Мероприятия по охране окружающей природной среды
Министерство образования и науки Республики Казахстан
ГККП «Высший аграрно-технический колледж» УО АЗКО
Специальность:0802000
Курсовой проект
По дисциплине: « Нефтебазы и газохранилища»
На тему: «Проектирование нефтебаз с разработкой стационарных пробоотборников»
Выполнил:
Студент группы МГ-231.
Сидоров В.В.
Проверил(а):
Руководитель
Мурзагалиева А.К.
Уральск2020г.
Содержание:
А) ВВЕДЕНИЕ
РАЗДЕЛ 1. Технологическая часть
РАЗДЕЛ 2. Технико-технологические расчеты
2.1. Определение объёма хранения резервуарного парка
2.2. Расчет количества цистерн в ж/д маршруте максимальной грузоподъемности
2.3. Расчет автоэстакады
|
|
|
2.4. Расчет длины железнодорожной эстакады
РАЗДЕЛ 3 Охрана труда и противопожарная защита на нефтебазах
3.1. Охрана труда при работах на нефтебазах
3.2. Противопожарная защита на нефтебазах
РАЗДЕЛ 4 Охрана окружающей среды и недр при эксплуатации нефтебаз и газонефтехранилищ
4.1. Охрана окружающей среды
4.2. Охрана недр при эксплуатации нефтебаз и газонефтехранилищ
В) ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Генеральный план нефтебазы
2. Схема стационарного пробоотборника
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Нефтебаза — комплекс сооружений и устройств для приёма, хранения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Для нефтебаз выделяется отдельная территория, которая обычно располагается удаленно от соседних промышленных объектов, населенных пунктов, природных массивов и т.д. Расстояние от нефтебаз до данных объектов должно быть безопасным.
|
|
|
Перевалочные нефтебазы используются для перегрузки нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Они принимают участие в оборотах сравнительно больших объемов нефтепродуктов, а также в отпуске мелких партий на распределительные нефтебазы.
Основная функция распределительных нефтебаз – обеспечение пользователей нефтепродуктами. Их основное отличие от перевалочных нефтебаз состоит в меньшей емкости, непродолжительном хранении нефтепродуктов и ограниченности района обслуживания.
Глубинные нефтебазы выполняют функцию массового отпуска нефтепродуктов сельскохозяйственным предприятиям и другим объектам, которые тяготеют к данным нефтебазам. Во время зимы, когда объемы потребления нефтепродуктов существенно сокращаются, глубинные нефтебазы служат для накопления запасов для выполнения весенне-полевых работ.
К ОСНОВНЫМ ОПЕРАЦИЯМ ОТНОСЯТСЯ:
1. Прием нефтепродуктов из железнодорожного и водного транспорта, а также магистральных трубопроводов.
2. Хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах.
3. Налив в вагоны-цистерны и нефтеналивные суда.
4. Перекачка на главные станции магистральных трубопроводов.
|
|
|
5. Отпуск через разливочные автоколонки и тарные склады.
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ОПЕРАЦИИ:
1. Подогрев застывающих и вязких нефтепродуктов при приеме, хранении и отпуске;
2. Очистка и обезвоживание нефтепродуктов;
3. Регенерация (восстановление качества) отработанных масел;
4. Изготовление и ремонт мелкой тары (бочек, бидонов).
Пробоотборник — это прибор, предназначенный для отбора глубинных проб нефти, воды или газа из скважин с сохранением условий (давления, газонасыщенности) в месте отбора. Также пробоотборники используются для отбора проб нефти, газа или иной жидкости из резервуаров, трубопроводов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных ёмкостей, технологических колонн, нефтеналивных танков на морских судах.
Пробоотборники можно классифицировать по следующим признакам:
- со сквозной (проточной) камерой и не сквозные;
- переносные и стационарные;
- послойные и не послойные
РАЗДЕЛ 1. Технологическая часть
Климат района−суровый континентальный с жарким летом (до+35ºС) и суровой зимой (до−34ºС). В связи с этим, с 1 января 2013 года в Республике Казахстан введен в действие Закон Республики Казахстан "О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам кардинального улучшения условий для предпринимательской деятельности в Республике Казахстан" (далее-закон), который был введен в действие с 1 января 2013 года. Снежный покров установился в конце ноября. Территория района является горно-равнинной. Основную часть территории района занимают северо-восточные горные отводы Сарыарки. Горы, подверженные высотам: Кызылтау, Акбет, Акбастау. По горам протекают ручьи и канавы, которые проникают в предгорную равнину,не доезжая к озерным впадинам. Наиболее ценными солеными источниками являются озера щука, Тюмень, окунь, лещ , Карабалык, Сабындыколь, Жасыбай. Земля района представляет собой светло-розовый, который придает светло-коричневый оттенок. По механическому составу в виде легких супесей. Баянаульский район каменных недрах есть уголь, золото, медь, полиметаллические руды , пищевая и глауберная соль, кварцевый и стеклянный песок, природные строительные материалы и другие полезные ископаемые.
|
|
|
Зоны нефтебаз
Производственная зона включает участки:
- железнодорожных операций;
- автомобильных операций.
Подсобная зона включает участки:
- очистных сооружений;
- водоснабжения и противопожарной защиты;
- подсобных зданий и сооружений;
- внешнего энергоснабжения;
- административно-хозяйственных зданий и сооружений.
Резервуарный парк представляет собой участок хранения нефтепродуктов.
РАЗДЕЛ 2. Технико-технологические расчеты
Определение вместимости резервуарного парка и выбор резервуара.
Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы – объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов.
Резервуары – наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно.
Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта.
Вместимость резервуарного парка нефтебазы определяется по графикам
завоза – вывоза нефтепродуктов на нефтебазу.
График завоза – вывоза нефтепродуктов на нефтебазу
Таблица № 3.1.
| Месяцы | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | Σ |
| Завоз нефтепродуктов % | 6,5 | 8 | 7,5 | 12,5 | 10,0 | 7,7 | 6 | 9,3 | 10,8 | 8 | 7,5 | 6,2 | 100 |
| Вывоз нефтепродуктов % | 5,1 | 5,8 | 6,1 | 11,8 | 13,2 | 5,8 | 7,2 | 13,9 | 14,2 | 5,5 | 5,4 | 6,0 | 100 |
| Месячный остаток, Vi, % | 1,4 | 2,2 | 1,4 | 0,7 | -3,2 | 1,9 | -1,2 | -4,6 | -3,4 | 2,5 | 2,1 | 0,2 | - |
| Сумма месячных остатков, ∆Vi, % | 1,4 | 3,6 | 5 | 5,7 | 2,5 | 4,4 | 3,2 | -1,4 | -4,8 | -2,3 | -0,2 | 0 | - |
Проектный объем резервуарного парка (Vрп%) от годового грузооборота нефтебазы определяем по формуле:
Vрп% = ∆Vmax - ∆Vmin
где:
∆Vmax и ∆Vmin - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц.
Vрп% = 5,7 – (- 4,8) = 10,5
Резервуарный объем в массовых единицах
определяем по следующей формула:
Vрп = Vрп% * Qгод, тн/год
где:
Vрп – резервуарный объем массовых единицах, тн;
Vрп% - проектный объем резервуарного парка, тн;
Qгод – общий грузооборот, тн.
Долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка определяется в соответствии его процентного содержания в годовом грузообороте нефтебазы. Полученные значения сводятся в таблицу №3.4..
Vрп = 10,5 * 60 000 = 630.000, тн/год.
Масса хранения нефтепродукта определяется по формуле:
m = Vрп%/100 * Qнп.год, тн
где:
m – масса хранения нефтепродукта, тн;
Vрп% - проектный объем резервуарного парка, м3;
Qнп.год – годовой грузооборот каждого нефтепродукта, тн.
mАи–80 = 10,5/100 * 13900 = 0,105 * 13900 = 1459,5, тн;
mАи-93 = 10,5/100 * 7450 = 0,105 * 7450 = 782,25, тн;
mАи-95 = 10,5/100 * 2980 = 0,105 * 2980 = 312,9, тн;
mАи-98 = 10,5/100 * 1120 = 0,105 * 1120 = 117,6, тн;
mДЛ = 10,5/100 * 16500= 0,105 * 16500 = 1732,5, тн;
mДЗ = 10,5/100 * 14300 = 0,105 * 14300 = 1501,5, тн;
mКеросин = 10,5/100 * 1250= 0,105 * 1250 = 131,25, тн;
mМазут = 10,5/100 * 1600 = 0,105 * 1600 = 168, тн;
mМ10И2 = 10,5/100 * 250= 0,105 * 250 = 26,25, тн;
mМ10Г2К = 10,5/100 * 150 = 0,105 * 150 = 15,75, тн;
mИ10А = 10,5/100 * 300= 31,5, тн;
mИ20А = 10,5/100 * 200= 0,105 * 200 = 21, тн.
Полученные результаты вычислений сводим в таблицу № 3.4.
Доля нефтепродукта определяется по следующей формуле:
η = Qнп.год / Qгод;
где:
Qнп.год – количество нефтепродукта в годовом грузообороте, тн;
Qгод – общий грузооборот, тн.
ηАи–80 = 13900/60000 = 0,231
ηАи-93 = 7450/60000 = 0,124
ηАи-95 = 2980/60000 = 0,049
ηАи-98 = 1120/60000 = 0,018
ηДЛ = 16500/60000 = 0,275
ηДЗ = 14300/60000 = 0,238
ηКеросин = 1250/60000 = 0,020
ηМазут = 1600/60000 = 0,026
ηМ10И2 = 250/60000 = 0,004
ηМ10Г2К = 150/60000 = 0,002
ηИ10А = 300/60000 = 0,005
ηИ20А = 200/60000 = 0,003.
Объем нефтепродукта определяется по формуле:
V = m/ρ, м3
где:
m – масса нефтепродуктов, тн;
ρ – плотность нефтепродуктов при 20˚С, тн/м3.
Плотности различных нефтепродуктов при 20˚С, тн/м3:
ρб = 0,740 тн/м3 – бензин;
ρдт = 0,850 тн/м3 – дизельное топливо;
ρмз = 0,900 тн/м3 – мазут;
ρм = 0,800 тн/м3 масла.
VАи-80 = 1459,5/0,740 = 1972,297, м3
VАи-93 = 782,25/0,740 = 1057,09, м3
VАи-95 = 312,9/0,740 = 422,83, м3
VАи-98 = 117,6/0,740 = 158,91, м3
VДл = 1732,5/0,850 = 2038,23, м3
VДЗ = 1501,5/0,850 = 1766,47, м3
VКеросин = 131,25/0,740 = 177,36, м3
VМазут = 168/0,900 = 186,66, м3
VМ10И2 = 26,25/0,800 = 32,8125, м3
VМ10Г2К = 15,75/0,800 = 19,68, м3
VИ10А = 31,5/0,800 = 39,37, м3
VИ20А = 21/0,800 = 26,25, м3.
Выбор резервуара.
В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03 – 93 согласно необходимому объему для хранения нефтепродуктов определяем количество и объем резервуаров.
Резервуары с понтонами или с плавающими крышами принимаются для бензинов, резервуары со стационарной крышей принимаются для мазута, дизельного топлива, нефти и керосина, а для масел – горизонтальные резервуары.
Основные параметры и номинальный объем используемых вертикальных стальных резервуаров.
Приложение 3.2.
| Номинальный объем, м3 | Основные параметры резервуаров, м | |||
| Со стационарной крышей | С плавающей крышей | |||
| Диаметр, d | Высота, h | Диаметр, d | Высота, h | |
| 100 | 4,7 | 6,0 | - | - |
| 200 | 6,6 | 6,0 | - | - |
| 300 | 7,6 | 7,5 | - | - |
| 400 | 8,5 | 7,5 | - | - |
| 700 | 10,4 | 9,0 | - | - |
| 1000 | 10,4 | 12,0 | 12,3 | 9,0 |
| 2000 | 15,2 | 12,0 | 15,2 | 12,0 |
| 3000 | 19,0 | 12,0 | 19,0 | 12,0 |
| 5000 | 21,0 | 15,0 | 22,8 | 12,0 |
(продолжение приложения 3.2.)
| 10000 | 28,5 | 18,0 | 28,5 | 18,0 |
| 20000 | 40,0 | 18,0 | 40,0 | 18,0 |
| 30000 | 45,6 | 18,0 | 45,6 | 18,0 |
| 40000 | 56,9 | 18,0 | 56,6 | 18,0 |
| 50000 | 60,7 | 18,0 | 60,7 | 18,0 |
| 100000 | - | - | 85,3 | 18,0 |
| 120000 | - | - | 92,3 | 18,0 |
Основные параметры и номинальный объем используемых горизонтальных стальных резервуаров.
Приложение 3.3.
| Номинальный объем, м3 | Основные параметры резервуаров, м | ||
| Диаметр, d | Длина дна, L | ||
| Прямой | Конусный | ||
| 3 | 1,4 | 2,0 | - |
| 5 | 1,9 | 2,0 | - |
| 10 | 2,2 | 2,8 | 3,3 |
| 25 | 2,8 | 4,3 | 4,8 |
| 50 | 2,8 | 9,0 | 9,6 |
| 75 | 3,2 | 9,0 | 9,7 |
| 100 | 3,2 | 12,0 | 12,7 |
| 500 | 6,0 | 18,0 | - |
| 1000 | 6,0 | 35,8 | - |
Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка.
Таблица № 3.4.
| Тип н/п. | Доля н/п, % | Годовой грузооборот, тн | Масса хранения, тн | Плотность, тн/м3 | Объем н/п, м3 | Объем резервуара, м3 | Кол-во резер-в, шт |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Аи-80 | 0,231 | 15030 | 1578,15 | 0,740 | 2133,108 | 2000+200 | 2 |
| Аи-93 | 0,125 | 8140 | 854,7 | 0,740 | 1155 | 1000+2000 | 2 |
| Аи-95 | 0,047 | 3050 | 320,25 | 0,740 | 433,378 | 500 | 1 |
| Аи-9 | 0,185 | 1200 | 126 | 0,740 | 170,270 | 200 | 1 |
| ДЛ | 0,281 | 18280 | 1919,4 | 0,850 | 2258,118 | 2000+300 | 2 |
| ДЗ | 0,238 | 15450 | 1622,25 | 0,850 | 1908,529 | 2000 | 1 |
| Керосин | 0,015 | 1000 | 105 | 0,740 | 141,892 | 200 | 1 |
(продолжение таблицы № 3.4.)
| Мазут | 0,026 | 1700 | 178,5 | 0,900 | 198,333 | 200 | 1 |
| М10И2 | 0,005 | 300 | 31,5 | 0,800 | 39,375 | 25+10+5 | 3 |
| М10Г2К | 0,003 | 200 | 21 | 0,800 | 26,25 | 25+3 | 2 |
| И10А | 0,006 | 400 | 42 | 0,800 | 52,5 | 50+3 | 2 |
| И20А | 0,004 | 250 | 26,42 | 0,800 | 33,025 | 25+10 | 2 |
| Итого | 1,166 | 65000 | 6825,17 | 20 |
Расчет железнодорожной эстакады.
Нефтебазы, на которые доставляются нефтепродукты по железной дороге, соединяются с главными путями железной дороги подъездной веткой. На самой территории нефтебазы устраиваются сливо-наливные пути, часто тупикового ти-па.
Длина подъездной ветки зависит от местных условий, длина и число тупи-ков - от длины принимаемых составов, грузооборота нефтебазы и сортности прибывающих и отгружаемых нефтепродуктов. Устройство и эксплуатация подъездных путей и сливных устройств ведутся в соответствии с существующими нормами и правилами строительства и эксплуатации железной дороги.
Сливо-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки же-лезнодорожных цистерн, располагаются параллельно
Расчет количества цистерн в железнодорожном маршруте определяется по максимальной грузоподъемности. Для перевозки нефти и нефтепродуктов используются железнодорожные цистерны грузоподъемностью 60 тонн. По грузоподъемности маршрута, согласно с процентным соотношением нефтепродуктов, принимается необходимое количество цистерн для каждого сорта нефтепродукта.
По следующей формуле определяем суточный грузооборот нефтебазы:
Gсут= Gгод * K1 * Kн / 365 , тн/сут;
где:
Gгод – годовой грузооборот;
K1 – коэффициент неравномерности подачи цистерн, K1=1,2;
Kн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов, Kн=1,3.
Тогда:
Gсут Аи-80 = 13900 * 1,2 * 1,3/365 = 59,40, тн/сут;
Gсут Аи-93 = 7450* 1,2 *1,3/365 = 31,84, тн/сут;
Gсут Аи-95 = 2980 * 1,2 * 1,3/365 = 12,73, тн/сут;
Gсут Аи-98 = 1120 * 1,2 *1,3/365 = 4,786, тн/сут;
Gсут ДЛ = 16500*1,2 *1,3/365 = 70,52, тн/сут;
Gсут ДЗ = 14300*1,2 * 1,3/365 = 60,69, тн/сут;
Gсут Керосин = 1250 * 1,2 * 1,3/365 = 5,342, тн/сут;
Gсут Мазут = 1600* 1,2 *1,3/365 = 6,838 тн/сут;
Gсут М10И2 = 250 *1,2 * 1,3/365 = 1,068, тн/сут;
Gсут М10Г2К = 150 * 1,2 * 1,3/365 = 0,641, тн/сут;
Gсут И10А = 300 * 1,2 * 1,3/365 = 1,282, тн/сут;
Gсут И20А = 200 * 1,2 * 1,3/365 = 0,854, тн/сут.
Умножением доли каждого нефтепродукта на их суточный грузооборот определяется расчетное количество железнодорожных цистерн:
nцист = ηн.п.* Gсут;
где:
ŋн.п. – доля нефтепродукта
nцист Аи-80 = 0,231 * 59,40= 13,72 ≈ 14;
nцист Аи-93 = 0,125 * 31,84 = 3,98≈ 4;
nцист Аи-95 = 0,047 * 12,73 = 0,598 ≈ 1;
nцист Аи-98 = 0,185 * 4,786 = 0,885 ≈ 1;
nцист ДЛ = 0,281 * 70,52= 19,816≈ 20;
nцист ДЗ = 0,238 * 60,69= 14,444≈ 14;
nцист Керосин = 0,015 * 5,342 = 0,080 ≈ 1;
nцист Мазут = 0,026 * 6,838= 0,177 ≈ 1;
nцист М10И2 = 0,005 * 1,668 = 0,0083 ≈ 1;
nцист М10Г2К = 0,003 * 0,641 = 0,0019≈ 1;
nцист И10А = 0,006 * 1,282 = 0,0076 ≈ 1;
nцист И20А = 0,004 * 0,854 = 0,0034 ≈ 1.
Грузоподъемность железнодорожного маршрута определяется по формуле:
Gмах= nцист*60;
где:
Gм – грузоподъемность маршрута, тн;
nцист –количество цистерн, шт; nцист = 60.
Gмах= 60 * 60 = 3600, тн;
Согласно таблице максимальная грузоподъемность маршрута состоит – из 60 цистерн по 60 тонн, из них:
- 55 цистерн для светлых нефтепродуктов,
- 5 цистерн для темных.
Полученные данные сводятся в таблицу № 3.5.
Количество цистерн в железнодорожном маршруте.
Таблица № 3.5.
| Тип н/п | Доля н/п % | Расчетное количество, шт | Фактическое количество, шт |
| Аи-80 | 0,231 | 14,84 | 15 |
| Аи-93 | 0,125 | 4,35 | 5 |
| Аи-95 | 0,047 | 0,612 | 1 |
| Аи-98 | 0,185 | 0,949 | 1 |
| ДЛ | 0,281 | 21,953 | 22 |
| ДЗ | 0,238 | 15,716 | 16 |
| Керосин | 0,015 | 0,006 | 1 |
| Мазут | 0,026 | 0,189 | 1 |
| М10И2 | 0,005 | 0,006 | 1 |
| М10Г2К | 0,003 | 0,002 | 1 |
| И10А | 0,006 | 0,010 | 1 |
| И20А | 0,004 | 0,004 | 1 |
| Итого | 1,166 | 58,64 | 66 |
Определяем месячный грузооборот нефтебазы:
Gмес= Gгод * K1 * Kн / 12 , тн/мес.
где:
Gгод – годовой грузооборот, тн;
K1 – коэффициент неравномерности подачи цистерн, K1=1,2;
Kн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов, Kн=1,3.
Тогда
Gмес = 60000 * 1,2 * 1,3/12 = 7800, тн/сут;
Определяем число железнодорожных маршрутов, прибывающих на нефтебазу в течении года по формуле:
Nгод= Gгод * K1 * Kн / Gmax , шт/год;
где:
Gгод – годовой грузооборот, тн;
K1 – коэффициент неравномерности подачи цистерн, K1=1,2;
Kн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов, Kн=1,3.
Gmax – грузоподъемность маршрута:
Nгод = 60000 * 1,2 * 1,3/3600 = 26, шт/год.
Определим число железнодорожных маршрутов пребывающих в течении месяца по следующей формуле:
Nмес = Nгод/12, шт/мес;
Тогда
Nмес=26/12 = 2,2, шт/мес;
По следующей формуле определяем число железнодорожных маршрутов пребывающих на нефтебазу в течении суток:
Nсут = 30 / Nмес, шт/мес,
Nсут = 30/26 = 1,2 ≈ 1 , шт/сут;
Исходя из произведенных расчетов, стало известно, что через 1 сутки пребывает один маршрут на нефтебазу.
Расчет длины железнодорожной эстакады.
Для маршрута сливно-наливных операций разработаны типовые эстакады, позволяющие производить только налив нефтепродуктов – светлых, темных, масел. А также комбинированные эстакады для слива и налива нефтепродуктов.
Для слива мазута и масел принимаем одиночные сливные устройства с принудительным сливом с помощью насоса.
Длину железнодорожной эстакады рассчитываем по формуле:
Lэ = ∑ аi * li;
где:
Lэ – длина железнодорожной эстакады;
аi – число типовых цистерн в маршруте, шт;
li – длина цистерн (по осям сцепления), м - li = 12,02 м.
Тогда:
-для светлых нефтепродуктов
Lэ = 55 * 12,02 / 2 = 330,55, м;
-для темных нефтепродуктов
Lэ = 5 * 12,02 = 60,1, м;
Расчет автоэстакады.
На максимальный месячный вывоз нефтепродукта ведется расчет наливных устройств для налива нефтепродукта в автоцистерны.
Максимальный вывоз нефтепродукта составляет 15% от годового грузооборота и равен:
Qмес = Qгод * 0,15, тн/мес;
Тогда:
Qмес = 60000 * 0,15 = 9000, тн/мес.
Или считаем из расчета 22 рабочих дня в месяц по формуле:
Qсут = Qмес / 22, тн/ сут;
Тогда:
Qсут = 9000 / 22 = 409,1, тн/сут;
Количество вывозимых нефтепродуктов по сортам представим в таблице № 3.6.
Массу нефтепродукта находим:
m = ηн.п * Qсут, тн;
где:
ηн.п – доля нефтепродукта.
mАи-80 = 0,231 * 443,2 = 102,38, м;
mАи-93 = 0,124 * 443,2 = 55,95, м;
mАи-95 = 0,049 * 443,2 = 21,72, м;
mАи-98 = 0,018 * 443,2 = 7,977м;
mДЛ = 0,275* 443,2 = 121,88, м;
mДЗ = 0,238 * 443,2 = 105,48, м;
mКеросин = 0,020 * 443,2 = 8,864, м;
mМазут = 0,026 * 443,2 = 11,523, м;
mМ10И2 = 0,004* 443,2 = 1,772, м;
mМ10Г2К = 0,002 * 443,2 = 0,886, м;
mИ10А = 0,005* 443,2 = 2,216, м;
mИ20А = 0,003 * 443,2 = 1,329, м.
По следующей формуле определим расход нефтепродукта:
V = m / ρ, м3 / сут;
VАи-80 = 102,38/0,740 = 138,35, м3 / сут;
VАи-93 = 54,95/0,740 = 74,25, м3 / сут;
VАи-95 = 21,72/0,740 = 29,35, м3 / сут;
VАи-98 = 7,977/0,740 = 10,77, м3 / сут;
VДЛ = 121,88/0,850 = 143,38, м3 / сут;
VДЗ = 105,48/0,850 = 124,09, м3 / сут;
VКеросин = 8,864/0,740 = 11,97, м3 / сут;
VМазут = 11,523/0,900 = 12,80, м3 / сут;
VМ10И2 = 1,772/0,800 = 2,215, м3 / сут;
VМ10Г2К = 0,886/0,800 = 1,11, м3 / сут;
VИ10А = 2,216/0,800 = 2,77, м3 / сут;
VИ20А = 1,329/0,800 = 1,66, м3 / сут.
Количество вывозимых нефтепродуктов по сортам.
Таблица № 3.6.
| Тип н/п | Доля н/п | Масса, тн | Расход, м3 / сут |
| Аи-80 | 0,231 | 102,38 | 138,35 |
| Аи-93 | 0,125 | 55,4 | 74,86 |
| Аи-95 | 0,047 | 20,83 | 28,15 |
| Аи-98 | 0,185 | 81,9 | 110,67 |
| ДЛ | 0,281 | 124,54 | 146,52 |
| ДЗ | 0,238 | 105,48 | 124,09 |
| Керосин | 0,015 | 6,65 | 8,99 |
| Мазут | 0,026 | 11,52 | 12,8 |
| М10И2 | 0,005 | 2,22 | 2,78 |
| М10Г2К | 0,003 | 1,33 | 1,66 |
| И10А | 0,006 | 2,66 | 3,32 |
| И20А | 0,004 | 1,77 | 2,21 |
Технические характеристики автоцистерн.
Приложение 3.7.
| Параметры | ППЦ 18,2 | ППЦ 14 | ППЦ 18 | ППЦ 26 |
| Шасси | КамАЗ – 5140 | ЗиЛ – 130В1 | МАЗ – 5429 | КрАЗ |
| Вместимость, л | 16300 | 14000 | 18000 | 26000 |
| Длина, м | 7,38 | 7,2 | 7,6 | 10,54 |
| Ширина, м | 3,025 | 3,5 | 2,5 | 2,5 |
| Высота, м | 2,6 | 2,72 | 2,91 | 2,91 |
Согласно приложению 3.7: «Технические характеристики автоцистерн» принимаем для налива нефтепродуктов в автоцистерны установку АСН- 5П, с подачей насоса 60 м3 /час (выбирается в зависимости от параметров - напор , подача)
Расчетная производительность наливного устройства – 60 м3 /час.
Фонд рабочего времени равен 22 дня по 8 часов.
Расчетное количество наливных устройств на станции налива следует определить для каждого сорта нефтепродукта по формуле:
n= Qi * Кн / q * k * τ * ρ, шт;
где:
Qi - среднесуточное потребление (расход) нефтепродуктов, тн;
Кн – коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов, Кн = 1,7;
k – коэффициент наливной установки , k= 0,7;
τ- время работы наливной установки в сутки, τ= 8 часов;
ρ – плотность нефтепродуктов, кг/ м3.
nАи-80 = (138,35 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,740) = 0,946 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nАи-93 = (74,25 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,740) = 0,5 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nАи-95 = (29,35 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,740) = 0,2 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nАи-98 = (10,77 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,740) = 0,07 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nДЛ = (143,38 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,850) = 0,85 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nДЗ = (124,09 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 *0,850) = 0,73 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nКеросин = (11,97 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,740) = 0,08 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nМазут = (12,80 * 1,7) / (60, * 0,7 * 8 * 0,900) = 0,07 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nМ10И2 = (2,215 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,800) = 0,01 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nМ10Г2К = (1,11 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,800) = 0,007 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nИ10А = (2,77 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,800) = 0,01 ≈ 1, шт;
Принимаю 1 наливное устройство.
nИ20А = (1,66 * 1,7) / (60 * 0,7 * 8 * 0,800) = 0,01 ≈ 1, шт.
Принимаю 1 наливное устройство.
Определив количество наливных устройств, заносим результаты в таблицу №3.8.
Расчет количества автоцистерн, которое может обслужить колонка типа АСН – 5П.
Время заправки одной автоцистерны определяется по формуле:
tз= tн+ tд , мин
где:
tн – время наполнения автоцистерны нефтепродуктом;
tд – время оформления технической документации, tд = 10 мин.
Время наполнения находим по формуле:
tн=Vц/60, мин;
где:
Vц – объем автоцистерн, м3;
Принимаем объем автоцистерн автотранспорта КрАЗ равный – V = 26 м3 или 26000 литров.
tн=26/60=0,43 час = 25,8 мин;
Тогда:
tз= (0,43*60)+10=35,8≈36 мин
Число автоцистерн определяем по следующей формуле:
Nавто=tраб/ t, шт;
где:
tраб = 8 часов – время работы наливной установки.
Nавто=8*60/36 = 13,3 ≈ 14, шт;
Таким образом, 1 установка типа АСН-5П может обслужить 14 автоцистерн в сутки.
Рассчитываем количество автоцистерн по сортам нефтепродуктов:
nавто= Vсут/ Vавто , шт;
где:
Vсут – суточный расход нефтепродукта, м3 ;
Vавто – вместимость автоцистерны КрАЗ, м3 - Vавто= 26м3;
nАи-80 = 138,35/26 = 5,321 ≈ 6;
nАи-93 = 74,25/26 = 2,85 ≈ 3;
nАи-95 = 29,35/26 = 1,13 ≈ 2;
nАи-98 = 10,77/26 = 0,41 ≈ 1;
nДЛ = 143,38/26 = 5,52 ≈ 6;
nДЗ = 124,09/26 = 4,77 ≈ 5;
nКеросин = 11,97/26 = 0,46 ≈ 1;
nМазут = 12,80/26 = 0,49 ≈ 1;
nМ10И2 = 2,215/26 = 0,085 ≈ 1;
nМ10Г2К = 1,11/26 = 0,042 ≈ 1;
nИ10А = 2,77/26 = 0,106 ≈ 1;
nИ20А = 1,66/26 = 0,063 ≈1.
РАЗДЕЛ 3. Охрана труда и противопожарная защита на нефтебазах
| 11.1. Охрана труда 11.1.1. Безопасная эксплуатация объектов, сооружений и оборудования нефтебаз должна обеспечиваться выполнением требований "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" (ПОТ РО-112-001-95) и законодательства РФ об охране труда. 11.1.2. Общее руководство работой по охране труда возлагается на директора нефтебазы. Непосредственный контроль за обеспечением и соблюдением правил и норм по охране труда осуществляет главный инженер. На производственных участках, в лабораториях, мастерских и других службах руководство работой по охране труда возлагается на руководителей этих подразделений. 11.1.3. Для организации работ по охране труда на нефтебазах должна быть организована соответствующая служба, Структура и численность работников службы охраны труда определяются работодателями с учетом рекомендаций государственных органов управления охраной труда. 11.1.4. При организации работ по охране труда на нефтебазах следует учитывать специфику производства, определяемую опасными свойствами нефтепродуктов: испаряемостью, токсичностью, способностью электризоваться, взрывопожароопасностью. 11.1.5. Работодатель (им могут являться предприятия, учреждения и организации всех форм собственности) обязан организовывать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в период трудовой деятельности) медицинских осмотров работников за счет работодателя в соответствии с Законом Российской Федерации "Об охране труда" (далее - Законом) от 6.08.93 г. № 5600-1. При проведении этих осмотров руководствуются конкретными условиями труда на нефтебазе с учетом Перечня тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда. При этом необходимо учитывать общие ограничения на тяжелые работы и работы с вредными и опасными условиями труда, работы, запрещающие труд женщин и лиц моложе восемнадцати лет, в соответствии с Законом. 11.1.6. Все работники и специалисты, поступающие на нефтебазу или переводимые с одного производства на другое, могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения вводного инструктажа по охране труда, обучения, стажировки на рабочем месте и проверки полученных знаний комиссией. 11.1.7. Перед выполнением работником разовой работы, на которую оформляется разрешение или наряд-допуск, руководитель объекта (производства) должен провести целевой инструктаж. 11.1.8. Все работники, допущенные к самостоятельной работе, должны проходить повторный инструктаж по правилам охраны труда, а также по применению противопожарных средств, средств индивидуальной защиты и защитных приспособлений с целью углубления и закрепления знаний. Повторный инструктаж для работников должен проводиться один раз в полугодие, а для специалистов - не реже одного раза в год. 11.1.9. Работники нефтебазы должны быть обеспечены инструкциями по охране труда, утвержденными в установленном порядке. Инструкции должны быть разработаны как для отдельных профессий, так и на отдельные виды работ, на основе типовых инструкций по охране труда, эксплуатационной и ремонтной документации предприятий-изготовителей оборудования, конкретных технологических процессов. В качестве инструкций для работников могут быть применены непосредственно типовые инструкции. 11.1.10. Все работники обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей действующие инструкции, правила охраны труда, производственной санитарии и пожарной безопасности. 11.1.11. Работник нефтебазы обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструментов, утечках нефтепродуктов и их паров, нарушениях правил и инструкций. 11.1.12. Работники цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами. Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей работникам нефтебаз подвергают осмотру и испытанию в соответствии с установленными требованиями. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями не разрешается. 11.1.13. Планирование мероприятий по улучшению условий труда и его охраны, санитарно-бытового обеспечения работников, предупреждению профзаболеваний и несчастных случаев на нефтебазах необходимо осуществлять в соответствии с "Рекомендациями по планированию мероприятий по охране труда" и Постановлением Минтруда РФ от 27.02.95 г. № 11. 11.1.14. Для организации обучения производственного персонала безопасным приемам труда, правилам пожарной безопасности, пропаганды и работы по охране труда на нефтебазе рекомендуется организовать стационарный кабинет охраны труда. 11.1.15. На каждом производственном участке должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню, согласованному с медицинскими службами. 11.1.16. Весь производственный персонал нефтебазы должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях. 11.1.17. Каждый несчастный случай, а также любой случай нарушения правил охраны труда должен быть расследован в установленном порядке, с выявлением причин и принятием мер по их предотвращению. Должностные лица, виновные в нарушении законодательства о труде и правил по охране труда, невыполнении обязательств по коллективным договорам и соглашениям по охране труда, несут дисциплинарную, административную или уголовную ответственность в соответствии с Законом. 11.1.18. Расследование и учет несчастных случаев на производстве в полном объеме производится в соответствии с "Положением о порядке расследования и учета несчастных случаев на производстве". 11.1.19. Материальная ответственность предприятия за ущерб, причиненный здоровью работника, устанавливается в соответствии с Постановлением Верховного Совета Российской Федерации "Об утверждении Правил возмещения работодателями вреда, причиненного работникам увечьем, профессиональным заболеванием либо иным повреждением здоровья, связанным с исполнением ими трудовых обязанностей" от 24 декабря 1992 г. и Федеральным Законом РФ "О внесении изменений и дополнений в законодательные акты РФ о возмещении работодателями вреда, причиненного работникам увечьем, профессиональным заболеванием, либо иным повреждением здоровья, связанным с исполнением ими трудовых обязанностей" от 24 ноября 1995 г. 11.1.20. Указанные документы предусматривают возмещение вреда всем работникам, в том числе занятым в производственных кооперативах и выполняющим работу по договорам подряда и поручения. 11.1.21. По просьбе потерпевшего или других заинтересованных граждан профсоюзный комитет предприятий или иной уполномоченный работниками представительный орган выделяет своего представителя для участия в переговорах с работодателем на стороне потерпевшего. 11.1.22. Работодатель обязан рассмотреть заявление о возмещении вреда и принять соответствующее решение в десятидневный срок. Решение оформляется приказом (распоряжением, постановлением) администрации предприятия. Задержка рассмотрения заявления или вручения копии приказа в установленный срок рассматривается как отказ от возмещения вреда. 11.1.23. При несогласии заинтересованного гражданина с решением работодателя или при неполучении ответа в установленный срок спор рассматривается судом. Заявление о возмещении вреда подается в суд по усмотрению заявителя либо по месту нахождения работодателя, либо по своему месту жительства, либо по месту причинения вреда. |
Противопожарная защита на нефтебазах
2.1. Территории нефтебаз, наливных и перекачивающих станций должны быть ограждены заборами высотой не менее 2,0 м. Расстояния от заборов до зданий и сооружений должны приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.2. Территорию предприятий следует содержать в чистоте и систематически очищать от отходов производства, мусора, сухой травы, опавших листьев. В летнее время трава в резервуарном парке и в районе эстакад должна быть скошена и вывезена с территории в сыром виде.
2.3. Ко всем зданиям и сооружениям (в том числе и к сливно-наливным эстакадам) должен быть обеспечен свободный подъезд. Подъезды, проезды, подступы к пожарному инвентарю и оборудованию, противопожарные разрывы между отдельными зданиями и сооружениями должны быть всегда свободны для проезда пожарных автомобилей, их не следует загромождать и использовать для складирования материалов, оборудования и т.п.
Переезды и переходы через внутриобъектные железнодорожные пути должны иметь сплошные настилы на одном уровне с головкой рельса.
2.4. Для обеспечения безопасного проезда все дороги и проезды на территории предприятия надо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега, а в ночное время освещать.
2.5. За исправным содержанием дорог, проездов и подъездов ответственность несут лица, назначенные приказом по предприятию.
2.6. Закрытие отдельных участков дорог для ремонта (или по другим причинам), препятствующее проезду пожарных автомобилей, следует согласовывать с пожарной охраной предприятия и с ближайшей пожарной частью. При проведении ремонтных и других работ на дорогах необходимо устанавливать указатели направления объезда или устраивать через ремонтируемые участки переезды шириной не менее 3,5 м.
2.7. На участках территории предприятия, где возможно скопление горючих паров и газов, запрещается проезд автомашин, тракторов, мотоциклов и другого транспорта. Об этом должны быть вывешены соответствующие надписи (указатели).
2.8. Не разрешается строительство временных зданий и сооружений на территории производственной зоны действующего предприятия.
Строительство новых зданий и сооружений, а также перепланировку помещений, применение огнеопасных конструкций и материалов проводить согласно действующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.
2.9. На свободных площадках территории предприятия допускается посадка деревьев и кустарников лиственных пород, а также разбивка газонов. В каре обвалований резервуаров посадка деревьев и кустарников не допускается.
Содержание зданий и сооружений
2.10. Все производственные, служебные, складские и вспомогательные здания и помещений должны постоянно содержаться в чистоте.
2.11. В лестничных клетках зданий запрещается устраивать рабочие, складские и иного назначения помещения, прокладывать газопроводы и трубопроводы с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также устанавливать оборудование, препятствующее передвижению людей.
Под маршами лестничных клеток первого, цокольного или подвального этажей допускается размещать только узлы управления центрального отопления и водомерные узлы.
В подвальных помещениях и цокольных этажах производственных и административных зданий запрещается устанавливать и хранить баллоны с газом и другие материалы, имеющие повышенную пожарную опасность.
2.12. При пересечении противопожарных преград (стен) различными коммуникациями зазоры между ними и конструкциями преград (на всю их толщину) должны быть наглухо заделаны негорючим материалом. В противопожарных стенах запрещается устраивать незащищенные проемы.
2.13. При перепланировке производственных и служебных помещений запрещается снижать пределы огнестойкости строительных конструкций и ухудшать условия эвакуации людей.
Не допускается устраивать антресоли, перегородки, бытовые и другие помещения из сгораемых материалов,
2.14. Использованные обтирочные материалы необходимо убирать в металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и по окончании смены удалять из производственных зданий.
2.15. Производственные помещения и оборудование надо немедленно очищать от пролитых нефтепродуктов и горючих отходов. Сроки уборки устанавливаются технологическими регламентами, объектовыми (цеховыми) графиками или инструкциями.
2.16. В производственных, вспомогательных и административных зданиях предприятия запрещается:
загромождать эвакуационные пути;
убирать помещения с применением бензина, керосина и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей;
оставлять без присмотра и после окончания работы, включенные в электросеть нагревательные приборы (электроплиты, чайники, камины и др.), а также топящиеся печи и другие отопительные приборы, не оборудованные автоматикой безопасности;
обивать стены помещений машинописных бюро, служебных кабинетов, вычислительных центров горючими тканями, не пропитанными огнезащитным составом, а также легкогорючими материалами 'На синтетической основе (пенеплен и т.п.);
отогревать замерзшие трубы различных систем паяльными лампами и другими способами с применением открытого огня.
2.17. Персоналу, работающему в помещениях, в которых возможно выделение паров нефтепродуктов (продуктовые насосные станции, разливочные, расфасовочные и др.), запрещается находиться в обуви, которая может послужить причиной искрообразования, а также пользоваться искрообразующим инструментом.
2.18. Спецодежду работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать; запрещается хранить промасленную (загрязненную нефтепродуктами) одежду в шкафах раздевалок.
2.19. На каждом производственном (складском) здании должны быть обозначены категории помещений по взрыво- и пожароопасности и классы (зоны) по Правилам устройства электроустановок.
2.20. Легкосбрасываемые ограждения в помещениях категорий А и Б по взрыво- и пожароопасности следует рассчитывать на взрыв в соответствии с требованиями, приведенными в строительных нормах и правилах по проектированию производственных зданий.
2.21. Все производственные здания и вспомогательные помещения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с приложением 6.
На нефтебазах и перекачивающих станциях нефти и нефтепродуктов должен быть создан запас пожарного оборудования (помимо имеющегося на пожарных автомобилях) в количествах, указанных в приложении 10. За техническим состоянием средств пожаротушения должен быть установлен постоянный контроль. Запрещается использовать пожарное, оборудование и инвентарь не по назначению.
2.22. Предприятия должны быть оборудованы телефонной связью, автоматическими системами пожаротушения и сигнализацией в соответствии с требованиями СНиП Н-106-79.
2.23. Прямая телефонная связь предприятия с ближайшей пожарной частью населенного пункта должна постоянно содержаться в исправном состоянии.
РАЗДЕЛ 4. Охрана окружающей среды и недр при эксплуатации нефтебаз и газонефтехранилищ
Мероприятия по охране окружающей природной среды
10.1. Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной (далее СЗЗ). Размер СЗЗ определяется в целом по предприятию на основе расчетов концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов в атмосферу от каждого источника выбросов с учетом среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня загрязнений атмосферного воздуха и при этом концентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать предельно допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятия устанавливается соответствующими нормативными документами Госкомсанэпиднадзора России. Санитарно-защитная зона или какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная территория для расширения предприятия.
10.2. В составе предпроектной (проектной) документации (материалы выбора места размещения, ТЭО и проекты строительства, реконструкции и технического перевооружения) нефтебаз обязательна разработка экологического обоснования с целью предотвращения или снижения вредного воздействия на окружающую природную среду при строительстве, расширении, реконструкции, техническом перевооружении объекта путем всестороннего комплексного рассмотрения всех потерь и преимуществ, связанных с реализацией намечаемой деятельности. Объем и состав экологического обоснования в предпроектных (проектных) материалах определяется требованиями "Руководства по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации".
10.3. Комплекс природоохранных мероприятий и полная компенсация природной среде за наносимый вред определяются в результате проведения оценки воздействия на окружающую природную среду.
10.4. Компенсация за наносимый вред природной среде должна производиться по установленным нормативам платежей за пользование природными ресурсами, выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов.
10.5. Установление предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами и сооружениями нефтебаз на разных стадиях проектирования, производится в соответствии с требованиями раздела 3.2 "Методики нормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР".
10.6. Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке, приеме и отпуске, выбор которых определяется расчетом.
10.7. Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технического решения следует принимать с учетом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов, на которые представлены убедительные доказательства отсутствия технологий по их переработке.
10.8. В проектах следует предусматривать мероприятия (обвалования, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.п.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов при авариях в производственную канализацию не допускается.
10.9. Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителями для сбора нефтепродукта сливаемого из этих устройств после окончания операций налива.
10.10. В проектах на строительство нефтебаз, при соответствующем обосновании, следует предусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой насосной станции) и повторное использование очищенных сточных вод на мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытье резервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных сточных вод для вышеуказанных целей должно соответствовать по содержанию нефтепродуктов - 20 мг/л, взвешенным веществам - 20 мг/л, БПКпол - 15-20, рН - 7-8.
10.11. На водных (морских, речных) нефтебазах должно быть исключено попадание нефтепродуктов в водные объекты. Для ликвидации возможного аварийного попадания нефтепродуктов в водные объекты должны быть предусмотрены улавливающие устройства (боновые заграждения, плавучие нефтемусоросборщики) по локализации и сбору нефтепродуктов с поверхности воды.
10.12. В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы постоянного контроля загазованности рабочих зон и приземной части территории с помощью стационарных (по мере их выпуска промышленностью) и переносных газоанализаторов.
10.13. Для защиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территории нефтебаз, где проводятся операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин по периметру территории нефтебазы.
Охрана недр при эксплуатации нефтебаз и газонефтехранилищ
1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.
2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.
3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.
5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.
В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,
6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.
7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть напрвлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:
- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;
- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;
использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;
- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;
создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;
- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:
применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования:
- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.
Заключение.
В результате расчета нефтебазы с грузооборотом 60000 т/год, получил,
что объем резервуарного парка составляет 7898 т. Подобрал резервуары под
каждый нефтепродукт. Произвел построение генерального плана, на котором
согласно СНиП 2.03. -93 произвел расстановку основных объектов нефтебазы.
Произвел разделение нефтебазы на зоны. Максимальную грузоподъемность
маршрута 3960т, количество цистерн маршруте составляет 60 штук,
грузоподъемностью 60 т. Рассчитал необходимую длину сливо-наливной
эстакады для светлых нефтепродуктов Lэ = 330,55 м, для темных Lэ=60,1м
Список литературы:
1 Тогашева А.Р, Шарипова Г.Н. «Сооружение и эксплуатация
газонефтехранилищ», Астана 2009г.
2 Коршак А.А. «Нефтебазы и автозаправочные станции» Ростов-на-
Дону. Феникс – 2015г.
3 Шалай В.В, Ю.П. Макушева «Проектирование и эксплуатация нефтебаз»
ОМСК: ОмГТУ 2010г.
4 Тугунов, П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
нефтебаз и нефтепроводов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2002г.
5 Черникин А.В. «Сооружение и эксплуатация нефтебаз. Уфа,1997г.
6 Афанасьев В.А. «Сооружение газохранилищ и нефтебаз» Уфа, 1998г.
7 А.А.Персон, Ю.И.Сыдык, Ю.И.Маркман «Справочник по монтажу
8 специальных сооружений» «Бдивельник» 1981 г.
9 КоршакА.А. Основы нефтегазового дела. Проектирование, сооружение и
эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб. пособие /
А.А Коршак, A.M. Шаммазов/. — 2-е изд. — Уфа, 2000
10 Умирзаков К. У., Шамагина Н. П., Бигалиева А. Т. Методические
указания по оформлению дипломных работ для учащихся колледжа,
Уральск, 2015 г.
11 Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций:
Учебник для вузов / AM. Шаммазов, В.Н. Александров, АИ. Гольянов и
др./ — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003
12.Б.Ж. Жирентаева. «Мұнай қоймалары мен газсақтағыштары» пәнінен
курстық жобаны орындау бойынша әдістемелік нұсқау. Орал, 2014 ж.
13 Гусманова А.Г. Техника и технология в нефтегазовой отрасли:
Учебник. – Алматы: Ғылым, 2009
14 Смирнов А.К. Подземные хранилища газа в водоносных пластах:
Учеб. пособие для вузов. — М.: Компания Спутник , 2003
15.Правила
технической
эскплуатации
резервуаров
магистральных
нефтепроводов. РД 39-015-02. Астана 2003
16 Карабалин У.С., Мамонов Ф.А., Кабылдин К.М., Ермеков М.М.
«Транспортировка и хранение нефти, газа и нефтепродуктов» - Алматы:
«ТST-Company», 2005
17 Нефтегазовое строительство: Учеб.пособие для студентов
вузов./В.Я.Беляева, и др. Под общ.ред.проф.И.И.Мазура и проф.
В.Д.Шапиро/. – М.: Изд-во ОМЕГА-Л, 2005
18.Устройство, проектирование и сварка вертикальных цилиндрических
резервуаров: Учеб. пособие для студентов вузов / Л.Г. Шафранский,
19.А.В. Царьков, В.В. Коряжкин/. — Брянск: Изд-во БГТУ, 2003
Дата добавления: 2021-05-18; просмотров: 200; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!