Эксплуатация резервуарного парку нафтопродуктів ЛУКойл – ОНПЗ

Завдання дипломний проект.

Запровадження.

1. Загальна частина.

1.1. Об'єкти ЛУКойл — ОНПЗ.

1.2. Резервуари для зберігання нефтепродуктов.

2. Спеціальна часть.

2.1. Расчетно-конструкторская часть.

2.1.1. Розрахунок обсягу резервуарного парка.

2.1.2. Вибір типу, і визначення кількості резервуаров.

2.1.3. Розрахунок обвалования резервуарного парка.

2.1.4. Розрахунок втрат бензину від малих «подихів «резервуара.

2.1.5. Розрахунок втрат бензину від великих «подихів «резервуара.

2.2. Технологічна часть.

2.2.1. Пристрій резервуарного парку (відповідно до ВБН В.2.2.-58.1−94).

2.2.2. Технологічне устаткування резервуаров.

2.2.3. Облік нафтопродуктів на резервуарах.

2.2.4. Боротьба із втратами нафтопродуктів при зберіганні у резервуарах.

2.2.5 Експлуатація устаткування резервуарного парка.

3. Охорона труда.

3.1. Розрахунок кількості коштів пожежогасіння резервуара.

3.2. Протипожежна безпеку резервуарном парке.

4. Економічна часть.

4.1. Розрахунок собівартості реалізації 1 т нефтепродукта.

5. Результативна часть.

5.1. Результати ДП.

6. Список рекомендованої литературы.

6.1. Науково-технічна, справочно-информационная.

6.1.1. Л. А. Мацкин та інших. «Експлуатація нафтобаз », М., Надра, 1975.

6.1.2. В. А. Бунчук «ТХНГ », М., Надра, 1977.

6.2. Нормативно-технічна (БНИП, ДЕСТ, ГСТ, ТУ).

6.2.1. ВБН В.2.2−58.1−94.

Графічна частина (зокрема. Технічне подтверждение).

Ліст 1: РВР Загальний вид.

Ліст 2: РП Технологічні схеми трубопроводов.

Ліст 3: Дихальний клапан. Складальний чертеж.

Нафтова і газова промисловість України перебуває в передових позиції і займає одне з чільних місць у Європі за запасами корисних ископаемых.

Початкові потенційні видобувні ресурси вуглеводів України це 8481 млн. т. умовного палива (у.п.), їх нафти і газового конденсату — 1706 млн. т. (20%); газу — 6712 млрд. м3 (80%). У цьому початкові потенційні ресурси вуглеводів суші становлять 6886 млн. т. у.п. (82%) й у морських акваторіях — 1532 млн. т. у.п. (18%).

На 1 січня 2004 р. у надрах України видобуто нафти з конденсатом порядку 3,5 млн. т., газу порядку 17 млрд. м3. Цілком зрозуміло, що у кризових умовах, у яких перебуває наша держава, це дуже складна проблема. З метою її вирішення розроблено й в 1995 р. затверджена Урядом Національну програму «Нафта та газу України до 2010 року », у якій передбачено збільшення видобутку нафти з конденсатом до 4,9 млн. т. 2000 р., 17,5 млн. т. в 2010 р., а газу — відповідно 27,3 і 35,3 млрд. м3, технічне переозброєння системоразведки і т.д.

Стан галузі ускладнюється занадто низькому рівні розрахунків за використовуваний газ. Станом на 1 грудня 1999 р. Заборгованість споживачів за газ становить понад 13 млрд. гривень, зокрема за цей газ що поступив до споживачів 1999 р. — більш 4,5 млрд. гривень. Рівень проплат за цей газ вбирається у 43%. Не дозволяє як вводити в експлуатацію нові родовища і свердловини, чи підтримувати в стані існуючі мощности.

З метою впровадження фінансування видобуток нафти і передових технологій для розробки родовищ з труднодобываемыми запасами було прийнято указ президента від 17.09.96 № 433.96 «Про розробки нафтових родовищ із важковидобувними запасами ». Сьогодні Постановою кабінету Міністрів визначено 8 родовищ де інвесторам надають податкові пільги. Праця у напрямі розширення переліку таких родовищ продолжается.

З метою стабілізації і нарощування обсягів видобутку нафти і є Кабінет міністрів України ухвалив постанову від 19.09.98 р. № 1321 «Про додаткові заходь стабілізації та нарощування обсягів видобування нафти й газу в Україні «.

За оцінками НАК «НафтогазУкраїни «мінімальна потребу України становить 50 -55 млрд. м3 газу та 28 — 30 млн. т. нафти на год.

Проте споживання й газу фактичним даним значно вищий. Починаючи з 1994 року, вдалося встановити зниження видобутку нафти і стабілізувати її до рівня 4,0 — 4,2 млн. т. нафти з конденсатом і 18,2 — 18,4 млрд. м3 газу. Ця видобуток задовольняє потреби України у нафти 12 — 15% і є на 22 — 23%.

А інше недостатню кількість нафти і є необхідні з допомогою імпорту з-за кордону. У цьому необхідно вести розрахунок або валютою, або продукцією української. Купувати газ в Росії (наприклад, 2003 р.) за ціною 50 доларів за 1 тисячу кубометров.

Росія погодилася деструктировать український борг за цей газ. Уряд Російської Федерації розглядає можливість погашення частини заборгованості України Росії за енергоносії через передачу російській стороні трьох танкерів, що будуються на Херсонському суднобудівний завод, з пропозицією до російського уряду звернулася нафтова компанія «ЛУКойл », зацікавлену в розширенні власного танкерного флота.

Нині доступність і масові розширення персональних комп’ютерів, і новітніх систем зв’язку дає можливість на якісному рівні підійти до вирішення організації виробничих процесів, зокрема в нафтогазовому комплексі Украины.

Перші кроки до цього вже зроблено. Набирає обертів проект геоінформаційної системи (ДВС) магістральних газопроводів України, де зібрані й систематизовані даних про перших тисячах кілометрів трубопроводов.

Фахівці, які займаються експлуатацією і контролі нафтогазових інженерних об'єктів, у своїй повсякденній роботі однак працюють із матеріалами, які мають геоинформационный відтінок, навіть замислюючись з цього. Успішне функціонування ДВС пов’язані з вирішенням тих чи інших виробничих завдань. Принципово структуру рішення виробничого завдання можна так:

> Постановка задания;

> Перебування необхідних і доступних технічних матеріалів та інформаційних данных;

> Прийняття решения;

> Безпосереднє виконання задания.

Наприклад, в останній момент ушкодження інженерних комунікацій знаходяться резервні лінії, вказується режим праці та необхідне стан запірної арматури (крани, клапани) чи відстежуються об'єкти, які прагнуть термінового технічного обстеження. Можливість ДВС інтегрувати і системи телемеханіки дає можливість оператору (диспетчеру) напрями очолювати складне інженерним комплексом безпосередньо з робочого місця, де він може бути представлений повністю, й окремими елементами в зручному виде.

Через війну розпаду СРСР нових форм прийняли традиційні міжгалузеві й торгові зв’язку. Проте, ці зміни призвели до появи як існуючих труднощів, а й нових можливостей. За наявними прогнозами експорт нафти з середньоазіатських держав збільшиться проти справжнім часом, що він становить кілька тонн, до ніж 50 млн. т. до 2010 року. Магістральні нафтопроводи грають ключову роль енергетиці, сприяючи у регіоні розвитку взаємовигідній торговли.

Морський термінал в порту «Південний «(завдовжки тридцять п’ять км Схід від Одеси) і з'єднувальний нафтопровід, подключающий його до які у Україні нефтепроводным системам, як багатоцільовий об'єкт, який використовуватися для внутрішніх потреб України у нафтовому сировину, і навіть гаданого попиту нафта та природний транспортні послуги суміжних нафтовидобувних государств.

Будівництво об'єктів передбачено вести поетапно відповідно що надходять обсягам каспійської нафти на Чорне морі та її затребуваності маршрутом українського варіанта (з'єднувального нафтопроводу «Південний «- НЛС «Броди «(«Дружба »)), протяжністю 670 км, підключеного на 51 км наявному нафтопроводу Кременчук — Одеса. За заявою Прем'єр-міністра України В. Януковича нафтопровід запрацює на повну потужність у травні нинішнього года.

1. Загальна часть.

1.1. Об'єкти ЛУКойл — ОНПЗ.

ЛУКойл — Одеський нафтопереробний завод перебуває в Шкодовой горе.

Становить собою сучасне нафтопереробне предприятие.

Вона складається з низки установок, цехів, яких относятся:

* ЭЛОУ — АТ з вироблення керосино-газойлевых фракцій, мазутів, бензин прямий перегонки.

* ЭЛОУ — АВТ з вироблення бензинів прямий перегонки, мазутів, вакуумний газойль гудрона.

* Бітумної установки з вироблення нефтебитумов (будівельний, дорожній, кровельный).

* Каталітичний реформинт бензинов.

* Комплекс доочищення диз. топлива і авиакеросина.

* Установка отримання серы.

* Установка отримання скраплених вуглеводневих газов.

* Естакада наливу бензинів і диз.топлива.

* Товарно-сировинній цех для зберігання готової продукції резервуарах.

До структури заводу входять адміністративно-господарські будинку, зокрема. бухгалтерія, склади, їдальня, клуб, поліклініка і т.п.

1.2. Резервуари для зберігання нефтепродуктов.

Нафтові резервуари — це ємності для зберігання нафти і нафтопродуктів. Залежно від матеріалу, з яких споруджують резервуари, їх поділяють на металеві (сталеві) і неметаллические.

РЕЗЕРВУАРИ З КОНУСНОЙ КРОВЛЕЙ.

Резервуари з конусной дахом місткістю 100—5000 м3 виготовляються з рулонних заготовок корпуси та днища чи методом полистовой складання (табл. 1). У обох варіантах настил покриття монтується і зварюється і окремих аркушів безпосередньо на резервуаре.

Резервуари полистовой складання застосовуються лише у виняткових випадках окремими районах країни, куди транспортними умовам утруднена доставка великогабаритних рулонних заготовок.

Резервуари місткістю 2—5 тис. м3, споруджувані околицях зі швидкісним напором вітру 55 кгс/м2, всередині корпусу лише на рівні низу стропильных ферм мають кільця жесткости.

Резервуари з конусной дахом розраховані ми такі нагрузки:

Тиск в газовому просторі резервуара, мм вод. ст. 200.

Допустимий вакуум, мм вод. ст. 25.

Снігова навантаження, кгс/м2 100.

Навантаження від термоізоляції покрівлі, кгс/м2 45.

Швидкісний натиск вітру, кгс/м2 30—35.

Корпус і днище резервуарів виготовляються з мартенівської спокійній стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 поліпшеного розкиснення. Для районів будівництва із розрахунковою зовнішньої температурою нижче —20оС ці конструкції можна виготовляти з тієї ж стали, але з «випробуванням в вигин в холодному стані (ГОСТ 380—71). Для несучих конструкцій і настилу покриття йде спокійна сталь марки ВСт. З (ГОСТ 380—71).

РЕЗЕРВУАРИ ЗІ ЩИТОВЫМИ ПОКРЫТИЯМИ.

Покриття резервуарів збираються із окремих щитів заводського виготовлення. Щит перекриття є каркас, якого приварений настил.

Конструкції покрівлі і перекриття розраховані ми такі нагрузки:

Тиск в газовому просторі резервуара, мм вод.ст. 200.

Допустимий вакуум, мм вод. ст. 25.

Снігова навантаження, кгс/м2 100—150.

Навантаження від термоізоляції покрівлі, кгс/м2 45.

Швидкісний натиск вітру (в кгс/м2) для резервуарів місткістю, м3:

100—700 До 100.

1000 55—100.

2000—5000 30; 55; 100.

10 000—20 000 35; 55.

Застосування резервуарів зі щитової дахом (табл. 2) забезпечує 100-відсоткову сборность конструкції, значно скорочувало тривалість споруди, і навіть підвищує якість резервуаров.

РЕЗЕРВУАРИ ЗІ СФЕРИЧНИМ ПОКРЫТИЕМ.

Резервуари зі сферичним покриттям мають місткість від 10 до 50 тис. м3 (табл. 3). Вони призначені для зберігання рідини з щільністю до 0,9 т/м3 і може споруджуватись околицях з сейсмічністю до 7 балів і розрахункової температурою не нижче —40° С.

Таблиця 2.

Габаритні розміри і витрати стали резервуари з рулонным виготовленням корпуси та щитової кровлей.

Днище і корпус резервуара поставляються цього разу місце будівництва у кількох рулонах, маса кожного із котрих перевищує 60 т. Покриття резервуарів монтується із окремих щитів і має сферичну форму. При монтажі щити укрупнюються: один монтажний щит збирається із трьох заводських щитов.

Щити спираються на центральне каблучку й кільце жорсткості, розташовані на корпусі резервуара, під яким споруджується кільцевої залізобетонний фундамент з плит. Резервуар вміщує такі нагрузки:

Тиск в газовому просторі резервуара, мм вод. ст. 200.

Допустимий вакуум, мм вод. ст. 40.

Снігова навантаження, кгс/м2 100.

Швидкісний натиск вітру, кгс/м2 55.

Зовнішні верстви нижніх поясів корпуси та окрайки днища виготовляються з низьколегованої стали, інші елементи — зі сталі по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380–71.

Дуже відповідальним елементом є підставу під резервуари. Резервуари місткістю до 5 тыс. м3 (включно) встановлюються на штучному підставі, що складається з ґрунтовий подсыпки, піщаної подушки і гидроизоляционного шару. На піщану подушку вкладається гидроизоляционный шар, у якому розміщається днище резервуара.

Спорудження резервуарів дозволяється на скельних, полускальных, великоуламкових, піщаних, глинистих і макропористых просадочных грунтах. Резервуари на макропористых грунтах можна споруджувати лише з спеціальним проектам, що містить вказівки щодо забезпечення стійкості резервуарів. Зокрема, у тих ділянках зі слабкими грунтами, мають несе здатність менше двох кг/см2 (при товщині слабкого грунту більше шести див), необхідно ущільнювати грунт.

Резервуари місткістю 300 м³ і менше можна споруджувати на чорноземних і підзолистих почвах.

Для ґрунтовий подсыпки підстави, крім підстав, споруджуваних на макропористых грунтах, допускається застосування щебенистых, гравійних і піщаних грунтов.

З глинистих грунтів подсыпка може споруджуватись в тому разі, якщо їх вологість в останній момент укладання вбирається у 15%, а супіщаних і суглинистых грунтів — 20%. Укладка грунту при устрої ґрунтовий подсыпки і піщаної подушки має здійснюватися горизонтальними верствами завтовшки 15—20 див з ретельним послойным уплотнением.

Показатели.

Місткість резервуара, м3.

Геометричний обсяг, м3.

Діаметр внутрішній по нижньому поясу, мм.

Висота корпусу, мм.

11 920.

Маса сталевих конструкцій, т.

203,17.

278,83.

408,76.

597,7.

959,7Поверхность піщаної подушки відсипається з ухилом від центру на межах 1,7—2,3%. Діаметр подушки може бути більше діаметра резервуара щонайменше ніж 1,4 м. Відкоси подушки отсыпают з ухилом 1: 1,5 з наступним мощением.

Поверх насипний подушки влаштовується гидроизолирующий шар, предохраняющий метал днища від корозії під впливом грунтових вод і конденсату. При спорудженні резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий шар охороняє їхню відмінність від зволоження у разі витоку нафтопродукту через днище резервуара. Для приготування гидроизолирующего шару застосовується супіщаний грунт з вологістю до 3% і наступним гранулометрическим складом: пісок значущістю 0,1—2 мм — 60—85%, піщані пылеватые і глинисті частки значущістю менш 0,1 мм — 40—15%. У піску допускається зміст гравію значущістю 2—20 мм (трохи більше 25% від обсягу всього грунту). Супіщаний ґрунт ретельно перемішується з в’язким речовиною (рідким бітумом, каменноугольным дьогтем, гудроном, мазутом).

Зміст кислот та вільної сірки в вяжущем речовині заборонена. Загалом обсязі суміші в’язальника речовини має міститися 8—10%.

Товщина гидроизолирующего шару повинна бути 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм більш (залежно від категорії просадочного грунту). Гидроизолирующий шар повинен покрити всю поверхню насипний подушки, а під час спорудження на макропористых грунтах — крім того поверхню укосів подушки після виходу з усього периметру підстави резервуара смугою шириною 0,5 м.

Відведення поверхневих вод від резервуарів забезпечується плануванням і пристроєм отводных і нагорних канав. Бермы насипний подушки повинен мати ухил від резервуарів в 10%.

Під час будівництва резервуарів на макропористых просадочных і глинистих недренирующих грунтах планування майданчики під одну оцінку забороняється. У таких випадках відвід води з обвалования має здійснюватися на промислову канализацию.

Для резервуарів місткістю 700 м³ і більше бермы і відкоси підстави повинні моститися каменем до виконання монтажно-сварочных робіт й випробувань резервуарів із наступною перемосткой.

Резервуари, розташовані на схилах, необхідно захищати від стоку поверхневих вод нагірній канавою. При великий крутизні схилу, і навіть при близький до укосу розташуванні резервуара його корпус може бути захищений від його можливих зсувів спади окремих камней.

При зберіганні у резервуарі етилірованого бензину відкоси підстави (якщо ні бетонного кільця) повинні прагнути бути вкриті збірними бетонними плитами чи монолітною бетонної плитой.

Після закінчення будівництва резервуара та її випробування водою потрібно здійснити повторне нівелювання за периметром резервуара. Відмітки варто робити щонайменше ніж у восьми точках, але з рідше як за 6 м. Якщо нерівномірна осаду викликала просадки підстави понад п’ять див між суміжними і більше 10 див між діаметрально протилежними точками, після спуску води з резервуара мусить бути зроблена підбиття підстави грунтом, застосовуваним для гидроизолирующего слоя.

Усі роботи з приймання резервуара в експлуатацію має здійснюватися згідно з діючими правилами, нормами і технічними умовами. Остаточна приймання в експлуатацію резервуара включає випробування водою, зовнішній огляд, перевірку геометричних розмірів, і навіть перевірку відповідності представленої документації вимогам проекту й діючих технічних умов на виготовлення і монтаж сталевих вертикальних циліндричних резервуарів для нефтепродуктов.

Будівельний підрозділ, сдающее в експлуатацію резервуар, має пред’являти таку документацию:

технічні акти на елементи, виготовлені на заводе;

сертифікати (чи його копії) й інші документи, що посвідчують якість металу, електродів, зварювальної дроту, флюсу та інших матеріалів, застосованих при монтаже;

акти, складені по встановленої формі, на приховані праці та проміжні випробування: прийомку грунту на підставі резервуара і насипний подушки, ізоляційного шару, на випробування щільності зварних швів днища, корпуси та покрівлі резервуара, ревізії устаткування (клапанів, засувок тощо. п.), заземлення резервуара відповідно до проектом, просвітлювання вертикальних швів корпусу (для резервуарів місткістю 2 тис. м3 і більше, виготовлених полистовым способом);

журнал провадження цих робіт й часопису зварювальних работ.

Сутність остаточного випробування зводиться до того що, що резервуар заливають водою на повну висоту і витримують цим навантаженням щонайменше 24 год. Коли поверхні корпусу резервуара чи з краях днища не з’явиться текти або рівень води нічого очікувати знижуватися, резервуар вважається витримали гідравлічні испытания.

Виявлені дрібні дефекти (свищи, отпотины) підлягають вирубування чи виплавці і наступного заварке. Виправлені дефекти повинні прагнути бути перевірені на щільність гасом. Подчеканка дефектних місць запрещается.

У зимових умовах випробування виробляються водою чи продуктом зі спеціального узгодженню. При випробуваннях водою необхідно прийняти заходи для охорони від замерзання води в трубах, задвижках і південь від обмерзания стінок резервуара, навіщо необхідно створити постійну циркуляцію води, отеплить окремі вузли чи сполуки, і навіть підігрівати воду.

2.1.2. Вибір типу, і визначення кількості резервуаров.

1. Для бензина:

Обсяг, тип і кількість резервуарів у складі загального парку СНН мають визначатися з урахуванням економічну ефективність, і навіть обеспечения:

— необхідної оперативності при заданих умовах эксплуатации;

— можливості виведення резервуарів з експлуатації ЧАЕС на ремонт без шкоди виробничої діяльності СНН;

— мінімального витрати металла;

— мінімальних втрат нафтопродуктів від испарений;

— можливо більшої типовості резервуаров;

— гасіння можливих пожаров.

Вибір резервуарів виробляємо за трьома вариантам:

Приймаємо типові вертикальні циліндричні сталеві резервуари з щитовым покриттям (СК) (табл.19, А. С. Арзунян та інших. «Спорудження нафтосховищ, М., Надра, 1986):

РВР — 3000 м³ РВР — 5000 м³ РВР — 10 000 м³.

Їх корисний обсяг: (3198 м3)(4975 м3) (11 000 м3).

До кожного варіанта визначимо витрата метала (за тією ж табл.19 А. С. Арзунян і др.):

Для РВР — 3000: 22? 66,38 = 1460,4 т.

Для РВР — 5000: 14? 96,60 = 1352,4 т.

Для РВР — 10 000: 6? 199,1 = 1194,6 т.

Приймаємо третій варіант, тобто. 6 резервуарів РВР — 10 000 м³ (по «min «затратам металла).

2. Для дизтоплива:

Вибір палива й визначення кількості резервуарів виробляємо аналогічно, як й у бензину (тут тільки інше значення потрібного обсягу резервуарного парку для дизпалива — 61 779 м3).

Тогда:

Потрібне число резервуаров:

Витрата металу кожному за варианта:

Для РВР — 3000: 20? 66,38 = 1327,6 т.

Для РВР — 5000: 13? 96,60 = 1255,8 т.

Для РВР — 10 000: 6? 199,1 = 1194,6 т.

Приймаємо третій варіант, тобто. 6 резервуарів РВР — 10 000 м³.

(по мінімальним затратам металла).

2.1.3. Розрахунок обвалования резервуарного парка.

Відповідно до ВБН В.2.2 — 58.1 — 94 приймаємо такі показники і правил для резервуарів під час розміщення в парке:

1. отримані внаслідок розрахунку резервуари для зберігання бензину V = 10 000 м³ (корисний обсяг 11 000 м3) у кількості 6 штук розміщаємо лише у групі удвічі низки; відстань між стінами резервуарів приймаємо рівними 0,7 D, тобто. 0,7? 28,5 = 19,95 м? 20 м (зовнішнє діаметр резервуара ємністю 10 000 м³ дорівнює 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 — 58.1 — 94);

2. для дизельного палива на результаті розрахунків також отримали резервуари V = 10 000 м³ у кількості 6 штук, їх розміщаємо на другий групі, також у два низки, а відстані між стінками резервуарів приймаємо рівними 0,5 D, тобто. 0,5? 28,5 = 14,25 м? 15 м (зовнішнє діаметр резервуара ємністю 10 000 м³ дорівнює 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 — 58.1 — 94);

3. відстань між стінками найближчих резервуарів, розміщених у сусідніх групах, приймаємо рівним 40 м (табл.25 ВБН В.2.2 — 58.1 — 94, з урахуванням проїздів для пожежних машин шириною 5,5 м);

4. кожну групу резервуарів обгороджуємо суцільним земляним валом заввишки 1,5 м (0,2 м вище розрахункового рівня разлившееся жидкости);

5. ширину земляного валу по горі приймаємо рівної 0,5 м;

6. обсяг, утворюваний між укосами обвалования, приймаємо рівним ємності одного резервуара, тобто. 11 000 м³;

7. межах однієї групи щодва резервуара поділяємо внутрішнім земляним валом заввишки 1,3 м;

8. при устрої обвалования з метою запобігання фільтрації разлившейся рідини проектуємо ретельну утрамбовку грунту та одерновку откосов;

9. до переходу через обвалование проектуємо пристрій неспалених лестниц-переходов чотири драбини кожної групи (осіб на зовнішньому обваловании) і з однієї лестнице-переходу кожному внутрішньому земляному валу (стенке);

10. корінні засувки встановлюємо безпосередньо в резервуаров.

Висоту обвалования резервуарного парку (група резервуарів для бензину), розташованого на горизонтальній майданчику, визначаємо по формуле:

Загальна площа обвалования групи резервуарів для бензину (см. план, мал.1) буде равна:

Sобщ = l? b = 137,5? 89 = 12 237,5 м².

тоді: Sсв = Sобщ — ?Sp = 12 237,5 — 3188,1 = 9049,4 м²,.

і: h = ———— + 0,2 = 1,4 м;

9049,4.

відповідно до ВБН В.2.2 — 58.1 — 94, приймаємо h = 1,5 м.

Отже: розміри обвалования: l? b? h = 137,5? 89? 1,5 = 18 356,3 м³.

Для групи резервуарів для ДП розрахунок аналогичен.

2.1.4. Розрахунок втрат бензину від малих «подихів «резервуара.

Вихідні данные:

1. Резервуар РВР — 10 000 м³;

2. ступінь заповнення резервуара — 0,5;

3. температура початку кипіння: tн.к. = 46оС;

4. середнє атмосферне тиск: Ра = 105Па;

5. тиск насичених парів по Рейду: Рру = 0,6? 105Па;

6. мінімальна температура в газовому просторі резервуара: tгmin = 12oC;

7. максимальна температура в газовому просторі резервуара: tгmax = 40oC;

8. мінімальна температура верхніх верств бензина: tв.с.п.min = 14oC;

9. максимальна температура верхніх верств бензина: tв.с.п.max = 22oC;

Розрахунок ведемо за такою формулою 8.1 (В.А.Бунчук «ТХНГ », с.178), приймаючи Р1? Р2? Ра:

2.2. Технологічна часть.

Резервуари для нафти і нафтопродуктів можуть проектуватися відповідно до вимогами СНиП 2.09.03−85, коли на вимоги до них не визначено справжніми нормами.

Оптимальні розміри вертикальних і горизонтальних циліндричних резервуарів та його максимальний обсяг рекомендують вживати відповідно до табл.4.

2.2.1. Пристрій резервуарного парку (відповідно до ВБН В.2.2−58.1−94).

Для резервуарних парків нафти і нафтопродуктів, незалежно від категорії і групи СНН треба використовувати типи резервуарів відповідно до вимогами ГОСТ 1510–84.

Для нафти і нафтопродуктів з температурою застигання вище 0оС, котрим що неспроможні застосовується резервуари з плаваючою дахом чи резервуари з понтоном, незалежно від температури спалахи і тиску насичених парів слід передбачати резервуари зі стаціонарної крышей.

Резервуари, зазвичай, слід ставити групами. У межах одного групи дозволяється зберігання легкозаймистих і горючих жидкостей.

Загальна місткість групи наземних резервуарів залежно від типу, і номінального обсягу які у ній резервуарів, виду збережених нафти і нафтопродуктів, і навіть відстань між стінками резервуарів залежно від діаметра резервуарів, наявних лише у групі, слід визначати відповідно до таблицею 5.

Таблиця 5.

Тип сталевих резервуаров.

Одиничний номінальний обсяг групи, м3.

Вигляд збережених жидкостей.

Припустима номінальна місткість групи, м3.

Відстань між резервуарами групи, залежно від Д чи метрах.

Вертикальні резервуары.

Між резервуарами різних типів, ж розмірів та обсягів слід сприймати найбільше відстань за графою 5 таблиці 5 з встановлених тих резервуаров.

Наземні резервуари обсягом до 400 м³ включно наявні однією фундаменті чи загальної майданчику без нормувальних розривів (загальна місткість блоку трохи більше 4000 м3) можуть розміщатися з іншими резервуарами будь-якого обсягу й типу лише у групі. Загальна місткість групи та блоків має перевищувати обсягів, вказаних у таблиці 5 для вертикальних резервуарів «менш 50 000 до 400 «(залежно від своїх типу, і виду збережених рідин) й у горизонтальних «понад сто » .

Відстань між тими блоками групи принимается:

— при обсязі одиничного резервуара у блоці від 200 м³ до 400 м³ включно — 15 м;

— при обсязі одиничного резервуара у блоці менш 200 м3 — 10 м.

Відстань між резервуарами одиничним обсягом понад 400 м³ і блоком приймається по найбільшому відстані з встановлених тих резервуарів (графа 5 таблиці 5) або заради блоков.

Площа дзеркала береженої рідини підземного резервуара має перевищувати 7000 м², а загальна площа дзеркала групи підземних резервуарів — 1400 м². Відстань між стінками підземних резервуарів однієї групи приймається з умов проведення робіт і бути щонайменше 1 м.

Для обсипаних грунтом резервуарів, що відносяться до підземним, ширина їх обсыпки по горі визначається розрахунком на гідростатичний тиск разлившейся рідини на підводному човні резервуара, але у всіх випадках мусить бути щонайменше 3 м, починаючи з стінки резервуара до бровки насипу для вертикальних резервуарів й від точки стінки резервуара до укосу насипу для горизонтальних резервуарів. Для горизонтальних резервуарів обсягом до 75 м³ ширину обсыпки зверху допускається скорочувати до 2 м.

Групи резервуарів чи окремо які стоять можуть будуть показані у виїмки, котлованах, на насипах, похилій площині чи мати комбінований профіль. Територію резервуарного парку, зазвичай, рекомендується розміщувати на пласкому рельєфі з ухилом трохи більше 0,005.

Територія ярів розміщувати резервуарних парків з резервуарами одиничним обсягом 10 000 м³ і більше не допускается.

Резервуари одиничним обсягом 10 000 м³ і більше слід розташовувати групи до одного або двоє ряда.

Резервуари одиничним обсягом менш 10 000 м³ дозволяється розташовувати в 3 і 4 низки за дотримання наступних условий:

— при розташуванні на чотири низки — висновок технологічних трубопроводів слід сприймати у бік найбільш протяжних сторін обвалования групи, між двома рядами резервуарів в обваловании необхідно забезпечити вільний від забудови смуга для проїзду пожежної техники.

Мінімальна відстань між стінками крайніх резервуарів, розміщених у сусідніх групах слід сприймати за таблицею 6.

Таблиця 6.

Вигляд збереження і одиничний обсяг резервуарів, встановлюваних в группе.

Відстань робочий діаметр тунелю між стінками крайніх резервуарів груп, м.

1. Наземне зберігання до 10 000 м³ включительно.

Понад 10 000 м³.

Блок, місткістю до 4000 м³ включно, розташовуваний самостійно (поза загальної группы).

2. Підземне зберігання незалежно від объема.

15При розміщення кожної групи наземних резервуарів в окремому котловані чи виїмку, що вміщає всю збережену у тих резервуарах рідина при розливання, відстань між верхніми брівками сусідніх котлованів чи вилучень слід сприймати 15 м.

Для кожної групи наземних резервуарів, місткістю, визначеною за таблиці 6, за периметром має передбачатися замкнутий обвалование чи ограждающая стіна з негорючих матеріалів, розрахованими на гідростатичний тиск разлившейся рідини. Обвалование (огородження) має бути непроникним. Вільний від забудови обсяг обвалованной території, утворюваний між внутрішніми укосами обвалования чи ограждающей стіни, має взяти розрахунковий обсяг разлившейся рідини рівний одному найбільшому за обсягом резервуару групи. При розташуванні лише одну резервуара на обвалованной майданчику, її вільний обсяг повинен розраховуватися на обсяг цього резервуара.

Висота обвалования визначається розрахунком виходячи з порівняння варіанта оптимальної площі забудови резервуарного парку залежності від обсягу і кількість резервуарів групи, рядности їх установки, із забезпеченням вільного обсягу обвалованной території, техніко-економічним розрахунком, величин які у таблиці 7.

Розрахунок вільного обсягу обвалованной території резервуарного парку при наземному зберіганні рекомендується виконувати на електронно-обчислювальної машині, з оптимальне співвідношення розмірів у парку й висоти обвалованной территории.

Обвалование слід передбачати, зазвичай, земляним із шириною по горі не менее:

0,5 м — при розрахункової висоті обвалования менш 2,5 м;

1,0 м — при розрахункової висоті обвалования 2,5 м. до 3,0 м;

2,0 м — при розрахункової висоті обвалования понад 3,0 м.

Висота обвалования чи ограждающей стіни кожної групи резервуарів мусить бути на 0,2 м вище рівня розрахункового обсягу разлившейся жидкости.

Відстань від стінок резервуарів до підошви внутрішніх укосів обвалования чи до огороджуючих стін слід сприймати щонайменше які у таблиці 7.

Таблиця 7.

Обсяг (номінальний) одиничних резервуарів групи, м3.

Висота обвалования, м.

Мінімальна відстань від стінок резервуарів до внутрішніх укосів обвалования, м.

минимальная.

максимальная.

10 000 і более.

1,5.

3,9.

Менш 10 000 (включаючи резервуари, емк. До 400 м³ вкл., що міститимуться у спільній групі щодо одного блоке.

09.

До 400 м³ вкл., які у блоці, самостійно (поза загальної группы):

— при вертикальних резервуарах.

0,8.

Не нормируется.

— при горизонтальних резервуарах.

0,5.

Не нормируется.

У межах одного групи внутрішніми земляними валами повинні разделяться:

— на яких складах 1 і 2 категорій кожен резервуар обсягом 20 000 м³ і більше чи навіть кількох менших резервуарів сумарною місткістю 20 000 м³;

— резервуари з мастилами й мазутами від резервуарів коїться з іншими нефтепродуктами;

— на яких складах 1, 2 категорій і 3-а категорії для зберігання этилированных бензинів з інших резервуарів группы.

Висоту внутрішнього земляного валу чи стіни рекомендують вживати не менее:

1,3 м — для резервуарів одиничним обсягом 10 000 м³ і более;

0,8 м — інших резервуаров.

При розміщення наземних резервуарів на похилій площині чи виїмку, вимоги таблиці 7 по мінімальної висоті обвалования, і навіть до влаштуванню обвалования не поширюються на піднесену бік площадки.

Висота укосу виїмки з верхової боку визначається лише з розрахункову висоту по розрахунковому обсягу разлившейся рідини, цьому з верхової сторони мали б передбачатися заходи, виключають потрапляння зливових вод, на територію розміщення резервуаров.

Обвалование підземних резервуарів слід передбачати лише за зберіганні у цих резервуарах нафти і мазутів. Обсяг, утворюваний між внутрішніми укосами обвалования, слід визначати з умови утримання разлившейся рідини у кількості, рівному 10% обсягу найбільшого підземного резервуара групи. Як обвалования цих резервуарів може бути прийнятий внутрішні автомобільні дороги, розташовані не ближче 10 м від стінок резервуарів, якщо обсяг, утворюваний між укосами земляного полотна доріг навколо групи, задовольняє цій умові - удерживанию 10% обсягу найбільшого підземного резервуара в группе.

Для земляних обвалований резервуарного парку дозволяється без обмежень застосовувати грунти і відходи промисловості, мало що змінюють міцність і стійкість під впливом погодно-климатических факторів, і які забезпечують умови п. 17.1.35.

При розрахунку стійкості земляного обвалования треба враховувати такі условия:

А) фізико-механічні характеристики грунтів обвалования та її основания;

Б) розрахункову висоту обвалования;

У) гідростатичний тиск разлившейся рідини в умовах п. 17.1.35. завжди під аркушами обвалования має бути передбачений контактний шар завтовшки щонайменше 0,3 м (для поєднання тіла обвалования з основанием).

Погодно-климатические зони для устрою обвалования чи вилучень, і навіть коефіцієнти фільтрації приймаються, як внутрішніх автошляхів, відповідно до СниП 2.05.02−85.

Непроникність обвалования слід забезпечувати послойным ущільненням (під час тяжких суглинках і глинах) чи спеціальним зміцненням верхнього шару грунту, відповідно до таблицею 8.

Вигляд зміцнення рекомендується встановлювати, з техніко-економічній оцінки варіантів з урахуванням максимального використання коштів механізації, місцевих матеріалів і грунтів від розробки вилучень, характеристики грунту тіла обвалования і основания.

При устрої зміцнення з глини слід передбачити його захист посівом трав по рослинному грунту чи обсыпку місцевим грунтом шаром щонайменше 0,1 м.

Територія груп резервуарів всередині обвалования (ограждающей стіни) мусить бути спланована з ухилом 0,005 до прийомним пристроям канализации.

При розміщення резервуарного парку біля з дренерующими грунтами слід передбачити противофильтрационные влаштування у відповідно до вимог розділу справжніх норм.

До дренирующим слід зарахувати грунти, мають за максимальної щільності за стандартного на ущільнення по ГОСТ 22 733–77 коефіцієнт фільтрації щонайменше 0,5 м/сут.

До стаціонарним сходами на резервуарах робляться пішохідні доріжки (тротуарні) шириною 0,75 м.

При розташуванні резервуарних парків на майданчиках, мають вищі позначки землі на порівнянню з зазначеними п. 17.1.17 об'єктами, і навіть за необхідності розміщення резервуарних парків у прибережній смузі водних об'єктів має бути передбачено одна з нижченаведених, додаткових до п. 17.1.35 заходів запобігання розливу рідини на підводному човні наземних резервуарів біля цих об'єктів, і навіть біля будинків та споруд СНН, які його функціонування аварійної ситуації (насосні цеху, будинку протипожежної захисту та т.д.):

— пристрій другого обвалования (ограждающей стіни), розрахованого на утримання 50% обсягу рідини найбільшого резервуара. Як другого обвалования можна використовувати внутрішні автомобільні дороги СНН, розташовані не ближче 10 м від основного обвалования для складів I, П-а категорій і ближче 5 м — для складів П-б і III категорій, підняті до необхідних оцінок, але з менш як на 0,3 м. ці уже повинен мати водопропускних пристроїв без затворов;

— пристрій відкритого земляного комори місткістю: на повний обсяг найбільшого резервуара, якщо його одиничний обсяг трохи більше 20 000 м³; на 50% обсягу, якщо його одиничний обсяг більш 20 000 м³;

— пристрій отводных канав (траншей) шириною по горі щонайменше 2 м, з відривом щонайменше 20 м від основного обвалования (ограждающей стіни) під час розміщення у парку резервуарів одиничним обсягом 20 000 м³ і більше і проінвестували щонайменше 10 м — одиничним обсягом менш 20 000 м³. у своїй на протипожежної стосовно резервуарному парку боці може бути влаштований земляний вал, відвідна канава повинна завершуватися в безпечному месте.

Шлях аварійного потоку, спрямовуваного в земляний комору чи відвідну канаву, ні перетинати під'їздів до СНН і земельних ділянок, у яких розміщені споруди з виробничими процесами із застосуванням відкритого огня.

З використанням внутрішніх доріг у ролі другого обвалования, відстань краю проїзній частині цих шляхів із боку разлившейся рідини рекомендується принимать:

— від будинків та споруд із виробничими процесами із застосуванням відкритого вогню — щонайменше 30 м. якщо вказані будинку схильні до цим дорогах глухим муром, наведені відстані допускається скорочувати на 50%;

— від прожекторних щогл і пунктів контролю та управління поза вибухонебезпечною зони, визначається по ПУЭ.

Технологічні трубопроводи мають забезпечувати можливість перекачування у разі аварії з резервуарів однієї групи в резервуари інший групи, а за наявності в резервуарном парку однієї групи — з резервуара в резервуар.

Для переходу через обвалование чи ограждающую стіну, і навіть для входу на обсыпку резервуарів, на протилежних сторони обвалования (ограждающей стіни) чи обсыпки слід передбачити лестницы-переходы (входи) шириною 0,7 метрів і не менее:

— чотирьох переходів чи входів на обсыпку — для групи резервуаров;

— двох переходів — для окремо що стоять резервуарів і самого входу на обсыпку.

До окремо що стоїть резервуару віднесений також блок наземних резервуарів місткістю до 4000 м³ включно, располагаемый окремо, якщо відстань між переходами вбирається у 150 м.

Між сблокированными резервуарами допускається пристрій негорючих перехідних місточків і спільних майданчиків за умови споруди щонайменше двох драбин з протилежних сторін блоку. При довжині блоку більш 60 метрів за середньої його частину слід передбачати додаткову сходи. Сходів можуть виводитися за обвалование. Схил драбини ні перевищувати 45о.

Вузли засувок слід розташовувати з зовнішнього боку обвалования (ограждающей стіни) груп чи окремо що стоять резервуарів. Корінне запірне пристрій слід розташовувати безпосередньо в резервуаров.

Усередині обвалования групи резервуарів допускається прокладка інженерних комунікацій, обслуговуючих лише резервуари даної группы.

Трубопроводи, прокладені всередині обвалования нічого не винні, нічого не винні мати фланцевых сполук крім місць приєднання арматури із застосуванням негорючих прокладок.

Трубопроводи нічого не винні перетинати обваловані майданчики, крім, до резервуарам що вони подведены.

При прокладанні трубопроводів крізь обвалование на місці проходу труб повинна забезпечуватися герметичність. Установка електроустаткування і прокладка электрокабельных ліній всередині обвалования заборонена крім електропривода корінного запірного пристрої і інших пристроїв (є устаткуванням власне резервуара), контролю та автоматики, приладів місцевого освещения.

Всі ці устрою їх необхідно виконувати у взрывозащищенном виконанні, а способи прокладки їх у вибухонебезпечних зонах виконувати відповідно до ПУЭ.

Транзитна прокладка трубопроводів, електропроводок і кабельних ліній через сусідні обвалования групи резервуарів не допускается.

При висоті земляного обвалования 2 метрів і більш допускається передбачати заїзди для пересувної пожежної техніки у кожну групу наземних вертикальних резервуарів наступних объемов:

— 10 000 м³ і більше, розміщених у 2 ряда;

— менш 10 000 до 1000 м³ включно, які працюють у 3 чи 4 ряда.

У цьому тупикові заїзди повинні влаштовуватися довжиною щонайменше 20 м по горі уширенного обвалования без з'їзду автомобілів на нульову оцінку території груп резервуарів всередині обвалования. Заїзди слід передбачати з протилежних сторін обвалования.

2.2.2 Технологічне устаткування резервуаров.

Типові резервуари з понтоном для зберігання нафти і бензину без надлишкового тиску. Такі резервуари є звичайну конструкцію типових вертикальних циліндричних резервуарів зі стаціонарної дахом, всередині яких розташований плаваючий понтон. При заповненні ємності понтон піднімається до верхньої межі, а при опорожнении опускається на опори. Плаваючий лежить на поверхні понтон значно скорочує випаровування легких фракцій. Такі резервуари отримали стала вельми поширеною і експлуатацію на нефтебазах.

В усіх життєвих резервуарах з понтоном вертикальний монтажний шов циліндричною стінки може бути зварений впритул з наступним просвічуванням його за всієї довжині. Для запобігання повороту понтона за його вертикальному переміщенні використовують дві діаметрально розташовані труби, службовці одночасно для пропуску резервуарного оборудования.

При зливі бензину з малих резервуарів понтон в нижньому становищі спирається на кронштейни, закріплені до стінки, та якщо з великих резервуарів — на стійки трубчастого перерізу двох конструкцій — плаваючі стійки і стійки, закріплені на днище резервуарів. Плаваючі стійки кріпляться на болтах до патрубкам, привареним до радиальным ребрах і днища понтона, і звідти прямують з понтоном за його русі. І тут на днище резервуарів приварюють підкладку під плаваючі стойки.

Кронштейни, плаваючі стійки і закріплені на днище резервуара стійки фіксують нижнє становище понтона в розквіті 1800 мм від днища резервуара, ніж заважати роботі хлопавок на приемно-раздаточных патрубках. При виносних хлопушках кронштейни і плаваючі стійки фіксують нижнє становище понтона в розквіті 900 мм.

Для вільного вертикального переміщення понтона влаштовують зазор між внутрішньої стінкою резервуара і понтоном. У малих резервуарах цей зазор приймають рівним 150, а великих — 200 мм. Простір зазору перекривають уплотняющим затвором. У типових проектах передбачено петлевой затвор, який виготовляються з технічної тканини — бельтинга — обрезиненной з обох сторін бензостойкой і морозостойкой резиной.

Монтажний шов стінки резервуара з понтоном передбачено зварювати впритул з просвічуванням у всій довжині шва.

На даху резервуара є майданчики й огородження обслуговування устаткування. Для підйому на дах встановлено стаціонарна шахтна лестница.

У конструкції понтона жорсткість і міцність забезпечують радіальні ребра. Ізольовані між собою секторні відсіки, освічені ребрами, у поєднанні з окаймляющими бортами збільшують плавучість понтона і забезпечують можливість визначення місця ушкодження днища. Днище понтона виготовляють на заводах металоконструкцій як полотнища і транспортують доречно монтажу згорнутим в рулон.

Загальна маса резервуарів з понтоном обсягом 700 і 1000 м³ відповідно 22,47 29,97 т.

Нині на нафтобазах застосовують у основному вертикальні циліндричні сталеві резервуари виготовлення корпуси з рулону і щитової дахом. Застосування резервуарів виготовлення корпуси з рулону і щитової дахом забезпечує 100-відсоткову сборность конструкції, значно скорочувало тривалість монтажу і підвищує якість резервуаров.

Монтаж резервуарів обсягом 2000 м³ може бути із окремих аркушів, а дах монтують і зварюють із окремих аркушів безпосередньо на резервуарі. Розміри і безліч використаного металу за показниками майже збігаються з даними резервуарів зі щитової дахом. Розрахункові дані резервуарів з конусной дахом такі: дозволене тиск і вакуум в газовому просторі резервуара — відповідно 200 і 25 мм.вод.ст.; снігова навантаження — 100 кгс/м2; навантаження від термоізоляції покрівлі - 45 кгс/м2; вагова навантаження — 30−35 кгс/м2. у центрі резервуарів встановлюють центральну стійку, яку спираються щити покриття.

2.2.2. Облік нафтопродуктів на резервуарах.

На резервуарах для зберігання світлих нафтопродуктів встановлюють таке оборудование:

Люки включають: люк — лаз (в нижньому поясі резервуара) для внутрішнього огляду, ремонту й очищення резервуара; люк світловий (даху резервуара) для провітрювання й об'єктивності висвітлення резервуара; люк замерный для контрольного виміру рівня рідини в резервуарі й узяття проб, які нормально здійснюються уровнемером УДУ-5 і зниженим пробоотборником.

Рівнемір УДУ-5, принцип дії якого грунтується на передачі величини вертикального переміщення поплавця з допомогою сталевої стрічки на лічильник барабанного типу, встановленого в оглядовому коробці блоку. Свідчення лічильника відповідають рівню нафтопродукту в резервуаре.

Пробовідбирач ПСР-4 призначений для напівавтоматичного відбору проб у всій висоті резервуара через спеціальні клапаны.

Хлопавка варта запобігання втрат нафтопродуктів на разі розірвання трубопроводів чи виходу з експлуатації резервуарной засувки. Воно складається з корпусу з похилим зрізом і добре прилеглій до нього кришкою, з'єднаної з корпусом рычажным механізмом. На основний кришці змонтована перепускна кришка, яка закриває перепускное отвір. Коли перепускное отвір відкрито, нього в трубне простір між засувкою і хлопавкою проходить нафтопродукт, що дозволяє розвантажити основну кришку перед її відкриттям. На перепускний кришці закріплено трос, з якого пропускна і полягала основна кришки послідовно открываются.

Механізм управління хлопавкою забезпечує відкривання і заплющення хлопавки; ще, він утримує їх у відкритому становищі. Управління хлопавкою ручне чи электроприводное.

Сифонний водоспускной кран встановлюють для випуску подтоварной води з резервуара, і складається з труби з вигнутим відведенням, розташованому всередині резервуара; сальника, який проходить труба, і з муфтового крана, монтируемого другою кінці труби; обидві частини труби з'єднані між собою муфтою. Щоб уникнути освіти воронки під час випуску подтоварной води на кінці сифонной труби приварюють козирок. Поворот труби здійснюється рукояткою. На фланці корпусу сальника із зовнішнього сторони, і на горизонтальній трубі завдані ризики, відповідні трьом положенням відводу: робочому становищу, у якому відвід відкритим кінцем звернений донизу; становищу промивання продуктом, у якому відвід відкритим кінцем звернений догори; неробочому становищу, у якому поздовжня вісь відводу розташована горизонтально. Для захисту сифонного крана від ушкоджень кісткової та атмосферних опадів є спеціальний кожух.

Дихальний клапан встановлюють на резервуарах з маловязкими нафтопродуктами підтримки тиску і вакууму у межах. Він призначений для скорочення втрат нафтопродуктів від випаровування та задля унеможливлення його разрушения.

З умов міці й стійкості конструкції резервуарів дихальні клапани розраховані на тиск 200 мм.вод.ст. і вакуум — 25 мм.вод.ст. При підвищенні розрахункового тиску паровоздушной суміші, дихальний клапан випускає частина суміші і такою шляхом доводить тиск до розрахункової величини, а разі створення в резервуарі розрядження вище розрахункового впускає в резервуар атмосферне повітря і тим самим підтримує розрахунковий вакуум. На нафтобазах застосовуються клапани типу ДК і КБ з діаметрами умовного проходу 50, 100, 150, 200, 250 і 350 мм пропускною спроможністю 25, 70, 135, 235, 295 і 600 м3/ч, і навіть клапани типу СМДК і НДКМ. Дихальні клапани встановлюють даху резервуара на вогневих запобіжниках, що перешкоджають проникненню всередину резервуара вогню й іскор. Непромерзающий мембранний дихальний клапан типу НДКМ застосовують для резервуарів, працюючих під надлишковим давлением.

Вогневої запобіжник призначений за захистом резервуара від проникнення газове простір вогню через дихальну апаратуру, оберігаючи цим самим нафтопродукт від спалахи чи вибуху. Принцип дії вогневого запобіжника грунтується на затримки полум’я касетою, розміщеної всередині корпуси та що з пакета які чергуються гофрованих і пласких пластин з металів чи сплавів, стійких проти корозії. Конструкція вогневого запобіжника сборно-разборная, що дозволяє періодично видобувати касети для огляду й контролю над станом. Пропускна здатність вогневих запобіжників при опір проходу повітря 100 Па (10 мм.вод.ст.) залежить від своїх диаметра.

Запобіжний гідравлічний клапан застосовують звичайно з гідравлічною затвором і вона є для регулювання тиску парів нафтопродуктів на резервуарі у разі несправності дихального клапана або якщо перетин дихального клапана виявиться недостатнім до швидшого пропуску газів чи повітря. Клапан типу КПС вміщує тиск 2000 Па (200 мм.вод.ст.) і вакуум 300 Па (30 мм.вод.ст.). у разі підвищення тиску в резервуарі газ потім із нього виходить через клапан у повітря, а при вакуумі атмосферне повітря через клапан вступає у резервуар.

Приемно-раздаточные патрубки (ГОСТ 3690−70) використовують із проведення операцій із заповнення і опорожнению резервуара. Діаметр і кількість приемо-раздаточных патрубків визначають з урахуванням параметрів продуктивності операцій із сливу і наливу, з максимальної подачі при эксплуатации.

Вентиляційні патрубки (ГОСТ 3689−70) встановлюють на резервуарах з понтоном для постійного повідомлення газового простору з атмосферой.

Устаткування резервуарів з понтонами аналогічно звичайним резервуарам, проте пробовідбирач через наявність понтона лежить у перфорованого трубі кожуха, пропущеній через диск понтона.

2.2.4. Боротьба із втратами нафтопродуктів при зберіганні у резервуарах.

Втрати нафти і нафтопродуктів є як із транспорті, і при зберіганні їх. Розмір втрат іноді досягає великих розмірів (2—5%), завдаючи значної шкоди народному господарству. Особливо великі втрати випаровування легкоиспаряющихся нафтопродуктів (бензину), у своїй поруч із втратою кількості розгубився й якість нафтопродуктів, позаяк у першу чергу випаровуються найцінніші легкі фракції. Через війну, погіршується фізико-хімічна характеристика палива, наприклад, збільшується щільність рідини, знижується октанове число і знижується величина пружності паров.

Втрати нафти і нафтопродуктів виникають що за різних сливно-наливных операціях, на эстакадах й у разливочных пунктах, при охороні в резервуарах, за відпускання нафтопродуктів споживачам, соціальній та результаті витоків і. За характером втрат вони поділяються на експлуатаційні і аварійні втрати. Експлуатаційні втрати, своєю чергою, діляться на кількісні, качественно-количественные і якісні.

Кількісні втрати, це втрати від витоків і розливів; витоку творяться у результаті різних неплотностей в резервуарах, трубопроводах, насосах, арматури та й інші устаткуванні; розливи нафтопродуктів є переважно при відпускних операціях — у результаті переповнення наливаемой тари, при несправних сливно-наливных пристроях, під час випуску подтоварной води, і навіть при переповненні резервуарів, сховищ, нафтоналивних судів і участі різних емкостей.

До якісним ставляться втрати від змішання різних сортів нафтопродуктів, їх обводнения чи забруднення механічними домішками. Основні причини цих втрат — неправильна підготовка і зачистка резервуарів з-під одного сорти нафтопродукту прийому іншого сорти, перекачування нафтопродуктів різних сортів за одним трубопроводу без що відповідає її підготовки чи внаслідок порушення експлуатаційного режиму послідовної перекачування. До цих ж причин належить зміна якості палива з допомогою окислення за умов збереження і транспортування. Контакт з киснем повітря, металами, проникнення світла сховище, і навіть підвищення призводить до того, що активна частина сполук входить у реакцію окислення, обусловливающую освіту смол і нерозчинних опадів.

До качественно-количественным ставляться втрати, у яких відбувається кількісна втрата з одночасним погіршенням якості що залишається продукту. Це виходить переважно при випаровуванні нафтопродуктів. Що испаряемость нафтопродуктів, тим більше коштів втрати від випаровування та тим помітніша погіршується їх експлуатаційна характеристика.

При зберіганні легкоиспаряющихся рідин в резервуарах розрізняють дві основні виду втрат — це втрати від про «малих подихів» і «великих подихів».

Втратами від «малих подихів» називають втрати при нерухомому зберіганні, що у результаті добових змін температури.

Втратами від «великих подихів» називаються такі втрати, що відбувається при наповненні резервуара, з яких витісняється паровоздушная суміш. По прибутті в резервуар нафти чи нафтопродукту паровоздушная суміш стискається до тиску, відповідного тиску дихальних клапанів, потім у разі підвищення цього тиску витісняється назовні — відбувається «видих». Ці втрати називають також втратами від витіснення парів наливаемой жидкостью.

Втрати від «малих подихів «в резервуарах залежить від обсягу газового простору й розрахункового надлишкового тиску. Чим менший обсяг газового простору й більше розрахункове надлишкове тиск резервуара, тим менше втрати від «малих подихів ». Втрати від «малих подихів «може бути значно зменшено, якщо відводити вытесняемую з резервуара паровоздушную суміш трубопроводом (газової обв’язки) у спеціальний газо-сборник — резервуар з «дихаючої «дахом чи газгольдер.

Для зменшення збитків «малих «і «великих подихів необходимо:

— зберігати легкоиспаряющиеся нафтопродукти в резервуарах з плаваючою дахом чи понтоном;

— підвищити розрахункове тиск у газовому пространстве;

— доводити заповнення в резервуарах зі стаціонарної дахом до верхнього максимального предела;

— зберігати нафтопродукти в резервуарах великих обсягів, котрим удільні втрати будуть меншими. Чим більший обсяг резервуара, тим менше відсоток потерь;

— використовувати газову обв’язку резервуарів з нафтопродуктом лише у групі резервуаров;

— встановити диск-отражатель під дихальним клапаном всередині резервуара, з допомогою якого змінюється напрям вхідного повітря, з вертикального на горизонтальное;

— конденсувати нафтопродукти з допомогою штучного холоду та сорбції. Процес сорбції грунтується на поглинанні парів чи газів поверхнею рідких чи твердих сорбентов;

— офарблювати резервуари в світлі тону, що дозволяє хороший ефект і потребує великих затрат.

Одночасна фарбування зовнішньою і внутрішньою поверхні даху резервуара зменшує втрати від випаровування на 30 — 60%.

Зазвичай поверхні резервуарів забарвлюють алюмінієвої фарбою чи білої емаллю, які у найбільшою мірою знижують потік тепла до будинку резервуара.

Одне з ефективних способів зберігання легкоиспаряющихся нафт і нафтопродуктів — збереження до заглубленных і підземних резервуарах, відмінних відносним сталістю температурного режиму. При зберіганні у заглубленных резервуарах майже зовсім виключається втрати від «малих подихів», оскільки, будучи засипані грунтом, де вони піддаються сонячному опроміненню, і, отже, у яких майже відсутні добові зміни температури газового простору. У порівняні з наземними резервуарами втрати від «малих подихів» в заглубленных резервуарах скорочуються в 8—10 разів, і кілька знижуються втрати від «великих дыханий».

Обвалование резервуарів має відповідати проектного і постійно утримуватися у повній исправности.

Для транспортування до резервуарам важкого устаткування або матеріалів під час ремонтів необхідно влаштовувати переїзди через обвалования шляхів подсыпки грунта.

Обвалования, порушені під час робіт з прокладанні чи ремонту комунікацій, після закінчення цих робіт би мало бути негайно восстановлены.

На кожному нафточи продуктопроводі, якими продукт убік резервуара йде самопливом, крім запірної арматури, встановленої безпосередньо в резервуара, в протипожежних цілях слід установити засувка з відривом не ближче 100 метрів і не далі 500 м від огорожі резервуарного парку чи окремого резервуара.

Усередині обвалования резервуарів дозволяється установка електроустаткування і прокладка підземних кабельних електроліній напругою до 380 У включно. Установка на резервуарах електроприладів для виміру рівня, температури та інших параметрів повинна перевірятися зі спеціального проекту. Допускається прокладка електропроводів в сталевих трубах і броньованих кабелів (без джутового покриву) по зовнішнім відкритий естакадам разом із трубопроводами.

На території резервуарних парків і в окремо що стоять резервуарів забороняється курити, розводити вогнища, користуватися смолоскипами, гасовими і свічковими ліхтарями та інші джерелами вогню й світла (крім взрывобезопасных). Про це мають бути вивішено чіткі надписи.

При віданні ремонтних робіт у резервуарном парку допускається в'їзд завезеними на територію всередині обвалования резервуарів тракторів і автомашин тільки з искрогасителями на вихлопної труби. До эксплуатируемому чи незачищенному резервуару автотранспорт може під'їжджати не ближчий, ніж на 20 м. Дозвіл на в'їзд транспорту у разі видається технічним керівником підприємства чи начальником цеху після погодження з пожежної охраной.

Територія резервуарного парку мусить бути спланована і де утримуються чистими і порядок. Тут заборонена розміщення горючих предметів і матеріалів, скупчення розлитої нафти, нафтопродуктів і подтоварной воды.

Ями і траншеї, вириті під час ремонтів, би мало бути засипані і сплановані після закінчення робіт. У нічний час такі ями чи траншеї би мало бути ограждены.

Кожен діючий резервуар має бути оснащений повним комплектом устаткування, передбаченого державним стандартом чи проектом.

Дихальна арматура, встановлена даху резервуара, має відповідати проектним надлишковим тиску і вакууму резервуара.

Для контролю над тиском в резервуарі на кришці світлового люка слід встановлювати штуцер з запірним пристроєм для підключення мано-вакуумметра.

Резервуари, у яких закачиваются нафта і природний нафтопродукти з температурою вище 0 °C при негативною температурі навколишнього повітря, слід оснащувати непримерзающими дихальними клапанами. Не допускається установка дихальних клапанів для вертикальних циліндричних резервуарів на горизонтальні резервуари і наоборот.

На корпусі кожного наземного резервуара, використовуваного для зберігання нафти і нафтопродуктів, може бути чітко написано порядковий номер, який значився у технологічному схемою резервуарного парку. Номер заглубленного резервуара обгрунтовується спеціально встановленої табличке.

Отвори металевих люків резервуарів для вимірів рівня нафти і нафтопродуктів з допомогою сталевої стрічки з лотом повинен мати внутрішнє кільце чи спеціальну копил з металу, не що дає іскор на своєму шляху мірною ленты.

Кожна резервуар, що у експлуатації, необхідно укласти технічний паспорт з позицій виконавчої технічної документацією відповідно до вимогами СНиП III-В.5—62.

Знову споруджений чи відремонтований резервуар може бути введений в експлуатацію лише після його випробувань, і приймання спеціальної комісією відповідно до діючими правилами.

Продуктивність наповнення (спорожнювання) резервуара має перевищувати сумарною пропускну здатність встановлених на резервуарі дихальних клапанів. Дані про пропускну здатність клапанів би мало бути взяті з паспорти. Максимальна продуктивність закачування кожного резервуара повинна бути вказана у технологічному карті. Для резервуарів з понтонами чи плаваючими дахами продуктивність закачування (викачування) мусить бути та дідька лисого, щоб швидкість підйому (опускання) понтона не перевищувала 2,5 м/ч.

Дозвіл на перекачування (при наповненні чи опорожнении резервуарів) має бути дано по тому, як обслуга упевниться у правильності відкриття і закриття засувок, що з даної перекачкой. Відкриття і закриття резервуарних засувок має здійснюватися плавно, не залучаючи рычагов.

За наявності електроприводних засувок із місцевим чи дистанційним управлінням мусить бути передбачена сигналізація, яка вказує становище запірного устрою задвижки.

Під час перекачування забороняються одночасні операції з засувками щодо відключення чинного й включенню нового резервуарів. Чинний резервуар повинен виводитися з перекачування тільки тоді, як буде цілком закінчено операції з засувками введення в перекачування нового резервуара. Одночасне автоматичне переключення засувок в резервуарном парку допускається за умови захисту трубопроводів від підвищення тиску у разі неправильного перемикання их.

При зміні сортів нафтопродуктів чистота підготовки резервуара до наповнення визначається ГОСТ 1510–70 із дотриманням техніки безпеки та пожежною безопасности.

Наповнення резервуарів нафтою та нафтопродуктами проводиться при вільно опущеної хлопавці. Після закінчення перекачування хлопавку необхідно закрыть.

Якщо резервуарі є підйомна труба, прийомний кінець її за закінченні кожну операцію, що з наповненням чи опорожнением резервуара, слід підняти вище рівня рідини в резервуарі щоб уникнути витоку продукту разі ушкодження приймального патрубка чи резервуарной задвижки.

Оперативні виміри рівня нафти і нафтопродукту при наповненні чи опорожнении резервуара потрібно проводити не рідше як за щодва часа.

При заповненні останнього метри ємності резервуара (за висотою) проміжки між оперативними вимірами рівня мають визначатися те щоб виключалася можливість переливу резервуара, підйому понтона вище крайнього верхнього положения.

Заміри рівня нафти чи нафтопродукту і відбір проб в резервуарах з надмірною тиском в газовому просторі до 20 мм вод. ст. можуть відбуватися вручну через відкритий замерный люк з допомогою замерной стрічки ручної пробоотборника, в резервуарах з надмірною тиском в газовому просторі до 200 мм вод. ст. — з допомогою приладів виміру рівня життя та відбору проб (типу УДУ, ПІР та інших.). Ручний завмер рівня життя та відбору проб через замерный люк в резервуарах допускається у виняткових случаях.

У резервуарах підвищеного тиску (типу ДИСИ, «гібрид» та інших із тиском в газовому просторі до 7000 мм вод. ст.) виміри рівня життя та відбір проб мають бути лише з допомогою спеціальних приладів, передбачених проектом резервуара. Заміри рівня життя та відбір проб через відкритий замерный люк в резервуарах не допускаются.

У резервуарах з понтонами виміри рівня життя та відбір проб можуть здійснюватися як за допомогою приладів типу УДУ і ПІР, і вручну через замерный люк, що у верхню частину перфорованого труби для виміру рівня життя та відбору проб. У разі лот мірною стрічки і пробовідбирач би мало бути виготовлені з матеріалу, не що дає іскор під час удару, чи мати захисне покрытие.

При відборі проб з резервуара не можна допускати розливу нафти і нафтопродукту. При випадковому розливі нафтопродукту даху резервуара останню слід негайно витерти насухо. Залишати даху ганчір'я, клоччя та інші предмети запрещается.

Випадково розлитий этилированный бензин у резервуарів чи території резервуарного парку слід зібрати (тирсою, піском), а забруднені місця знешкодити. Забруднені бензином тирса і пісок необхідно зібрати совок в відро, постачене кришкою, й винести в спеціально відведений місце, де тирса спалюють, а пісок отжигают.

Під час спуску з резервуара отстойной води і грязі треба пильнувати за стоками, не допускаючи витікання нафтопродукту. Відстійна вода з этилированным бензином повинна спускатися з резервуара на окрему систему промислової каналізації й надалі обезвреживаться.

Операції по ручному відбору спроб і виміру рівня сірчистих нафт і нафтопродуктів, і навіть спуску води і грязі мають здійснюватися робітникам, у справному фильтрующем протигазі встановленої марки й у присутності супровідного лица.

Підігрівши сирої нафти чи нафтопродукту в резервуарі може здійснювати аж за 23−24-відсоткового рівня рідини над подогревателями щонайменше 50 див. Температура підігріву які у резервуарі нафтопродуктів має перевищувати 90 °C, а нафти повинна бути нижчою температури початку кипіння. Перевищення температури може викликати порушення герметичності металевого понтона внаслідок сильної вибрации.

Максимальна температура нафти чи нафтопродукту в резервуарі з неметаллическим понтоном має перевищувати 60 °C.

Під час підготовки нафти чи нафтопродукту в резервуарі температуру підігріву необхідно систематично контролювати і робити у журналі вимірів відповідну запись.

При заповненні резервуара нафтою чи нафтопродуктом, які підлягають підігріву чи тривалого зберігання в літній час, рівень рідини (щоб уникнути переповнення резервуара) встановлюється з урахуванням розширення рідини при нагріванні. Максимальний рівень холодного продукту ні перевищувати 95% висоти емкости.

Зварні резервуари, одержані із киплячій стали, чи клепаные резервуари старої конструкції, які мають сертифіката на метал, незалежно стану і геометричній форми за нормальної температури нижче —20° С повинні заповнюватися лише на 80% висоти корпусу за умови, що «аналіз металу свідчить про можливість подальшої експлуатації резервуара.

При відкачування нафтопродукту з резервуара з понтоном до «мертвого» залишку понтон повинен опускатися на опорні кронштейни і стійки рівномірно без перекосов.

Щоб уникнути гідравлічних ударів пароподогреватели перед пуском у яких пара необхідно звільняти з води (конденсату). Пуск пара має здійснюватися шляхом поступового і плавного відкриття паровпускных вентилів. При пуск пара в змеевики резервуарів все трубки для спуску конденсату мають бути відкритими. З метою контролю над герметичностью пароподогревателей необхідно постійно стежити чистотою яке витікає конденсата.

Для приймання й відпустки етилірованого бензину планується виділити спеціальні резервуари. Збереження етилірованого бензину на резервуарах слід здійснювати згідно з «Інструкцією по заходам безпеки при поводженні з этилированным бензином».

У резервуарах спеціальних конструкцій (з понтонами, плаваючими дахами, підвищеного тиску), соціальній та резервуарах з газоуравнительной системою та газосборниками слід зберігати легкоиспаряющиеся нафти і нефтепродукты.

Кожна резервуар мусить бути складена технологічна карта, у якій вказуються максимальний рівень наповнення, мінімальний залишок, допустима максимальна продуктивність наповнення і спорожнювання, максимальна температура підігріву кожного сорти нафти і нафтопродукту, і навіть тип і кількість дихальних і запобіжних клапанів. Технологічна карта, затверджена директором чи головного інженера підприємства, — це керівництво для експлуатаційного персоналу. Вона вивішується в виробничих приміщеннях резервуарного парка.

На підприємстві, эксплуатирующем резервуари, організувати періодичні експлуатаційні огляди резервуарів зв. їх устаткування.

3.1. Розрахунок кількості коштів пожежогасіння резервуара.

У резервуарних парках СНН, зазвичай, слід передбачати пожежегасіння воздушно-механической піною середньої кратності. Можуть передбачатися порошкові склади, вода аерозольного розпилу та інших. кошти й методи гасіння, обгрунтовані результатами науково-дослідницьких робіт й погоджені у встановленому порядке.

Гасіння пожежі на СНН може здійснюватися установками:

стаціонарними автоматичного пожежогасіння, стаціонарними неавтоматичного пожежогасіння й мобільними. Вибір установок пожежогасіння слід передбачати залежність від місткості СНН, обсягів встановлюваних одиничних резервуарів, розташування СНН, організації пожежної охорони на СНН чи можливості зосередження необхідної кількості пожежної техніки з близ-расположенных в радіусі 3 км пожежних частей.

Стаціонарна установка автоматичного пінного пожежогасіння состоит:

— з насосної станции;

— пунктів на приготування розчину пенообразователя;

— резервуарів для води та пенообразователя;

— генераторів піни, встановлених на резервуарах у верхній части;

— дозирующей аппаратуры;

— трубопроводів на шляху подання розчину пенообразователя до генераторам пены;

— коштів автоматизации.

Стаціонарна установка неавтоматичного пінного пожежогасіння на наземних резервуарах складається з тієї ж елементів, як і стаціонарна автоматична, крім коштів автоматизации.

Пересувна установка — пожежні автомобілі та мотопомпа, і навіть кошти на подачі піни. Подача води передбачається із електромережі зовнішнього водогону, протипожежних ємностей чи природних водоисточников.

Вибір установки пінного пожежогасіння визначається виходячи з техніко-економічних расчетов.

Розрахунок коштів пожежогасіння проводиться у разі інтенсивності подачі хімічної піни, з часу гасіння пожежі. Інтенсивність подачі коштів пожежогасіння — це їхнє кількість в одиницю виміру площі (л/с? м2).

Тривалість подачі, тобто. розрахункове час гасіння пожежі - цей час подачі коштів пожежогасіння до про його ліквідацію при заданої інтенсивності подачи.

Для визначення потреби води освіту хімічної піни використовується коефіцієнт кратності, що складає відносини обсягу піни обсягу води, минулої їхньому освіту (кратність для хімічної піни дорівнює: до = 5).

Водогінні і пенопроводные лінії системи пожежогасіння розраховуються по витраті води, швидкість руху якої повинна перевищувати v = 1,5 м/с.

Довжина пенопроводов маєш бути у межах l = 40 — 80 м.

Кількість води, що у запасі, приймається щонайменше 5-ти кратного витрати води на гасіння пожежі і охолодження резервуаров.

У цілях профілактики та попередження пожеж на нафтобазі адміністрація зобов’язана здійснювати життя організаційні і технічні мероприятия:

А) організаційні заходи — інструктаж робочих за правилами пожежної безпеки, навчання робочих, ІТП і кількість службовців пожаротехническому мінімуму, організація добровільної пожежної дружини і практичне навчання її діям по гасінню пожаров;

Б) технічні заходи — це пожежно-сторожова охорона, цілодобова зв’язку з районної пожежної частиною, оперативна зв’язок по нафтобазі, парк пінних і углекислотных вогнегасників, розрахунковий запас пенообразователя, пеногенераторы тощо.

Для висвітлення вибухонебезпечних місць застосовуються переносні світильники лише у взрывозащищенном виконанні. Включення і вимикання їх має здійснюватися поза цих місць.

Всі кошти пожежогасіння, розміщені резервуарних парків або в окремо що стоять резервуарів, повинні завжди перебувати у своїх місцях, бути справними і готовими до негайному использованию.

Для гасіння пожеж в резервуарних парках складів I і II категорій слід передбачати стаціонарні системи, якщо резервуари наземні, і місткість кожного їх 5 тис. м3 і більше; пересувні системи, якщо резервуари наземні, і місткість кожного їх менш 5 тис. м3 чи підземні будь-який вместимости.

Для резервуарів зі стаціонарними дахами і понтонами слід додатково передбачати охолодження мобільними засобами, від гідрантів, встановлених на водоводах. Відстань між гидрантами має не більше 100 м.

На складах III категорії допускаються подача води на охолодження резервуарів з нафтою чи нафтопродуктами і гасіння пожеж мотопомпами чи автонасосами з протипожежних водойм чи резервуарів. Кількість водойм чи резервуарів має не меншим двох, місткість кожного їх визначається розрахунком (але з менш 100 м8). Водойми і резервуари потрібно розміщувати від обслуговуваних об'єктів з відривом трохи більше 200 м при гасінні пожеж з допомогою автонасосов і 150 м при гасінні з допомогою мотопомп. При розташуванні резервуарних парків з відривом менш 200 м природних водоймищ і можливості устрою до них під'їздів для пожежних автомобілів чи мотопомп будівництво протипожежних резервуарів передбачати годі було; під час проектування необхідно враховувати коливання рівня води в водоймі та глибину промерзания.

При стаціонарної системі гасіння пожеж в резервуарном парку вздовж допомогою залізничних і автомобільних сливно-наливных пристроїв, до річковим і морським причалів слід прокладати трубопроводи на шляху подання розчину на гасіння пожеж з допомогою пересувних пеногенераторов.

На території резервуарних парків і в окремо що стоять резервуарів забороняється курити, розводити вогнища, користуватися смолоскипами, гасовими і свічковими ліхтарями та інші джерелами вогню й світла (крім взрывобезопасных). Про це мають бути вивішено чіткі надписи.

Для захисту від прямих ударів блискавиці й розрядів статичного електрики сталевої резервуар має бути надійно заземлен з допомогою заземляющих пристроїв, виконаних зі спеціального проекту.

Резервуар з понтоном це про людське статичного електрики повинен мати надійне пристрій як гнучких перемичок із загальною величиною опору растеканию струму трохи більше 50 Ом. Резервуар з плаваючою дахом повинен; мати захисту від електричної індукції як гнучких перемичок перерізом щонайменше 25 мм² між дахом і корпусом резервуара, поєднаних з заземляющим пристроєм, загальний розмір опору растеканию струму якого повинна перевищувати 10 Ом.

4. Економічна часть.

У фундаменті економічної частини дипломного проекту розраховується собівартість реалізації 1 т нафтопродуктів. У цьому виконуються расчеты:

— виробнича программа.

— витрати обращения.

4.1. Розрахунок собівартості реалізації 1 т нефтепродукта.

Розрахунок показників виробничої программы.

Показника виробничої програми относят:

— річну производительность.

— потери.

— нафтопродукти використовувані за власні нужды.

— товарний продукт.

Товарний продукт розраховується за фомуле:

Qтов = Qг — Qсн — Qп,.

де Qтов — товарна продукция.

Qг — річна производительность.

Qсн — витрати за власні нужды.

Qп — втрати газа.

Втрати нафтопродуктів прийому, відпустці та збереженні списуються за встановленими нормами природною убыли.

Розрахунок виконується в табличній форме.

До складу витрат звернення включают:

— транспортні расходы.

— фонд зарплаты.

— амортизаційні отчисления.

— відрахування на ремонтний фонд.

— приймання і отпуск.

— хранение.

— втрати від потерь.

Розрахунок транспортних расходов.

До складу транспортних витрат включають провізну плати за тарифу, станційні збори, витрати на опломбовуванню вагонов-цистерн.

Розрахунок транспортних витрат виконується по формуле:

Зтр = Qг? Ц,.

де Зтр — транспортні расходы.

Ц — тариф за 1 т перевезеного груза.

Зтр = 910 000? 9,78.

Зтр = 8 899 800 грн.

Розрахунок фонду заробітної платы.

Фонд зарплати планують підставі штатного розкладу: посадових окладів, тарифних ставок, кількості працюючих. У фонд зарплати включають основну й отримати додатковий заробітну плату.

Розрахунок основний зарплати проводиться у разі формуле:

осн = Зср? год? 11.

де Зосн — основна зарплата, грн.

Зср — середня заробітна плата, грн.

11 — кількість місяців виконавців в году.

Зосн = 712? 98? 11.

Зосн = 767 536 грн.

Додаткова зарплата планується на розмірі 10% основної і розраховується за формуле:

Здоп = Зосн? 10/100.

Здоп = 767 536? 10/100.

Здоп = 76 753 грн.

Річний фонд зарплати визначається по формуле:

Зг = Зосн + Здоп.

Зг = 767 536 + 76 753.

Зг = 844 289 грн.

Розрахунок суми амортизаційних отчислений.

Метою амортизації є відшкодування основних виробничих фондов.

Сума амортизації розраховується за формуле:

Аг = Рср? На/100.

де Аг — сума амортизації, грн.

Рср — балансову вартість фондов.

На — встановлена норма амортизации.

Аг = 6 972 600? 5/100.

Аг = 348 630 грн.

Розрахунок витрат за поточний ремонт.

У статтю витрат включаються видатки придбання запасними частинами, інструмент проведення ремонтних работ.

Витрати на: ремонт плануються у вигляді 40% від річної суми амортизації і розраховуються по формуле:

Зр = Аг? 40/100.

Зр = 348 630? 40/100.

Зр = 139 452 грн.

Розрахунок витрат за прийомку і отпуску.

У цю стати включають видатки електроенергію, пар, воду, матеріали і реагенти, використовувані прийому, відпустці нефтепродуктов.

Розрахунок проводиться у разі формуле:

Зприем = Qг? К.

де До — витрати з прийому і відпустці 1 т нефтепродукта.

Зприем = 910 000? 1,64.

Зприем = 1 492 400 грн.

Розрахунок витрат з хранению.

Витрати із зберігання розраховуються по формуле:

Зхр = Qг? Z.

де Z — витрати з зберігання 1 т нафтопродукту (взято за місцем.

роботи з ВАТ «Сингезойл »).

Зхр = 910 000? 1,24.

Зхр = 1 128 400 грн.

Розрахунок збитків від потерь.

Збитки від втрат розраховуються виходячи з кількості втрат нафтопродуктів і покупної ціни за 1 т нефтепродукта.

Зубб = 247,5? 1850.

Зубб = 457 875 грн.

Зубдт = 13,8? 1750.

Зубдт = 24 150 грн.

Загальна сума збитків розраховується за формуле:

Зуб = Зубб + Зубдт.

Зуб = 257 875 + 24 150.

Зуб = 282 025 грн.

Розрахунок інших грошових расходов.

У статтю включають: командировочні, поштові, телефонні, телеграфні, канцелярські та інші витрати.

Інші витрати плануються у вигляді 30% річного фонду зарплати і розраховуються по формуле:

Зпр = Зг? 30/100.

Зпр = 844 289? 30/100.

Зпр = 253 286 грн.

З виконаних розрахунків складаємо кошторис витрат обращения.

Таблиця 12.

Кошторис витрат обращения.

Найменування статей.

Сума, грн.

Транспортні расходы.

Фонд зарплаты.

Амортизация.

Поточний ремонт.

Прийом і отпуск.

Хранение.

Збитки від потерь.

Інші расходы.

Итого.

13 388 282Себестоимость реалізації 1 т нафтопродукту розраховується за формуле:

З = И/Qтов.

З = 13 388 282/909738,7.

З = 14,71 грн.

5. Результативна часть.

5.1. Результати ДП.

У дипломному проекті розглянуті вопросы:

1. Запровадження: освітлене стан нафтогазової галузі й.

перспективами його развития.

2. Загальна частина:

2.1. Розкрито об'єкти ЛУКойл — ОНПЗ.

2.2. Розглянуто типи резервуарів для зберігання нефтепродуктов.

3. Расчетно-конструкторская частина:

3.1. Зроблено розрахунок обсягів резервуарних парків для бензину й обсяг дизпалива, вони становили відповідно:

для бензину 69 578 м³;

для дизпалива 61 779 м³.

3.2. Обрані типи резервуарів і визначено їх количество:

для бензину РВС-10 000 м3 у кількості 6 шт.

для дизпалива РВС-10 000 м3 у кількості 6 шт.

3.3. Його розраховано обвалование для групи бензинів l? b? h = 137,5 м? 89 м? 1,5 м = 18 356,3 м³.

3.4. Розраховані втрати бензину при хранении:

від однієї «малого «дихання 1400 т;

від однієї «великого «дихання 8500 т.

4. Технологічна часть.

4.1. Розглянуто пристрій резервуарного парку відповідно до ВБН В.2.2.-58.1−94.

4.2. Описано технологічне устаткування резервуаров.

4.3. Розглянуто методи боротьби з утратами нафтопродуктів при зберіганні у резервуарах.

4.4. Розглянуто питання експлуатації устаткування резервуарного парку, завмер обліку нафтопродуктів на.

резервуарах.

5. Охорона праці.

5.1. Його розраховано кількість засобів пожежогасіння резервуара.

5.2. Описана протипожежна безпеку резервуарном парке.

6. У фундаменті економічної частини зроблено розрахунок собівартості реалізації 1 т нафтопродукту — 14,71 грн.