Реконструкция нефтебазы ТОО 'Алемтрансойл' в п. Чингирлау

Реконструкция нефтебазы ТОО 'Алемтрансойл' в п. Чингирлау

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему: «Реконструкция нефтебазы ТОО «Алемтрансойл» в п. Чингирлау»

Выполнил

Мубаряков Н.К.

Уральск - 2011 г.

Введение

Жидкие и газообразные углеводороды являются в современном мире основным источником энергии в энергетических комплексах большинства стран планеты. Добыча и потребление углеводородов, пришедших в начале века на смену дереву и углю, растет с каждым годом. В наше время контроль за топливно-энергетическими ресурсами и средствами их транспортировки играет не последнюю роль в определении геополитической ситуации той или иной страны. Нефть и газ являются одной из основ современной Казахстанской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. Постоянно растущий со стороны многочисленных государств, крупнейших нефтяных компаний интерес к освоению углеводородных ресурсов Казахстана базируется на возможности извлечения коммерческих преимуществ в сравнении с вариантами инвестирования капиталов в другие нефтедобывающие регионы мира, в иные сферы деятельности. Региональное проявление его характеризуется созданием многочисленных совместных предприятий, приобретением значительной части пакета акций ряда крупнейших предприятий, имеющих статус акционерных обществ, участием нефтяных компаний в реализации проектов освоения нефтяных ресурсов. Оценочный потенциал запасов углеводородного сырья в Республике Казахстан исключительно высок.

Именно он послужил основной причиной ажиотажа, который возник в 80-90-е годы вокруг нефтяной отрасли и продолжает усиливаться в текущем периоде. Особенно большое внимание приковано к Прикаспийскому региону, где обнаружены нефтегазоносные структуры как на материковой части, так и в шельфовой зоне, это не первый всплеск «нефтяного бума» в Прикаспии. Уже были открыты крупнейшие месторождения, уже в значительной мере были извлечены запасы на ряде структур. Можно вспомнить «эпопею» с освоением углеводородных ресурсов месторождений Мангистау в 60-е годы. Тогда уже строилось много прогнозов относительно перспектив, связанных с «большой нефтью». Нефть является одним из важнейших видов сырья для многих отраслей народного хозяйства. Из нефти получают нефтепродукты, она служит исходным материалом для получения многочисленных химических продуктов, синтетических материалов и т.п. Вся переработка нефти происходит на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), куда поступает добываемая нефть и откуда продукты переработки нефти поставляются в народное хозяйство. Поэтому НПЗ и НХК строят повсеместно в районах развитого промышленного производства, где имеются мощные источники энергии, тепла и воды. Нефтяные месторождения расположены чаще всего в стороне от районов с крупной промышленностью. Для транспортировки нефти от мест добычи до пунктов переработки строятся магистральные нефтепроводы. В состав магистральных трубопроводов входят: перекачивающиеся станции, линейные сооружения, представляющие собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.

Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел.

Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной и качественной поставки нефти, нефтепродуктов и газа. Процесс доставки и распределения осуществляется системой транспорта и хранения, включающей трубопроводный, водный, железнодорожный и автомобильный транспорт, а также широкой сетью нефтебаз, газохранилищ размещенных по всей территории страны. Склады нефти и нефтепродуктов позволяют компенсировать неравномерность добычи, производства и потребления нефтепродуктов, повышают надежность и ритмичность их доставки потребителям различными видами транспорта, служат для создания гарантийных запасов и специальных резервов для удовлетворения потребностей производства во всех видах топлива.

 Система нефтеснабжения - одна из мощных и важных отраслей народного хозяйства. В настоящее время невозможно прогрессивное развитие почти ни одной отрасли промышленности транспорта, сельского хозяйства без применения нефтепродуктов или продуктов нефтехимии, много из которых используются также для бытовых нужд населения.

Современные нефтебазы представляют собой сложный инженерно-технический комплекс, включающий здания, сооружения, трубопроводы, резервуары, насосные станции и специальные оборудования, предназначенные для приема, хранения и реализации нефтепродуктов.

Предметом исследования нашего дипломного проекта являются основные аспекты реконструкции устаревшего оборудования нефтебазы ТОО «Уральская нефтехимическая компания». На нефтебазе в эксплуатации находятся наземные металлические резервуары для хранения нефтепродуктов различных конструкций, построенные по старым стандартам и типовым проектам, но большинство эксплуатирующихся резервуаров не отвечают возросшим требованиям сокращения потерь нефтепродуктов. В настоящее время наибольшее распространение в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь до 70-95% и относительно дешевы и просты, следовательно, экономически выгодны.

1. Обоснование темы проекта

.1 Общая характеристика нефтебазы

Нефтебаза ТОО «Алемтрансойл» относится к категории опасных промышленных объектов, т.к. имеет в своем составе объекты повышенной опасности, предназначенное для хранения горючих веществ: «нефтебаза».

Нефтебаза расположена в юго-восточной части города между комбинатом «Сигнал» и ЖТЭ. Предназначена для приема нефтепродуктов по железной дороге в железнодорожных цистернах, хранения нефтепродуктов и отпуска потребителям.

Поступление нефтепродуктов осуществляется по железной дороге в железнодорожных цистернах. Прием нефтепродуктов по водному объекту р. Урал не осуществляется. Отпуск нефтепродуктов потребителю осуществляется в автоцистернах.

Здания и сооружения размещены по зонам с соблюдением технологической взаимозависимости и по поточности операций по приему и отпуску нефтепродуктов, а также в соответствии с технологическими условиями и с учетом местных условий.

На территорию нефтебазы имеется два въезда с восточной стороны. Хранение нефтепродуктов осуществляется в 10-ти наземных металлических резервуарах различной емкости для приема, хранения и отгрузки бензина и дизельного топлива.

Емкость резервуарного парка составляет 6670 м³. Грузооборот нефтебазы составляет 17, 47 тыс. т в год в том числе:

o бензина А-76, А-80, АИ-92, АИ-95 - 6,82 тыс.тонн в год;

o   дизельного топлива (сорт в зависимости от сезона) - 10,4 тыс.тонн в год;

o   масла (М10Г2, М10Г2К) - 0,25 тыс.тонн в год.

Прием нефтепродуктов на нефтебазу осуществляется в железнодорожных цистернах по существующему железнодорожному тупику. Зона железнодорожных грузовых операций включает сооружения для выгрузки вагонов. К этой зоне относятся: железнодорожные подъездные пути, эстакада, технологические трубопроводы, насосная станция для перекачки нефтепродуктов. Нефтепродукты поступают в вагоноцистернах от железнодорожной станции г. Уральск расположенной в 7 км от трассы.

Подъездной путь составляет 395 м. Фронт одновременной подачи составляет 6 вагонов.

Уральская перевалочная распределительная нефтебаза ТОО «Дорадо» предназначена для выполнения следующих операций:

·   прием нефтепродуктов по железной дороге наливом в резервуары и в тары;

·   хранение нефтепродуктов;

·   отпуск нефтепродуктов местным потребителям наливом в автоцистерны и в тару;

·   налив одиночно в автоцистерны;

·   в АЗС.

Площадь нефтебазы 1,9 га.

В состав сооружений нефтебазы входят:

- резервуарный парк;

- железнодорожные устройства для слива нефтепродуктов с эстакады;

- продуктовая насосная;

- устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны; 

- операторная;

- очистные сооружения;

- резервуары для хранения противопожарного запаса воды;

- гараж.

Резервуарный парк состоит из:

Бензин А-76 -1000 м³

Бензин АИ-92 -1000 м³

Бензин А-80 -2р -100 м³

Бензин АИ-95 - 250 м³

Диз. топливо - 4р - 1000 м³

Масла (М10Г2, М10Г2К) - 250 м³

К вспомогательным операциям могут быть отнесены очистка и обезвоживание нефтепродуктов (гравитационное отстаивание), смешение топлив, регенерация, ремонт технологического оборудования, эксплуатация зданий и сооружений, транспорта и энергетических устройств.

1.2 Водоснабжение и канализация

Источником водоснабжения нефтебазы является горводопровод, общей протяженностью -250 м. Вода подается по водопроводным трубам диаметром 125, 100 и 75 м. Глубина заложения водопроводной сети 1,5 -1,7 м.

Противопожарный запас воды хранения в трех пожарных водоемах общим объемом 900 м³.

На нефтебазе предусмотрены производственная и бытовая канализация. Канализированы административно-производственные помещения, резервуарный парк, станция налива в автоцистерны.

Для обеспечения технологических нужд и отопления производственных и бытовых зданий имеется газифицированная котельная с двумя котлами Е-1/9 и котла ДКВР 4/13.

Территория нефтебазы ограждена по периметру железобетонными забором с колючей проволокой высотой 2-3 м. Количество ворот -2 шт., в том числе железнодорожных -1, для заезда автотранспорта -1. Для людей на нефтебазу предусмотрена проходная. Вход на нефтебазу посторонним лицам воспрещается. Объект охраняется управлением специализированной службы охраны Западно-Казахстанской области МВД РК.

Нефтебаза ТОО «Алемтрансойл» расположена в юго-восточной части п. Чингирлау. Предназначена для приема по железной дороге в железнодорожных цистернах и автобензовозами, хранения и отпуска потребителям нефтепродуктов. На территорию нефтебазы имеется два въезда с восточной стороны. Хранение нефтепродуктов осуществляется в 10-ти наземных металлических резервуарах различной емкости для хранения и отгрузки бензина и дизельного топлива.

В виду соседства с нефтебазой других промышленных объектов, а именно ОАО «Жайыктеплоэнерго» и комбината «Сигнал» площадь санитарно-защитной зоны ограничивается площадью предприятия, в связи с этим объединение сил и средств по быстрому реагированию предприятий, способствует уменьшению риска развития аварий.

Территория предприятия застроена резервуарным парком светлых нефтепродуктов, производственными, вспомогательными и складскими помещениями, железнодорожным тупиком, сетью проездов и площадок с асфальтобетонным покрытием. Имеется также административное здание, пожарное депо, гараж и авто весовая. Вдоль железнодорожного подъездного пути расположена сливо-наливная ж/д эстакада светлых нефтепродуктов и масел. На выезде расположены эстакады налива светлых нефтепродуктов и масел в автоцистерны. Рельеф участка ровный. Высотные отметки изменяются в пределах 35-36 м над уровнем моря. Вертикальная планировка территории предприятия решена с максимальным приближением к существующему рельефу. Минимальные уклоны по асфальтобетонному покрытию площадок обеспечивают сбор ливневых стоков в специальные емкости.

Отвод земельного участка под нефтебазу в размере 1,9 га.

Район строительства относятся к II В климатическим району, которой характеризуется умеренно -континентальным климатам.

Характеристика природно-климатических условий приведена на основе данных материалов изысканий и данных метеорологической станции Уральск. Климат резко-континентальный, характеризующийся жарким летом и холодной зимой. Климат характеризуется резкой континентальностью, обилием солнечного света, частыми суховеями, интенсивным испарением, малоснежьем, повышенными скоростями ветра и весьма ограниченными запасами продуктивной влаги в почве. Зима холодная, но возможны оттепели, лето жаркое и довольно продолжительное. Зима длится от четырех до пяти месяцев, лето продолжается также четыре-пять месяцев, а весна и осень короткие. Зимой часто бывают бураны, а летом - сильные пыльные бури и суховеи. Самый холодный месяц - январь со средней месячной температурой минус 14 С. Наиболее жаркий месяц - июль со средней месячной температурой 24 С. Абсолютный минимум температуры воздуха минус 39 С; абсолютный максимум + 40 С. Среднегодовое количество осадков 265 мм. Установление снежного покрова наблюдается в конце ноября и достигает наибольшей мощности (15 - 25 см) только в конце первой половины марта. Вес снегового покрова 70 кгс\м. Снежный покров появляется 5 декабря, разрушается 3 апреля.

·   Грунты -суглинок, супесь.

·   Глубина промерзания грунта (в м от поверхности земли) -1-1,5 м.

·   Глубина залегания грунтовых вод (в м от поверхности земли) -2-3 м.

·   Высота снежного покрова -0,15-0,15 м.

Температура наружного воздуха:

·   среднегодовая -4 ⁰С.

·   средняя максимальная наиболее жаркого месяца -23 ⁰С.

·   средняя температура наиболее холодного периода -14 ⁰С.

·   абсолютно максимальная - +42,5 ⁰С.

·   абсолютно минимальная - +38 ⁰С

Решение о реконструкции нефтебазы ТОО «Алемтрансойл» было принято исходя из следующих соображений:

· Истечение срока эксплуатации резервуарного парка нефтебазы

·        Увеличение числа автотранспорта на территории города и области

·        Развитие торговых отношений (перевозка товаров)

·        Дефицит емкостей для хранения светлых и темных нефтепродуктов

·        Замена устаревшей системы верхнего слива и налива светлых

нефтепродуктов в железнодорожные вагоны-цистерны.

Вопросам механизации и автоматизации технологических и коммерческих операций на нефтебазе должно уделяться большое внимание, так как их решение непосредственно связано с повышением эффективности и качества работы нефтебазы. Однако в целом уровень механизации и автоматизации нефтебазы не совсем соответствует современным требованиям.

Часто на нефтебазе слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные вагоноцистерны осуществляется через верхний сливной прибор, при этом используются сливно-наливные стояки. Однако у железнодорожных стояков, которыми в настоящее время оборудованы железнодорожные эстакады, быстро изнашивается набивка поворотного сальника, вследствие чего происходит подсос воздуха и срыв работы стояка: не предусмотрен сбор нефтепродуктов, стекающих из шланга после окончания слива, требуются значительные усилия для подъема и опускания трубы со шлангом.

Наиболее прогресивным является закрытый принудительный слив через нижние сливные приборы, обеспечивающий минимальные потери нефтепродуктов от испарения, более полный и быстрый их слив из цистерн, предотвращающий загрязнение окружающей среды. Одним из существенных недостатков нижнего слива является то, что для открытия и закрытия клапана нижнего сливного прибора цистерны оператор должен подняться на ее верх и открыть люк. Это повышает трудоемкость выполнения операции и создает повышенную опасность для обслуживающего персонала. Кроме того, зона действия установок нижнего слива в настоящее время не превышает 2 м, что затрудняет одновременный слив четырех- и восьмиосных цистерн.

Проблема автоматизации и учета нефтепродуктов при сливеи и наливе в железнодорожные вагоноцистерны - одна из важных аспектов реконструкции зоны железнодорожных сливно-наливных операций нефтебазы. Устаревшее оборудование железнодорожной эстакады не позволяет на должном уровне организовать слив-налив светлых нефтепродуктов. Замена новым более усовершенствованным оборудованием типа УВСН-100, предназначенной для верхнего слива и налива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн. На нефтебазе в эксплуатации находятся наземные металлические резервуары для хранения нефтепродуктов различных конструкций, построенные по старым стандартам и типовым проектам.

Не все эксплуатирующиеся резервуары отвечают возросшим требованиям сокращения потерь.

Активная борьба с потерями нефти и нефтепродуктов способствует значительному уменьшению загрязненности атмосферы и требует расширения объемов внедрения резервуаров, максимально снижающих потери.

При реконструкции действующих резервуарных парков должна учитываться возможность одновременной модернизации резервуаров путем оснащения их различными средствами, способствующими сокращению потерь. Целесообразность проведения модернизации резервуаров должна определяться прежде всего после его технического обследования.

В нашей стране доля резервуаров с понтонами составляет менее 20 %, однако эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений.

Преимущества использования резервуаров с понтоном:

1)      уменьшение газового пространства в резервуаре, а следовательно уменьшение потерь от испарения нефтепродукта (70 - 95%);

) понтон может быть изготовлен из металла или бензостойких неметаллических материалов, например, из металлических секций по контуру, и неметаллической мембраны в средней части;

) экономичное направление капитальных вложений.

Использование понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются:

1) потери углеводородов со смоченных стенок резервуара;

) возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха;

2. Технологическая часть

.1 Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Рельеф площадки нефтебазы и подземная установка резервуаров позволяет осуществлять самотечный слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн. Разность геодезических отметок днища цистерны и верхней кромки образующей резервуара порядка 1,8 м.

В настоящее время основным типом вагонов для перевозки жидких нефтепродуктов являются: четырехосная цистерна для вязких нефтепродуктов с пароподогревательной рубашкой и четырехосная цистерна клепаной или сварной конструкции для маловязких нефтепродуктов. Полный геометрический объем этих цистерн соответственно 61,2 и 72,7 м^3, полезный - 71,2 и 60,0 м³. Грузоподъемность цистерны 60 т.

Преобладающее большинство вагонов-цистерн, обращающихся в настоящее время на железных дорогах, оборудовано универсальными сливными приборами. Универсальный сливной прибор по сравнению со старыми конструкциями имеет следующие преимущества:

резиновые уплотнения создают более герметичные затворы, что позволяет перевозить в цистернах с нижним сливным прибором светлые нефтепродукты;

увеличение диаметра сливного патрубка с 160 до 200 мм позволяет сократить время слива;

благодаря тому, что седло клапана находится на 20 мм ниже уровня образующей котла, обеспечивается полнота слива остатков.

Во избежание возникновения в оболочке котла больших напряжений от избыточного давления или вакуума на цистерне установлен предохранительный клапан, который состоит из впускного клапана, рассчитанного на вакуумное давление 0,02 МПа, и впускного клапана, рассчитанного на избыточное давление 0,15 МПа.

Цистерны с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем, что их нижняя половина котла оборудована паровой рубашкой площадью нагрева около 40 м².

Использование таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефтепродуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы.

Тип сливо-наливных устройств выбирается в зависимости от количества одновременно подаваемых под слив вагонов-цистерн. Поэтому для слива нефтепродуктов на проектируемом складе ГСМ, заданный грузооборот которого предполагает в среднем прием одной цистерны 60 т за двое суток, принимаем установки шарнирно-сочлененного исполнения для нижнего слива нефтепродуктов из вагонов-цистерн с универсальными сливными приборами по ГОСТ 18194-79 следующих типов:

для бензина и дизельного топлива УСН-150 в количестве двух штук;

для масел УСНП-150 (с пароподогревом), что позволяет подогревать сливаемое масло и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время, в количестве одной штуки.

Технологический шаг сливных устройств принимаем равным 4 м.

По нормам слива, согласно “Правилам перевозок жидких грузов, сливом из вагонов-цистерн и бункерных полувагонов”, время слива четырехосной цистерны принимаем равным 2 часа. Тогда расходы при сливе будут равны

цистерны полезного объема 71,2 м³ - 36 м³/ч;

цистерны полезного объема 60,0 м³ - 30,0 м³/ч.

В случае затруднения слива вязких и застывающих грузов и необходимости разогрева их в холодный период года (с 15 октября по 15 апреля) грузополучателю предоставляется на разогрев и слив таких грузов льготное время.

О прибытии нефтепродукта в несоответствующей цистерне, в цистерне с неисправным сливным прибором или в цистернах с неисправными пароподогревательными устройствами станция слива составляет акт общей формы с участием грузополучателя.

Подача под слив и вывод железнодорожных цистерн должны производиться плавно, без толчков и рывков. Для торможения вагонов-цистерн должны применятся башмаки из дерева или металла, не дающего при ударе искр. Торможение брусьями, досками или другими предметами запрещается. А также запрещается слив нефтепродуктов во время грозы. Люки цистерн должны быть закрыты.

Любое перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть обязательно согласовано с оператором участка слива нефтепродуктов и тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

Определение диаметров сливных трубопроводов производим согласно [3].

Определение диаметра трубопровода для слива дизельного топлива.

Внутренний диаметр трубопровода определим по формуле (2.1.):

; (2.1)

где: Q - производительность трубопровода;

; (2.2)

_ц = 60 т - грузоподъемность цистерны;

t = 2 ч. - время слива нефтепродукта из цистерны;

r₂₄₂ - плотность нефтепродукта при температуре 242 К.

Плотность нефтепродукта определим по формуле (2.2.):

r₂₄₂ = r₂₉₃ + x (293 -Т ) (2.2.)

где: r₂₉₃ = 0,840  - плотность нефтепродукта при температуре 293 К;

x = 0,000712  - температурная поправка.

r₂₄₂ = 0,840 + 0,000712 (293 - 242 ) = 0,876 .

Тогда:

.

Согласно ВНТП-3-85 рекомендуемая средняя скорость движения нефтепродуктов в самотечных линиях 0,3¸0,5 , принимаем = 0,5 .

Внутренний диаметр:

Определение диаметра сливного трубопровода для бензина.

Плотность нефтепродукта:

r₂₄₂ = r₂₉₃ + x ( 293 - Т );

где:

r₂₉₃ = 0,720 ;

x = 0,000870 .

r₂₄₂ = 0,720 + 0,000870 (293 - 242) = 0,764

Производительность трубопровода:

Внутренний диаметр:

Определение диаметра сливного трубопровода для масел.

Плотность масла:

r₂₉₃ = 0,90 .

Производительность трубопровода:

Внутренний диаметр трубопровода:

На основании проведенных расчетов принимаем сливные трубопроводы наружного диаметра 159 мм. Трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704-76 из стали марки Ст2сп. группы А по ГОСТ 10705-80.

Сливные трубопроводы прокладываются наземно с уклоном 0,004м в сторону резервуаров. Для предотвращения остывания масла и дизельного топлива в зимнее время наземные трубопроводы этих нефтепродуктов теплоизолируют.

2.2 Система хранения нефтепродуктов в резервуарах

Объем резервуарного парка определим по формуле (2.3.):

; (2.3)

где: Q - годовая реализация нефтепродукта;

k_н - коэффициент, учитывающий неравномерность поступления и реализации нефтепродукта;

r - плотность нефтепродукта;

k_з - 0,95 ¸ 0,97 - коэффициент заполнения резервуара.

Объем резервуарного парка для дизельного топлива:

Q = 10400 ;

k_н = 1,1 - для маловязких нефтепродуктов;

r = 0,840 ;

k_з = 0,95.

Объем резервуарного парка для бензина:

Q = 6820 ;

k_н = 1,1;

r = 0,720 ;

k_з = 0,95;

Тогда объем резервуарного парка для бензина:

Объем резервуарного парка для масел:

Q = 250 ;

k_н = 1,65 - для масел;

r = 0,9 ;

k_з= 0,95;

Следовательно:

Резервуары должны эксплуатироваться в соответствии с “Правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкцией по их ремонту”. Особое внимание должно быть уделено герметизации резервуаров и их оборудованию.

Каждый действующий резервуар должен соответствовать типовому проекту; иметь технический паспорт; быть постоянно оснащенным полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующему стандарту; иметь порядковый номер, указанный на специально установленной табличке.

Нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков и пыли.

Металлические резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны периодически зачищаются: не менее одного раза в два года.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения. Резервуары зачищаются также при необходимости: смены сорта нефтепродукта; освобождение от отложений; высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; ремонта согласно графику, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под другой сорт нефтепродукта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

.3 Расчет РВС-2000 на прочность и устойчивость

Реконструкцией предусмотрено дополнить резервуарный парк резервуаром РВС-2000. Данное решение вызвано увеличением количества транспорта города и области, а также нехваткой емкостей для хранения светлых нефтепродуктов.

Расчет конструкций резервуара и, в частности, определение толщины его стенки по поясам ведется по предельному состоянию. Поскольку стенка резервуара работает главным образом на растяжение, то расчет последнего по предельному состоянию сводится в основном к введению в расчетные формулы дифференцированных коэффициентов безопасности (коэффициентов запаса), т. е. коэффициента перегрузки n и коэффициента условий работы m. Введение этих коэффициентов (различных для разных элементов конструкции) позволяет увеличивать или уменьшать запас прочности того или иного элемента в зависимости от его назначения и вида действующей на него нагрузки. Это, в свою очередь, позволяет более рационально использовать материал и его несущую способность и, следовательно, более экономично его расходовать.

Данные для расчета:H = 11805 мм;

d = 15180 мм;

материал стенки ВМСт3сп5;

расчетное сопротивление стали R = 190 МПа;

коэффициент условий работы m = 0,8;

стенка состоит из 8 поясов;

высота пояса 1490мм;

ρ = 0,0009 кг/см³;

p_изб = 2000 Па.

Поскольку нижний край стенки упруго защемлен (сварен) с днищем, то для первого пояса x = 30см, а не 0, как можно было бы предположить. Подставим данные для первого пояса в формулу:

Аналогично этому подсчитываем толщину остальных поясов. Результаты подсчета стенки для всех поясов сведены в таблицу 2.1. В таблице принимаемые величины толщин поясов получаем округлением результатов расчета. Толщины поясов стенки начиная с VI пояса имеют завышенную величину для обеспечения запаса устойчивости.

Кольцевые усилия определяем по формуле:

.

Радиальные перемещения определяем по формуле:

.

Устойчивость стенки резервуара проверяется по формуле:

,

где σ₁, σ₂ - расчетные осевое и кольцевое напряжения в стенке, возникающее под действием веса крыши резервуара, снеговой нагрузки и вакуума:

;

_ст - весовая нагрузка от верхней части стенки до расчетного уровня; q_к - нагрузка от веса верхнего опорного кольца; q_n - нагрузка от веса покрытия; p_вак - расчетный вакуум; q_сн - снеговая нагрузка; k - коэффициент укладываемости снега (0,7);  - коэффициенты перегрузок;  - толщина стенки на расчетном уровне;  - радиус резервуара.

;

где  - расчетный вакуум;

 - приведенная к равномерному давлению эквивалентная нагрузка от ветра;

 - средняя толщина стенки.

Нагрузка, аналогичная вакууму и эквивалентная ветровой, определяется по формуле:

где  - нормальный скоростной напор ветра;

с₀², с₄ - аэродинамические коэффициенты, зависящие от отношения

;  - коэффициент возрастания скоростного напора ветра,

.

σ₀₁, σ₀₂ - соответственно осевые и кольцевые критические напряжения:

;

где с - коэффициент, определяемый по таблице;

;

где 0,55 - экспериментальный коэффициент,

l - высота рассчитываемого участка l/3

Расчет:

 Н/м

 Н/м

 Н/м

 Н/м

 Н/м

Таким образом, условие устойчивости соблюдается.

2.4     Расчет сферического покрытия

Нагрузки, действующие на сферическое покрытие резервуара, определяют следующим образом:

Нагрузка от собственного веса определяем по формуле:

 Н/м²,

где G_н, G_пр, G_св - массы соответственно настила, продольных несущих элементов и поперечных связей; F_щ - площадь щита в плане.

Суммарная нагрузка на единицу площади щита:

где q_сб, q_сн, q_вак, q_из - нагрузки соответственно от собственного веса, снеговая, от вакуума и от термоизоляции.

Все нагрузки берутся со своими коэффициентами перегрузки.

Значение ординаты треугольной нагрузки по краю щита, опирающегося на стенку резервуара, определится как:

,

где r - радиус резервуара;

n - число щитов покрытия.

Покрытие в целом представляет собой каркас, по которому уложен и приварен к нему настил. Условно можно считать действие приваренного к каркасу настила аналогичным действию диагональных связей, установленных между строительными ногами и кольцевыми ригелями. Расчетная схема покрытия представлена на рисунке.

Таким образом, можно считать каркас покрытия состоящим из геометрически неизменяемых ячеек, а в целом покрытие - пространственной фермой.

Обозначим площадь пояса покрытия между двумя соседними кольцами F_m. Тогда нагрузка на этот пояс:

 Н.

Простым построением силового треугольника (рисунок 2.1) получим значение сжимающего усилия в стропильной ноге, действующего в узле m и направленного по касательной к оси стропильной ноги:

 Н.

О том, что усилие D_m сжимающее, свидетельствует его направление к узлу. Помимо сжатия, участок стропильной ноги в узле m испытывает местный изгиб от нагрузки, распределенной по длине элемента. Значение этой нагрузки пропорционально заштрихованной площади и равно:

 Н.

Изгибающий момент определяем как у свободной опертой балки с треугольной нагрузкой:

.

Отсюда полное напряжение в участке стропильной ноги:

 Н/м.

Верхнее опорное кольцо резервуара подвергается растяжению и изгибу от действия равномерно размещенных сосредоточенных горизонтальных усилий, передаваемых на него от стропильных ног:

 Н

.5 Технологические трубопроводы

Гидравлический расчет проводим согласно учебнику “Расчеты магистральных газопроводов и нефтебаз “А.С. Арзунян, А.В. Громов, И.И. Матецкий. [ ]

Всасывающая линия для дизельного топлива.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость дизельного топлива ( лето ) ;

Плотность при температуре 25°С ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 54,5 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90° сварное с одним швом - 7 шт (x=1,3);

2 Тройник с поворотом - 2 шт (x=1,3);

3 Тройник на проход - 7 шт (x=1,1);

4 Задвижки - 2 шт (x=0,5);

5 Фильтр для светлых нефтепродуктов - 1 шт (x=1,7);

6 Приемный клапан Д_у = 80 мм - 1 шт (x=6).

Расчет:

Принимаем диаметр всасывающего трубопровода равным: d_вн = 70 мм.

Потеря напора на трение по длине трубы и преодоление местных сопротивлений составит:

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

l_пр - приведенная длина трубопровода;

 - скорость движения жидкости.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления.

Число Рейнольдса:

;

где:

 - кинематическая вязкость.

Эквивалентную шероховатость труб принимаем равным ∆=0,2 мм, тогда относительная шероховатость труб е=∆/d_вн=0,2/70=0,003

Критические значения числа Рейнольдса:

Если Re<2300, то поток нефтепродукта находится в ламинарном режиме течения, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Если Re<Re_кр1, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Если Re_кр1<Re<Re_кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Тогда при:

Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Блазиуса

Приведенная длина трубопровода:

l_пр = l + l_экв

где:

l = 54,5 м - геометрическая длина трубопровода;

l_экв - эквивалентная длина местных сопротивлений;

где:  x_i - коэффициенты местных гидравлических сопротивлений.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

;

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 54,5 + 70,06 = 124,56 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: DZ =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

_вс = h_тр + DZ = 4,54+0,35 = 4,89 м;

Для обеспечения бесперебойной работы самовсасывающих насосов необходимо выполнение следующего условия:

где:  Н_вак^доп - допускаемая вакуумметрическая высота всасывания;

Р_б = 103100 Па - барометрическое давление;

Р_п = 1357 Па - давление насыщенных паров дизельного топлива при температуре 25°С ( летние условия );

Dh_Д = 6 м - допускаемый кавитационный запас (характеристика насоса )

Таким образом Н_вс < Н_вак^доп.

Условие бесперебойной работы насоса выполняется.

Всасывающая линия для бензина.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость бензина ( лето ) ;

Плотность при температуре 25°С ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 43,1 м;

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90°, сваренное с одним швом - 7 шт (x=1,3);

2 Тройник с поворотом - 2 шт (x=1,3);

3 Тройник на проход - 1 шт (x=1,1);

4 Задвижки - 2 шт (x=0,5);

5 Фильтр для светлых нефтепродуктов - 1 шт (x=1,7);

6 Приемный клапан Д_у = 80 мм -1 шт (x=6 ).

Принимаем диаметр всасывающего трубопровода равным: d_вн = 70 мм.

Потеря напора на трение по длине трубы и преодоление местных сопротивлений составит:

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

l_пр - приведенная длина трубопровода;

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления.

Число Рейнольдса:

;

Тогда при: ;

Re_кр1<Re<Re_кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

;

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 43,14 + 56,79 = 99,93 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: DZ =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

Для обеспечения бесперебойной работы самовсасывающих насосов необходимо выполнение следующего условия:

Таким образом Н_вс < Н_вак^доп.

Условие бесперебойной работы насоса выполняется.

Всасывающая линия для масла.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,00175 ;

Кинематическая вязкость масла ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 25,5 м;

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90° сварное с одним швом - 6 шт (x=1,3);

2 Задвижки - 2 шт (x=0,5).

Расчет:

Принимаем внутренний диаметр всасывающего трубопровода

равным: d_вн = 51 мм.

Скорость движения масла

.

Число Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Стокса

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

åx = 1,3×6+0,5×2 = 8,8

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 25,5 + 6,13 = 31,63 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: DZ =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

_вс = h_тр + DZ = 1,8+0,35 = 2,15 м^;

Нагнетательная линия для дизельного топлива.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость дизельного топлива ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 20,8 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90° сварное с одним швом - 5 шт (x=1,3);

2 Задвижки - 1 шт (x=0,5);

3 Обратный клапан - 1 шт (x=1,7);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 57´3 мм.

Эквивалентную шероховатость труб принимаем равным ∆=0,2 мм, тогда относительная шероховатость труб е=∆/d_вн=0,2/51=0,004

Критические значения числа Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического трения вычисляем по формуле Альтшуля

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

åx=5×1,3+0,5+1,3 = 8,3

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 20,8 + 13,4 = 34,2 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива DZ =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

_наг = h_тр + DZ = 6,83+2,25 =9,07 м

Нагнетательная линия для бензина.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость бензина ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 13,2 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90° сварное с одним швом - 3 шт (x=1,3);

2 Задвижки - 1 шт (x=0,5);

3 Обратный клапан - 1 шт (x=1,7);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 57´3 мм.

Скорость движения нефтепродукта

Число Рейнольдса:

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

åx=3×1,3+0,5+1,3 = 5,7

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 13,2 + 9,92 = 23,12 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива DZ =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

_наг = h_тр + DZ = 4,28+2,25 =6,53 м.

Нагнетательная линия для масла.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,00125 ;

Кинематическая вязкость масла ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 17,2 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

1 Колено под 90° сварное с одним швом - 4 шт (x=1,3);

2 Задвижки - 1 шт (x=0,5);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 57´3 мм.

Скорость движения масла

Число Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического трения

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

åx=4×1,3+0,5 = 5,7

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 17,2 + 3,97 = 20,17 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива DZ =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

_наг = h_тр + DZ = 1,2+2,25 = 3,45 м

3. Конструкторская часть

.1 Технологический процесс очистки резервуарных емкостей

Процесс обработки (зачистки, отмывки, обезжиривания) резервуаров и емкостей, загрязненных нефтью, нефтепродуктами, маслами, жирами и другими жидкими углеводородами, превратился в актуальнейшую проблему настоящего времени как с позиции экологической и пожарной безопасности, так и с точки зрения огромных финансовых затрат. Применяемые в настоящее время для этих целей технологии связаны с высокой себестоимостью, низкими экологичностью и эффективностью, а также далеко не лучшими условиями труда. Множество предприятий в технологических процессах обработки поверхностей до сих пор пользуется относящимися к группе легко воспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) моющими средствами, такими как ацетон, уайтспирит, керосин, бензин, различные растворители и т.п. Высокая пожароопасность, экологическая вредность, низкая эффективность и высокая себестоимость таких технологий бесспорны. Поэтому большинство предприятий перешло на использование водорастворимых технических моющих средств (ТМС) - каустическая и кальцинированная сода, Лабомид, Форс, Темп, РИК, МЛ-80, МС и т.п.

В настоящее время для зачистки резервуаров с тяжелыми нефтепродуктами используется пропарка их в течение нескольких суток перегретым паром и последующая механическая очистка. При такой технологии весьма сложно достичь необходимой чистоты поверхности для проведения качественной дефектоскопии емкости, а применение механических приспособлений нередко приводит к повреждению дорогостоящих защитных покрытий. Условия труда при нахождении рабочих в хранилище требуют специальных защитных мер. Трудозатраты на ручную очистку велики, а утилизация отходов затруднена. Уйдя, таким образом, от высокой пожароопасности производства, эти предприятия, стремясь к обеспечению механической необходимой чистоты отмываемых поверхностей, столкнулись с необходимостью перехода на высокотемпературные режимы обработки, что, в свою очередь, привело к значительному увеличению теплоэнергопотребления и выделению вредных испарений. В то же время основная экологическая проблема - необходимость сброса отработанных моющих растворов на очистные сооружения, осталась нерешенной. В результате же отсутствия у большинства предприятий средств на поддержание необходимых очистных сооружений в должном виде, а зачастую из-за отсутствия этих очистных сооружений, не все водномасляные эмульсии, образующиеся при отмывке, перерабатываются, а потому и сбрасываются вместе со сточными водами. Немало проблем вызывает необходимость межоперационной защиты деталей от коррозии и антикоррозийного покрытия резервуаров после зачистки.

 Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что применяемые в настоящее время традиционные технологические процессы обработки различных поверхностей экологически опасны, длительны по времени, неэффективны и дорогостоящи. Составляющими высокой себестоимости являются огромные первичные капитальные затраты и чрезвычайно большие эксплуатационные расходы, включающие значительные теплоэнергозатраты и водопотребление, необходимость в стационарных очистных сооружениях и оборудовании для сепарации углеводородов, огромное количество потребляемых традиционных технических моющих средств и защитных покрытий.

В связи с этим крайне актуальной стала замена традиционных технологий на более прогрессивные, экономичные, повышающие качество очистки и антикоррозионной защиты отмываемых поверхностей и позволяющие организовать сам технологический процесс рециркуляционным, бессточным. Таким образом, можно решить проблему снижения загрязнения окружающей среды, избежать строительства новых и реконструкции действующих очистных сооружений, а также значительно снизить энерго- и водопотребление при существенном уменьшении потребности в химикатах для производственных нужд.

Новые технологии очистки емкостей после тяжелых нефтепродуктов позволяет после разжижения и удаления нефтепродуктов, очищать резервуары с минимумом трудозатрат. При этом сначала производится разогрев резервуара паром до температуры 90-100°С. В разогретый резервуар вводится 3-5% моющий раствор "Транс-Нефть" или "ЧистКлин НБ" (в зависимости от загрязнений) в количестве, приблизительно равном количеству оставшегося нефтепродукта. Введение моющего водного раствора подмешиванием к пару позволяет:

) Эффективно воздействовать на донные отложения, - перевести их в раствор и получить двухфазную (раствор - внизу, нефтепродукт - на поверхности) систему. Невыбираемый остаток нефтепродукта доводят до уровня заборного патрубка и создают условия для его переброски в другой резервуар штатными средствами перекачки;

) Провести качественную зачистку стенок резервуара конденсатом рабочего раствора. Интенсивно испаряясь при указанной температуре и конденсируясь на стенках, он активно смывает нефтепродукты с поверхности. При использовании аппаратов высокого давления с подогревом воды до 100-120°С введение в струю эжекцией моющего раствора до концентраций 0,05-0,1% улучшает качество мойки и утилизацию отходов. Они разжижаются до степени, обеспечивающей возможность перекачивания во временные отстойники, где всплывшие нефтепродукты могут быть собраны.

Очистка проводится комбинированным способом: механическим - прочистными машинами фирмы "ROTHENBERGER" (Германия) и гидродинамическим - аппаратами высокого давления собственного производства с реактивными форсунками и моющими средствами.

Предлагаемые альтернативные технологии ориентированы на переход от существующих неэкономичных и экологически вредных способов обработки (зачистки, отмывки, обезжиривания) поверхностей деталей, узлов, механизмов, оборудования, резервуаров и емкостей к замкнутому рециркуляционному режиму без каких-либо значительных затрат. Такие режимы базируются на использовании:

·              во-первых, самоочищающихся моющих средств нового поколения семейства "О-БИС" (отмыватели безотходные ингибирующие самоочищающиеся);

·              и, во-вторых, современного эксклюзивного оборудования на всех стадиях технологического процесса (непосредственно обработка поверхностей, транспортировка водной и углеводородной сред и их смесей, сепарация эмульсий и суспензий, а также гомогенизация нефтепродуктов, с целью получения товарного топлива).

Моющие средства семейства "О-БИС" (патент РФ № 2169175), являющиеся ключом к осуществлению идеи бессточных рециркуляционных технологий замкнутого типа, отличаются высокой эффективностью отмыва при относительно низких температурах (45...55 °С) и способностью выделять отмытый жидкий углеводород с низким содержанием в нем воды (до 1,5 %) на поверхность еще в водном растворе. Регулярно удаляя с поверхности моющего раствора выделенный малообводненный жидкий углеводород и используя его по прямому назначению, пользователь данных технологий получает возможность бессточного, рециркуляционного режима обработки поверхностей, при котором моющий раствор необходимо только подпитывать водой и корректировать добавлением "О-БИС".

Еще одним уникальным качеством "О-БИС" являются их ингибиторные свойства. Оставшаяся после обработки их водным раствором на поверхностях антикоррозийная защитная пленка позволяет избегать дополнительной межоперационной защиты. Таким образом, впервые достигнуто объединение функций, ранее решаемых различными средствами: моющее, деэмульгирующее, ингибирующее.

Основным условием эффективной работы "О-БИС" является определенное физическое воздействие его водного раствора на обрабатываемую поверхность.

Таким воздействием может быть:

гидравлическая струя при обработке струйным методом посредством моечных машинок, мониторов, лафетных стволов и т.п.;

барботаж, ультразвуковые колебания или покачивание изделий в растворе при обработке в моечных ваннах.

При воздействии указанными способами на загрязненные поверхности в слое загрязнителя образуются микроскопические трещинки. Водный моющий раствор "О-БИС", благодаря очень малому поверхностному натяжению, проникает даже в них и концентрируется в полостях, образовавшихся между обрабатываемой поверхностью и углеводородом. Далее, сконцентрировавшийся в полостях водный раствор "О-БИС", создает "расклинивающий" эффект и отрывает углеводород от поверхности. В результате поверхность становится чистой, без остатков углеводородов, причем температура, достаточная для эффективной работы раствора значительно ниже традиционных и колеблется в пределах 45-55°С. Лишь для высоковязких смазок и нефтей требуется незначительное повышение температуры до 60°С. Кроме того, значительно уменьшено время обработки и не бывает недостаточно отмытых поверхностей: углеводород "отщепляется" полностью и, что чрезвычайно важно для охраны труда и окружающей среды, для достижения эффективности обработки поверхностей, не требуется увеличения щелочности раствора. Таким образом, найдена принципиально новая формула моющей способности. Таблица сравнения с традиционными моющими средствами выглядит следующим образом:

Традиционные водные моющие средства хорошо растворяются в нефтепродуктах: от 3-5% в светлых видах топлива и до 20% и более в мазутах. При этом в водной фазе при ее достаточной щелочности может оставаться в стабильно-эмульгированном состоянии до 10% углеводородов и их производных. Взаимная растворимость нефтепродуктов и растворов моющих средств семейства "О-БИС" гораздо меньшая. Присутствие этих моющих средств снижает растворимость воды в нефтепродуктах до концентрации <1,5%. Это удовлетворяет требованию к обводненности жидких топлив и позволяет направлять отсепарированный нефтяной слой на реализацию, минуя стадию его обезвоживания путем длительного прогревания и отстаивания. Растворимость в водном растворе "О-БИС": мазутов - не более 2,5 мг/л, а светлых сортов топлив - не более 15 мг/л. Поэтому и общее содержание нефтепродуктов в растворах "О-БИС", где отсутствуют эмульгированные углеводороды, не превышает 10-15 мг/л. Столь малая равновесная концентрация обеспечивает полное и своевременное отделение отмытых нефтепродуктов и сохраняет высокую эффективность моющего раствора после сепарирования.

Экспериментальные наблюдения показали, что растворы типа «О-БИС» способствуют образованию защитной пленки и в тех случаях, когда поверхность металла не была защищена. Наличие такой пленки ускоряет повторные мойки и улучшает их качество.

Таким образом, можно утверждать, что переход на технологии с использованием самоочищающихся моющих средств нового поколения семейства "О-БИС" дает следующие преимущества:

·              почти двойное снижение температуры обработки поверхностей;

·              замкнутую систему промышленного водопользования;

·              многократное снижение потребления воды;

·              бессточность технологического процесса;

·              наличие свойств самоочистки;

·              многократное снижение потребления моющего состава;

·              значительное снижение времени обработки;

·              возможность использования по назначению выделенных углеводородов;

·              возможность работы со всеми видами легких и тяжелых углеводородов;

·              остаточное содержание углеводородов в моющем растворе не более 10...15 мг/л;

·              улучшение санитарных условий и снижение производственного травматизма;

·              снижение интенсивности коррозии отмытых поверхностей и, как следствие, повышение качества последующих зачисток и увеличение срока службы резервуаров, отмытых без пропарки.

.2 Зачистка вертикальных цилиндрических резервуаров

Обработка загрязненных поверхностей резервуаров производится струей водного раствора "О-БИС", подаваемого под давлением около 1,0 МПа посредством специальных моечных машинок. В качестве альтернативных средств подачи моющего водного раствора могут быть также использованы лафетные стволы, мониторы и т.п.

Для резервуаров без стационарной системы размыва отложений с большим количеством остатков и с затруднительным доступом оборудования внутрь резервуара целесообразно использовать гидромониторы с ручным управлением типа ГМ, устанавливаемые на люках-лазах первого пояса резервуара.

Основным специальным узлом системы мойки является напорно-откачивающий блок, включающий гидромонитор с ручным приводом, смонтированный на фланцевой крышке люка-лаза резервуара и позволяющий изменить направление струи; напорный трубопровод и патрубок для откачки размытого остатка.

Гидравлическая схема мойки резервуара представлена на рисунок 3.2. Напорно-откачивающие блоки подключаются к коллекторам подачи ТМС и откачки размытого остатка, которые в свою очередь подключаются к приемо-раздаточным трубопроводам резервуара.

В зависимости от условий работы может комплектоваться сменными соплами различного диаметра. После проветривания резервуара рабочий в изолирующем противогазе удаляет с днища донные отложения с помощью лопаты, нагружая шнековый транспортер, подающий их в установку для рекультивации тяжелых нефтеотходов УРТН.

После переработки тяжелых нефтеотходов углеводородная часть поступает в сборник, а отмытый шлам утилизируются.

Для подачи моющего раствора "О-БИС" на стенки, верхнее перекрытие (крышку) и днище резервуара используют моечную машинку, закрепленную на трубе. Машинка представляет собой двух или трехступенчатый бронепойт, привод которого состоит из водяной турбины, вращающейся под напором моющего раствора. При этом сопла машинки поворачиваются в горизонтальном и вертикальном направлениях, что позволяет обработать всю поверхность резервуара.

Далее зачистка осуществляется в следующем порядке:

а) водный раствор с "О-БИС" подается из УМПС в резервуар через моечную машинку; б) по линии 9 насос откачивает смешанные с раствором "О-БИС" остаточные нефтепродукты в установку УМПС; в) процесс отмывки повторяется до полной очистки резервуара; г) время (кратность) отмывки зависит от площади отмываемой поверхности, ее загрязненности и времени года; д) после отстоя (10 - 15 мин) выделенные из раствора нефтепродукты перекачиваются в резервуар 2 и могут быть использованы по назначению; е) очистившийся водный раствор "О-БИС" направляется для отмывки следующих резервуаров; ж) отмытый (зачищенный) резервуар должен быть принят от ответственного лица-бригадира специально назначенной комиссией с оформлением акта.

Гидромонитор ГМ-1М предназначен для отмывки от загрязнений нефтью, мазутом и нефтепродуктами внутренних поверхностей емкостей и цистерн струей воды или моющей жидкости. Для работы гидромонитора необходимо обеспечить подачу в него моющей жидкости под давлением 0,5±0,1МПа. Расход моющей жидкости при давлении 0,5МПа - 10±1,5 куб.м/час; температура не более 90^оС.

На отложения воздействуют направленной напорной струей моющего раствора. Напорная струя при соударении со стенкой растворяет и смывает отложения, которые откачиваются из резервуара откачивающим насосом. Из резервуара промывочная смесь направляется в отстойник, где происходит отстой воды от нефтепродукта

Моечная машинка и параметры режима работы (расход и давление моющей жидкости) должны подбираться с учетом обеспечения промывки наиболее удаленных от моечной машинки зон в резервуаре (окрайки днища). Сравнивая требуемую длину струи по зависимости эффективной длины струи от давления на выходе из сопла для моечных машинок, по зависимости эффективной длины струи от давления на выходе из сопла для моечных машинок, можно сделать вывод, что гидромонитор ГМ-1М подходит [7].

.3 Гидравлический расчет гидромонитора

Рабочая скорость моющего раствора (м/с) [7]

, (3.1)

где V - расход гидромонитора, м³/ч;- диаметр трубы, м.

Потребное давление водного раствора

, (3.2)

где 1,05 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления (повороты и др.);

∑р_{г. у} и ∑р_{в. у} - суммы потерь давления на горизонтальных и вертикальных участках соответственно.

Потери давления на горизонтальном участке

, (3.3)

где L - длина участка, м;

ρ_п- плотность раствора, кг/м³

Потери давления на вертикальном участке

Р_г = L_гgρ_п, (3.4)

Принимая расход гидромонитора, равной 15 м³/ч, рабочая скорость моющего раствора на вертикальном участке гидромонитора

=14,7 м/с, (3.6)

где V - расход гидромонитора, м³/ч;- диаметр трубы, м.

Рассчитываем потери давления на горизонтальном участке по формуле (3.3)

=0,77 МПа, (3.7)

Потери давления на вертикальном участке по формуле (3.4)

Р_в.у = 0,4·9,81·1024=0,004 МПа (3.8)

Потребное давление водного раствора по формуле (3.2)

3.4 Кинематический расчет гидромонитора

Частота вращения турбинки n₁=8000мин^-1;

Передаточное число червячной пары u₁=8;

Тогда частота вращения на червячном колесе (предварительно)

n₁===1000 мин^-1; (3.10)

Частота вращения конического колеса n₃=n₂=1000 мин^-1;

Передаточное число конической пары u₂=1/1,25;

Частота вращения конической шестерни

₄==1000/=2500 мин^-1; (3.11)

Частота вращения цилиндрической шестерни n₅=2500мин^-1;

Передаточное число цилиндрической пары u₃=4;

Тогда частота вращения цилиндрического колеса

₆===625мин^-1; (3.12)

Общее придаточное число

=u₁·u₂·u₃=8·1/2,5·4=12,8 (3.13)

3.5 Силовой расчёт гидромонитора

Вращающий момент на валу турбинки T₁=2,0 Н·м;

Вращающий момент на валу червячного колеса T₂=T₁·u₁=2.0·8=16 Н·м;

Вращающий момент на валу конического колеса T₃= T₂=16Н·м;

Вращающий момент на валу конической шестерни T₄=T₃·u₂=16·1/2,5=6,4Н·м;

Вращающий момент на валу цилиндрической шестерни T₅=T₄=6,4 Н·м;

Вращающий момент на цилиндрическом колесе T₆=T₅·u₃=6,4·4=25,6 Н·м.

.6 Расчет червячной пары гидромонитора

. Ориентировочное значение КПД

 (3.14)

. Вращающие моменты на валах: Т₁=2 Н·м; Т₂=Т₁·u₁·η= 2,0·8·0,912=24,59 Н·м

. Принимаем z₁=4, тогда z₂=u₁·z₁=8·4=32>z_2min=28

. Ориентировочное значение скорости скольжения

 (3.15)

При =8,4 м/с >5 м/с

. Материалы венца червячного колеса и червяка принимаем для венца червячного колеса оловянную бронзу Бр 010ф1. она обладает высоким антифрикционным и противозадирным свойством, (отливка в кокиль). По табл. 9.2 [16] для червяка принимаем сталь 20Х с термообработкой.

. Допускаемые напряжения для материала Бр 010ф1 венца колеса: допускаемое контактное напряжение по табл. 11.3 [16]

 Н/мм², (3.16)

где =0,8 - коэффициент, учитывающий интенсивность изнашивания зубьев колеса;

=44 Н/мм² - допускаемое напряжение изгиба.

. Межосевое расстояние

=52,7 мм, (3.17)

принимаем по ГОСТ 2144-76 =50 мм

. Предварительное значение модуля зацепления

 (3.18)

принимаем m=2,5 мм

. Коэффициент диаметра червяка

q≥0,25·32=8

Сочетание значений m=2,5 мм и q=8 обеспечивается

. Основные размеры червяка

₁=q·m=8·2,5 = 20 мм

d_а1=d₁ + 2m=20 + 2·2,5=25 мм; d_f1=d₁ - 2,4 m=20 - 2,4·2,5=14 мм

в₁=(с₁+с₂z₂)m=(12,5+0,9·32)2,5=103,25 мм,

где с₁ и с₂ - вспомогательные коэффициенты.

Увеличиваем в₁ на 3m=3·2,5=7,5 мм и принимаем в₁=110 мм.

Длительный угол подъема γ линии витка

tg γ = z₁/q=4/8=0,5; γ=26^о30′

. Основные размеры червячного колеса

₂=m·z₂=2,5·32=80 мм;

d_а2=d₂ + 2m=80 + 2·2,5=85 мм; d_f2=d₂ - 2,4 m=80 - 2,4·2,5=74 мм

d_ам2≤d_а2 + 6m/(z₁+2)=85 + 6·2,5/(4+2)=87,5 ≤мм; в₂ ≤ 0,75d_а1=0,75·25=18,75 мм

. Фактическая скорость скольжения

 (3.19)

. КПД передачи η по формуле (11.20 [16]).

По таблице 11.2 [16] при = 9,36 м/с. Принимаем φ= 0^о50^/. Тогда

 (3.20)

.6 Предварительный расчет валов

Ведущий вал червячной передачи

Червяк выполним за одно целое с валом. Диаметр выходного конца при допускаемом напряжении [τ_к]=25 МПа

 (3.51)

Принимаем = 10 мм. Шпонка сегментная под турбинкой, под подшипником диаметр вала 12 мм, далее идет диаметр 13 мм и сам червяк = 14 мм

Ведомый вал червячной передачи.

Учитывая влияние, принимаем изгиба вала от посадки консольного колеса конической зубчатой передачи [τ_к]=20 МПа

Диаметр выходного конца вала

Принимаем =18 мм, под подшипником =20 мм, под червячном колесом =22 мм

Вал конической шестерни и цилиндрической шестерни.

Учитывая влияние изгиба вала, принимаем [τ_к]=20 МПа.

Выходной конец вала со стороны конической шестерни

Принимаем =12 мм, под подшипниками d_п3= 15 мм.

Полый вал под цилиндрическим колесом

Примем = 28 мм, чтобы получилось под трубу 25,4^//, т.е. труба 1^//

3.7 Технологический процесс зачистки резервуара

Технологический процесс должен выполняться в соответствии с утвержденным регламентом, «Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту» и другой утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документацией.

Технологический процесс зачистки включает следующие технологические операции:

·   подготовительные работы;

·        удаление технологического остатка нефтепродукта;

·        предварительная дегазация резервуара для приведения газовоздушной среды во взрывобезопасное состояние;

·        мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

·        дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

·        удаление и обработка донных отложений;

·        доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки.

Способ механизированной мойки следующий:

а) гидромонитор устанавливается в центральный люк, расположенный на крыше резервуара, для мойки верхнего участка корпуса и крыши резервуара; далее гидромонитор постепенно опускается для мойки нижнего участка вертикальной поверхности корпуса и днища;

б) после промывки части резервуара (на одном уровне) гидромонитор перестанавливается в смежные люки и устанавливается для промывки на том же уровне;

в) в процессе мойки гидромонитор при необходимости опускается на штанге на два или три различных уровня в зависимости от высоты корпуса резервуара.

Количество циклов мойки определяется величиной остатка нефтепродукта на внутренней поверхности резервуара.

Цикл мойки зависит от скорости перемещения сопел гидромонитора на заданный угол поворота.

Наиболее оптимальными условиями являются:

·     поддержание угла встречи промывочной воды с промывочными поверхностями (угол 36-45°);

·        скорость перемещения струи промывочной воды по обмываемой поверхности, не превышающая 0,5 м/с;

·        шаг между следами струй на поверхности 200-300 мм;

·        общий период цикла в пределах 2 ч.

После промывки внутренних поверхностей зачищаемого резервуара на днище остается в небольшом количестве невыбираемый при выкачке из него с промывочной водой технологический остаток нефтепродукта.

Этот остаток препятствует созданию в резервуаре санитарно-гигиенических условий, которые согласно ГОСТ 12.1.005 требуются для входа в него работников, и выполнения необходимых заключительных технологических операций по зачистке. Наибольшие трудности с затратой значительного времени вызывает удаление из резервуара остатков тетраэтилсвинца.

После взятия проб и анализа воздуха из резервуара дается справка о соответствии воздушной среды зачищаемого резервуара санитарно-гигиеническим требованиям, а данные заносятся в журнал учета концентрации паров углеводородов и других газов в резервуаре.

4. Безопасность и экологичность проекта

.1 Требования безопасности при складировании и хранении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции

Наиболее важнейшим фактором в проектировании и эксплуатации объектов хранения транспорта нефти и нефтепродуктов является экологическая безопасность, включающую в себя также и противопожарную безопасность, а также дополнительные меры защиты средств хранения. Без соблюдения даже минимальных требований нормативов безопасности резко повышаются многочисленные факторы риска, которые ведет к крупным потерям нефтепродукта, непоправимому загрязнению экологии, риску гибели людей.

На Карачаганакской малотоннажной установке МТУ-400 проектом предусмотрены различные меры и средства, которые предназначены для предотвращения аварийных ситуаций и безопасной работы персонала, отвечающие требованиям экологическим требованиям нормативных актов Республики Казахстан.

Связь между технологическим оборудованием внутри блоков, между блоками, а также внешние связи с другими установками, как правило, осуществляется прокладкой технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций по эстакадам.

Продукция, при нормальной работе установки, складируется следующим образом.

Смесь легкой и тяжелой нафты в промежуточные резервуары временного хранения промышленного парка. Из промышленного парка нафта, после отстаивания и дренирования подтоварной воды, откачивается на нефтебазу в г.Аксай. Газойлевая фракция складируется так же, как и нафта.

Остаток перегонки конденсата из резервуаров временного хранения загружается в автоцистерны на эстакаде автоналива и вывозится на нефтебазу в г. Аксай.

Промежуточных емкостей для хранения нефтепродуктов на установке не предусмотрено.

Емкости промышленного парка находятся внутри обваловки, препятствующей розливу нефтепродуктов по территории предприятия и загрязнению почвы и грунтовых вод. В случае разгерметизации резервуара, продукт собирается внутри обваловки и сбрасывается в закрытый колодец. Из колодца нефтепродукты откачиваются передвижными насосами в емкость некондиционных продуктов Т810, откуда насосами Р-809/А,В направляются в сырьевую емкость V101A на повторную переработку.

При розливе остатка перегонки, быстро застывающий продукт должен быть быстро перекачен из колодца в подземную емкость Т811 и далее в Т810. Остатки продукта смываются к трапу паром. Для этих целей колодец должен быть оборудован переносным паровым змеевиком для подогрева откачиваемого остатка, а сам насос иметь фильтрующую насадку для защиты насоса от мусора.

.2 Противопожарная безопасность

При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

·образование взрывоопасной среды;

·загазованность воздуха рабочей зоны;

·повышенный уровень статического электричества;

·повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

·выполнение работ на высоте;

·повышенная или пониженная подвижность воздуха;

·недостаточная освещенность на рабочем месте:

·воздействие на организм человека электрического тока;

·повышенная или пониженная влажность воздуха.

Исходя из вышесказанного можно сделать вывод о том, что главным фактором снижения риска пожара и аварии является неукоснительное требование правил соблюдения технологического процесса и норм противопожарной безопасности. Действующими законами, нормативными актами Республики Казахстан установлены следующие требования безопасности.

4.3 Требования безопасности при выполнении технологических операций в резервуарах и резервуарных парках

Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти: и воды должны иметь указатель состояния («Открыто» и «Закрыто»). При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара. Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

В случае перелива нефти из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар, а разлитую нефть откачать в незаполненные резервуары. Резервуар, где произошел перелив, отключить. Подключить его можно только после устранения загазованности, уборки загрязненного грунта, проведения расследования причин перелива я устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.

При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20ºС необходимо провести контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов. Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии 10... 12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарных парках с сернистыми нефтями замер концентраций паров или отбор проб следует осуществлять, кроме того, на расстоянии 5...10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны. [5]

Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Нефть, находящаяся в резервуарах и резервуарных парках, по токсичности относится к III классу опасности вредного вещества. Нефть с содержанием сероводорода, в зависимости от его концентрации, относится ко II или III классу опасности вредного вещества.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: для отдельно стоящего резервуара - не менее двух, для группы резервуаров - не менее четырех. Переходить через обвалования в других местах запрещается.

Если на территории парка трубопроводы возвышаются более чем на 0,5 метра от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостики с перилами.

Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

Должен быть установлен постоянный контроль за исправностью лестниц, ограждающих конструкций на кровле и крыши резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.

При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12А124. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

При ручном отборе проб и замере уровня нефти, при спуске подтоварной воды, открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе с открытыми люками последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом.

Запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную, а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы.

4.4 Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров

·предотвращения разлива и растекания нефти;

·предотвращения образования на территории резервуарных парковгорючей паровоздушной среды и предотвращения образования в горючей среде источников зажигания;

·противоаварийной защиты, способной предотвратить аварийный выход нефти из резервуаров, оборудования, трубопроводов;

•организационных мероприятий по подготовке персонала, обслуживающего резервуарный парк, к предупреждению, локализации и ликвидации аварий, аварийных утечек, а также пожаров и загораний.Ответственность за обеспечение пожарной безопасности резервуаров и резервуарных парков несут первый руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложена ответственность за пожарную безопасность на рабочих местах в соответствии с должностной.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны оснащаться системами пенного пожаротушения и водяного охлаждения согласно СНиП 2.11.03 [5]

Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действиям.

Для обеспечения пожарной безопасности должна быть создана пожарная охрана согласно БКПБ 2000 «Пожарная охрана объектов транспортировки нефти», согласно которым определяется численность пожарной охраны и оснащенность пожарной техникой.

Для каждого резервуарного парка в составе НПС, согласно Приложению 1 ППБ 01-93, должны быть разработаны цеховая и общеобъектовая инструкция о мерах пожарной безопасности в соответствии с настоящими правилами и "Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами, указанными в IIПБ 01-93 «Правила пожарной безопасности в Республике Казахстан».

На территории резервуарного парка должны быть установлены знаки пожарной безопасности по НПБ 160-97 для обозначения места расположения пожарного инвентаря, оборудования, гидрантов, колодцев и т. д., подходов к нему, а также для обозначения запретов на действия, нарушающие пожарную безопасность.

Состояние оборудования резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Электротехническое оборудование и его элементы, располагаемые во взрывоопасной зоне резервуара, должны быть взрывозащитного исполнения согласно ГОСТ 12.2.020. ГОСТ 22782.0. ПУЭ.

Электробезопасность средств измерения уровня и отбора проб, имеющих электрическое питание, обеспечивается по ГОСТ 12997. Электрическую часть средств измерения уровня и отбора проб не допускается устанавливать внутри резервуара.

4.5 Система подслойного пожаротушения

Система подслойного пожаротушения - это установка, с помощью которой низкократная плёнкообразующая пена, получаемая в высоконапорных пеногенераторах из рабочего раствора фторсинтетического пенообразователя, подаётся по пенопроводу через внутреннюю разводку и Т- образные сопла в нижний пояс резервуара. Система подслойного пожаротушения включает следующие основные элементы: высоконапорные пеногенераторы с задвижкой, устанавливаемые, как правило, за обвалованием; линии пенопроводов, в которые последовательно монтируются сливной патрубок с вентилем, обратный клапан, предохранительная мембрана и задвижка; разводку пенопроводов внутри резервуара, оканчивающуюся Т-образными соплами.

Система подслойного пожаротушения резервуаров имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционной системой тушения пеной средней кратности. Высоконапорные пеногенераторы, устанавливаемые за обвалованием, не выходят из строя при разрушении верхнего пояса и крыши резервуара. Личный состав пожарных подразделений и пожарная техника также находятся за обвалованием и не подвергаются опасности от выброса горящей нефти или тяжёлых нефтепродуктов. В системе подслойного пожаротушения могут применяться только синтетические фторуглеродные пенообразователи. Низкократная пена на основе синтетических фторуглеродных пенообразователей способна самопроизвольно растекаться по горючей жидкости и формировать на её поверхности устойчивую водную плёнку, обладающую высокой изолирующей способностью. Такая плёнка легко восстанавливает свою структуру после механического повреждения и сохраняет изолирующее действие в течение нескольких часов. Низкократная плёнкообразующая пена не только обладает высокой огнетушащей способностью, но и не смешивается с нефтью и нефтепродуктами при подъёме на поверхность. Использование системы подслойного пожаротушения позволяет ликвидировать пожар, несмотря на наличие закрытых сверху участков поверхности горения (так называемых "карманов"), подтопление понтона и плавающей крыши. Пена способна обтекать затонувшие конструкции и растекаться по всей поверхности горючей жидкости.

Огнетушащая способность системы подслойного пожаротушения практически не зависит от времени свободного горения резервуара. Пена подаётся в нижний, холодный слой горючей жидкости. При этом происходит перемешивание горючей жидкости и снижение её температуры. Эти факторы обуславливают высокую эффективность и надёжность системы подслойного пожаротушения.

Система подслойного пожаротушения способна работать отпередвижной пожарной техники и вавтоматическом режиме. Для приготовления рабочего раствора пенообразователя могут применяться специальные баки-дозаторы (при работе в автоматическом режиме) и смесители-дозаторы (при работе от передвижной пожарной техники). Для обнаружения загорания горючей жидкости в резервуаре должны использоваться пожарные датчики или термочувствительный кабель. Система подслойного пожаротушения применяется в стальных вертикальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей, понтоном, а также в железобетонных резервуарах. Резервуары с понтоном и плавающей крышей дополнительно оборудуютсякомбинированной системой пожаротушения, включающую дополнительно систему тушения пожара в кольцевом зазоре.

4.6 Расчет установок пожаротушения пеной низкой и средней кратности

Определить расчетные расходы пенообразователя и волы, тип и количество пеногенераторов при тушении пожара в резервуаре пеной средней кратности в зависимости от их конструкции, а также пеной низкой кратности, подаваемой в слой нефтепродукта [6]. Исходные данные:

·резервуар вместимостью 400 м³ со стационарной крышей (СК); хранимый продукт - нафта с температурой вспышки менее 28 °С;

·жесткость воды для приготовления раствора пенообразователя до 10 мг·экв/л

·марка пенообразователя для тушения пеной средней кратности - ПО- 1Д, для тушения пеной низкой кратности, подаваемой в слой продукта - ФОРЕТОЛ.

Пена средней кратности

По нормативным таблицам, в зависимости от марки пенообразователя (ПО-1Д), определяем нормативную интенсивность подачи раствора - 0,08 л/(с·м²). В зависимости от жесткости воды (до 10 мг·экв/л) определяем рабочую концентрацию пенообразователя в растворе - 6 %.

Для наземных резервуаров СК по таблице определяем:

·расчетный расход раствора пенообразователя -12 л/с;

·тип пеногенераторов - ГПСС-2000;

·количество пеногенераторов - 2 шт.

Пена низкой кратности

По таблицам определяем нормативную интенсивность подачи раствора - 0.08 л/(с·м²).

В зависимости от жесткости воды (до 10 мг·экв/л) определяем рабочую концентрацию пенообразователя в растворе - 5 %.

Для наземных резервуаров определяем:

·расчетный расход раствора пенообразователя - 20 л;

·тип генераторов - ВПГ-20;

·количество пеногенераторов - 2 шт.

.7 Расчет системы подслойного пожаротушени

Расчёт системы тушения пожара нефти, имеющей температуру вспышки выше 28 °С, в резервуаре РВС-400 со стационарной крышей. В каре расположено 4 резервуара. Тушение осуществляется гидромониторами от передвижной пожарной техники [6].

Исходные данные: Диаметр резервуара - 8,53 м. Площадь горизонтального сечения резервуара - S = 57,11 м². Длина окружности резервуара - L = 13,4 м.

Нормативная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя I_н = 0,05 дм³/м²с.

Нормативная интенсивность подачи воды на горящий резервуар - I_н1 = 0,8 м³/м²с. Нормативная интенсивность подачи воды на соседние резервуары - I_н2 = 0,3 ³/м²с.

Производительность (расход) гидромонитора по рабочему раствору пенообразователя (гидромонитор FJM-80) - Q = 50 дм³/с.

Концентрация рабочего раствора синтетического фторуглеродного пенообразователя (пенообразователь подслойный) - С = 3 % (об.).

Нормативное время тушения при использовании передвижной техники-

Т = 900с.

Расчёт системы пожаротушения:

Количество гидромониторов, необходимое для тушения резервуара:

  (5.1)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, т.е. = 1 шт.  Фактическая интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя:

 (5.2)

Объём рабочего раствора пенообразователя на одно тушение:

 (5.3)

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на одно тушение:

 (5.4)

.

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на тринадцать тушений:

Расчёт системы охлаждения: Количество гидромониторов, необходимых для охлаждения горящего резервуара:

нефтепродукт гидромонитор резервуар

 (5.7)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, т.е. N₁ = 3 шт. Количество гидромониторов, необходимых для охлаждения соседних резервуаров:

 (5.8)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, так как в обваловании рядом с горящим находится 3 резервуара, то N₂ = 3 шт. Общий расход воды на охлаждение горящего резервуара и резервуаров, соседних с ним в группе рассчитывается по формуле:

 (5.9)

Общее количество гидромониторов, необходимых для тушения и охлаждения резервуаров - 5 шт.

4.8 Меры пожарной и санитарной безопасности при зачистке резервуаров

. При выполнении зачистных работ в резервуаре необходимо учитывать специфические свойства нефтепродуктов: пожароопасность. взрывоопасность. токсичность, испаряемость, способность электризоваться.

2. В целях обеспечения пожарной безопасности и охраны труда при выполнении технологических операций по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов необходимо учитывать следующие требования:

· При дегазации резервуара с использованием только естественной вентиляции, с целью проведения в нем промывочных зачистных работ, для достижения предельно допустимой взрывобезопасной концентрации равной 5 % от нижнего предела взрываемости (НПВ) затрачивают от 3 до 5 и более суток.

· При снижении концентрации паров нефтепродуктов в резервуаре до величины менее 0,5 НПВ и скорости газовоздушной среды менее 10 м/с возможно включение вытяжной принудительной вентиляции, а при концентрации более 0.5 НПВ - только приточной.

· Для промывки внутренней поверхности резервуара гидромониторами концентрация паров нефтепродуктов должна быть снижена до 5 % НПВ.

· При наличии источников возгорания (при проведении огневых ремонтных работ) предельно допустимая взрывобезопасная концентрация в резервуаре должна быть доведена до 5 % НПВ; при отсутствии источника возгорания допускается концентрация 10 % НПВ.

3. До начала работ по зачистке резервуаров необходимо иметь данные об электрическом сопротивлении заземляющих устройств зачищаемого резервуара. Для предотвращения накопления статического электричества гидромониторы должны быть заземлены.

Заземленным считается оборудование при сопротивлении заземления не более 100 Ом. Наличие заземления на всем протяжении непрерывной электрической цепи обеспечивается выполнением заземляющих устройств в соответствии с требованиями ПУЭ, СНиП 3.05.06-85. ГОСТ 12.1.030.

. Рукава резинотканевые должны быть электропроводными. Рукава из неэлектропроводных материалов с металлическими наконечниками должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм (или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм) с шагом витка не более 100 мм. Один конец проволоки (тросика) соединяется пайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой - с наконечником рукава.

При использовании армированных или электропроводных рукавов их обвивка не требуется при условии обязательного соединения арматуры или электропроводного резинового слоя с заземленным трубопроводом и металлическим наконечником рукава. Во всех случаях наконечники рукавов должны быть изготовлены из металла, исключающего искрообразование.

5. При промывке внутренних поверхностей резервуаров запрещается применять рукава, имеющие повреждения и изношенные места (разрывы, отслоения внутренней поверхности, выпучины).

. Перестановка гидромониторов должна производиться только после прекращения подачи моющей воды к ним и при отсутствии давления в рукавах.

7. Перед входом работников в резервуар, в который опущены гидромониторы, необходимо проверить отсутствие напора в рукавах, подводящих промывочную воду (остановка насосов), и закрытие концевых клапанов, к которым присоединены рукава.

8. Во время грозы зачистные работы в резервуаре должны быть прекращены.

9. Нельзя допускать как создание давления в резервуаре выше расчетного за счет температурного расширения газового пространства, которое может повлечь его разрушение, так и резкого охлаждения резервуара, которое может вызвать падение давления внутри его и потерю устойчивости.

Дыхательные и предохранительные клапаны на резервуаре должны быть в исправном состоянии.

10. Все оборудование, используемое на зачистных работах, следует поддерживать в исправном состоянии, не допуская утечки продуктов промывки.

11. Зачистку резервуаров от остатков сернистых нефтепродуктов проводят по разработанному на предприятии графику. Продукты зачистки с сернистыми соединениями для предупреждения их самовозгорания следует содержать во влажном состоянии до удаления из зоны хранения нефтепродуктов.

12. Работа внутри резервуара допускается только в дневное время, при непрерывной вытяжной вентиляции, контроле газовоздушной среды, постоянном присутствии у нижнего люка резервуара наблюдающих.

. Работа в резервуаре, как правило, проводится в противогазах.

Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная концентрация кислорода составляет не менее 20 %. а содержание вредных паров и газов менее предельно допустимых концентраций. При этом должна быть исключена возможность попадания вредных, взрывопожароопасных паров и газов извне.

14. При зачистке резервуаров применяют шланговые противогазы марки ПШ-1. При проведении работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха следует пользоваться шланговым противогазом марки ПШ-2 с принудительной подачей воздуха с обязательным постоянным наблюдением за работой вентилятора. Запрещается использовать фильтрующие противогазы. Продолжительность непрерывной работы в резервуаре в противогазе должна быть не более 15 мин, после чего следует отдых на свежем воздухе не менее 15 мин.

15. Работа внутри резервуара разрешается при температуре воздуха внутри резервуара ниже 35 ^оС и относительной влажности выше 70 %.

. Запрещается допуск работников в резервуар во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара.

17. Место проведения зачистных работ должно быть обеспечено средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

18. Все работники, участвующие в зачистке резервуаров, должны быть обеспечены комбинезонами, куртками из неэлектризующихся материалов, сапогами резиновыми формовыми или другой обувью, защищающей от¹ нефтепродуктов, дегазаторами (хлорной известью. керосином), а также горячей водой и мылом.

19. Для освещения поверхностей внутри резервуара применяют только переносные аккумуляторные взрывобезопасные фонари напряжением не выше 12 В. Включение и выключение их должно производиться за обвалованием резервуара.

20. В случае появления у работников признаков отравления руководитель работ должен немедленно прекратить работы, срочно эвакуировать пострадавших из резервуара для оказания первой помощи. а при необходимости отправить в лечебное заведение. Дальнейшие работы внутри резервуара могут возобновиться только после установления причин отравления работника и устранения их.

21. На месте проведения работ по зачистке резервуара должна быть аптечка первой помощи с наличием медикаментов в зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре (сернистые, малосернистые и др.).

. Порядок действия персонала при возникновении аварийной ситуации при выполнении работ внутри резервуара должен быть определен в плане ликвидации аварий, разработанном на предприятии.

Список литературы

1.       Шишкин, Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз/ Г.В. Шишкин. - Л.: Недра. 1978 - 216 с

2.      Едигаров, С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ/ С.Г. Едигаров, С.А. Бобровский. - М.: Недра. 1973. - 180 с.

.        Тугунов, П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2002. - 658 с.

.        Правила и инструкции по технической эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений. - М.: Недра, 1973

.        Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. СНиП 2.11.03 - 93 - М.: Издательство стандартов. 1993.

.        Методическое пособие по выявлению и оценке обстановки при разрушении (аварии объектов, содержащих сильно действующие ядовитые вещества). - Алматы. 1990.

7.      Тугунов П.И. Типовые расчеты при эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов. - М.: Недра. 1981. - 123 с.

.        Скугорова, Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и

 хранилищ/ Л.П. Скугорова. - М., Недра. 1989. - 121 с.

9.       Бунчук, В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа/ В.А. Бунчук. - М.: Недра. 1977.- 310 с.

10. Грознов Г.А. Строительство нефтебаз и заправочных станций/ Г.А. Грознов, Ю.Б. Вашуркин. - М.: Недра. 1980. - 135 с.

11.     Едигаров, С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов / С.Г. Едигаров, В.М. Михайлов, А.Д. Прохоров, В.А. Юфин М., Недра. 1982. - 155 с.

12.    Коновалов Н.И. Оборудование резервуаров: Учебное пособие для вузов/ Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Г.Е. Коробков и др. - Уфа: «ДизайнПолиграфСервис». 2005. - 214 с.

.        Веревкин, С.И. Повышение надежности резервуаров, газгольдеров и их оборудования/ С.И. Веревкин, Е.Л. Ржавский. - М.: Недра. 1980. - 284 с.

14.    Абузова, Ф.Ф. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Ф. Новоселов. - М.: Недра. 1981. - 248 с.

15.     Комарова, Л.А. Методические рекомендации к работе над экономическим содержанием дипломных проектов/ Л.А. Комарова, Л.В. Колядов. - М.: МИНГ. 1987. - 43 с.

.         Балашов, В.П. Грузоподъемные и транспортирующие машины на заводах строительных материалов/ В.П. Балашов. - М.: Машиностроение. 1987. - 383 с.