -750 возможно заклинивание поворотного шарнира. Для уменьшения входной скорости нефтепродукта конец подъемной трубы срезается под углом 300.
Для замера и контроля уровня нефтепродукта в резервуаре определения уровня подтоварной воды а также для определения температуры и плотности нефтепродукта устанавливаем уровнемер “Струна”.
Водоспускное устройство устанавливаемое на первом поясе резервуара предназначено для периодического спуска подтоварной воды. Подтоварная вода накапливается на дне осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке нормальная высота которой 3-5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.
Огневые предохранители резервуаров подбираем по пропускной способности.
Суммарная пропускная огневых предохранителей определяется в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении (или опорожнении) резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.
Максимальный расход газов проходящих через огневой предохранитель определяется при заполнении резервуара как сумма расходов состоящая из:
где Q3 – максимальный расход газов;
q3 – максимальный расход нефтепродуктов при заполнении резервуаров;
qt1 – максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды;
qt2 – расход газа вследствие нагрева газового пространства при закачке более нагретого нефтепродукта;
qгаз – объем выделяющихся из нефти газов определяемый по газовому фактору.
Определим величину каждого слагаемого формулы:
где: – коэффициент объемного расширения газа ( = 1273К-1);
Т – скорость нагревания газового пространства (Т = 00013 Кс);
Vг – максимальный объем газового пространства (принимается равным объему резервуара).
Подставив значения Т и получим qt1 = 476 · 10-6 ·Vг .
где α – коэффициент теплообмена;
F – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;
Тн Тг – соответственно температура нефтепродукта закачиваемого в резервуар и температура газового пространства;
R – удельная газовая постоянная;
р – давление в газовом пространстве резервуара;
При выкачке нефтепродукта из резервуара расход поступающего через клапан атмосферного воздуха будет:
где qв – производительность выкачки нефтепродукта из резервуара;
qt1 – дополнительный расход из-за возможного охлаждения газового пространства резервуара и частичной конденсации паров.
Наиболее интенсивно резервуар охлаждается во время ливня поэтому для практических расчетов скорость охлаждения следует принимать ΔT 810-3 Кс Подставив значение р и ΔT в получим:
По большому значению Q3 или QВ подбираем по каталогу огневые предохранители необходимого размера.
При расчете пренебрежем qt2 и qгаз ввиду их малых значений.
Произведем расчет для резервуара РВС-700 где будет храниться дизельное топливо зимнее:
По максимальной производительности выкачки Qв = 315 м3ч подбираем огневые предохранители ПО-150 (dу = 150 мм пропускная способность q = 215 м3ч) препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через вентиляционный патрубок. Принцип действия их основан на том что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.
Вентиляционный патрубок устанавливаемый в верхней точке покрытия резервуаров на огневой предохранитель служит для постоянного сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Размер условного прохода выбирается в зависимости от диаметра приемораздаточных труб. Устанавливаем вентиляционный патрубок ПВ-150 (dу = 150 мм).
Подбор огневых предохранителей и вентиляционных патрубков ведем для резервуаров где хранятся дизельные топлива.
Для уменьшения потерь нефтепродуктов от «больших» и «малых дыханий» в резервуарах с бензинами применяем газоуравнительную систему.
3. Отпуск нефтепродуктов
3.1. Сливо-наливные устройства для автомобильных цистерн
Расчетное количество наливных устройств станции налива следует определять для каждой марки (сорта) нефтепродуктов по формуле (1.8):
Кн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;
q – расчетная производительность наливных устройств м3ч;
= 7 – количество часов работы наливных устройств в сутки;
ρ – плотность нефтепродукта тм3;
К = 07 – коэффициент использования наливных устройств.
Производительность наливных устройств при механизированном наливе без учета времени на вспомогательные операции следует принимать: для нефтепродуктов с вязкостью до 60×10-6 м2с – 40 100м3ч; для нефтепродуктов с вязкостью от 60×10-6 м2с до 600×10-6 м2с – 30 60 м3ч (п. 5.3.6 [1]).
Для отгрузки нефтепродуктов применяем установки верхнего герметизированного налива нефтепродуктов ЕО630 Ду50 с датчиками предельного уровня «Е+Н» FTL-51 гаражного и рабочего положения а так же установки нижнего герметизированного налива нефтепродуктов ЕО852 Ду50 с датчиками предельного уровня «Е+Н» FTL-51 гаражного и рабочего положения.
Установки налива работают в автоматическом режиме.
Станция автомобильного налива представляет собой три островка под общим навесом и предназначена для наполнения автомобильных цистерн стояками отпуска нефтепродуктов как с верхним наливом так и с нижним.
Островок № 1: Предназначен для отпуска дизельного топлива (летнее и зимнее) состоит из:
- наливного стояка верхнего налива;
- комбинированного наливного стояка для верхнего и нижнего налива.
Сливные стояки оборудованы устройствами для отвода паров дизельного топлива из рабочей зоны.
Островок № 2: Предназначен для отпуска бензина Н-80 и состоит из:
- наливного стояка верхнего налива бензина Н-80;
- комбинированного наливного стояка для верхнего и нижнего налива бензина Н-80;
- устройства отводящего углеводородные пары по трубопроводам на установку рекуперации.
Островок № 3: Предназначен для отпуска пяти видов топлива: дизтоп-лива летнего и зимнего бензинов Аи-92 Аи-95 Аи-98 и укомплектован пятью установками для нижнего налива в цистерны бензовозов и устройством отводящим углеводородные пары по трубопроводам на установку рекуперации.
4. Перекачка нефтепродуктов
4.1. Гидравлический расчет
Целью гидравлического расчета трубопроводных коммуникаций на нефтебазах является определение диаметров трубопроводов при которых будут обеспечены нормальная работа насосов с заданным расчетным расходом безопасность эксплуатации нормативные сроки слива нефтепродуктов.
Вязкость для бензинов и дизельного топлива берем при температурах: tma tmin=-10°C (рис. 1.11 [5]).
4.1.1. Определение диаметров технологических
трубопроводов для закачки нефтепродуктов в резервуары
Диаметры нагнетательных трубопроводов на входе в нефтебазу определим из уравнения неразрывности потока по формуле (1.9):
Qс- производительность трубопровода м3с;
v- скорость движения жидкости в трубах мс принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов (табл. 7.15 [5]).
Толщину стенки рассчитаем по формуле (1.10):
где n = 11 – коэффициент перегрузки принимаемый для трубопроводов диаметром менее 700 мм;
р = 25 МПа – рабочее давление в трубопроводе МПа. На трубопроводах нефтебазы это максимальное рабочее давление (п. 6.1.4 [1]);
Dн – наружный диаметр трубы м;
R1 – расчетное сопротивление определяемое по формуле ():
где – минимальное значение временного сопротивления металла труб;
m – коэффициент условий работы трубопровода;
К1 – коэффициент безопасности по материалу;
Кн – коэффициент надежности.
Выбираем минимальную толщину стенки = 5 мм.
Окончательно принимаем трубы (таблица 7.3 [5]):
Для бензинов Аи-98 и Аи-95: наружный диаметр D = 108 мм толщина стенки = 5 мм внутренний диаметр d = 98 мм.
Для бензинов Аи-92 Н-80 и дизельных топлив летнего и зимнего: наружный диаметр D = 133 мм толщина стенки = 5 мм внутренний диаметр d = 123 мм.
4.1.2. Определение диаметров технологических
трубопроводов резервуарный парк – сливо-наливные устройства
Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока по формуле (1.9):
v- скорость движения жидкости в трубах мс принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов (табл. 7.15 [5]). .
р = 25 МПа – рабочее давление в трубопроводе МПа;
R1 – расчетное сопротивление определяемое по формуле (1.11):
Выбираем минимальную толщину стенки = 45 мм.
Окончательно принимаем трубы (таблица 7.3 [5]): наружный диаметр D = 60 мм толщина стенки = 45 мм внутренний диаметр d = 51 мм.
Произведем пересчет скоростей для выбранных труб по формуле(1.12):
4.2. Подбор насосного оборудования для станции автоналива
Расчет всасывающих трубопроводов для светлых нефтепродуктов ведется при максимальной температуре продукта чтобы избежать разрыва струи и обеспечить нормальную работу насоса.
Определим потери во всасывающем тракте и геометрическую высоту всасывания для насосов с вязкостью при tmax=25°C.
Расчеты производим как для проектируемых трубопроводов так и для уже существующих.
Определим число Рейнольдса по формуле (1.13):
Переходные значения Рейнольдса вычислим по формулам (1.14-1.15):
где kэ – эквивалентная шероховатость труб: kэ=005- для новых сварных стальных труб.
Переходные значения Рейнольдса:
Аи-98 Аи-95: 2300859714 10200;
Дтз: 2300438610200 то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле Блазиуса:
Аи-92: 10200218571451000;
Н-80: 10200211285751000то поток турбулентный в зоне смешанного трения.
Коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле Альтшуля:
Потери во всасывающем тракте (с учетом потерь в местных сопротивлениях) найдем по формуле Дарси-Вейсбаха:
где L –расстояние от самого дальнего резервуара до станции автоналива.
L=325 м – для Аи-98 L=519 м – для Аи-95 L=50 м – для Аи-92 Н-80 Дтл Дтз.
Геометрическая высота всасывания равна:
где Pa – атмосферное давление Па;
Ps – давление упругости насыщенных паров нефтепродукта Па;
ρ – плотность нефтепродукта кгм3;
Δhдоп – допустимый кавитационный запас насоса по нефти.
где ρв – плотность воды ρв=1000 кгм3;
ρн – плотность нефтепродукта кгм3;
Δhд.в. – допустимый кавитационный запас насоса по воде;Δhд.в.=4 м.
Выбираем из полученных наименьшее значение высоты всасывания и располагаем насосы для всех нефтепродуктов на глубине 1 м ниже поверхности земли что исключает возможность кавитации насосов при их работе.
Расчет нагнетательных трубопроводов ведется по минимальной температуре нефтепродуктов для наиболее удаленных и высоко расположенных точек коммуникаций и объектов.
Произведем расчет потерь напора в нагнетательном трубопроводе и выбор насосного оборудования с вязкостью при tmin=-10°C.
Расчетное расстояние:
Для Н-80 Дтл Дтз: L = 96 м.
Труба: наружный диаметр D = 60 мм толщина стенки = 45 мм внутренний диаметр d = 51 мм.
Определим скорость потока в трубе:
Определим число Рейнольдса по формуле :
Аи-98 Аи-95: 230066867 10200;
Дтл: 23002677510200;
Дтз: 230031328610200 то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Аи-92: 102001700051000;
Н-80: 1020016433351000то поток турбулентный в зоне смешанного трения.
Потери напора в нагнетательном трубопроводе (с учетом потерь в местных сопротивлениях) найдем по формуле Дарси-Вейсбаха:
где L –высота стояка автоналива.
При имеющейся подаче Qн определяем необходимый напор насоса Нн по формуле (1.22):
где: hвсhн- потери напора во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при известной подаче;
Δz – высота стояка для налива автоцистерн.
Выбираем насос НК 6535-70 (табл. 3.12 [4]) с параметрами: производительность Qnom= 65 м3ч напор H = 70 м допустимый кавитационный запас Δhд.в. = 4 м.
В связи с тем что перекачиваемые продукты близки по производительности с целью унификации подбираем однотипные насосы.
4.3. Насосы для внутрибазовой перекачки
Насосная стационарная станция предназначена для внутрибазовой перекачки хранимых в резервуарах нефтепродуктов (а также межрезервуарный аварийный слив) по технологическим трубопроводам.
Для трубопроводов Аи-98 и Аи-95:
Так как (2300859714 10200) то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Для Аи-92 Н-80 Дтл Дтз:
Аи-92: 2300913724600;
Н-80: 23008715424600то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Дтз: 182042300 то поток ламинарный.
Коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле Стокса:
где L –расстояние от самого дальнего резервуара до насосной станции; L=515 м.
Δhдоп – допустимый кавитационный запас насоса;
Так как (2300346267 10200) то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Аи-92: 230071066724600;
Н-80: 230067786724600то поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Дтз: 1300292300 то поток ламинарный.
При имеющейся подаче Qн определяем необходимый напор насоса Нн по формуле:
Δz – разность высотных отметок насосной станции и резервуарного парка.
Для насосной станции выбираем два насоса НК 6535-70 (табл. 3.12 [4]) с параметрами: производительность Qnom= 65 м3ч напор H = 70 м допустимый кавитационный запас Δhдоп = 4 м.
Насосную станцию располагаем надземно на открытой площадке под навесом.
5. Площадка фильтрации поступающих нефтепродуктов
Площадка фильтрации предназначена для предварительной очистки от механических примесей принятых нефтепродуктов по технологическим трубопроводам от узла учета МНПЗ: дизельного топлива; бензинов Н-80 Аи-92 Аи-95 и Аи-98.
На площадке фильтрации нефтепродуктов устанавливаем 5 фильтров ФС-15016ПФ.
6. Зачистка трубопроводов и резервуаров
Для очистки полости резервуаров от подтоварной воды грязи и технологических трубопроводов от остатков нефтепродуктов принято решение по использованию вакуумной технологии зачистки. Для выполнения этой операции необходимо обеспечить зачистку с Q = 200 м3ч и разряжением 70% от Pатм.
В связи с имеющимися исходными данными для вакуумной зачистки будут использоваться: четыре воздухосборника V=64 м3 насос вакуумный ВВН 1-3М насос шестеренный НМШ5-25-2.56.0-1 для подачи охлаждающей жидкости подземный двухстенный резервуар V=25 м3.
Указанные насосы расположены на площадке продуктовой насосной станции.
7. Установка рекуперации паров
От приборов налива нефтепродуктов смесь углеводородов и воздуха поступает по системе сбора паров в установку рекуперации паров (УРП).
До момента поступления в установку УРП пары проходят через разделительный резервуар (knock-out vessel) защитный фильтр что обеспечивает непопадание бензина в углеродный фильтр.
Установка УРП состоит из двух активированных углеродных фильтров один из которых соединен с газоуровнительным проводом – «режим адсорбции» а другой находится в процессе вакуумной регенерации. Активированный углерод обладает чрезвычайно большой площадью поверхности по отношению к объему и углеводороды адсорбируется в очень тонком поверхностном слое углерода. Углерод может адсорбировать лишь определенное количество углеводородов до наступления насыщения. Если насыщение происходит в фильтре то пары проходят через него необработанными. Следовательно для восстановления производительности углерода требуется его регенерация что обеспечит эффективную адсорбцию углеводородов в последующем цикле.
Активированный углерод устойчивый к жестким режимам эксплуатации легко обеспечивает десорбцию и гарантирует начало процесса регенерации сразу же при понижении давления в фильтре. Следовательно большая часть углеводородов перемещаются при высоком давлении всасывания где скорости потока высока что обеспечивает компактность и эффективность технологии с точки зрения потребления электроэнергии.
Таблетированный углерод имеет намного меньшую способность к пылеобразованию по сравнению с гранулированным чрезвычайно открытая пористая структура углерода продлевает срок эксплуатации фильтра по сравнению со сроками использования более традиционных углеродных фильтров.
Современная удерживающая конструкция расположенная над активированным углеродом предотвращает сдвиги фильтра в процессе выравнивания. Таким образом предотвращается формирование пыли за счет трения что позволяет избежать формирования V-образной формы фильтра. V-образная форма фильтра приводит к образованию каналов с пониженным давлением и очень неравномерному распределению углеводородов при их поступлении в фильтр.
Данная конструкция фильтра позволяет повышать производительность установки УРП за счет добавления активированного углерода в адсорберы через главное отверстие в верхней части фильтра.
Процесс регенерации паров включает две стадии. Сначала в фильтре создается вакуум для обеспечения такого уровня давления при котором углеводород начинает десорбировать из угля. На этой стадии извлекается основная часть углеводородов. Извлечение оставшейся части углеводородов из фильтра обеспечивается продувкой инертным газом завершающей процесс регенерации.
Использующийся для регенерации вакуумный насос представляет собой насос сухого типа с очень низким энергопотреблением.
Из сепаратора высоко обогащенные углеводородами пары поступают в абсорбционную колонну где большая часть углеводородов абсорбируется встречным потоком бензина. Присутствующий при этом незначительный объем воздуха попавший во время воздушной продувки на стадии регенерации выходит через верхнюю часть абсорбционной колонны что приводит к выносу незначительной части углеводородов подлежащих в дальнейшем возврату в углеродный фильтр в режиме адсорбции.
Установка снабжена функцией автоматического энергосбережения: в случае недостаточной подачи паров или прекращения их подачи все производимые установкой функции переходят в режим ожидания сразу же после завершения регенерации в обоих углеродных фильтрах. Во время пребывания установки в режиме ожидания адсорбция возможна однако работа всех насосов прекращена. Насосы включаются изредка на короткое время для обеспечения чистоты углеродных фильтров а также поддержания их в активном режиме. После восстановления нормальной подачи паров запуск установки производится автоматически при этом восстанавливается непрерывная работа насосов.
Отказобезопасная конструкция установки Cool Sorption обеспечивает ее изоляцию на случай прекращения подачи электроэнергии. Хотя все емкости установки работают при атмосферном давлении их конструкция разработана с обеспечением защиты от взрывов внутри установки.
Сепаратор оснащен двумя независимыми системами аварийной сигнализации одна их которых работает независимо даже от системы контроля за работой установки. Таким образом риск загрязнения углеродных фильтров посредством попадания бензина из абсорбционной колонны сведен к абсолютному минимуму.
Основной риск при эксплуатации установки УРП связан с резким повышением температуры углеродного фильтра. Минимизация риска обеспечивается за счет использования минерального активированного угля однако риск становится ощутимым при присутствии некоторых растворителей и даже следов кетона. При обнаружении резкого повышения температуры с помощью температурных датчиков или анализатора СО установка УРП останавливает работу а автоматические клапаны на ее входе и выходе изолируют абсорбер что приводит к уменьшению кислорода и предотвращает дальнейшее повышение температуры.
С целью защиты от температурного скачка фильтры установки снабжены коллектором азота который может быть подан в установку вручную.
Эффективность процесса абсорбции в значительной степени зависит от непрерывной подачи бензина температура которого не превышает +25оС.
Поскольку температура бензина повышается вследствие процессов абсорбции и охлаждения уменьшение объема бензина в резервуарах хранения до предельно низких уровней допустимо лишь на очень короткое время. В противном случае следует ожидать значительного повышения температуры что существенно уменьшит эффективность процесса абсорбции. Кроме того возможно значительное повышение давления паров по Рейду бензина из-за высокого процента восстановленного продукта.
Изменение уровня в резервуарах хранения и последующее изменение давления при подаче бензина в абсорбционную колонну также могут мешать поддержанию устойчивого потока. Во избежание вышеуказанной проблемы применяется клапан постоянного потока.
7.2. Контроль работы УРП
Контроль за работой УРП осуществляется с помощью контроллера PLC (программируемый логический контроллер) который посредством шины PROFIBUS подключается к дистанционному устройству ввода-вывода установленному на основании установки УРП.
Управление работой установки УРП и контроль за ее работой осуществляется посредством пользовательского интерфейса. Наглядное изображение технологического процесса установки УРП постоянно отображается на мониторе при этом различные стадии процесса выделены с помощью различных цветов (см. рис. 1).
Рис. 1 Технологический процесс УРП
Установка УРП полностью автоматизирована и самостоятельно отключается в случае ложного срабатывания системы. Статус установки локализация какой-либо проблемы и определенная аварийная сигнализация легко идентифицируются на мониторе процесса ПК. Данные обо всех случаях срабатывания аварийной сигнализации автоматически заносятся в память компьютера где хранятся в течение нескольких месяцев. Кроме того в базе данных ПК хранятся все важные параметры процесса такие как циклы давления температуры а также уровнях углеводородов и СО. Система контроля оснащена современными средствами выполнения дистанционной диагностики.
Кроме того работой установки УРП можно также управлять с помощью переключателей управления на передней панели дистанционного блока ввода-вывода. Локальный перечень команд включает режимы: ручной автоматический поддержания работы остановки а также индивидуальное управление насосами. Локальная панель также оснащена количеством лампочек статуса процесса преимущественно используемые для принятия решений в экстренном порядке иили технического обслуживания.
8. Система управления и автоматизации
8.1. Назначение системы
Автоматизированная система управления технологическими процессами Мозырского филиала предназначена для автоматизации технологических и учетных операций по приему хранению и отпуску нефтепродуктов и должна управлять следующими объектами:
Автоматизированная система коммерческого учета отпуска нефтепродуктов в автомобильные цистерны (локальная АСУ ТП);
Автоматизированная система управления электрофицированной запорной аппаратурой насосными агрегатами.
Система должна обеспечивать:
дистанционное управление и оперативный контроль за работой технологическим оборудованием по командам оператора или диспетчера
коммерческий учет приема отпуска и хранения нефтепродуктов
возможность приемапередачи данных в системы верхнего уровня с целью передачи в нее данных о фактически отгруженных нефтепродуктах и остатках нефтепродуктов в резервуарном парке получения разрешения на отпуск нефтепродуктов потребителям и др.
контроль за безопасностью выполняемых процессов
блокировка систем и оборудования при неправильных или несанкционированных действиях персонала а также при выходе параметров работы оборудования сверх допустимых пределов
систему контроля допуска на территорию и охрану периметра
дистанционный контроль состояния и управление вспомогательными объектами;
контроль загазованности автоматическое пожарообнаружение и пожаротушение;
формирование различных форм отчетности.
8.2. Структура АСУ ТП
Структура комплекса технических средств АСУ выполнена в виде распределенной иерархической системы контроля и управления:
На нижнем уровне расположены первичные преобразователи сигналов - «полевые» приборы: датчики давления расхода температуры уровня задвижки с электроприводом местные щиты автоматики устанавливаемые непосредственно на контролируемом технологическом объекте оборудовании и арматуре.
На среднем уровне - контроллеры обеспечивающие обработку информации поступающей непосредственно с объектов управления и отслеживающие состояния отдельных сигналов технологического процесса которые с целью экономии кабельной продукции размещаются в ближайших к контролируемым объектам щитовых помещениях сетевое оборудование обеспечивающее надежную передачу информации на верхний уровень.
На верхнем уровне – основное и резервированное автоматизированное рабочие места диспетчера размещаемые в центральном диспетчерском пункте. На этом уровне интегрируются системы оперативно - диспетчерского контроля коммерческого учета и служб безопасности. Визуализация информации а так же хранение и анализ всей поступившей информации за любой заданный интервал времени обеспечивается мощными компьютерами выполняющими функции серверов баз данных и рабочих станций.
Схематически структура АСУ ТП отражена на рис.2.
Структура оперативного управления – двухуровневая:
На верхнем уровне в ЦДП находится диспетчер который с помощью АСУ осуществляет дистанционный контроль и управление объектами нефтебазы;
На нижнем уровне – операторы (слесари КИПа – обходчики) которые под руководством диспетчера осуществляют ручные операции на участках нефтебазы. Исключение составляют операции по наливу нефтепродуктов в автоцистерны. Здесь работы по подключению заземления наливных устройств выполняет водитель.
Рис.2. Структура АСУ ТП
АСУ ТП выполняет следующие основные функции:
- Контроль и управление технологическим вспомогательным оборудованием и интегрируемыми системами.
- Коммерческий учет нефтепродуктов.
- Автоматизация выполнения технологических операций приема хранения отпуска нефтепродуктов.
- Отображение обработка и архивирование информации о технологическом оборудовании и процессах.
- Служебные функции.
Контроль и управление технологическим оборудованием и интегрируемыми системами по объектам нефтебазы:
Управление технологическим оборудованием:
1 Узел фильтрации принимаемых нефтепродуктов:
управление запорной электроприводной арматурой;
контроль давления и температуры в трубопроводе на входе;
контроль перепада давления на фильтрах.
2. Резервуарный парк нефтепродуктов:
сигнализация верхнего аварийного уровня в резервуаре;
измерение уровня в резервуаре;
измерение гидростатического давления нефтепродукта в резервуаре;
многоточечные измерения температуры в резервуаре;
измерение уровня раздела фаз нефтепродукт – вода;
управление электроприводной арматурой;
измерение давления в газовом пространстве резервуара;
определение плотности массы приведенного объема нефтепродуктов.
3. Насосная внутрибазовых перекачек:
автоматическое управление работой вакуумного насоса;
автоматическое управление работой шестеренчатого насоса подачи охлаждающей жидкости
контроль давления температуры в линиях сигнализация аварийных параметров
насосов загазованности управление вентиляцией.
4. Узел налива нефтепродуктов в автоцистерны:
контроль заземления автоцистерн;
контроль перепада давления на фильтрах;
автоматическое управление центробежными насосами;
контроль давления на выкиде и всасе насоса;
автоматическое управление регулирующей электроприводной арматурой;
контроль температуры нефтепродукта;
контроль плотности нефтепродукта;
контроль расхода нефтепродукта;
контроль максимального взлива нефтепродукта;
контроль гаражного положения стояка
5. Насосная перекачки нефтепродуктов на эстакады налива
измерение потребления тока насосом;
контроль давления температуры в линиях сигнализация аварийных параметров;
6.Узлы управления задвижками
контроль состояния запорной арматуры с электроприводом.
7.Блок вакуумной зачистки
контроль положения исполнительного механизма запорной арматуры (не электроприводной)
сигнализация предельных и аварийных уровней емкостей.
Интегрируемые системы:
1. Система безопасности:
пропускной режим на территорию ;
разграничение доступа в здания и к технологическому оборудованию.
2.Система автоматического обнаружения пожара и пожаротушения:
автоматическое обнаружение пожара;
ручная сигнализация о пожаре;
управление пожарными насосами;
3. Система контроля загазованности:
контроль загазованности на эстакадах налива в автоцистерны;
контроль загазованности в насосных;.
контроль загазованности в резервуарном парке.

4.Экономика.doc

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Важнейшим этапом в экономической части является расчет эффективности инвестиций в реконструкцию Мозырской нефтебазы.
Целью расчета эффективности инвестиций является определение стоимости строительства себестоимости продукции прибыли срока окупаемости и других технико-экономических показателей с использованием прейскурантов оптовых цен норм амортизационных отчислений форм статистической отчетности и других нормативных актов и документов.
1 Капитальные вложения в реконструкцию
Расчетная сводная стоимость реконструкции Мозырской нефтебазы в ценах 1991г. составляет 6487777 тыс. руб.
Расчетная стоимость реконструкции в ценах 2006г. с учетом индекса изменения стоимости равным 1247427 составляет 80930282 тыс. руб.
Сводный сметный расчет стоимости реконструкции Мозырской нефтебазы приведен в приложении 1.
2 Общий объем выручки от реализации продукции
Согласно данных Мозырского филиала РУП "Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт
Объем выручки от реализации млн. руб.
3 Расчет остаточной стоимости основных средств
Согласно данных Мозырского филиала РУП "Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт" амортизационные отчисления составят 10600 млн. руб. в год.
Расчет остаточной стоимости основных средств на
Мозырском филиале млн. руб.
Наименование показателей
Остаточная стоимость основных средств на начало года
Амортизация за год на существующее оборудование
Стоимость новых основных средств
Амортизация за год на вновь вводимое оборудование
Остаточная стоимость основных средств на конец года
Остаточная стоимость основных средств в 2010 году будет составлять 35 3739 млн. руб.
4 Состав себестоимости
Состав себестоимости на Мозырском филиале млн. руб.
Экономические элементы
Материальные затраты в т.ч.
электрическая энергия
Расходы на оплату труда
Отчисления на социальные нужды
Амортизация основных фондов:
Общая себестоимость составит в 2006 году 5 0550 млн. руб. а в 2010 году – 9 0369 млн. руб.
5 Экономическая эффективность проекта реконструкции
Показатели млн. руб.
Выручка от реализации
Выручка (нетто) от реализации без налогов
Затраты на производство реализованной продукции
Покупная стоимость нефтепродуктов
Чистый поток денежных средств
Чистый дисконтированный денежный поток
Наращенное значение чистого дисконтированного потока
Из приведенных расчетов видно что денежные потоки положительны т.е. проект реконструкции Мозырской нефтебазы является выгодным.

Схема автоматизации УРП.dwg

7. Охрана окружающей природной среды.doc

7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ
При разработке проекта реконструкции предусмотрены мероприятия по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов:
Для сокращения потерь нефтепродуктов произведены следующие мероприятия:
)выбраны типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510. Резервуары подобраны по оптимальной единичной вместимости скорости заполнения или опорожнения окраске наружных поверхностей светоотражающими красками внутренним покрытиям газоуравнительной системе;
)максимально герметизированы сливо-наливные операции;
)предусмотрено минимальное количество фланцевых соединений на технологических трубопроводах;
)предусмотрено применение насосов имеющих специальные торцевые уплотнения не дающие утечек;
)предусмотрена защита от перелива стационарных резервуаров автомобильных цистерн;
)предусмотрена возможность вакуумной зачистки трубопроводов и резервуарного парка;
) предусмотрена возможность перекачки а так же межрезервуарный аварийный слив нефтепродуктов по технологическим трубопроводам.
Газоуравнительная система резервуарного парка объединяет резервуары с нефтепродуктами близкими по своим физико-химическим показателям.
Уловленные пары нефтепродуктов с резервуарного парка и стоянки автоналива идут на установку рекуперации паров.
На участках налива автомобильных цистерн предусмотрена установка АСУ ТП.
При разработке проекта предусмотрены мероприятия по сбору нефтепродуктов при авариях и ремонте как из технологических сооружений так и из трубопроводов а так же сбор нефтепродуктов во всех точках возможных потерь.
Сброс нефтепродуктов при аварии в канализацию не допускается.
Соединения трубопроводов производятся с помощью сварки. Фланцевые соединения установлены в местах где необходим разъем при эксплуатации (присоединение фланцевой арматуры фланцевых заглушек и так далее). Уплотнение фланцевых соединений осуществляется с помощью несгораемых прокладок.
Вся система борьбы с утечками и испарением нефтепродуктов обеспечивает предупреждение загрязнения атмосферного воздуха поверхностных и подземных вод почвы.
В зоне резервуарного парка и на участках автомобильного приема и отпуска для предотвращения попадания на дороги нефти и нефтепродуктов планировочные отметки проезжей части внутренних автомобильных дорог выше планировочных отметок прилегающей территории на 03 м считая от бровки земляного полотна.
По периметру резервуарного парка предусматривается устройство ограждающей стены из негорючих материалов высотой 1 м.
Планировка площадки предполагает отвод дождевых и сточных вод по лоткам проезжей части проездов и площадок по спланированной территории резервуарного парка и свободной территории в дождеприемные колодцы и далее в систему промдождевой канализации.
Автодороги проезды и площадки решаются с учетом сложившихся транспортных потоков на нефтебазе и обеспечения безопасности движения и противопожарных требований при эксплуатации.
Дорожное покрытие для дорог и площадок принято из двухслойного асфальтобетона.
В местах возможных проливов (оперативная площадка станции полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов) покрытие выполняется из цементобетона с заполнителями устойчивыми к воздействию нефтепродуктов.

3.Организация.doc

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО
РЕКОНСТРУКЦИИ НЕФТЕБАЗЫ
Предприятия трубопроводного транспорта это производственная система в которой можно выделить две взаимосвязанных сферы деятельности:
Управление производством.
Производство единство органически взаимосвязанных между собой разнородных компонентов:
–машины и механизмы;
–инструмент и технологическая оснастка;
–здания сооружения и коммуникации;
–технологические процессы;
–финансовые ресурсы и энергоресурсы.
Управление производством является необходимым моментом любого производства при этом оно обуславливается формой общественного труда и формами организации производства необходимыми для достижения общего результата. Организация производства одна из основных базовых функций управления:
–это система мероприятий направленных на рациональное сочетание во времени и пространстве всех элементов пространства;
–это процесс определения действием органов управления рассматриваемой системы направленный на реализацию принятых планов и заключающийся в размещении элементов системы распределения и установлении их взаимосвязей и функций.
Организовать производство – это значит управлять предприятием так чтобы:
Выполнялись возложенные на предприятие функции как отдельного структурного подразделения народно-хозяйственного комплекса страны.
Рационально и эффективно использовались материально-технические сырьевые и трудовые ресурсы каждого предприятия участвующего в производстве.
Постоянно происходит процесс расширенного воспроизводства как основных производственных и непроизводственных фондов так и трудовых ресурсов.
Все это возможно сделать при правильном использовании так называемого инструментария т. е. знаний умений и навыков в различных формах методах направлениях и принципах организации производства.
Поточный метод производства работ обеспечивает ритмичное выполнение работ в течение года. Эффективное использование материальных и технических ресурсов денежных средств а также повышение производительности труда снижение себестоимости работ следовательно и достижение высоких технико-экономических показателей.
Основными признаками потока являются равномерность и непрерывность. Непрерывность обеспечивается координацией работ всех исполнителей. Равномерность достигается расчленением общего производственного процесса на ряд простых работ выполняемых бригадами с постоянным составом.
Сущность поточного метода:
Расчленение процесса производства работ на отдельные операции с их дальнейшей координацией а также расчленение общего фронта работ на отдельные части.
Поточный метод – метод при котором исполнители (бригады звенья и др.) выполняют одни и те же работы максимально совмещенные по времени на различных объектах.
Для создания и функционирования поточного модернизации парка нефтепродуктов нужно:
–расчленить весь производственный процесс на отдельные операции или работы и закрепить их за отдельными бригадами;
–расчленить весь фронт работ на отдельные части для дальнейшего определения продолжительности выполнения работ на каждой из частей;
–провести расчет функционирования потока любым доступным методом с его оптимизацией.
Ход выполнения расчетов:
Производим расчет объемов и трудоемкости выполнения работ данные заносим в таблицу (приложение 1).
Производим расчет параметров потока определяем количество дней необходимое для завершения всего фронта работ на участке и состав бригады.
Строим график функционирования потока (сетевой график) и определяем технико-экономические показатели календарного планирования.
Производим расчет потребности в материалах и обосновываем потребность в машинах и механизмах. На основании этих расчетов строим график движения рабочей силы и график движения машин и механизмов.
Далее производим расчеты по стройгенплану:
Расчет потребности в численности работников на площадке.
Расчет потребности в складском хозяйстве.
Расчет потребности во временных зданиях и сооружениях.
Расчет потребности в освещении площадки производства работ и определение общего расхода электроэнергии.
Расчет потребности в воде и организация водоснабжения.
1. Расчет объемов работ
Планировка площадей бульдозерами после демонтажа
V=(11041025)1000=1128
Разработка котлованов с погрузкой в самосвалы (РВС-700)
V=03331418(832+839506+95062)1000=0449
Разработка котлованов с погрузкой в самосвалы (РВС-200)
V=03331418(642+647606+76062)1000=0279
Доработка грунта вручную (РВС-700)
Доработка грунта вручную (РВС-200)
Отвоз грунта в отвал (РВС-700)
Отвоз грунта в отвал (РВС-200)
V=03331403(832+838501+85012)1271000=0665
V=03331403(642+646601+66012)1271000=0506
Уплотнение грунта трамбовкой (РВС-700)
V=03331403(832+838501+85012)1171000=0613
Уплотнение грунта трамбовкой
V=03331403(642+646601+66012)1171000=0466
Окончательная засыпка котлована бульдозерами (РВС-700)
V=(03331415(832+839506+95062)-31415782)1271000=0111
Окончательная засыпка котлована бульдозерами (РВС-200)
V=03331415(642+647606+76062)-31415592)1271000=0086
Уплотнение трамбовкой (РВС-700)
V=(03331415(832+839506+95062)-31415782)117100=1022
Уплотнение трамбовкой (РВС-200)
V=03331415(642+647606+76062)-31415592)117100=0791
Привоз грунта (РВС-700)
Привоз грунта (РВС-200)
Возведение железобетонного фундамента (РВС-700)
V=31478205+3141 (782-722)100=1238
Возведение железобетонного фундамента (РВС-200)
V=31459205+3141 (592-532)100=0758
Гидроизоляция фундамента битумом в два слоя (РВС-700)
Гидроизоляция фундамента битумом в два слоя (РВС-200)
Окраска резервуаров суриком (РВС-700)
Окраска резервуаров суриком (РВС-200)
Обваловка резервуаров (РВС-700)
V=3143 (772-522)1000=0304
V=3142 (582-332)1000=0143
Расчет трудоемкости выполнения работ приведен в приложении 1.
3. Расчет продолжительности работ
Продолжительность в днях
Подготовительный период
Демонтаж технологического оборудования
Демонтаж резервуаров
Демонтаж фундаментов
Планировка площадей бульдозерами после демонтажа 1 дел.
Планировка площадей бульдозерами после демонтажа 2 дел.
Планировка площадей бульдозерами после демонтажа 3 дел.
Разработка котлованов с погрузкой в самосвалы (5 РВС-700) 1 дел.
Разработка котлованов с погрузкой в самосвалы (5 РВС-700) 2 дел.
Разработка котлованов с погрузкой в самосвалы (2 РВС-200) 3 дел.
Доработка грунта вручную (5 РВС-700) 1 дел.
Доработка грунта вручную (5 РВС-700) 2 дел.
Доработка грунта вручную (2 РВС-200) 3 дел.
Подсыпка (5 РВС-700) 1 дел.
Подсыпка (5 РВС-700) 2 дел.
Подсыпка (2 РВС-200) 3 дел.
Уплотнение грунта трамбовкой (5 РВС-700) 1 дел.
Уплотнение грунта трамбовкой (5 РВС-700) 2 дел.
Уплотнение грунта трамбовкой(2 РВС-200) 3 дел.
Отвоз грунта в отвал
Возведение железобетонно го фундамента (5 РВС-700)
Возведение железобетонно го фундамента (5 РВС-700)
Возведение железобетонного фундамента (2 РВС-200)
Монтаж резервуаров и испытание
Монтаж резервуаров стальных вертикальных цилиндрических для нефти и нефтепродуктов без понтона вместимостью до 1000 м3 (5 РВС-700) 1 дел.
Монтаж резервуаров стальных вертикальных цилиндрических для нефти и нефтепродуктов без понтона вместимостью до 1000 м3 (5 РВС-700) 2 дел.
Монтаж резервуаров стальных вертикальных цилиндрических для нефти и нефтепродуктов без понтона вместимостью до 1000 м3 (2 РВС-200) 3 дел.
Испытание резервуаров (5 РВС-700) 1 дел.
Испытание резервуаров (5 РВС-700) 2 дел.
Испытание резервуаров (2 РВС-200) 3 дел.
Монтаж оборудования резервуаров
Монтаж огневых предохранителей (5 РВС-700) 1 дел.
Монтаж огневых предохранителей (5 РВС-700) 2 дел.
Монтаж огневых предохранителей (2 РВС-200) 3 дел.
Монтаж вентиляционных патрубков (5 РВС-700) 1 дел.
Монтаж газоуравнительной системы 2 дел.
Монтаж газоуравнительной системы 3 дел.
Монтаж уровнемера (5 РВС-700) 1 дел.
Монтаж уровнемера (5 РВС-700) 2 дел.
Монтаж уровнемера (2 РВС-200) 3 дел.
Монтаж пробоотборника (5 РВС-700) 1 дел.
Монтаж пробоотборника (5 РВС-700) 2 дел.
Монтаж пробоотборника (2 РВС-200) 3 дел.
Гидроизоляция фундаментов
Гидроизоляция фундамента битумом в два слоя (5 РВС-700)
Гидроизоляция фундамента битумом в два слоя (5 РВС-200)
Обратная засыпка и уплотнение трамбовкой
Окончательная засыпка котлована бульдозерами (5 РВС-700) 1 дел.
Окончательная засыпка котлована бульдозерами (5 РВС-700) 2 дел.
Окончательная засыпка котлована бульдозерами (2 РВС-200) 3 дел.
Уплотнение трамбовкой (5 РВС-700) 2 дел.
Уплотнение трамбовкой (2 РВС-200) 3 дел.
Окраска резервуаров суриком (5 РВС-700) 1 дел.
Окраска резервуаров суриком (5 РВС-700) 2 дел.
Окраска резервуаров суриком (2 РВС-200) 3 дел.
Обваловка резервуаров
Обваловка резервуаров (5 РВС-700) 1 дел.
Обваловка резервуаров (5 РВС-700) 2 дел.
Обваловка резервуаров (2 РВС-200) 3 дел.
Благоустройство и сдача объекта
Неучтенные работы: 3%
4. Технико-экономические показатели календарного планирования
Определяем показатели календарного планирования:
Общий срок строительства: Т = 42 дня.
Среднее количество и коэффициент неравномерности движения рабочих найдем по формулам (3.1) и (3.2) соответственно:
где: Nmax – максимальное число рабочих.
5. Расчет потребности в материалах
Наименование материала
Разработка котлованов с погрузкой грунта в самосвалы
Щебень из гравия марки ДР8 фракции 20-40 мм.
Устройство жб фундаментов из бетона В15 общего назначения объемом более 25 м3
Учтенные в прямых затратах:
Бетон тяжелый с крупностью заполнителя более 40 мм класса (марки) В15 (200)
Проволока арматурная из низкоуглеродистой стали ВР-1 диаметром 4 мм
Электроды диаметром 6 мм Э42
Лесоматериалы круглые хвойных пород для строительства длиной 3-65м диаметром 14-24 см
Бруски обрезные хвойных пород длиной 4-65 м шириной 75-150 мм толщиной 40-75 мм III сорта
Доски обрезные хвойных пород длиной 4-65 м шириной 75-150 мм толщиной 25 мм III сорта
Доски обрезные хвойных пород длиной 4-65 м шириной 75-150 мм толщиной 44 мм и более III сорта
Смазка солидол жировой “Ж”
Болты строительные с гайками и шайбами
Щиты из досок толщина 40 мм
Не учтенные в прямых затратах:
Гидроизоляция фундамента битумом.
Учтенные в прямыхзатратах:
Мастика морозостойкая битумномасляная МБ-50
Битумы нефтяные строительные для производства кровельных и гидроизоляционных работ
Топливо дизельное из малосернистых нефтей
Монтаж резервуара стального вертикального цилиндрического для нефти и нп без понтона вместимостью до 1000 м3 и испытание
Керосин для технических целей марок КТ-1КТ-2
Электроды диаметром 8 мм Э46
Болты с шестигранной головкой диаметром резьбы 10 мм
Пиломатериалы хвойных пород:
Бруски обрезные хвойных пород длиной 4-65 м шириной 75-150 мм толщиной 40-75 мм I сорта
Шпалы из древесины хвойных пород длиной 1200 мм для колеи 600 мм пропитанные тип II
Грунтовка ГФ-021 красно-коричневая
Растворитель марки Р-4
Отдельные элементы зданий и сооружений (колонны балки фермы связи ригели стойки и т. д.) с преобладанием горячекатаных профилей средняя масса сборочной единицы свыше 01 до 05 т
Проволока катанка горячекатаная в мотках диаметром 63-65 мм
Стальные конструкции
Монтаж газоуравнительной системы
Швеллеры №40 сталь марки СТО.
Электроды диаметром 4 мм Э42.
Электроды диаметром 4 мм Э46.
Гвозди строительные.
Пиломатериалы хвойных пород: бруски обрезные длиной 4-65 м шириной 75-150 мм толщиной 40-75 мм сорт 1.
Болты сборочные с гайками и шайбами по классу прочности 109.
Грунтовка ГФ-021 краснокоричневая.
Растворитель марки Р-4.
Проволока катанка горячекатаная в мотках диаметром 63-65 мм.
Стальные конструкции.
Монтаж вентиляционных патрубков
Бензин автомобильный АИ-98 АИ-93.
Шпатлевка В-МЧ-0071 МЧ-0054.
Монтаж огневых предохранителей
Монтаж пробоотборников
Окраска резервуаров суриком
Земляные краски масляные МА-0115: мумия сурик железный
6. Обоснование потребности в машинах и механизмах
Бульдозер мощностью 79 кВт (108 л.с.)
Трактор на гусеничном ходу мощностью 79 кВт (108 л.с.)
Экскаватор одноковшовый дизельный на гусеничном ходу 1 м3
Компрессор передвижной с двигателем внутреннего сгорания давлением до 685 кПа (7 ат) 5 м3мин
Трамбовки пневматические
Кран на гусеничном ходу 16 т
Установка для сварки ручной дуговой (постоянного тока)
Кран на гусеничном ходу 25 т
Лебедки тяговым усилием 7848 (8) кН (т)
Преобразователь сварочный с Inom=315-500 А
Автомобиль-самосвал грузоподъемностью 5 т
Машины шлифовальные электрические
Данная ведомость заполняется на основе графы 9 приложения 1. Модели машин и механизмов выбраны в соответствии с [13].
7. Расчет стройгенплана
7.1. Расчет потребности в численности работников на площадке
Общая численность составляет:
где - максимальное количество рабочих в наиболее загруженную смену;
- количество инженерно-технических работников рассчитываем по формуле (3.4):
- количество младшего обслуживающего персонала рассчитываем по формуле (3.5):
Итого общая численность составляет:
7.2. Расчет потребности в складском хозяйстве
Материал детали конструкции хранящиеся на складе.
Потреб-ность в материалах.
Запасы материалов и изделий.
Электроды диаметром 4 мм Э42
К1 – коэффициент неравномерности расходования материалов;
К2 – коэффициент неравномерности поступления материалов;
Кисп – коэффициент учета проходов и проездов на складе.
7.3. Экспликация складов
Используемый типовой проект
7.4. Расчет и обоснование потребности во временных зданиях и сооружениях
7.4.1. Расчет площади помещений
Наименование помещения.
Численность персонала.
Норма потребления м2чел.
Административные помещения
Контора мастера или прораба.
Хозяйственно-бытовые помещения
7.4.2. Экспликация временных зданий и сооружений
Конструктивная характеристика.
Использ. типовой проект
Передвижные контейнерные
По прочим помещениям подбор осуществлять не требуется так как есть возможность использовать уже имеющиеся на предприятии аналогичные здания.
7.5. Расчёт потребности в освещении площадки производства работ
Расчёт количества прожекторов для строительных площадок определяем по номограммам. Но также количество прожекторов n может быть определено упрощённым методом по формуле:
n- число прожекторов шт;
P- удельная мощность прожектора Втм2Лм;
S- площадь подлежащая освещению м2;
Pn- мощность лампы прожектора Вт.
Тогда количество прожекторов необходимых для освещения рабочей площадки:
Тогда количество прожекторов необходимых для освещения одной делянки на 5 РВС-700(2000м2):
Количество прожекторов необходимых для освещения одной делянки на 2 РВС-200(560м2):
Марку прожекторов для освещения принимаем ПЗС-45.
7.6. Ведомость потребности в электроэнергии
Наименование потребителя
Норма потребления Втм2
Потребляемая мощность
Внутреннее освещение
7.7. Определение общего расхода электроэнергии
Общий расход электроэнергии определяем по формуле (3.7):
где: Росв.вн.- мощность потребляемая для обеспечения внутреннего освещения;
Росв.нар..- мощность потребляемая для обеспечения наружного освещения.
По табл.16[12] выбираем передвижную электростанцию ЖЭС-30 мощностью 24 кВт. габаритами 251х103.
7.8. Расчет потребности в воде и организация водоснабжения
Временное водоснабжение на строительстве предназначено для обеспечения производственных хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд.
Потребность в воде слагается из установившихся нормативов.
Суммарный расход воды расчетный:
Qобщ = Qпр + Qхоз + Qдуш (3.8)
где: Qпр расход воды на производственные нужды;
Qхоз — расход воды на хозяйственные нужды;
Qдуш—расход воды на принятие душа.
Расход воды на производственные нужды:
V – объём воды потребляемый производственными установками л;
К1 – коэфициент часовой неравномерности потребления К1=12515
n – количество дней производства работ;
t – число часов потребления воды в смену.
Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды:
q-удельный расход воды на одного человека;
N0-общее количество рабочих на объекте;
К2-коэфициент неравномерности потребления воды ( до 27 );
t1- число часов работы в смену.
Расход воды на принятие душа:
t2 - время пользования душевой;
b - удельный расход воды на одного работника принимающего душ;
К3 - коэфициент учитывающий отношение пользующегося душем к наибольшему количеству работающих в смену.
Расход воды на противопожарные нужды не учитываем так как нефтебаза действующая и в наличии есть необходимые средства пожаротушения.
Qобщ = Qпр + Qхоз + Qдуш =0058+0232+0318+10=0608 лс
В нашем случае потребность в воде на хозяйственные нужды и на принятие душа обеспечивается действующими сетями нефтебазы а для обеспечения потребности на производственные нужды к площадке производства работ подводятся временные трубопроводы.

Тех.схема(автоналив).dwg

АЗС на 500 заправок в сутки по ул.Заслонова
5Труба электросварная
Труба электросварная
Ф57х3.0Труба электросварная - 4 шт.
Общеплощадочные работы
План технологических трубо-
муфта герметизированного слива МС-1
ный или транспортные емкости при помощи передвижных средств
возврат паров нефтепродуктов из баков автомобилей в резер-
насосный самотечный слив нефтепродуктов по отдельным
перекачку нефтепродукта из аварийного резервуара в свобод-
резервуаров в топливные баки автомобилей при помощи насосов ТРК;
насосный отпуск заправку автомобилейнефтепродуктов из
АЗС для легкового транспорта по ул.
Гагарина в г.Бобруйске СП "СлавНефть-Старт
Схема технологических
вуары и топливовозы.
обеспечивает выполнение следующих операций:
трубопроводам из топливовозов топливозаправщиков в резер-
Схема технологических трубопроводов топливной системы
клапан приемный КП-50
предохранитель огневой ОП-50 ПП-50
клапан дыхательный КДС-50 СМДК-50
-13 - Тр.ф89х3.5(Тр.ф57х3)
Условные обозначения
колонка топливораздаточная
- Тр.ф57х3.0(Тр.ф26х.2.2)
перекачку нефтепродукта зи аварийного резервуара в свобод-
Для обеспечения указанной раскачки на АЗС должен постоянно
самотечный (насосный) слив нефтепродуктов по отдельным
трубопроводам из топливовозов (топливозаправщиков) в резервуары;
насосами топливораздаточных колонок в баки автотранспорта;
Рекуперация паров автобензинов в резервуары при заправке баков
автотранспорта и в цистерны при сливе нефтепродуктов в резервуары
поддерживаться запас рукавов.
топливозаправщиков).
N5 (колодец сливных устройств)
Труба электросварная
ф 32х2.5 Труба электросварная - 1 шт.
ф 57х3.0 Труба электросварная - 12 шт.
Прокладка трубопроводов в железобетонных каналах предусматривается на низких опорах.
Мод.8994.722FPCOMVR1
Корректировка проекта АЗС на 500 заправок в сутки с магазином
на 438 км. автомобильной дороги "гр. РФ-Гомель-Кобрин" Пинского
филиала РУП "Брестоблнефтепродукт".
(технологическая часть)
автомагистрали Брест-Минск-граница РФ(149км)
Строительный проект реконструкции АЗС N24 и N25 по
-2004-0-ТХ (АЗС N24)
Автозаправочная станция на 250 заправок в сутки
в н.п. Лясковичи Петриковского р-на
предохранитель огневой
Трубопровод рекуперации паров и дыхательных устройств
клапан отсечной ОП-80
муфта герметизированного слива
N 4.1.1V-12.5 м Аи-95
- КР 63ЕC85- рекуперация
Реконструкция АЗС N 42 с установкой модуля по зап-
равке автомобилей сжиженым газом в д. Дятлово.
- КР 63 ЕС85 - Аи-92
- КР 32 Е 200 - рек.
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. автобензины
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. диз. топ.
- КР63ЕС85 - дыхат. сист. проливы
КР 63ЕС85-от резеруаров к ТРК
а также линии дыхательных устройств
Минимальный радиус для изогнутых труб должен быть больше 1500 мм
или должен быть равен радиусу бухты
в которой поставляется труба
Устройство фундаментов и разбивку колодцев под фундаментные болты
обязательном порядке
которые изготавливаются предварительно.
(для КР 32Е200). Для всех меньших радиусов должны использоваться
производить по получению оборудования.
песчаным грунтом выполняется с послойным уплотнением.
с соблюдением необходимых уклонов трубопроводов. Засыпка трубопроводов
Укладка трубопроводов выполняется по уплотненной песчаной подготовке
КР 32 Е200-линия рекуперации паров.
КР 90ЕС6- от колодца к резервуарам (трубопроводы слива топлива)
выполняется из полиэтиленовых труб с электропроводящим слоем фирмы КРS
Прокладка участков трубопроводов от резервуаров к ТРК и колодцам
Строительно-монтажные работы выполнять при соблюдении правил ведения
смотреть совместно с листами 136-2005-0-ТХ лист 2
Монтажный план технологи-
ческих трубопроводов.М 1:100
АЗС на 250 заправок в сутки в д. Каменюки
- КР 63 ЕС85 - Аи-95
Подвод трубопроводов см. компл. НВК
Резервуар сбора проливов поз.7
Сталь 40Х ГОСТ 4543-88
* Длина шлиц полного профиля
Неуказанные предельные отклонения по
N 4.1.3V-12.5 м К.О.
резервуар сбора проливов
на установку рекуперации паров
Схема технологических
трубопроводов станции
Белоруснефть-Нефтехим-
Площадка обслуживания
Устройство заземления
Установка верхнего налива Ду80 с датчиками
предельного уровня "Krohne" LS
Запорно-регулирующий клапан Ду80 фирмы
"AZ armaturen" с электроприводом AUMA
закрыт" на линии подачи продукта
Шаровый кран Ду50 с электроприводом AUMA
закрыт" на линии отвода паров
Огневой предохранитель на линии отвода паров
Фильтр газоотделитель
Преобразователь температуры Emerson (вне-
Кнопка аварийной остановки налива
Местный пульт управления
Шкаф удаленных модулей ввода вывода
защищенное исполнение
взрывозащищенное исполнение
Шаровый кран Ду100 ФБ.39.15.100 с электро-
приводом AUMA и датчиками положения на
Установка нижнего налива Ду150100 с датчи-
ками предельного уровня "Krohne" LS
и рабочего положения с гибкими рукавами
Установка насосная дозирующая
Кориолисовый расходомер Micro Motion ELITE (CMF)
Экспликация оборудования
Установка верхнего налива Ду 50
Запорно-регулирующий клапан Ду 65
Шаровый кран Ду 50 с электроприводом на линии
Огневой предохранитель Ду 50 на линии
Фильтр-газоотделитель
Преобразователь температуры Emerson
Шаровый кран Ду 65 с электроприводом
Установка нижнего налива Ду 50
Установка насосная дозирующая
Расходомер Micro Motion
Технологическая схема автоналива
ДП.Т.05.08.00.115.О06.ВО.

5. Охрана труда.doc

1.1. Организация огневых работ
К огневым относятся работы связанные с применением открытого огня искрообразованием (электросварка газосварка работы с использованием паяльных ламп варка битума и другие работы с выделением искр).
Организация работы по обеспечению безопасности при проведении огневых работ на предприятии возлагаются на руководителя предприятия.
Ответственность за правильность и полноту подготовительных мероприятий обеспечение мер безопасности при проведении огневых работ квалификацию персонала занятого на этих работах несет начальник подразделения выдающий наряд-допуск на проведение огневых работ во введении которого находится оборудование механизмы здания сооружения. Перечень должностей имеющих право выдачи наряда-допуска утверждается руководителем предприятия.
При организации огневых работ начальником подразделения из числа специалистов предприятия прошедших проверку знаний в установленном порядке назначаются лица ответственным за подготовку и проведение огневых работ.
Контроль за соблюдением мер безопасности при проведении огневых работ возлагается на объектовую пожарную охрану (ДПД) и службу охраны труда и техники безопасности предприятия.
Огневые работы на действующих взрывоопасных объектах допускаются в исключительных случаях когда эти работы не возможно проводить в специально отведенных местах как правило в дневное время суток.
Состав бригады исполнителей при проведении огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектов должен быть не менее двух человек.
Исполнителями огневых работ (электросварщик газосварщик и др.) могут быть лица прошедшие соответствующую подготовку проверку знаний получившие удостоверение талон о прохождении пожарно-технического минимума и ежегодно подтверждающие свои знания.
Персонал занятый на огневых работах должен уметь пользоваться средствами индивидуальной защиты и пожаротушения знать взрывопожарные свойства веществ обращающихся на объекте порядок действия и оповещения в случае пожара.
Огневые работы разрешается проводить при наличии оформленного наряда-допуска (форма 1) выданного начальником подразделения или лицом его замещающим.
На проведение огневых работ в производственных помещениях категории «Д» на стройках где отсутствуют горючие вещества и материалы наряд-допуск может не оформляться.
Работы по ликвидации аварий могут проводиться без оформления наряда-допуска но только до устранения прямой угрозы травмирования людей. Дальнейшие работы по ликвидации аварий и локализации их последствий должны проводиться после оформления наряда-допуска.
Наряд-допуск оформляется в двух экземплярах на одну рабочую смену.
Первый экземпляр оформленного наряда-допуска передается исполнителям работ второй – руководителю подразделения где будут проводиться огневые работы.
О времени месте проведения огневых работ не менее чем за два часа должны быть уведомлены объектовая пожарная охрана служба охраны труда и техники безопасности.
В пожарной охране и службе охраны труда и технике безопасности должны вестись журналы регистрации огневых работ (форма 2).
При подготовке к огневым работам начальник подразделения совместно с ответственными за подготовку и проведения этих работ определяют на месте опасную зону границы которой четко обозначаются предупредительными знаками и надписями.
Места сварки резки и т.п. на оборудовании отмечаются мелом краской биркой или другими хорошо видимыми опознавательными знаками.
На месте проведения огневых работ должны быть приняты меры по недопущению разлета искр.
Во взрывоопасных взрывопожароопасных помещениях зданиях сооружениях при подготовке оборудования конструкций к огневым работам должен быть организован контроль за состоянием воздушной среды. Результаты анализа воздушной среды заносятся в наряд допуск.
После выполнения всех подготовительных работ предусмотренных в распоряжении и наряде-допуске лицо ответственное за подготовку ставит свою подпись в наряде-допуске и передает его ответственному лицу за проведением огневых работ.
Ответственный за проведение огневых работ проверяет полноту выполнения мероприятий по обеспечению безопасности при проведении работ рассматривает результаты анализов воздушной среды.
1.2. Проведение огневых работ
Место проведения огневых работ должно быть обеспечено первичными средствами пожаротушения (огнетушитель ящик с песком лопата) указанными в наряде-допуске при наличии противопожарного водопровода прокладывается рукавная линия.
Проводить огневые работы запрещается:
при неисправных средствах проведения работ;
на свежеокрашенных поверхностях оборудования конструкций;
на аппаратах находящихся под давлением или электрическим напряжением;
при отсутствии на месте проведения огневых работ средств пожаротушения.
Во время проведения огневых работ в цехе помещении в резервуарном парке запрещается:
проведение окрасочных работ;
осуществление технологических операций с разгерметизацией оборудования содержащего взрывопожаопасные и токсичные вкщества;
выполнение операций по сливу и наливу горючих жидкостей;
проведение других мероприятий которые могут привести к возникновению взрывов и пожаров из-за загазованности или запыленности мест где проводятся огневые работы.
По окончании работ ответственный за проведение огневых работ расписывается в наряде-допуске и передает его для приемки оборудования старшему по смене или начальнику подразделения. Лицо принявшее оборудование после огневых работ расписывается в наряде-допуске и в течение трех часов обеспечивает наблюдение за местом где проводились огневые работы.
1.3. Проведение огневых работ в закрытых емкостях
Огневые работы в закрытых емкостях разрешается проводить только по наряду-допуску при этом наряд-допуск на газоопасные работы может не оформляться.
Перед началом огневых работ емкости из-под ЛВЖ или ГЖ должны быть очищены промыты пропарены и продуты инертным газом воздухом. Проведение огневых работ в них должно производится как правило при постоянном принудительном вентилировании перед началом работ емкость должна быть охлаждена до температуры не превышающей 40° С.
В закрытых емкостях перед производством работ необходимо обеспечить содержание кислорода не ниже 18% и не выше 23%.
Перед началом производства работ анализ воздушной среды производится:
при плотности паров выше 08 плотности воздуха в нижней зоне (части) емкости на высоте 10-30 см от дна;
при плотности паров 08 и ниже плотности воздуха в верхней зоне;
в радиусе 5 метров снаружи емкости.
Все коммуникации подведенные к емкости должны быть перекрыты арматурой и отглушены.
К огневым работам по ремонту сосудов работающих под давлением допускаются только сварщики имеющие соответствующее удостоверение.
Внутри емкости электросварщик должен работать в соответствующих средствах защиты (в диэлектрических перчатках галошах изолирующем шлеме подлокотниках и наколенниках на диэлектрическом коврике). Поверх спецодежды должен быть закреплен предохранительный пояс лямочного типа с прикрепленной сигнально-спасательной веревкой длинной не менее 10 м свободный конец которой снаружи надежно закрепляется. Узлы на веревке располагаются на расстоянии 05 м один от другого. Пояс веревка должны быть испытаны.
В емкости разрешается работать одному человеку. Если по условиям работы необходимо чтобы в емкости одновременно находились два человека и более следует разработать дополнительные меры безопасности которые должны быть изложены в наряде-допуске.
За каждым работающим внутри емкости человеком постоянно наблюдает персональный дублер который должен быть обеспечен соответствующей спецодеждой спасательными средствами защиты органов дыхания. Все средства защиты исполнителей и дублеров должны быть переписаны в наряде-допуске.
2. Газоопасные работы
2.1. Организация газоопасных работ
К газоопасным работам относятся работы (ремонт чистка обслуживание осмотр нанесение покрытий диагностика разгерметизация монтаж и демонтаж оборудования и коммуникаций и др.) в воздухе рабочей зоны которых имеется наличие или возможно выделение вредных веществ в концентрациях превышающих санитарные нормы (ПДК) горючих газов пыли паров легко воспламеняющих горючих жидкостей (ЛВЖ ГЖ) и других веществ создающих опасность взрыва пожара вредного воздействия на организм человека а также при содержании кислорода менее 19 % (об.).
В зависимости от установленной или предполагаемой степени опасности необходимости принятия соответствующих мер безопасности применения тех или иных средств защиты органов дыхания работающих подразделяются на две группы.
К первой группе относятся работы проводимые внутри аппаратов (емкостей резервуаров реакторов отстойников цистерн и т.д.) и коммуникаций (коллекторов трубопроводов газоходах в колодцах на глубине более 05 м тоннелях и других аналогичных местах) а также работы по локализации и ликвидации последствий аварийных ситуаций на месте проведения которых имеется наличие или возможно выделение вредных или горючих веществ в опасных концентрациях.
Ко второй группе относятся наружные работы проводимые на разгеметизированном оборудовании (трубопроводах) также переодически повторяющиеся работы являющиеся частью технологического процесса (характеризующиеся постоянством вида места исполнителей работ) не требующие проведение мероприятий по подготовке оборудования коммуникаций на месте проведения которых не имеется но возможно выделение вредных или горючих веществ в опасных концентрациях или снижения содержания кислорода (менее 19 %).
На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск в двух экземплярах который выдается начальником производственного подразделения в ведении которого находится оборудование механизмы или лицом его замещающим.
На предприятии в каждом производственном подразделении должен быть разработан перечень газоопасных работ проводимых с оформлением наряда-допуска.
Персонал выполняющий газоопасные работы должен быть обучен безопасным методам и приемам работы применению средств индивидуальной защиты правилам и приемам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим и прошедший проверку знаний в установленном порядке.
Контроль за проведением газоопасных работ на предприятии осуществляется газоспасательной службой и службой охраны труда.
О времени месте и характере проведения газоопасных работ по наряду-допуску начальник подразделения обязан не менее чем за два часа до начала работ сообщить в газоспасательную службу и службу охраны труда.
Ответственным за подготовительные работы назначается специалист (начальник смены мастер) производственного подразделения в подчинении которого находится эксплуатационный персонал.
Примерный перечень подготовительных работ включает:
остановку оборудования согласно требованиям инструкции по рабочему месту;
освобождение оборудования от находящего в нем продукта отложений и т.д.
промывку оборудования от возможных остатаков продукта их нейтрализацию;
пропарку оборудования паром;
продувку оборудования воздухом;
установку заглушек по прилагаемой схеме.
При подготовке газоопасных работ определяется опасная зона границы которой обозначаются на месте предупредительными плакатами.
После проведения подготовительных мероприятий следует провести анализ воздушной среды на наличие взрывоопасных смесей горючих газов (водорода окиси этилена метана и др.) и пылей на содержание ЛВЖ ГЖ токсичных веществ и кислорода с записью результатов в наряд-допуск.
2.2. Проведение газоопасных работ
Газоопасные работы должны выполняться персоналом в изолирующих средствах защиты органов дыхания – шланговых противогазах (ПШ – 1 ПШ – 2 ПШ-С и др.) воздушных изолирующих аппаратах или кислородных изолирующих противогазах. Использование фильтрующих противогазов запрещается. Срок единовременного пребывание работающего в шланговом противогазе не должен превышать 30 минут а время отдыха должно быть не менее 15 минут.
Газоопасные работы по наряду-допуску должны проводиться как правило в дневное время суток.
Вблизи зоны проведения газоопасных работ запрещается ведение огневых работ осуществление слива и налива токсичных и взрывоопасных веществ работ связанных с разгерметизацией оборудования содержащего эти продукты и других операций которые могут привести к выбросу токсичных и горючих веществ и загазованности на месте проведения работ.
Проведение газоопасных работ не допускается если:
содержание взрывоопасных веществ превышает 50% от нижнего концентрационного предела взрываемости;
не выполнены вполном объеме мероприятия предусмотренные нарядом-допуском;
не исправны или не испытаны средства индивидуальной защиты и приспособления;
не поставлена в известность ГСС (служба охраны труда);
к началу проведения работ не прибыл представитель ГСС.
Об окончании работ ответственный за их проведение сообщает начальнику смены (старшему по смене) который проверяет полноту и качество выполняемых работ после чего они оба расписываются в наряде-допуске.
После окончания работ один экземпляр наряда-допуска передается в ГСС другой экземпляр остается в подразделении. Срок их хранения не менее 3 месяцев.
Молниезащита представляет собой комплекс мероприятий направленных на предотвращение прямого удара молнии в объект или на устранение опасных последствий связанных с прямым ударом; к этому комплексу относятся также средства защиты предохраняющие объект от вторичных воздействий молнии и заноса высокого потенциала.
Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод – устройство рассчитанное на непосредственный контакт с каналом молнии и отводящее ее ток в землю. Молниеотводы делятся на отдельно стоящие обеспечивающие растекание тока молнии минуя объект и установленные на самом объекте. При этом растекание тока происходит по контролируемым путям так что обеспечивается низкая вероятность поражения людей взрыва или пожара. Установка отдельно стоящих молниеотводов исключает возможность термического воздействия на объект при поражении молниеотвода.
Молниеотвод состоит из следующих элементов: молниеприемника опоры токоотвода и заземлителя. Однако на практике они могут образовывать единую конструкцию например металлическая мачта или ферма здания представляют собой молниеприемник опору и токоотвод одновременно.
По типу молниеприемника молниеотводы разделяются на стержневые (вертикальные) тросовые (горизонтальные протяженные) и сетки состоящие из продольных и поперечных горизонтальных электродов соединенных в местах пересечения. Стержневые молниеотводы могут быть как отдельно стоящими так и установленные на объекте.
При выборе средств защиты от прямых ударов молнии типов молниеотводов необходимо учитывать экономические соображения технологические и конструктивные особенности объектов. Во всех возможных случаях близкорасположенные высокие сооружения необходимо использовать как отдельно стоящие молниеотводы а конструктивные элементы зданий и сооружений (металлическая кровля фермы металлические и железобетонные колонны и фундаменты) – как молниеприемники токоотводы и заземлители.
Защита от вторичных воздействий молнии обеспечивается следующими мероприятиями. От электростатической индукции и заноса высокого потенциала – ограничением перенапряжений наведенных на оборудовании металлических конструкциях и вводимых коммуникациях путем их присоединения к заземлителям определенных конструкций; от электромагнитной индукции – ограничением площади незамкнутых контуров внутри здания путем наложения перемычек в местах сближения металлических коммуникаций.
Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии с большей вероятностью поражать более высокие и хорошо заземленные предметы по сравнению с расположенными рядом объектами меньшей высоты. Поэтому на молниеотвод возвышающийся над защищаемым объектом возлагается функция перехвата молний которые в отсутствие молниеотвода поразил бы объект.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус вершина которого находится на высоте h0h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx представляет собой круг радиусом rx.
Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений предусматривается в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений» РД–34.21.122-87 согласно которой здания и сооружения в основном относятся ко II категории по устройству молниезащиты и частично к III категории.
Сведения о необходимости выполнения молниезащиты и ее категория в соответствии с назначением заданий и сооружений а также при использовании стержневых и тросовых молниеотводов – тип зоны защиты сведены в таблице 5.1.
Характеристика молниезащиты объекта
Тип зоны защиты при использовании стержневых и тросовых молниеотводов
Категория молниезащиты
Наружные установки создающие согласно ПУЭ зону класса В-1г
3.2.Молниезащита резервуаров
Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти должны быть защищены от прямых ударов молний электростатической и электромагнитной индукции заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД.
Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.
Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м3 защиту от прямых ударов молнии следует как правило выполнять отдельно стоящими молниеотводами.
В качестве заземлителей защиты резервуаров от прямых ударов молнии необходимо применять искусственные заземлители положенные в земле и размещенные не реже чем через 50 м по периметру основания резервуара к которым должен быть присоединен корпус резервуара (число присоединенных - не менее двух в диаметрально противоположных точках).
Зашита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к зазаемлителям.
Ввод линий электропередачи сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой или кабелями проложенными в металлических трубках и коробах.
Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм2 и длинной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм2.
Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполнятся сваркой или болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 005 Ом.
При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод присоединяется к искусственному заземлителю состоящему из 3-х и более вертикальных электродов длинной не менее 3 м объединенных горизонтальным электродом при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Токоотводы и заземлители выбираются в соответствии с требованиями действующей НТД.
При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график планово-предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств. В случае выявления механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить текущий или капитальный ремонт.
Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводится 1 раз в год перед началом грозового сезона.
Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников и токоотводов и контактов между ними а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений более чем пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит ревизии (и ремонту при необходимости).
4. Требования безопасности при проведении
сливо-наливных операций в автоцистерны
При проведении сливоналивных операций в автоцистерны предъявляются следующие требования безопасности:
площадка на которой расположена автоналивная эстакада должна иметь твердое покрытие и обеспечивать беспрепятственный сток разлитого нефтепродукта в специальный сборник а дождевые стоки – в канализацию;
водители автоцистерн должны быть проинструктированы (с записью в журнале и выдачей удостоверения) о правилах техники безопасности на территории предприятия и автоналивных эстакад при наливе и сливе нефтепродуктов;
налив автоцистерн во время грозы запрещается;
операторы эстакад перед наливом обязаны проверять надежность заземления автоцистерн наличие противопожарного оборудования искрогасительной сетки выход выхлопной трубы и глушителя от мотора автоцистерны к переднему бамперу и наличие информационных таблиц системы информации об опасности (СИО) неисправные и неукомплектованные противопожарным инвентарем автоцистерны к наливу не допускаются;
налив нефтепродуктов должен производиться при неработающем двигателе;
если при наливе нефтепродукта в автоцистерну допущен его пролив то запуск двигателя запрещается в этом случае автоцистерна должна быть отбуксирована на безопасное расстояние;
по окончании налива наливные рукава из горловины автоцистерны выводят только после полного слива из них нефтепродуктов.
5. Расчет избыточного давления взрыва в закрытом
пространстве при розливе ЛВЖ
Расчет избыточного давления взрыва произведем для закрытой насосной станции.
Исходные данные для расчета:
- размеры помещения: L
- перекачиваемый продукт: дизельное топливо зимнее;
- расход диз.топлива: Q=3153 м3ч;
- внутренний диаметр трубопровода: dвн=0051 м.
Масса жидкости поступившей в помещение в результате аварии:
где rж – плотность жидкости кгм3;
VТ – объем жидкости вышедшей из трубопровода м3.
где V1T – объем жидкости вышедшей из трубопровода до его отключения м3;
где q – фактический расход продукта в трубопроводе
t – расчетное время отключения трубопроводов принимаемое t=120с (п.4.2 [6]) если вероятность отказа системы автоматики превышает 110-6 в год и не обеспечено резервирование ее элементов;
Объем жидкости вышедшей из трубопровода до его отключения (5.3):
V2Т – объем жидкости вышедшей из трубопровода после его отключения м3;
где P2 – максимальное давление в трубопроводе P2=25 МПа (п.6.1.4 [1]);
r – внутренний радиус трубопровода r=00255 м;
l – длина трубопровода от аварийного аппарата до задвижек l=4 м.
Объем жидкости вышедшей из трубопровода после его отключения (5.4):
Объем жидкости вышедшей из трубопровода (5.2):
Масса жидкости поступившей в помещение в результате аварии (5.1):
Масса жидкости испарившейся с поверхности разлива:
где Т – продолжительность поступления жидкости в помещение до отключения трубопроводов принимаемая Т=120с (п.4.2 [6]);
W – интенсивность испарения кгсм2;
Fu – площадь испарения продукта м2;
Fp – площадь разлива жидкости м2;
Fоб – площадь поверхности пола под оборудованием м2.
Площадь разлива жидкости принимаем равной площади помещения:
Площадь поверхности пола под оборудованием:
Площадь испарения продукта (5.6):
Интенсивность испарения жидкости:
где – коэффициент принимаемый в зависимости от скорости и температуры воздушного потока над поверхностью испарения (табл. 3 [6]);
М – молярная масса продукта М=1723 кгкмоль (приложение 3 [7]);
Pн – давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости tp кПа;
где tp – расчетная температура жидкости для Гомельской области tp=37°C;
A B CA – коэффициенты Антуанна(приложение 3 [7]).
Давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости (5.8):
Интенсивность испарения жидкости (5.7):
Масса жидкости испарившейся с поверхности разлива (5.5):
Расчет избыточного давления взрыва Р для индивидуальных веществ выполняется по формуле:
где Нт – теплота сгорания Джкг;
rв – плотность воздуха до взрыва при начальной температуре Т0
Т0 – начальная температура воздуха Т0=298К;
Ср – теплоемкость воздуха Ср=101103 Джкг-1К-1;
mр – масса паров ЛВЖ и ГЖ вышедших в результате расчетной аварии в помещение кг;
kн – коэффициент учитывающий негерметичность помещения и недиабатичность процесса горения kн=3;
Vсв - свободный объем помещения м3;
где Vполн – полный объем помещения м3.
Свободный объем помещения (5.10):
Избыточное давление взрыва (5.9):

Вентиляционный патрубок.(чистовик)dwg.dwg

Экспликация оборудования
Вентиляционные отверстия
ДП.Т.05.08.00.118.О06.ГЧ.
Вентиляционный патрубок