Реферат: Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ

ксплуатация резервуарного парканефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ

Дипломний проект

Министерствообразования и науки Украины

Техникум газовой и нефтянойпромышленности Одесской Государственной академии холода

Одесса 2004 г.

Введение

Нефтяная и газоваяпромышленность Украины находится на передовых позициях и занимает одно изведущих мест в Европе по запасам полезных ископаемых.

Начальныепотенциальные добывающие ресурсы углеводов Украины составляют 8481 млн.т.условного топлива (у.т.), из них нефти и газового конденсата – 1706 млн.т. (20%); газа – 6712 млрд.м3 (80 %). При этом начальные потенциальныересурсы углеводов на суше составляют 6886 млн.т. у.т. (82 %) и в морскихакваториях – 1532 млн.т. у.т. (18 %).

На 1 января 2004г. из недр Украины добыто нефти с конденсатом порядка 3,5 млн.т., газа порядка17 млрд.м3. Целиком понятно, что в кризисных условиях, в которыхнаходится наша держава, это очень сложная проблема. С целью ее решенияразработано и в 1995 г. утверждена Правительством Национальная программа«Нефть и газ Украины до 2010 года», в которой было предусмотреноувеличение добычи нефти с конденсатом до 4,9 млн.т. в 2000 г., 17,5 млн.т. в2010 г., а газа – соответственно 27,3 и 35,3 млрд.м3, техническоеперевооружение системоразведки и т.д.

Состояние отраслиусложняется слишком низким уровнем расчетов за используемый газ. Состоянием на1 декабря 1999 г. Задолженность потребителей за природный газ составила более13 млрд. гривен, в том числе за газ поступивший к потребителям в 1999 г. –более 4,5 млрд. гривен. Уровень проплат за газ не превышает 43 %. Это не даетвозможности не только вводить в эксплуатацию новые месторождения и скважины, аи поддерживать в надлежащем состоянии существующие мощности.

С целью внедренияфинансирования в добычу нефти и газа и передовых технологий по разработкеместорождений с труднодобываемыми запасами был принят Указ Президента от17.09.96 № 433.96 «Про розробки нафтових родовищ з важковидобувними запасами».На сегодняшний день Постановлением кабинета Министров определено 8месторождений где инвесторам предоставляются налоговые льготы. Работа внаправлении расширения перечня таких месторождений продолжается.

С цельюстабилизации и наращивания объемов добычи нефти и газа Кабинет МинистровУкраины принял постановление от 19.09.98 г. № 1321 «Про додаткові заходи стабілізації та нарощуванняобсягів видобування нафти і газу в Україні».

По оценкам НАК«Нафтогаз України» минимальная потребность Украины составляет 50 -55 млрд.м3газа и 28 – 30 млн.т. нефти в год.

Однако потреблениенефти и газа по фактическим данным существенно выше. Начиная с 1994 года, вУкраине удалось установить спад добычи нефти и газа и стабилизировать ее куровню 4,0 – 4,2 млн.т. нефти с конденсатом и 18,2 – 18,4 млрд.м3газа. Эта добыча удовлетворяет потребности Украины в нефти на 12 – 15 % и газана 22 – 23 %.

А остальноенедостающее количество нефти и газа необходимо выполнить за счет импорта из-заграницы. При этом необходимо вести расчет либо валютой, либо продукциейпроизводимой в Украине. Покупать газ у России (например, 2003 г.) по цене 50долларов за 1 тысячу кубометров.

Россия согласиласьдеструктировать украинский долг за газ. Правительство Российской Федерациирассматривает возможность погашения части задолженности Украины перед Россиейза энергоносители путем передачи российской стороне трех танкеров, которыестроятся на Херсонском судостроительном заводе, с таким предложением кроссийскому правительству обратилась нефтяная компания «Лукойл»,которая заинтересована в расширении собственного танкерного флота.

В наше времядоступность и массовые расширения персональных компьютеров и новейших системсвязи дает возможность на качественном уровне подойти к решению организациипроизводственных процессов, в том числе в нефтегазовом комплексе Украины.

Первые шаги кэтому уже сделаны. Набирает обороты проект геоинформационной системы (ГИС)магистральных газопроводов Украины, где собраны и систематизированы данные опервых тысячах километров трубопроводов.

Специалисты,которые занимаются эксплуатацией и контролем нефтегазовых инженерных объектов,в своей повседневной работе так или иначе работают с материалами, которые имеютгеоинформационный оттенок, даже не задумываясь над этим. Успешное функционированиеГИС связано с решением тех или иных производственных заданий. Принципиальноструктуру решения производственного задания можно представить так:

Постановказадания;

Нахождениенеобходимых и доступных технических материалов и информационных данных;

Принятие решения;

Непосредственноевыполнение задания.

Например, в моментповреждения инженерных коммуникаций отыскиваются резервные линии, указываетсярежим работы и необходимое состояние запорной арматуры (краны, клапаны) илиотслеживаются объекты, которые требуют срочного технического обследования.Возможность ГИС интегрировать с системой телемеханики дает возможностьоператору (диспетчеру) направления руководить сложным инженерным комплексомнепосредственно с рабочего места, где он может быть представлен целиком, иотдельными элементами в удобном виде.

В результатераспада СССР новые формы приняли традиционные межотраслевые и торговые связи.Однако, эти изменения привели к появлению не только существующих трудностей, нои новых возможностей. По имеющимся прогнозам экспорт нефти из среднеазиатскихгосударств увеличится по сравнению с настоящим временем, когда он составляетнесколько миллионов тонн, до более чем 50 млн.т. к 2010 году. Магистральныенефтепроводы играют ключевую роль в энергетике, содействуя в регионе развитиювзаимовыгодной торговли.

Морской терминал упорта «Южный» (в 35 км на восток от Одессы) и соединительныйнефтепровод, подключающий его к действующим в Украине нефтепроводным системам,как многоцелевой объект, который будет использоваться для внутреннихпотребностей Украины в нефтяном сырье, а также предполагаемого спроса на нефтьи транспортные услуги сопредельных нефтедобывающих государств.

Строительствообъектов предусмотрено вести поэтапно соответственно поступающим объемам каспийскойнефти в Черное море и ее востребованности по маршруту украинского варианта(соединительного нефтепровода «Южный» – НЛС «Броды»(«Дружба»)), протяженностью 670 км, подключенного на 51 км ксуществующему нефтепроводу Кременчуг – Одесса. По заявлению Премьер-министраУкраины В.Януковича нефтепровод заработает на полную мощность уже в маенынешнего года.

1. Общая часть.

Объекты ЛУКОЙЛ –ОНПЗ

Лукойл – Одесскийнефтеперерабатывающий завод находится на Шкодовой горе.

Представляет собойсовременное нефтеперерабатывающее предприятие.

Состоит из рядаустановок, цехов, к которым относятся:

ЭЛОУ – АТ повыработке керосино-газойлевых фракций, мазутов, бензин прямой перегонки.

ЭЛОУ – АВТ повыработке бензинов прямой перегонки, мазутов, вакуумный газойль гудрона.

Битумной установкипо выработке нефтебитумов (строительный, дорожный, кровельный).

Каталитическийреформинт бензинов.

Комплекс доочисткидиз.топлива и авиакеросина.

Установкаполучения серы.

Установкаполучения сжиженных углеводородных газов.

Эстакада наливабензинов и диз.топлива.

Товарно-сырьевойцех для хранения готовой продукции в резервуарах.

В структуру заводавходят административно-хозяйственные здания, в т.ч. бухгалтерия, склады,столовая, клуб, поликлиника и т.п.

1.2. Резервуары для хранения нефтепродуктов

Нефтяныерезервуары — это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости отматериала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические(стальные) и неметаллические.

Резервуары с конусной кровлей

Резервуары сконусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовоккорпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 1). В обоих вариантахнастил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно нарезервуаре.

Таблица 1

Габаритные размерыи расход стали на резервуары, сооружаемые различными способами

Показатели

Вместимость резервуара, м3

100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000

Резервуарыполистовой сборки

Геометрический объем, м3

104 204 333 422 754 1057 2139 3348 4838 Диаметр, мм 4740 6630 7590 8540 10440 12370 15250 19060 22800 Высота, мм 5920 5920 7390 7390 8860 8860 11 780 11 840 11860 Масса, т 4,86 7,52 10,38 11,94 17,43 22,79 38,90 58,24 86,98

Расход стали на 1 м3 вместимости, кг

46,7 36,8 31,2 28,29 23,05 21,52 18,18 17,7 18,0

Резервуары срулонным изготовлением корпуса

Геометрический объем, м3

104 204 333 422 754 1057 2139 3348 4838 Диаметр, мм 4730 6620 7650 8510 10410 12330 15180 18980 22790 Высота, мм 5920 5920 7390 7390 8860 8860 11780 11840 11860 Масса, т 4,88 7,55 10,42 11,97 17,45 22,74 38,79 57,67 86,77

Расход стали на 1 м3 вместимости, кг

46,90 37,0 31,3 28,3 23,14 21,51 18,13 17,2 17,9

Резервуарыполистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельныхрайонах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставкакрупногабаритных рулонных заготовок.

Резервуарывместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростнымнапором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильныхферм имеют кольца жесткости.

Резервуары сконусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:

Давление в газовомпространстве резервуара, мм вод. ст. 200

Допустимый вакуум,мм вод. ст. 25

Снеговая нагрузка,кгс/м2 100

Нагрузка оттермоизоляции кровли, кгс/м2 45

Скоростной напорветра, кгс/м2 30—35

Корпус и днищерезервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружнойтемпературой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той жестали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Длянесущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ380—71).

Резервуары со щитовыми покрытиями

Покрытиярезервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щитперекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.

Конструкции кровлии перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:

Давление в газовомпространстве резервуара, мм вод.ст. 200

Допустимый вакуум,мм вод. ст. 25

Снеговая нагрузка,кгс/м2 100—150

Нагрузка оттермоизоляции кровли, кгс/м2 45

Скоростной напорветра (в кгс/м2) для резервуаров вместимостью, м3:

100—700 До 100

1000 55—100

2000—5000 30; 55;100

10 000—20 000 35;55

Применениерезервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборностьконструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качестворезервуаров.

Резервуары со сферическим покрытием

Резервуары сосферическим покрытием имеют вместимость от 10 до 50 тыс. м3 (табл.3). Они предназначены для хранения жидкости с плотностью до 0,9 т/м3и могут сооружаться в районах с сейсмичностью до 7 баллов и расчетнойтемпературой не ниже —40° С.

Таблица 2

Габаритные размерыи расход стали на резервуары с рулонным изготовлением корпуса и щитовой кровлей

Показатели

Вместимость резервуара, м3

100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 15000 20000 Геометрический объем, м3 104 204 332 400 720 1003 2031 3198 4575 17000 -- -- Диаметр, мм 4730 6630 7580 8530 10430 12330 15180 18980 22790 28500 39800 45500 Высота, мм 5920 5920 7300 7370 8840 8840 11800 11820 11840 11940 11950 11950 Масса, т 4,9 7,34 10.5 12,39 18,77 24,34 41,73 61,73 88,79 194,23 237,0 326,16

Расход стали на 1 мЗ вместимости, кг

47,11 35,98 31,6 31,0 26,11 24,27 20,54 19,52 19,34 17,7 15,8 16,3

Днище и корпусрезервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, массакаждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется изотдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: одинмонтажный щит собирается из трех заводских щитов.

Щиты опираются нацентральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, подкоторым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуаррассчитан на следующие нагрузки:

Давление в газовомпространстве резервуара, мм вод. ст. 200

Допустимый вакуум,мм вод. ст. 40

Снеговая нагрузка,кгс/м2 100

Скоростной напорветра, кгс/м2 55

Наружные слоинижних поясов корпуса и окрайки днища изготовляются из низколегированной стали,остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.

Весьмаответственным элементом является основание под резервуары. Резервуарывместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются наискусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки игидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционныйслой, на котором размещается днище резервуара.

Сооружениерезервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных,глинистых и макропористых просадочных грунтах. Резервуары на макропористыхгрунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания пообеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабымигрунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщинеслабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.

Резервуарывместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных иподзолистых почвах.

Для грунтовойподсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористыхгрунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.

Из глинистыхгрунтов подсыпка может сооружаться только в том случае, если их влажность вмомент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%.Укладка грунта при устройстве грунтовой подсыпки и песчаной подушки должнаосуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойнымуплотнением.

Таблица 3

Габаритные размерыи расход стали на резервуары со сферической кровлей

Показатели

Вместимость резервуара, м3

10 15 20 30 50 Геометрический объем, м3 10950 14900 19460 29240 47880 Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм 34200 39900 45600 47400 60700 Высота корпуса, мм 11920 11 920 11920 17900 17900 Масса стальных конструкций, т 203,17 278,83 408,76 597,7 959,7

Поверхностьпесчаной подушки отсыпается с уклоном от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметрподушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосыподушки отсыпают с уклоном 1: 1,5 с последующим мощением.

Поверх насыпнойподушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища откоррозии под действием грунтовых вод и конденсата. При сооружении резервуара намакропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их отувлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Дляприготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностьюдо 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм —60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм —40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25%от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущимвеществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).

Содержание кислоти свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смесивяжущего вещества должно содержаться 8—10%.

Толщинагидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах— 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта).Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а присооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушкис выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.

Отводповерхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройствомотводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон отрезервуаров в 10%.

При строительстверезервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтахпланировка площадки под одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды изобвалования должен производиться в промышленную канализацию.

Для резервуароввместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должнымоститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаровс последующей перемосткой.

Резервуары,расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных воднагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосурасположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней ипадения отдельных камней.

При хранении врезервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца)должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.

После завершениястроительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторноенивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем ввосьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвалапросадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметральнопротивоположными точками, после спуска воды из резервуара должна бытьпроизведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

Все работы поприемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствиис действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательнаяприемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр,проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленнойдокументации требованиям проекта и действующих технических условий наизготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров длянефтепродуктов.

Строительноеподразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующуюдокументацию:

технические актына элементы, изготовленные на заводе;

сертификаты (илиих копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов,сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже;

акты, составленныепо установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемкугрунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, наиспытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизииоборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствиис проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуароввместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом);

журналпроизводства работ и журнал сварочных работ.

Сущностьокончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой наполную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если наповерхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровеньводы не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлическиеиспытания.

Обнаруженныемелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующейзаварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином.Подчеканка дефектных мест запрещается.

В зимних условияхиспытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. Прииспытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды втрубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимосоздать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, атакже подогревать воду.

2. Специальная часть.

2.1. Расчетно-конструкторская часть.

2.1.1. Расчет объема резервуарного парка

(производим повидам нефтепродуктов)

1. Для бензина:

Пользуемсяформулой (рекомендуемой) из ВБН В.2.2-58.1-94

Qср∙К∙Кр

Vр = ————— м3

r ∙ Кv

где: Vр – расчетный объем хранения, м3;

Qср – средняямесячная реализация нефтепродуктов, т;

К – коэффициентнеравномерности поступления и реализации

нефтепродуктов,рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН

В.2.2 – 58.1-94,с.7), принимаем = 1,1;

r – плотность бензина, т/м3 (прин. = 0,75 т/м3);

Кр –коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в

ремонте,принимается = 1,05;

Кv –коэффициент использования объема резервуара, принимается

по табл. 4 (ВБНВ.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 0,83.

Подставляязначения, получим:

450000 ∙ 1,1∙ 1,05 519750

Vр = ———————— = —————= 69578 м3

12 ∙ 0,75 ∙0,83 7,47

2. Для дизтоплива:

Пользуемся той жеформулой (рекомендуемой) из ВБН В.2.2-58.1-94:

Qср∙К∙Кр

Vр = ————— м3

r ∙ Кv

где: Vр – расчетный объем хранения, м3;

Qср – средняямесячная реализация нефтепродуктов, т;

К – коэффициентнеравномерности поступления и реализации

дизтоплива,рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН

В.2.2 – 58.1-94,с.7), принимаем = 1,1;

r – плотность дизтоплива, т/м3 (прин. = 0,865 т/м3);

Кр –коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в

ремонте,принимается = 1,05;

Кv –коэффициент использования объема резервуара, принимается

по табл. 4 (ВБНВ.2.2 – 58.1-94, с.7), принимаем = 0,83.

Подставляязначения, получим:

460000 ∙ 1,1∙ 1,05 531300

Vр = ———————— = —————= 61779 м3

12 ∙ 0,865 ∙0,83 8,6

2.1.2. Выбор типаи определение количества резервуаров.

Для бензина:

Объем, тип и числорезервуаров в составе общего парка СНН должны определяться с учетомэкономической эффективности, а также обеспечения:

— необходимой оперативностипри заданных условиях эксплуатации;

— возможностивывода резервуаров из эксплуатации для ремонта без ущерба для производственнойдеятельности СНН;

— минимальногорасхода металла;

— минимальныхпотерь нефтепродуктов от испарений;

— возможно большейоднотипности резервуаров;

— тушениявозможных пожаров.

Выбор резервуаровпроизводим по трем вариантам:

Принимаем типовыевертикальные цилиндрические стальные резервуары с щитовым покрытием (СК)(табл.19, А.С.Арзунян и др. «Сооружение нефтехранилищ, М., Недра, 1986):

РВС – 3000 м3РВС – 5000 м3 РВС – 10000 м3

Их полезный объем:(3198 м3) (4975 м3) (11000 м3)

Для каждоговарианта определим расход метала (по той же табл.19 А.С.Арзунян и др.):

Для РВС – 3000: 22∙ 66,38 = 1460,4 т

Для РВС – 5000: 14∙ 96,60 = 1352,4 т

Для РВС – 10000: 6∙ 199,1 = 1194,6 т

Принимаем третийвариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3 (по „min“затратам металла).

Для дизтоплива:

Выбор топлива иопределение количества резервуаров производим аналогично, как и для бензина(здесь только будет другое значение потребного объема резервуарного парка длядизтоплива – 61779 м3)

Тогда:

Потребное числорезервуаров:

61779 м3

РВС – 3000: ——————= 19,31 (20 резервуаров)

3198 м3

61779 м3

РВС – 5000: ——————= 12,42 (13 резервуаров)

4975 м3

61779 м3

РВС – 10000:—————— = 5,62 (6 резервуаров)

11000 м3

Расход металла длякаждого варианта:

Для РВС – 3000: 20∙ 66,38 = 1327,6 т.

Для РВС – 5000: 13∙ 96,60 = 1255,8 т.

Для РВС – 10000: 6∙ 199,1 = 1194,6 т.

Принимаем третийвариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3

(по минимальнымзатратам металла).

Расчет обвалованиярезервуарного парка.

Согласно ВБН В.2.2– 58.1 – 94 принимаем следующие показатели и правила для резервуаров приразмещении их в парке:

1. полученные врезультате расчета резервуары для хранения бензина V = 10000 м3(полезный объем 11000 м3) в количестве 6 штук размещаем в однойгруппе в два ряда; расстояние между стенами резервуаров принимаем равными 0,7 D, т.е. 0,7 ∙28,5 = 19,95 м ≈ 20 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);

2. для дизельноготоплива в результате расчетов также получили резервуары V = 10000 м3в количестве 6 штук, их размещаем в другой группе, тоже в два ряда, арасстояния между стенками резервуаров принимаем равными 0,5 D, т.е. 0,5 ∙28,5 = 14,25 м ≈ 15 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);

3. расстояниемежду стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах,принимаем равным 40 м (табл.25 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94, с учетом проездов дляпожарных машин шириной 5,5 м);

4. каждую группурезервуаров ограждаем сплошным земляным валом высотой 1,5 м (0,2 м вышерасчетного уровня разлившееся жидкости);

5. ширинуземляного вала по верху принимаем равной 0,5 м;

6. объем,образуемый между откосами обвалования, принимаем равным емкости одногорезервуара, т.е. 11000 м3;

7. в пределаходной группы каждые два резервуара разделяем внутренним земляным валом высотой1,3 м;

8. при устройствеобвалования в целях предотвращения фильтрации разлившейся жидкости проектируемтщательную утрамбовку грунта и одерновку откосов;

9. для переходачерез обвалование проектируем устройство несгораемых лестниц-переходов почетыре лестницы для каждой группы (на внешнем обваловании) и по однойлестнице-переходу на каждом внутреннем земляном валу (стенке);

10. коренныезадвижки устанавливаем непосредственно у резервуаров.

Высоту обвалованиярезервуарного парка (группа резервуаров для бензина), расположенного нагоризонтальной площадке, определяем по формуле:

h = ——— + 0,2

Sсв

где h – высотаобвалования, м;

Vp – емкость наибольшего резервуара, м3;

Sсв – свободнаяповерхность обвалования, м2, которая

определяется:

Группа для ДТ

Группа для бензина

/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>

28,5

14,3

/>/>/>/>/>

28,5

/>/>/>

28,5

/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>

14,3

28,5

/>/>/>/>

28,5

/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>

28,5

b = 83,3 m mmmvm

l = 126 m

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

/>/> Sсв = Sобщ — ∑Sp

где Sобщ – общая площадь обвалования, м2;

∑Sp –сумма площадей всех резервуаров в обваловании (за

минусом одного), м2;

nπD2

тогда ∑Sp =———, м2

Подставляязначения, получим:

5 ∙ 3,14 ∙28,52

∑Sp =——————— = 3188,1 м2

Рис.1. Планрезервуарного парка с РВС – 10000 м3

Общая площадьобвалования группы резервуаров для бензина (см.план, рис.1) будет равна:

Sобщ = l ∙ b = 137,5 ∙ 89 = 12237,5 м2

тогда: Sсв = Sобщ — ∑Sp =12237,5 – 3188,1 = 9049,4 м2,

11000

и: h = ———— + 0,2= 1,4 м;

79049,4

согласно ВБН В.2.2– 58.1 – 94, принимаем h = 1,5 м.

Итак: размерыобвалования: l ∙ b ∙ h = 137,5 ∙ 89 ∙ 1,5 = 18356,3 м3

Для группырезервуаров для ДТ расчет аналогичен.

Расчет потерьбензина от малых „дыханий“ резервуара.

Исходные данные:

Резервуар РВС –10000 м3;

степень заполнениярезервуара – 0,5;

температура началакипения: tн.к. = 46оС;

среднееатмосферное давление: Ра = 105Па;

давление насыщенныхпаров по Рейду: Рру = 0,6 ∙ 105Па;

минимальнаятемпература в газовом пространстве резервуара: tгmin = 12oC;

максимальнаятемпература в газовом пространстве резервуара: tгmax = 40oC;

минимальнаятемпература верхних слоев бензина: tв.с.п.min = 14oC;

максимальнаятемпература верхних слоев бензина: tв.с.п.max = 22oC;

Расчет ведем поформуле 8.1 (В.А.Бунчук „ТХНГ“, с.178), принимая Р1 ≈Р2 ≈ Ра:

1 – С11 – С2 С Мб

Gм.д. = V ∙ Pa ∙ (——— — ———) ∙ —— ∙ ——

T1 T2 1 – C

Находим упругостьпаров Ру соответственно температуре верхних слоев бензина ( при tв.с.п.min и tв.с.п.max) пографику на рис.8.1 (В.А.Бунчук „ТХНГ“, с.177):

Ру1 =0,027 МПа = 0,27 ∙ 105 Па и Ру2 = 0,04 МПа = 0,4 ∙105 Па,

тогда:

Ру10,027

С1 = ——= ——— = 0,27

Ра 0,1

Ру20,04

С2 = ——= ——— = 0,4

Ра 0,1

определяем среднююобъемную конденсацию паров бензина:

С1 + С20,27 + 0,4

С = ———— = ———— =0,335

2 2

3. молекулярныйвес бензиновых паров:

Мб = 60+ 0,3tн.к. + 0,001t2н.к. = 60 + 0,3 ∙46 + 0,001 ∙ 462 = 75,9 кг/моль

4. объем газовогопространства:

V = 10000 ∙ 0,5 = 5000 м3

5. абсолютныетемпературы газового пространства:

Т1 =273 + 12 = 285 К

Т2 =273 + 40 = 313 К

6. подставляязначения в формулу (8.1), определим потери

бензина за одномалое „дыхание“:

1 – 0,27 1 – 0,40,335 75,9

Gм.д. = 5000 ∙105 ∙ (——— — ———) ∙ ———— ∙ —— = 1400 кг

285 313 1 – 0,3358314

Расчет потерьбензина от больших „дыханий“ резервуара

Потери бензина отодного большого „дыхания“ определяем по условиям исходных данных длярасчета потерь от „малых“ дыханий.

Расчет ведем поформуле:

Ра Мб

Gб.д. = Vб ∙ С ∙ —— ∙ ——

Т определяем объемзакачиваемого бензина при коэффициенте использования емкости Кv = 0,83:

Vб = 10000 ∙0,83 = 8300 м3

средняя объемнаяконцентрация бензиновых паров в газовом

пространстверезервуара:

Ру0,0335

С = —— = ———— =0,335

Ра 0,1

где Ру= 0,0335 МПа = 0,335 ∙ 105 Па, соответствует средней

температуреповерхности бензина tсрв.с.п = 18оС, а средняя

абсолютнаятемпература газового пространства

12 + 40

Т = 273 + ———— =299 К

3. подставляязначения получим:

потери бензина заодно большое „дыхание“:

10575,9

Gб.д. = 8300 ∙0,335 ∙ ——— ∙ ——— = 8500 кг.

299 8314

2.2. Технологическая часть

Резервуары длянефти и нефтепродуктов могут проектироваться в соответствии с требованиями СНиП2.09.03-85, если требования к ним не определены настоящими нормами.

Оптимальныеразмеры вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров и ихмаксимальный объем рекомендуется принимать в соответствии с табл.4

Таблица 4

Справочная

Объем резервуаров номинальный, м3

Оптимальные размеры (диаметр Д и высота Н, в м) вертикальных резервуаров следующих типов Со стационарной крышей (с понтоном и без) С плавающей крышей (ПК) Д Н Д Н 100 4,7 6 — — 200 6,6 6 — — 300 7,6 7,5 — — 400 8,5 7,5 — — 700 10,4 9 — — 1000 10,4 12 12,3 9 2000 15,2 12 15,2 12 3000 19 12 19 12 5000 21 15 22,8 12 10000 28,5 18 28,5 18 20000 40 18 40 18 30000 45,6 18 45,6 18 40000 56,9 18 56,9 18 50000 60,7 18 60,7 18 100000 Не допускается 85,3 18 120000 92,3 18

Резервуары состационарной крышей с понтоном будут в дальнейшем именоваться как резервуары спонтоном (обозначение – СКП), резервуары со стационарной крышей без понтона –как резервуары со стационарной крышей (обозначение – СК).

Устройстворезервуарного парка

(согласно ВБНВ.2.2-58.1-94)

Для резервуарныхпарков нефти и нефтепродуктов, независимо от категории и группы СНН следуетприменять типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.

Для нефти инефтепродуктов с температурой застывания выше 0оС, для которых немогут применятся резервуары с плавающей крышей или резервуары с понтоном,независимо от температуры вспышки и давления насыщенных паров следуетпредусматривать резервуары со стационарной крышей.

Резервуары, какправило, следует размещать группами. В пределах одной группы разрешаетсяхранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Общая вместимостьгруппы наземных резервуаров в зависимости от типа и номинального объемаразмещаемых в ней резервуаров, вида хранимых нефти и нефтепродуктов, а такжерасстояние между стенками резервуаров в зависимости от диаметра резервуаров,располагаемых в одной группе, следует определять в соответствии с таблицей 5.

Таблица 5

Тип стальных резервуаров

Единичный номинальный объем в группе, м3

Вид хранимых жидкостей

Допустимая номинальная вместимость группы, м3

Расстояние между резервуарами в группе, в зависимости от Д или в метрах

Вертикальные резервуары

1. С плавающей крышей

50000 и более ЛВЖ, ГЖ 200000 0,5Д но не более 30 м Менее 50000 ЛВЖ, ГЖ 120000 0,5Д 2. С понтоном 50000 ЛВВ, ГЖ 200000 30 м ЛВЖ, ГЖ кроме бензина 120000 0,5Д Менее 50000 до 400 Бензин 120000 0,65Д 100 до 400 вкл. ЛВЖ, ГЖ 120000 Не нормируется 3. Со стационарной крышей От 50000 до 400 ГЖ дизтоплива 120000 0,5Д но не более 30 м От 50000 до 400 ЛВЖ 80000 0,7Д но не более 30 м Горизонтальные резервуары До 100 вкл. ЛВЖ, ГЖ Одним блоком 4000 Не нормируется От 100 до 400 вкл. ЛВЖ, ГЖ Одним блоком 4000 Не нормируется Более 100 ЛВЖ, ГЖ 80000 0,5Д

Между резервуарамиразных типов, размеров и объемов следует принимать наибольшее расстояние пографе 5 таблицы 5 из установленных для этих резервуаров.

Наземныерезервуары объемом до 400 м3 включительно располагаемые на одномфундаменте или общей площадке без нормируемых разрывов (общая вместимость блокане более 4000 м3) могут размещаться совместно с другими резервуарамилюбого объема и типа в одной группе. Общая вместимость группы и блоков недолжна превышать объемов, указанных в таблице 5 для вертикальных резервуаров»менее 50000 до 400" (в зависимости от их типа и вида хранимыхжидкостей) и для горизонтальных «более 100».

Расстояние междуэтими блоками в группе принимается:

— при объемеединичного резервуара в блоке от 200 м3 до 400 м3включительно – 15 м;

— при объемеединичного резервуара в блоке менее 200 м3 – 10 м.

Расстояние междурезервуарами единичным объемом более 400 м3 и блоком принимается понаибольшему расстоянию из установленных для этих резервуаров (графа 5 таблицы5) или для блоков.

Площадь зеркалахранимой жидкости подземного резервуара не должна превышать 7000 м2,а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров – 1400 м2.Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы принимается изусловий производства работ и должна быть не менее 1 м.

Для обсыпанныхгрунтом резервуаров, относимых к подземным, ширина их обсыпки по верхуопределяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости приаварии резервуара, но во всех случаях должна быть не менее 3 м, считая отстенки резервуара до бровки насыпи для вертикальных резервуаров и от любойточки стенки резервуара до откоса насыпи для горизонтальных резервуаров. Длягоризонтальных резервуаров объемом до 75 м3 ширину обсыпки поверхудопускается сокращать до 2 м.

Группы резервуаровили отдельно стоящие могут размещаться в выемках, котлованах, на насыпях,наклонной плоскости или иметь комбинированный профиль. Территорию резервуарногопарка, как правило, рекомендуется размещать на плоском рельефе с уклоном неболее 0,005.

Территория овраговдля размещения резервуарных парков с резервуарами единичным объемом 10000 м3и более не допускается.

Резервуарыединичным объемом 10000 м3 и более следует располагать в группе водин или два ряда.

Резервуарыединичным объемом менее 10000 м3 разрешается располагать в 3 и 4ряда при соблюдении следующих условий:

— при расположениив 4 ряда – вывод технологических трубопроводов следует принимать в направлениинаиболее протяженных сторон обвалования группы, между двумя рядами резервуаровв обваловании должна быть обеспечена свободная от застройки полоса для проездапожарной техники.

Минимальноерасстояние между стенками крайних резервуаров, расположенных в соседних группахследует принимать по таблице 6.

Таблица 6

Вид хранения и единичный объем резервуаров, устанавливаемых в группе Расстояние в свету между стенками крайних резервуаров групп, м

1. Наземное хранение до 10000 м3 включительно

Свыше 10000 м3

Блок, вместимостью до 4000 м3 включительно, размещаемый самостоятельно (вне общей группы)

15 2. Подземное хранение независимо от объема 15

При размещениикаждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане или выемке, вмещающемвсю хранимую в этих резервуарах жидкость при разливе, расстояние между верхнимибровками соседних котлованов или выемок следует принимать 15 м.

Для каждой группыназемных резервуаров, вместимостью, определяемой по таблице 6, по периметрудолжно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стена изнегорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейсяжидкости. Обвалование (ограждение) должно быть непроницаемым. Свободный отзастройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосамиобвалования или ограждающей стены, должен принять расчетный объем разлившейсяжидкости равный одному наибольшему по объему резервуару в группе. Прирасположении только одного резервуара на обвалованной площадке, ее свободныйобъем должен рассчитываться на объем этого резервуара.

Высота обвалованияопределяется расчетом на основании сравнения варианта оптимальной площадизастройки резервуарного парка в зависимости от объема и количества резервуаровв группе, рядности их установки, с обеспечением свободного объема обвалованнойтерритории, технико-экономическим расчетом, величин приведенных в таблице 7.

Расчет свободногообъема обвалованной территории резервуарного парка при наземном хранениирекомендуется выполнять на электронно-вычислительной машине, с оптимальнымсоотношением размеров в парке и высоты обвалованной территории.

Обвалованиеследует предусматривать, как правило, земляным с шириной по верху не менее:

0,5 м – прирасчетной высоте обвалования менее 2,5м;

1,0 м — прирасчетной высоте обвалования 2,5 м до 3,0 м;

2,0 м – прирасчетной высоте обвалования свыше 3,0 м.

Высота обвалованияили ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м вышеуровня расчетного объема разлившейся жидкости.

Расстояние отстенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающихстен следует принимать не менее приведенных в таблице 7.

Таблица 7

Объем (номинальный) единичных резервуаров в группе, м3

Высота обвалования, м Минимальное расстояние от стенок резервуаров до внутренних откосов обвалования, м минимальная максимальная 10000 и более 1,5 3,9 6

Менее 10000 (включая резервуары, емк. До 400 м3 вкл., размещаемые в общей группе в одном блоке

1 ,09 3

До 400 м3 вкл., размещаемых в блоке, самостоятельно (вне общей группы):

— при вертикальных резервуарах

0,8 Не нормируется — при горизонтальных резервуарах 0,5 Не нормируется

В пределах однойгруппы внутренними земляными валами должны разделяться:

— на складах 1 и 2категорий каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или несколькихменьших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3;

— резервуары смаслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;

— на складах 1, 2категорий и 3-а категории для хранения этилированных бензинов от другихрезервуаров группы.

Высоту внутреннегоземляного вала или стены рекомендуется принимать не менее:

1,3 м – длярезервуаров единичным объемом 10000 м3 и более;

0,8 м – дляостальных резервуаров.

При размещенииназемных резервуаров на наклонной плоскости или выемке, требования таблицы 7 поминимальной высоте обвалования, а также к устройству обвалования нераспространяются на возвышенную сторону площадки.

Высота откосавыемки с верховой стороны определяется только на расчетную высоту по расчетномуобъему разлившейся жидкости, при этом с верховой стороны должныпредусматриваться мероприятия, исключающие попадание ливневых вод на территориюразмещения резервуаров.

Обвалованиеподземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этихрезервуарах нефти и мазутов. Объем, образуемый между внутренними откосамиобвалования, следует определять из условия удержания разлившейся жидкости вколичестве, равном 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе. Вкачестве обвалования этих резервуаров могут быть приняты внутренниеавтомобильные дороги, расположенные не ближе 10 м от стенок резервуаров, еслиобъем, образуемый между откосами земляного полотна дорог вокруг группы, удовлетворяетэтому условию – удерживанию 10 % объема наибольшего подземного резервуара вгруппе.

Для земляныхобвалований резервуарного парка разрешается без ограничений применять грунты иотходы промышленности, мало меняющие прочность и устойчивость под воздействиемпогодно-климатических факторов и обеспечивающих условия п.17.1.35.

При расчетеустойчивости земляного обвалования следует учитывать следующие условия:

А)физико-механические характеристики грунтов обвалования и его основания;

Б) расчетнуювысоту обвалования;

В)гидростатическое давление разлившейся жидкости по условиям п.17.1.35. во всехслучаях в основании обвалования должен быть предусмотрен контактный слойтолщиной не менее 0,3 м (для сопряжения тела обвалования с основанием).

Погодно-климатическиезоны для устройства обвалования или выемок, а также коэффициенты фильтрациипринимаются, как для внутренних автомобильных дорог, в соответствии со СниП2.05.02-85.

Непроницаемостьобвалования следует обеспечивать послойным уплотнением (при тяжелых суглинках иглинах) или специальным укреплением верхнего слоя грунта, в соответствии стаблицей 8.

Таблица 8

Виды укрепления откосов обвалования Климатические зоны по СниП 2.05.02-85 Характеристика грунтов основания Наибольшая крутизна откосов обвалования 1. Укрепление внутреннего откоса глиной толщиной 0,15 м III Любые грунты кроме тяжелых суглинков и глин 1:1,5 2. Укрепление внутреннего откоса глинобетоном (80 % глины и 20 % щебня) слоем 0,15 м III Любые грунты кроме тяжелых суглинков и глин 1:1,5 3. Укрепление внутреннего откоса щебеночно-гравийным или песчаными материалами с обработкой органическими вяжущими толщиной 0,06 м, при высоте обвалования менее 2 м, 0,1 м при высоте обвалования 2 м и более III Любые грунты 1:1,5 4. Укрепление внутреннего откоса грунтом, обработанным минеральными материалами (цемент, известь толщиной до 0,1 м II, III Любые грунты кроме засоленных тяжелых суглинков и глин 1:1,5 5. Засев травами с плакировкой по растительному слою земли толщиной 0,15 м II, III Суглинок и глинистые 1:1,5

Вид укреплениярекомендуется устанавливать, исходя из технико-экономической оценки вариантов сучетом максимального использования средств механизации, местных материалов игрунтов от разработки выемок, характеристики грунта тела обвалования и основания.

При устройствеукрепления из глины необходимо предусматривать его защиту посевом трав порастительному грунту или обсыпку местным грунтом слоем не менее 0,1 м.

Территория группрезервуаров внутри обвалования (ограждающей стены) должна быть спланирована суклоном 0,005 к приемным устройствам канализации.

При размещениирезервуарного парка на территории с дренерующими грунтами необходимопредусматривать противофильтрационные устройства в соответствии с требованиямираздела настоящих норм.

К дренирующим следуетотносить грунты, имеющие при максимальной плотности при стандартном уплотнениипо ГОСТ 22733-77 коэффициент фильтрации не менее 0,5 м/сут.

К стационарнымлестницам на резервуарах делаются пешеходные дорожки (тротуарные) шириной 0,75м.

При расположениирезервуарных парков на площадках, имеющих более высокие отметки земли посравнению с указанными п.17.1.17 объектами, а также при необходимостиразмещения резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов должно бытьпредусмотрено одно из нижеследующих, дополнительных к п.17.1.35 мероприятий попредотвращению разлива жидкости при аварии наземных резервуаров на территорииэтих объектов, а также на территории зданий и сооружений СНН, обеспечивающихего функционирование в аварийной ситуации (насосные цеха, зданияпротивопожарной защиты и т.д.):

— устройствовторого обвалования (ограждающей стены), рассчитанного на удержание 50 % объемажидкости наибольшего резервуара. В качестве второго обвалования могут бытьиспользованы внутренние автомобильные дороги СНН, расположенные не ближе 10 мот основного обвалования для складов I, П-а категорий и не ближе 5 м – для складов П-б и III категорий,поднятые до необходимых отметок, но не менее чем на 0,3 м. эти дороги не должныиметь водопропускных устройств без затворов;

— устройствооткрытого земляного амбара вместимостью: на полный объем наибольшегорезервуара, если его единичный объем не более 20000 м3; на 50 %объема, если его единичный объем более 20000 м3;

— устройствоотводных канав (траншей) шириной по верху не менее 2 м, на расстоянии не менее20 м от основного обвалования (ограждающей стены) при размещении в паркерезервуаров единичным объемом 20000 м3 и более и не менее 10 м –единичным объемом менее 20000 м3. при этом на противопожарной поотношению к резервуарному парку стороне должен быть устроен земляной вал,отводная канава должна заканчиваться в безопасном месте.

Путь аварийногопотока, направляемого в земляной амбар или отводную канаву, не долженпересекать подъездных дорог к СНН и участков, на которых размещены сооружения спроизводственными процессами с применением открытого огня.

При использованиивнутренних дорог в качестве второго обвалования, расстояние до края проезжейчасти этих дорог со стороны разлившейся жидкости рекомендуется принимать:

— от зданий исооружений с производственными процессами с применением открытого огня – неменее 30 м. если указанные здания расположены к этим дорогам глухой стеной,приведенные расстояния допускается сокращать на 50 %;

— от прожекторныхмачт и пунктов контроля и управления вне взрывоопасной зоны, определяется поПУЭ.

Технологическиетрубопроводы должны обеспечивать возможность перекачки в случае аварии изрезервуаров одной группы в резервуары другой группы, а при наличии врезервуарном парке одной группы – из резервуара в резервуар.

Для перехода черезобвалование или ограждающую стену, а также для входа на обсыпку резервуаров, напротивоположных сторонах обвалования (ограждающей стены) или обсыпки необходимопредусматривать лестницы-переходы (входы) шириной 0,7 м и не менее:

— четырехпереходов или входов на обсыпку – для группы резервуаров;

— двух переходов –для отдельно стоящих резервуаров и одного входа на обсыпку.

К отдельностоящему резервуару отнесен также блок наземных резервуаров вместимостью до 4000м3 включительно, располагаемый отдельно, если расстояние междупереходами не превышает 150 м.

Междусблокированными резервуарами допускается устройство негорючих переходныхмостиков и общих площадок при условии сооружения не менее двух лестниц спротивоположных сторон блока. При длине блока более 60 м в средней его частиследует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы могут выводиться заобвалование. Уклон лестницы не должен превышать 45о.

Узлы задвижекследует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) групп илиотдельно стоящих резервуаров. Коренное запорное устройство следует располагатьнепосредственно у резервуаров.

Внутри обвалованиягруппы резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций, обслуживающихтолько резервуары данной группы.

Трубопроводы,проложенные внутри обвалования не должны, не должны иметь фланцевых соединенийза исключением мест присоединения арматуры с применением негорючих прокладок.

Трубопроводы недолжны пересекать обвалованные площадки, кроме тех, к резервуарам которых ониподведены.

При прокладкетрубопроводов сквозь обвалование в месте прохода труб должна обеспечиватьсягерметичность. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линийвнутри обвалования не допускается за исключением электропривода коренногозапорного устройства и других устройств (являющихся оборудованием собственнорезервуара), контроля и автоматики, приборов местного освещения.

Все эти устройствадолжны выполняться во взрывозащищенном исполнении, а способы прокладки их вовзрывоопасных зонах выполнять в соответствии с ПУЭ.

Транзитнаяпрокладка трубопроводов, электропроводок и кабельных линий через соседниеобвалования группы резервуаров не допускается.

При высотеземляного обвалования 2 м и более допускается предусматривать заезды дляпередвижной пожарной техники в каждую группу наземных вертикальных резервуаровследующих объемов:

— 10000 м3и более, расположенных в 2 ряда;

— менее 10000 до1000 м3 включительно, расположенные в 3 или 4 ряда.

При этом тупиковыезаезды должны устраиваться длиной не менее 20 м по верху уширенного обвалованиябез съезда автомобилей на нулевую отметку территории групп резервуаров внутриобвалования. Заезды следует предусматривать с противоположных сторонобвалования.

2.2.2 Технологическое оборудованиерезервуаров.

Типовые резервуарыс понтоном для хранения нефти и бензина без избыточного давления. Такиерезервуары представляют собой обычную конструкцию типовых вертикальныхцилиндрических резервуаров со стационарной крышей, внутри которых расположенплавающий понтон. При заполнении емкости понтон поднимается до верхнегопредела, а при опорожнении опускается на опоры. Плавающий на поверхности понтонзначительно сокращает испарение легких фракций. Такие резервуары получилиширокое распространение и эксплуатацию на нефтебазах.

Во всехрезервуарах с понтоном вертикальный монтажный шов цилиндрической стенки долженбыть сварен встык с последующим просвечиванием его по всей длине. Для избежанияповорота понтона при его вертикальном перемещении используют две диаметральнорасположенные трубы, служащие одновременно для пропуска резервуарногооборудования.

При сливе бензинаиз малых резервуаров понтон в нижнем положении опирается на кронштейны,закрепленные к стенке, а из больших резервуаров – на стойки трубчатого сечениядвух конструкций – плавающие стойки и стойки, закрепленные на днищерезервуаров. Плавающие стойки крепятся на болтах к патрубкам, приваренным крадиальным ребрам и днищу понтона, и следуют с понтоном при его движении. Вэтом случае на днище резервуаров приваривают подкладку под плавающие стойки.

Кронштейны,плавающие стойки и закрепленные на днище резервуара стойки фиксируют нижнееположение понтона на высоте 1800 мм от днища резервуара, чтобы не мешать работехлопушек на приемно-раздаточных патрубках. При выносных хлопушках кронштейны иплавающие стойки фиксируют нижнее положение понтона на высоте 900 мм.

Для свободноговертикального перемещения понтона устраивают зазор между внутренней стенкойрезервуара и понтоном. В малых резервуарах этот зазор принимают равным 150, а вбольших – 200 мм. Пространство зазора перекрывают уплотняющим затвором. Втиповых проектах предусмотрен петлевой затвор, который изготавливают изтехнической ткани – бельтинга – обрезиненной с двух сторон бензостойкой иморозостойкой резиной.

Монтажный шовстенки резервуара с понтоном предусмотрено сваривать встык с просвечиванием повсей длине шва.

На крышерезервуара имеются площадки и ограждения для обслуживания оборудования. Дляподъема на крышу установлена стационарная шахтная лестница.

В конструкциипонтона жесткость и прочность обеспечивают радиальные ребра. Изолированныемежду собой секторные отсеки, образованные ребрами, в соединении с окаймляющимибортами увеличивают плавучесть понтона и обеспечивают возможность определенияместа повреждения днища. Днище понтона изготавливают на заводахметаллоконструкций в виде полотнища и транспортируют к месту монтажа свернутымв рулон.

Общая массарезервуаров с понтоном объемом 700 и 1000 м3 соответственно 22,4729,97 т.

В настоящее времяна нефтебазах применяют в основном вертикальные цилиндрические стальныерезервуары с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей. Применениерезервуаров с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей обеспечивает100%-ную сборность конструкции, значительно сокращает сроки монтажа и повышаеткачество резервуаров.

Монтаж резервуаровобъемом 2000 м3 можно вести из отдельных листов, а кровлю монтируюти сваривают из отдельных листов непосредственно на резервуаре. Размеры и массаиспользованного металла по показателям почти совпадают с аналогичными даннымирезервуаров со щитовой кровлей. Расчетные данные резервуаров с конусной кровлейследующие: допустимое давление и вакуум в газовом пространстве резервуара –соответственно 200 и 25 мм.вод.ст.; снеговая нагрузка – 100 кгс/м2;нагрузка от термоизоляции кровли – 45 кгс/м2; весовая нагрузка –30-35 кгс/м2. в центре резервуаров устанавливают центральную стойку,на которую опираются щиты покрытия.

Учет нефтепродуктов в резервуарах.

На резервуарах дляхранения светлых нефтепродуктов устанавливают следующее оборудование:

Люки включают: люк– лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очисткирезервуара; люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара;люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятияпроб, которые нормально осуществляются уровнемером УДУ-5 и сниженнымпробоотборником.

Уровнемер УДУ-5,принцип действия которого основан на передаче величины вертикальногоперемещения поплавка с помощью стальной ленты на счетчик барабанного типа,установленного в смотровой коробке блока. Показания счетчика соответствуютуровню нефтепродукта в резервуаре.

ПробоотборникПСР-4 предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высотерезервуара через специальные клапаны.

Хлопушкапредназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыватрубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпусас наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусомрычажным механизмом. На основной крышке смонтирована перепускная крышка,закрывающая перепускное отверстие. Когда перепускное отверстие открыто, черезнего в трубное пространство между задвижкой и хлопушкой проходит нефтепродукт,что позволяет разгрузить основную крышку перед ее открытием. На перепускнойкрышке закреплен трос, при помощи которого пропускная и основная крышкипоследовательно открываются.

Механизмуправления хлопушкой обеспечивает открывание и закрывание хлопушки; кроме того,он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопушкой ручное илиэлектроприводное.

Сифонныйводоспускной кран устанавливают для выпуска подтоварной воды из резервуара, исостоит из трубы с изогнутым отводом, находящемся внутри резервуара; сальника,через который проходит труба, и из муфтового крана, монтируемого на второмконце трубы; обе части трубы соединены между собой муфтой. Во избежаниеобразования воронки во время выпуска подтоварной воды на конце сифонной трубыприваривают козырек. Поворот трубы осуществляется рукояткой. На фланце корпусасальника с наружной стороны и на горизонтальной трубе нанесены риски,соответствующие трем положениям отвода: рабочему положению, при котором отводоткрытым концом обращен книзу; положению промывки продуктом, при котором отводоткрытым концом обращен кверху; нерабочему положению, при котором продольнаяось отвода расположена горизонтально. Для защиты сифонного крана от поврежденийи атмосферных осадков предусмотрен специальный кожух.

Дыхательный клапанустанавливают на резервуарах с маловязкими нефтепродуктами для поддержаниядавления и вакуума в определенных пределах. Он предназначен для сокращенияпотерь нефтепродуктов от испарения и для предотвращения его разрушения.

Исходя из условийпрочности и устойчивости конструкции резервуаров дыхательные клапаны рассчитанына давление 200 мм.вод.ст. и вакуум – 25 мм.вод.ст. При повышении расчетногодавления паровоздушной смеси, дыхательный клапан выпускает часть смеси и такимпутем доводит давление до расчетной величины, а в случае образования врезервуаре разряжения выше расчетного впускает в резервуар атмосферный воздух итем самым поддерживает расчетный вакуум. На нефтебазах применяются клапаны типаДК и КД с диаметрами условного прохода 50, 100, 150, 200, 250 и 350 мм ипропускной способностью 25, 70, 135, 235, 295 и 600 м3/ч, а такжеклапаны типа СМДК и НДКМ. Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуарана огневых предохранителях, препятствующих проникновению внутрь резервуара огняи искр. Непромерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ применяют длярезервуаров, работающих под избыточным давлением.

Огневойпредохранитель предназначен для защиты резервуара от проникновения в газовоепространство огня через дыхательную аппаратуру, предохраняя этим самымнефтепродукт от вспышки или взрыва. Принцип действия огневого предохранителяоснован на задержке пламени кассетой, размещенной внутри корпуса и состоящей изпакета чередующихся гофрированных и плоских пластин из металлов или сплавов,устойчивых против коррозии. Конструкция огневого предохранителясборно-разборная, что позволяет периодически извлекать кассеты для осмотра иконтроля за их состоянием. Пропускная способность огневых предохранителей присопротивлении проходу воздуха 100 Па (10 мм.вод.ст.) зависит от их диаметра.

Предохранительныйгидравлический клапан применяют обычно с гидравлическим затвором и он служитдля регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в случаенеисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапанаокажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха. Клапан типа КПСрассчитан на давление 2000 Па (200 мм.вод.ст.) и вакуум 300 Па (30 мм.вод.ст.).при повышении давления в резервуаре газ из него выходит через клапан в атмосферу,а при вакууме атмосферный воздух через клапан поступает в резервуар.

Приемно-раздаточныепатрубки (ГОСТ 3690-70) используют для проведения операций по заполнению иопорожнению резервуара. Диаметр и количество приемо-раздаточных патрубковопределяют с учетом параметров производительности операций по сливу и наливу,исходя из максимальной подачи при эксплуатации.

Вентиляционныепатрубки (ГОСТ 3689-70) устанавливают на резервуарах с понтоном для постоянногосообщения газового пространства с атмосферой.

Оборудованиерезервуаров с понтонами аналогично обычным резервуарам, однако пробоотборникввиду наличия понтона расположен в перфорированной трубе кожуха, пропущеннойчерез диск понтона.

2.2.4. Борьба с потерями нефтепродуктовпри хранении в резервуарах.

Потери нефти инефтепродуктов имеются как при транспорте, так и при хранении их. Величинапотерь иногда достигает больших размеров (2—5%), что наносит значительный ущербнародному хозяйству. Особенно велики потери испарения легкоиспаряющихсянефтепродуктов (бензина), при этом наряду с потерей количества теряется икачество нефтепродуктов, так как в первую очередь испаряются наиболее ценныелегкие фракции. В результате, ухудшается физико-химическая характеристикатоплива, например, увеличивается плотность жидкости, понижается октановое числои снижается величина упругости паров.

Потери нефти инефтепродуктов возникают при различных сливно-наливных операциях, на эстакадахи в разливочных пунктах, при охранении в резервуарах, при отпускенефтепродуктов потребителям, а также в результате утечек и аварий. По характерупотерь они подразделяются на эксплуатационные и аварийные потери.Эксплуатационные потери, в свою очередь, делятся на количественные,качественно-количественные и качественные.

Количественныепотери, это потери от утечек и разливов; утечки возникают в результатеразличных неплотностей в резервуарах, трубопроводах, насосах, арматуре и вдругом оборудовании; разливы нефтепродуктов имеются главным образом приотпускных операциях в результате переполнения наливаемой тары, при неисправныхсливно-наливных устройствах, при выпуске подтоварной воды, а также припереполнении резервуаров, хранилищ, нефтеналивных судов и различных емкостей.

К качественнымотносятся потери от смешения различных сортов нефтепродуктов, их обводнения илизагрязнения механическими примесями. Основные причины этих потерь —неправильная подготовка и зачистка резервуаров из-под одного сортанефтепродукта для приема другого сорта, перекачка нефтепродуктов разных сортовпо одному трубопроводу без соответствующей его подготовки или в результатенарушения эксплуатационного режима последовательной перекачки. К этим жепричинам относится изменение качества топлива за счет окисления в условияххранения и транспортировки. Контакт с кислородом воздуха, металлами,проникновение света в хранилище, а также повышение температуры приводит к тому,что наиболее активная часть соединений вступает в реакцию окисления,обусловливающую образование смол и нерастворимых осадков.

Ккачественно-количественным относятся потери, при которых происходитколичественная потеря с одновременным ухудшением качества остающегося продукта.Это получается главным образом при испарении нефтепродуктов. Чем вышеиспаряемость нефтепродуктов, тем больше потери от испарения и тем заметнееухудшается их эксплуатационная характеристика.

При хранениилегкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах различают два основных вида потерь —это потери от так называемых «малых дыханий» и «больших дыханий».

Потерями от «малыхдыханий» называют потери при неподвижном хранении, возникающие в результатесуточных изменений температуры.

Потерями от«больших дыханий» называются такие потери, которые происходят при наполнениирезервуара, из которого вытесняется паровоздушная смесь. При поступлении в резервуарнефти или нефтепродукта паровоздушная смесь сжимается до давления,соответствующего давлению дыхательных клапанов, затем при повышении этогодавления вытесняется наружу — происходит «выдох». Эти потери называют такжепотерями от вытеснения паров наливаемой жидкостью.

Потери от«малых дыханий» в резервуарах зависят от объема газового пространстваи расчетного избыточного давления. Чем меньше объем газового пространства ибольше расчетное избыточное давление резервуара, тем будут меньше потери от«малых дыханий». Потери от «малых дыханий» могут бытьзначительно уменьшены, если отводить вытесняемую из резервуара паровоздушнуюсмесь по трубопроводу (газовой обвязке) в специальный газо-сборник – резервуарс «дышащей» крышей или газгольдер.

Для уменьшения потерьот «малых» и «больших дыханий необходимо:

— хранитьлегкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах с плавающей крышей или понтоном;

— повыситьрасчетное давление в газовом пространстве;

— доводитьзаполнение в резервуарах со стационарной крышей до верхнего максимальногопредела;

— хранитьнефтепродукты в резервуарах больших объемов, для которых удельные потери будутменьшими. Чем больше объем резервуара, тем меньше процент потерь;

— использоватьгазовую обвязку резервуаров с одинаковым нефтепродуктом в одной групперезервуаров;

— установитьдиск-отражатель под дыхательным клапаном внутри резервуара, с помощью которогоизменяется направление входящего воздуха, с вертикального на горизонтальное;

— конденсироватьнефтепродукты при помощи искусственного холода и сорбции. Процесс сорбцииоснован на поглощении паров или газов поверхностью жидких или твердыхсорбентов;

— окрашиватьрезервуары в светлые тона, что дает хороший эффект и не требует больших затрат.

Одновременнаяпокраска внешней и внутренней поверхности крыши резервуара уменьшает потери отиспарения на 30 – 60 %.

Обычно поверхностирезервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые внаибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара.

Один изэффективных способов хранения легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов —хранение в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительнымпостоянством температурного режима. При хранении в заглубленных резервуарахпочти полностью исключается потери от «малых дыханий», так как, будучи засыпаныгрунтом, они не подвергаются солнечному облучению, и, следовательно, в нихпочти отсутствуют суточные изменения температуры газового пространства. Посравнению с наземными резервуарами потери от «малых дыханий» в заглубленныхрезервуарах сокращаются в 8—10 раз и несколько снижаются потери от «большихдыханий».

Таблица 9

Годовые суммарныепотери бензина от испарения, т

Объем резервуара, м3

Климатическая зона южная Северная Коэффициент оборачиваемости резервуара 12 48 96 12 48 96 400 4,8 12,4 22,6 2,9 9,4 15,9 1000 11,5 29,4 58,4 6,7 19,4 36,4 2000 22,2 55,6 100,3 12,6 35,5 66,0 3000 34,8 88,3 159,7 20,5 57,9 107,9 5000 50,4 126,2 227,2 28,4 80,8 150,6

Таблица 10

Годовые потерибензина от „малых дыханий“ при различном заполнении резервуара, %объема резервуара

Заполнение резервуара, % Климатическая зона Заполнение резервуара, % Климатическая зона Средняя Южная Средняя Южная 90 0,3 0,4 60 1,6 2,3 80 0,6 0,9 40 3,6 5,2 70 1,0 1,5 20 9,6 13,6

2.2.5. Эксплуатация оборудованиярезервуарного парка.

Обвалованиерезервуаров должно соответствовать проектному и постоянно содержаться в полнойисправности.

Длятранспортировки к резервуарам тяжелого оборудования или материалов при ремонтахнеобходимо устраивать переезды через обвалования путей подсыпки грунта.

Обвалования,нарушенные во время работ по прокладке или ремонту коммуникаций, по окончанииэтих работ должны быть немедленно восстановлены.

На каждом нефте-или продуктопроводе, по которым продукт в сторону резервуара идет самотеком,кроме запорной арматуры, установленной непосредственно у резервуара, впротивопожарных целях должна быть установлена задвижка на расстоянии не ближе100 м и не далее 500 м от ограждения резервуарного парка или отдельно стоящегорезервуара.

Внутри обвалованиярезервуаров разрешается установка электрооборудования и прокладка подземныхкабельных электролиний напряжением до 380 В включительно. Установка нарезервуарах электроприборов для измерения уровня, температуры и другихпараметров должна производиться по специальному проекту. Допускается прокладкаэлектропроводов в стальных трубах и бронированных кабелей (без джутовогопокрова) по наружным открытый эстакадам вместе с трубопроводами.

На территориирезервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается курить,разводить костры, пользоваться факелами, керосиновыми и свечными фонарями идругими источниками огня и света (за исключением взрывобезопасных). Об этомдолжны быть вывешены четкие надписи.

При веденииремонтных работ в резервуарном парке допускается въезд на территорию внутриобвалования резервуаров тракторов и автомашин только с искрогасителями навыхлопной трубе. К эксплуатируемому или незачищенному резервуару автотранспортможет подъезжать не ближе чем на 20 м. Разрешение на въезд транспорта в каждомслучае выдается техническим руководителем предприятия или начальником цехапосле согласования с пожарной охраной.

Территориярезервуарного парка должна быть спланирована и содержаться в чистоте и порядке.На ней не допускается размещение горючих предметов и материалов, скоплениеразлитой нефти, нефтепродуктов и подтоварной воды.

Ямы и траншеи,вырытые при ремонтах, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. Вночное время такие ямы или траншеи должны быть ограждены.

Каждый действующийрезервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренногогосударственным стандартом или проектом.

Дыхательнаяарматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектнымизбыточным давлению и вакууму резервуара.

Для контроля задавлением в резервуаре на крышке светового люка следует устанавливать штуцер сзапорным устройством для подключения мано-вакуумметра.

Резервуары, вкоторые закачиваются нефть и нефтепродукты с температурой выше 0°С приотрицательной температуре окружающего воздуха, следует оснащать непримерзающимидыхательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов длявертикальных цилиндрических резервуаров на горизонтальные резервуары инаоборот.

На корпусе каждогоназемного резервуара, используемого для хранения нефти и нефтепродуктов, долженбыть четко написан порядковый номер, значащийся в технологической схемерезервуарного парка. Номер заглубленного резервуара указывается на специальноустановленной табличке.

Отверстияметаллических люков резервуаров для замеров уровня нефти и нефтепродуктов спомощью стальной ленты с лотом должны иметь внутреннее кольцо или специальнуюколодку из металла, не дающего искр при движении мерной ленты.

На каждыйрезервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть составлен техническийпаспорт с исполнительной технической документацией в соответствии стребованиями СНиП III-В.5—62.

Вновь сооруженныйили отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только послеего испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующимиправилами.

Производительностьнаполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускнойспособности установленных на резервуаре дыхательных клапанов. Данные опропускной способности клапанов должны быть взяты из паспорта. Максимальнаяпроизводительность закачки каждого резервуара должна быть указана втехнологической карте. Для резервуаров с понтонами или плавающими крышамипроизводительность закачки (выкачки) должна быть та кой, чтобы скорость подъема(опускания) понтона не превышала 2,5 м/ч.

Разрешение наперекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано послетого, как обслуживающий персонал удостоверится в правильности открытия изакрытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открытие и закрытиерезервуарных задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов.

При наличииэлектроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна бытьпредусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройствазадвижки.

Во время перекачкизапрещаются одновременные операции с задвижками по отключению действующего ивключению нового резервуаров. Действующий резервуар должен выводиться изперекачки только после того, как будут полностью закончены операции сзадвижками по вводу в перекачку нового резервуара. Одновременное автоматическоепереключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защитытрубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения их.

При смене сортовнефтепродуктов чистота подготовки резервуара к наполнению определяется ГОСТ1510—70 с соблюдением техники безопасности и пожарной безопасности.

Наполнениерезервуаров нефтью и нефтепродуктами должно проводиться при свободно опущеннойхлопушке. По окончании перекачки хлопушку необходимо закрыть.

Если в резервуареимеется подъемная труба, приемный конец ее по окончании каждой операции,связанной с наполнением или опорожнением резервуара, должен быть поднят вышеуровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае поврежденияприемного патрубка или резервуарной задвижки.

Оперативные замерыуровня нефти и нефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуара должныпроводиться не реже чем через каждые два часа.

При заполнениипоследнего метра емкости резервуара (по высоте) промежутки между оперативнымизамерами уровня должны определяться так, чтобы исключалась возможность переливарезервуара, подъема понтона выше крайнего верхнего положения.

Замеры уровнянефти или нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением вгазовом пространстве до 20 мм вод. ст. могут проводиться вручную через открытыйзамерный люк с помощью замерной ленты и ручного пробоотборника, в резервуарах сизбыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст. — с помощьюприборов замера уровня и отбора проб (типа УДУ, ПОР и др.). Ручной замер уровняи отбора проб через замерный люк в таких резервуарах допускается висключительных случаях.

В резервуарахповышенного давления (типа ДИСИ, «гибрид» и других с давлением в газовомпространстве до 7000 мм вод. ст.) замеры уровня и отбор проб должны проводитьсятолько с помощью специальных приборов, предусмотренных проектом резервуара.Замеры уровня и отбор проб через открытый замерный люк в таких резервуарах недопускаются.

В резервуарах спонтонами замеры уровня и отбор проб могут осуществляться как с помощьюприборов типа УДУ и ПОР, так и вручную через замерный люк, расположенный вверхней части перфорированной трубы для замера уровня и отбора проб. Впоследнем случае лот мерной ленты и пробоотборник должны быть изготовлены изматериала, не дающего искр при ударе, или иметь защитное покрытие.

При отборе проб изрезервуара нельзя допускать розлива нефти и нефтепродукта. При случайномрозливе нефтепродукта на крыше резервуара последнюю следует немедленно вытеретьдосуха. Оставлять на крыше ветошь, паклю и другие предметы запрещается.

Случайно разлитыйэтилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парканеобходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные местаобезвредить. Загрязненные бензином опилки и песок необходимо собрать совком введро, снабженное крышкой, и вынести в специально отведенное место, где опилкисжигают, а песок отжигают.

Во время спуска изрезервуара отстойной воды и грязи необходимо следить за стоками, не допускаявытекания нефтепродукта. Отстойная вода с этилированным бензином должнаспускаться из резервуара в отдельную систему промышленной канализации и вдальнейшем обезвреживаться.

Операции поручному отбору проб и замеру уровня сернистых нефтей и нефтепродуктов, а такжеспуску воды и грязи должны производиться рабочим в исправном фильтрующемпротивогазе установленной марки и в присутствии сопровождающего лица.

Подогрев сыройнефти или нефтепродукта в резервуаре может осуществляться только при уровнежидкости над подогревателями не менее 50 см. Температура подогрева хранящихся врезервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90°С, а для нефти должна бытьниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушениегерметичности металлического понтона из-за сильной вибрации.

Максимальнаятемпература нефти или нефтепродукта в резервуаре с неметаллическим понтоном недолжна превышать 60°С.

При подготовкенефти или нефтепродукта в резервуаре температуру подогрева необходимосистематически контролировать и делать в журнале замеров соответствующуюзапись.

При заполнениирезервуара нефтью или нефтепродуктом, которые подлежат подогреву илидлительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежаниепереполнения резервуара) устанавливается с учетом расширения жидкости принагревании. Максимальный уровень холодного продукта не должен превышать 95%высоты емкости.

Сварныерезервуары, изготовленные из кипящей стали, или клепаные резервуары старойконструкции, не имеющие сертификата на металл, независимо от состояния игеометрической формы при температуре ниже —20°С должны заполняться не более чемна 80% высоты корпуса при условии, что анализ металла свидетельствует овозможности дальнейшей эксплуатации резервуара.

При откачкенефтепродукта из резервуара с понтоном до «мертвого» остатка понтон долженопускаться на опорные кронштейны и стойки равномерно без перекосов.

Во избежаниегидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара необходимоосвобождать от воды (конденсата). Пуск пара должен производиться путемпостепенного и плавного открытия паровпускных вентилей. При пуске пара взмеевики резервуаров все трубки для спуска конденсата должны быть открыты. Сцелью контроля за герметичностью пароподогревателей необходимо постояннонаблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Для приема иотпуска этилированного бензина должны быть выделены специальные резервуары.Хранение этилированного бензина в резервуарах следует осуществлять в строгомсоответствии с «Инструкцией по мерам безопасности при обращении с этилированнымбензином».

В резервуарахспециальных конструкций (с понтонами, плавающими крышами, повышенногодавления), а также в резервуарах с газоуравнительной системой и газосборникамиследует хранить легкоиспаряющиеся нефти и нефтепродукты.

На каждыйрезервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указываютсямаксимальный уровень наполнения, минимальный остаток, допустимая максимальнаяпроизводительность наполнения и опорожнения, максимальная температура подогревакаждого сорта нефти и нефтепродукта, а также тип и число дыхательных ипредохранительных клапанов. Технологическая карта, утвержденная директором илиглавным инженером предприятия, — это руководство для эксплуатационногоперсонала. Она вывешивается в производственных помещениях резервуарного парка.

На предприятии,эксплуатирующем резервуары, должны быть организованы периодическиеэксплуатационные осмотры резервуаров н. их оборудования.

Охрана труда

3.1. Расчет количества средств пожаротушениярезервуара.

В резервуарныхпарках СНН, как правило, следует предусматривать пожаротушениевоздушно-механической пеной средней кратности. Могут предусматриватьсяпорошковые составы, вода аэрозольного распыла и др. средства и методы тушения,обоснованные результатами научно-исследовательских работ и согласованные вустановленном порядке.

Тушение пожара наСНН может осуществляться установками:

стационарнымиавтоматического пожаротушения, стационарными неавтоматического пожаротушения ипередвижными. Выбор установок пожаротушения следует предусматривать взависимости от вместимости СНН, объемов устанавливаемых единичных резервуаров,расположения СНН, организации пожарной охраны на СНН или возможностисосредоточения необходимого количества пожарной техники из близ-расположенных врадиусе 3 км пожарных частей.

Стационарнаяустановка автоматического пенного пожаротушения состоит:

— из насоснойстанции;

— пунктов дляприготовления раствора пенообразователя;

— резервуаров дляводы и пенообразователя;

— генераторовпены, установленных на резервуарах в верхней части;

— дозирующейаппаратуры;

— трубопроводовдля подачи раствора пенообразователя к генераторам пены;

— средствавтоматизации.

Стационарнаяустановка неавтоматического пенного пожаротушения на наземных резервуарахсостоит из тех же элементов, что и стационарная автоматическая, за исключениемсредств автоматизации.

Передвижнаяустановка – пожарные автомобили и мотопомпа, а также средства для подачи пены.Подача воды предусматривается из сети наружного водопровода, противопожарныхемкостей или естественных водоисточников.

Выбор установкипенного пожаротушения определяется на основании технико-экономических расчетов.

Расчет средствпожаротушения производится по интенсивности подачи химической пены, исходя извремени тушения пожара. Интенсивность подачи средств пожаротушения – это ихколичество в единицу площади (л/с ∙ м2).

Продолжительностьподачи, т.е. расчетное время тушения пожара – это время подачи средствпожаротушения до полной его ликвидации при заданной интенсивности подачи.

Для определенияпотребности воды на образование химической пены используется коэффициенткратности, показывающий отношения объема пены к объему воды, ушедшей на ееобразование (кратность для химической пены равна: к = 5).

Водопроводные ипенопроводные линии системы пожаротушения рассчитываются по расходу воды,скорость движения которой не должна превышать v = 1,5 м/с.

Длина пенопроводовдолжна быть в пределах l = 40 – 80 м.

Количество воды,находящейся в запасе, принимается не менее 5-ти кратного расхода воды натушение пожара и охлаждения резервуаров.

Определениеплощади зеркала нефтепродукта в РВС – 10000 м3

π ∙ Д2

Fp = ———— м2

где Д – диаметррезервуара, м

Подставляязначение, получим

3,14 ∙ 28,52

Fp = —————— = 6,38 м2

Определениеколичества подаваемой хим.пены для тушения пожара в резервуаре по формуле:

Qn = qnуд ∙ Fp ∙ τ ∙ Кз.в.

Где Qn – общееколичество пены на тушение пожара, м3;

qnуд – интенсивностьподачи пены, л/с ∙ м2 (для дизтоплива

принимаем qnуд = 0,2 л/с ∙ м2)

Fp — площадьзеркала нефтепродукта в резервуаре, м2, 60 –

перевод мин. всек.; 0,001 – перевод объема из л в м3;

Кз.в. –коэффициент запаса пенообразующих веществ

(принимаем = 1,25)

τ — времятушения, час. (принимаем = 25)

подставляязначения, получим:

Qn = 60/1000 ∙0,2 ∙ 638(Fp) ∙ 25 ∙ 1,25 = 241 м3

Определениеколичества воды для образования пены:

Qв = Qn /К

Где К –коэффициент кратности для химической пены

(принимаем = 5)

Qв = 241/5 = 48 м3

Определениерасхода воды на охлаждение горящего и соседних резервуаров (воду необходиморасходовать на охлаждение стенок горящего резервуара и соседних находящихся отгорящего на расстоянии менее 2 диаметров резервуара; охлаждение производитсяводяными струями из пожарных рукавов).

Определениерасхода воды на охлаждение горящего резервуара:

Qв.г.р.= 3600/1000 ∙Lp ∙ qуд.в.г. ∙ τох.г.

Где 3600 – переводчасов в сек., 1000 – перевод л. в м3

Lp — длина окружности резервуаров, м

(L = π ∙Д = 3,14 ∙ 28,5 = 89,5 м)

qуд.в.г – удельныйрасход воды на охлаждение стенок

горящегорезервуара, л/м ∙ с (принимаем = 0,5)

τох.г. — время охлаждения горящего резервуара, час.

(принимаем = 10часов)

подставляязначения, получим:

Qв.г.р.= 3600/1000 ∙Lp ∙ Np ∙ qуд.в.с. ∙τох.с.

Где Np – количествососедних резервуаров на расстоянии менее

2-х диаметров (вкаждом случае принимается N = 3)

τ — времяохлаждения соседнего резервуара, час.

(принимаем = 10часов)

qуд.в.с. — удельныйрасход воды на охлаждение соседнего

резервуара, л/м ∙с (принимаем = 0,1 л/м ∙ с)

подставляязначения, получим:

Qв.с.р.= 3600/1000 ∙89,5 ∙ 3 ∙ 0,1 ∙ 10 = 967 м3.

Определение общегорасхода воды на тушение в резервуаре РВС-10000 м3:

Q = Qв. + Qв.г.р + Qв.с.р = 48 + 1611 + 967 = 2626 м3.

3.2.Противопожарная безопасность в резервуарном парке.

В целяхпрофилактики и предупреждения пожаров на нефтебазе администрация обязанапроводить в жизнь организационные и технические мероприятия:

А) организационныемероприятия – инструктаж рабочих по правилам пожарной безопасности, обучениерабочих, ИТР и служащих пожаротехническому минимуму, организация добровольнойпожарной дружины и практическое обучение ее действиям по тушению пожаров;

Б) техническиемероприятия – это пожарно-сторожевая охрана, круглосуточная связь с районнойпожарной частью, оперативная связь по нефтебазе, парк пенных и углекислотныхогнетушителей, расчетный запас пенообразователя, пеногенераторы и т.д.

Для освещениявзрывоопасных мест применяются переносные светильники только вовзрывозащищенном исполнении. Включение и выключение их должно производиться внеэтих мест.

Все средствапожаротушения, находящиеся на территории резервуарных парков или у отдельностоящих резервуаров, должны всегда находиться на своих местах, быть исправнымии готовыми к немедленному использованию.

Для тушенияпожаров в резервуарных парках складов I и II категорий следует предусматриватьстационарные системы, если резервуары наземные и вместимость каждого из них 5тыс. м3 и более; передвижные системы, если резервуары наземные и вместимостькаждого из них менее 5 тыс. м3 или подземные любой вместимости.

Для резервуаров состационарными крышами и понтонами следует дополнительно предусматриватьохлаждение передвижными средствами от гидрантов, установленных на водоводах.Расстояние между гидрантами должно быть не более 100 м.

На складах IIIкатегории допускаются подача воды на охлаждение резервуаров с нефтью илинефтепродуктами и тушение пожаров мотопомпами или автонасосами изпротивопожарных водоемов или резервуаров. Число водоемов или резервуаров должнобыть не менее двух, вместимость каждого из них определяется расчетом (но неменее 100 м8). Водоемы и резервуары должны размещаться от обслуживаемыхобъектов на расстоянии не более 200 м при тушении пожаров с помощью автонасосови не более 150 м при тушении с помощью мотопомп. При расположении резервуарныхпарков на расстоянии менее 200 м от естественных водоемов и возможностиустройства к ним подъездов для пожарных автомобилей или мотопомп строительствопротивопожарных резервуаров предусматривать не следует; при проектированиинеобходимо учитывать колебания уровня воды в водоеме и глубину промерзания.

При стационарнойсистеме тушения пожаров в резервуарном парке вдоль железнодорожных иавтомобильных сливно-наливных устройств, к речным и морским причалам следуетпрокладывать трубопроводы для подачи раствора на тушение пожаров с помощьюпередвижных пеногенераторов.

Для защиты отпрямых ударов молнии и разрядов статического электричества стальной резервуардолжен быть надежно заземлен при помощи заземляющих устройств, выполненных поспециальному проекту.

Резервуар спонтоном для отвода статического электричества должен иметь надежное устройствов виде гибких перемычек с общей величиной сопротивления растеканию тока неболее 50 Ом. Резервуар с плавающей крышей должен; иметь защиту от электрическойиндукции в виде гибких перемычек сечением не менее 25 мм2 междукрышей и корпусом резервуара, соединенных с заземляющим устройством, общаявеличина сопротивления растеканию тока которого не должна превышать 10 Ом.

Экономическая часть

В экономическойчасти дипломного проекта рассчитывается себестоимость реализации 1 тнефтепродуктов. При этом выполняются расчеты:

— производственнаяпрограмма

— издержкиобращения.

4.1. Расчет себестоимости реализации 1 тнефтепродукта

Расчет показателейпроизводственной программы.

К показателямпроизводственной программы относят:

— годовуюпроизводительность

— потери

— нефтепродуктыиспользуемые на собственные нужды

— товарныйпродукт.

Товарный продуктрассчитывается по фомуле:

Qтов = Qг – Qсн – Qп,

где Qтов – товарная продукция

Qг – годоваяпроизводительность

Qсн – расход газа насобственные нужды

Qп – потери газа.

Потеринефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении списываются по установленнымнормам естественной убыли.

Расчет выполняетсяв табличной форме.

Таблица 11

Вид нефтепродукта

Период года

Осеннее — зимний

Период года

Весеннее — летний

Итого потерь за год, т Норма естественной убыли, кг/т Объем реализации, т Количество потерь, т Норма естественной убыли, кг/т Объем реализации, т Количество потерь, т Бензин 0,47 225000 105,75 0,63 225000 141,75 247,5 Дизтопливо 0,03 230000 6,9 0,03 230000 6,9 13,8 Итого 0,5 455000 112,65 0,66 455000 148,65 261,3

Qтовб = 450000-247,5 Qтовдт =460000-13,8

Qтовб = 449752,5 т Qтовдт =459986,2 т

Расчет издержекобращения.

В состав издержекобращения включают:

— транспортныерасходы

— фонд зарплаты

— амортизационныеотчисления

— отчисления в ремонтныйфонд

— прием и отпуск

— хранение

— убытки от потерь

— прочие расходы

Расчеттранспортных расходов.

В составтранспортных расходов включают провозную плату по тарифу, станционные сборы,расходы по опломбированию вагонов-цистерн.

Расчеттранспортных расходов выполняется по формуле:

Зтр = Qг ∙ Ц,

где Зтр– транспортные расходы

Ц – тариф за 1 тперевозимого груза.

Зтр =910000 ∙ 9,78

Зтр =8899800 грн.

Расчет фондазаработной платы.

Фонд зарплатыпланируется на основании штатного расписания: должностных окладов, тарифныхставок, численности работающих. В фонд зарплаты включают основную идополнительную заработную плату.

Расчет основнойзарплаты производится по формуле:

Зосн =Зср ∙ ч ∙ 11

где Зосн– основная зарплата, грн.

Зср –средняя зарплата, грн.

ч – численностьработающих

11 – количествомесяцев работы исполнителей в году

Зосн =712 ∙ 98 ∙ 11

Зосн =767536 грн.

Дополнительнаязарплата планируется в размере 10% от основной и рассчитывается по формуле:

Здоп =Зосн ∙ 10/100

Здоп =767536 ∙ 10/100

Здоп =76753 грн.

Годовой фондзаработной платы определяется по формуле:

Зг = Зосн+ Здоп

Зг =767536 + 76753

Зг =844289 грн.

Расчет суммыамортизационных отчислений.

Целью амортизацииявляется возмещение основных производственных фондов.

Сумма амортизациирассчитывается по формуле:

Аг = Сср∙ На/100

где Аг– сумма амортизации, грн.

Сср –балансовая стоимость фондов

На –установленная норма амортизации

Аг =6972600 ∙ 5/100

Аг =348630 грн.

Расчет затрат натекущий ремонт.

В эту статьюрасходов включаются затраты на приобретение запасных частей, инструмента дляпроведения ремонтных работ.

Затраты на ремонтпланируются в размере 40% от годовой суммы амортизации и рассчитываются поформуле:

Зр = Аг∙ 40/100

Зр =348630 ∙ 40/100

Зр =139452 грн.

Расчет затрат наприемку и отпуску.

В эту статьвключают затраты на электроэнергию, пар, воду, материалы и реагенты,используемые при приеме, отпуске нефтепродуктов.

Расчетпроизводится по формуле:

Зприем= Qг ∙ К

где К – затраты поприему и отпуску 1 т нефтепродукта

Зприем= 910000 ∙ 1,64

Зприем= 1492400 грн.

Расчет затрат похранению.

Затраты похранению рассчитываются по формуле:

Зхр = Qг ∙ Z

где Z – затраты похранению 1 т нефтепродукта (взяты по месту

работы на ОАО»Сингезойл")

Зхр =910000 ∙ 1,24

Зхр =1128400 грн.

Расчет убытков отпотерь.

Убытки от потерьрассчитываются на основании количества потерь нефтепродуктов и покупной цены за1 т нефтепродукта

Зубб =247,5 ∙ 1850

Зубб =457875 грн.

Зубдт =13,8 ∙ 1750

Зубдт =24150 грн.

Общая суммаубытков рассчитывается по формуле:

Зуб = Зубб+ Зубдт

Зуб = 257875 +24150

Зуб = 282025 грн.

Расчет прочихденежных расходов.

В эту статьювключают: командировочные, почтовые, телефонные, телеграфные, канцелярские идругие расходы.

Прочие расходыпланируются в размере 30% от годового фонда зарплаты и рассчитываются поформуле:

Зпр = Зг∙ 30/100

Зпр =844289 ∙ 30/100

Зпр =253286 грн.

На основаниивыполненных расчетов составляем смету издержек обращения.

Таблица 12

Смета издержекобращения

Наименование статей Сумма, грн. Транспортные расходы 8899800 Фонд зарплаты 844289 Амортизация 348630 Текущий ремонт 139452 Прием и отпуск 1492400 Хранение 1128400 Убытки от потерь 282025 Прочие расходы 253286 Итого 13388282

Себестоимостьреализации 1 т нефтепродукта рассчитывается по формуле:

С = И/Qтов

С =13388282/909738,7

С = 14,71 грн.

5. Результативная часть.

5.1. Результаты ДП

В дипломномпроекте рассмотрены вопросы:

1. Введение:освещено состояние нефтегазовой отрасли и

перспективы ееразвития.

2. Общая часть:

2.1. Раскрытыобъекты Лукойл – ОНПЗ.

2.2. Рассмотренытипы резервуаров для хранения нефтепродуктов.