Дипломний проект

Вид материала

Диплом

Содержание 2.2.2 Технологическое оборудование резервуаров. Учет нефтепродуктов в резервуарах. 2.2.4. Борьба с потерями нефтепродуктов при хранении в 2.2.5. Эксплуатация оборудования резервуарного парка. 3.1. Расчет количества средств пожаротушения резервуара. 3.2. Противопожарная безопасность в резервуарном парке. Экономическая часть

Подобный материал:

• «Положення про дипломний проект», 613.16kb.
• Дипломний, 697.2kb.
• Проект "Местное развитие, ориентированное на громаду" (сва) Проект, 1050.82kb.
• Курсовой проект по дисциплине «Холодильные машины и установки» проект распредилительного, 43.46kb.
• Педагогический проект, 38.97kb.
• Программа развития ООН проект Содействие развитию микрофинансирования в Республике, 117.56kb.
• Информационный проект «Моя школа, мой класс и я» призван научить учащихся добывать, 125.56kb.
• Метод проектів ( проектні технології, 22.78kb.
• Верховної Ради України четвертого скликання І. Питання, підготовлені до розгляду, 1446.48kb.
• Проект Детского Фонда ООН (юнисеф) и Новосибирской городской общественной организации, 70.64kb.

2.2.2 Технологическое оборудование резервуаров.


Типовые резервуары с понтоном для хранения нефти и бензина без избыточного давления. Такие резервуары представляют собой обычную конструкцию типовых вертикальных цилиндрических резервуаров со стационарной крышей, внутри которых расположен плавающий понтон. При заполнении емкости понтон поднимается до верхнего предела, а при опорожнении опускается на опоры. Плавающий на поверхности понтон значительно сокращает испарение легких фракций. Такие резервуары получили широкое распространение и эксплуатацию на нефтебазах.

Во всех резервуарах с понтоном вертикальный монтажный шов цилиндрической стенки должен быть сварен встык с последующим просвечиванием его по всей длине. Для избежания поворота понтона при его вертикальном перемещении используют две диаметрально расположенные трубы, служащие одновременно для пропуска резервуарного оборудования.

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

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

Для свободного вертикального перемещения понтона устраивают зазор между внутренней стенкой резервуара и понтоном. В малых резервуарах этот зазор принимают равным 150, а в больших – 200 мм. Пространство зазора перекрывают уплотняющим затвором. В типовых проектах предусмотрен петлевой затвор, который изготавливают из технической ткани – бельтинга – обрезиненной с двух сторон бензостойкой и морозостойкой резиной.

Монтажный шов стенки резервуара с понтоном предусмотрено сваривать встык с просвечиванием по всей длине шва.

На крыше резервуара имеются площадки и ограждения для обслуживания оборудования. Для подъема на крышу установлена стационарная шахтная лестница.

В конструкции понтона жесткость и прочность обеспечивают радиальные ребра. Изолированные между собой секторные отсеки, образованные ребрами, в соединении с окаймляющими бортами увеличивают плавучесть понтона и обеспечивают возможность определения места повреждения днища. Днище понтона изготавливают на заводах металлоконструкций в виде полотнища и транспортируют к месту монтажа свернутым в рулон.

Общая масса резервуаров с понтоном объемом 700 и 1000 м³ соответственно 22,47 29,97 т.

В настоящее время на нефтебазах применяют в основном вертикальные цилиндрические стальные резервуары с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей. Применение резервуаров с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей обеспечивает 100%-ную сборность конструкции, значительно сокращает сроки монтажа и повышает качество резервуаров.

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

2. Учет нефтепродуктов в резервуарах.
   

На резервуарах для хранения светлых нефтепродуктов устанавливают следующее оборудование:

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

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

Пробоотборник ПСР-4 предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны.

Хлопушка предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом. На основной крышке смонтирована перепускная крышка, закрывающая перепускное отверстие. Когда перепускное отверстие открыто, через него в трубное пространство между задвижкой и хлопушкой проходит нефтепродукт, что позволяет разгрузить основную крышку перед ее открытием. На перепускной крышке закреплен трос, при помощи которого пропускная и основная крышки последовательно открываются.

Механизм управления хлопушкой обеспечивает открывание и закрывание хлопушки; кроме того, он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопушкой ручное или электроприводное.

Сифонный водоспускной кран устанавливают для выпуска подтоварной воды из резервуара, и состоит из трубы с изогнутым отводом, находящемся внутри резервуара; сальника, через который проходит труба, и из муфтового крана, монтируемого на втором конце трубы; обе части трубы соединены между собой муфтой. Во избежание образования воронки во время выпуска подтоварной воды на конце сифонной трубы приваривают козырек. Поворот трубы осуществляется рукояткой. На фланце корпуса сальника с наружной стороны и на горизонтальной трубе нанесены риски, соответствующие трем положениям отвода: рабочему положению, при котором отвод открытым концом обращен книзу; положению промывки продуктом, при котором отвод открытым концом обращен кверху; нерабочему положению, при котором продольная ось отвода расположена горизонтально. Для защиты сифонного крана от повреждений и атмосферных осадков предусмотрен специальный кожух.

Дыхательный клапан устанавливают на резервуарах с маловязкими нефтепродуктами для поддержания давления и вакуума в определенных пределах. Он предназначен для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения и для предотвращения его разрушения.

Исходя из условий прочности и устойчивости конструкции резервуаров дыхательные клапаны рассчитаны на давление 200 мм.вод.ст. и вакуум – 25 мм.вод.ст. При повышении расчетного давления паровоздушной смеси, дыхательный клапан выпускает часть смеси и таким путем доводит давление до расчетной величины, а в случае образования в резервуаре разряжения выше расчетного впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На нефтебазах применяются клапаны типа ДК и КД с диаметрами условного прохода 50, 100, 150, 200, 250 и 350 мм и пропускной способностью 25, 70, 135, 235, 295 и 600 м³/ч, а также клапаны типа СМДК и НДКМ. Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуара на огневых предохранителях, препятствующих проникновению внутрь резервуара огня и искр. Непромерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ применяют для резервуаров, работающих под избыточным давлением.

Огневой предохранитель предназначен для защиты резервуара от проникновения в газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру, предохраняя этим самым нефтепродукт от вспышки или взрыва. Принцип действия огневого предохранителя основан на задержке пламени кассетой, размещенной внутри корпуса и состоящей из пакета чередующихся гофрированных и плоских пластин из металлов или сплавов, устойчивых против коррозии. Конструкция огневого предохранителя сборно-разборная, что позволяет периодически извлекать кассеты для осмотра и контроля за их состоянием. Пропускная способность огневых предохранителей при сопротивлении проходу воздуха 100 Па (10 мм.вод.ст.) зависит от их диаметра.

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

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

Вентиляционные патрубки (ГОСТ 3689-70) устанавливают на резервуарах с понтоном для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой.

Оборудование резервуаров с понтонами аналогично обычным резервуарам, однако пробоотборник ввиду наличия понтона расположен в перфорированной трубе кожуха, пропущенной через диск понтона.


2.2.4. Борьба с потерями нефтепродуктов при хранении в

резервуарах.


Потери нефти и нефтепродуктов имеются как при транспорте,
так и при хранении их. Величина потерь иногда достигает больших размеров (2—5%), что наносит значительный ущерб народному хозяйству. Особенно велики потери испарения легкоиспаряющихся нефтепродуктов (бензина), при этом наряду с потерей количества теряется и качество нефтепродуктов, так как в первую очередь испаряются наиболее ценные легкие фракции. В результате, ухудшается физико-химическая характеристика топлива, например, увеличивается плотность жидкости, понижается октановое число и снижается величина упругости паров.

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

Количественные потери, это потери от утечек и разливов; утечки возникают в результате различных неплотностей в резервуарах, трубопроводах, насосах, арматуре и в другом оборудовании; разливы нефтепродуктов имеются главным образом при отпускных операциях в результате переполнения наливаемой тары, при неисправных сливно-наливных устройствах, при выпуске подтоварной воды, а также при переполнении резервуаров, хранилищ, нефтеналивных судов и различных емкостей.

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

К качественно-количественным относятся потери, при которых происходит количественная потеря с одновременным ухудшением качества остающегося продукта. Это получается главным образом при испарении нефтепродуктов. Чем выше испаряемость нефтепро­дуктов, тем больше потери от испарения и тем заметнее ухудшается их эксплуатационная характеристика.

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

Потерями от «малых дыханий» называют потери при неподвижном хранении, возникающие в результате суточных изменений температуры.

Потерями от «больших дыханий» называются такие потери, которые происходят при наполнении резервуара, из которого вытесняется паровоздушная смесь. При поступлении в резервуар нефти или нефтепродукта паровоздушная смесь сжи­мается до давления, соответствующего давлению дыхательных клапанов, затем при повышении этого давления вытесняется на­ружу — происходит «выдох». Эти потери называют также потерями от вытеснения паров наливаемой жидкостью.

Потери от "малых дыханий" в резервуарах зависят от объема газового пространства и расчетного избыточного давления. Чем меньше объем газового пространства и больше расчетное избыточное давление резервуара, тем будут меньше потери от "малых дыханий". Потери от "малых дыханий" могут быть значительно уменьшены, если отводить вытесняемую из резервуара паровоздушную смесь по трубопроводу (газовой обвязке) в специальный газо-сборник – резервуар с "дышащей" крышей или газгольдер.

Для уменьшения потерь от "малых" и "больших дыханий необходимо:

- хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах с плавающей крышей или понтоном;

- повысить расчетное давление в газовом пространстве;

- доводить заполнение в резервуарах со стационарной крышей до верхнего максимального предела;

- хранить нефтепродукты в резервуарах больших объемов, для которых удельные потери будут меньшими. Чем больше объем резервуара, тем меньше процент потерь;

- использовать газовую обвязку резервуаров с одинаковым нефтепродуктом в одной группе резервуаров;

- установить диск-отражатель под дыхательным клапаном внутри резервуара, с помощью которого изменяется направление входящего воздуха, с вертикального на горизонтальное;

- конденсировать нефтепродукты при помощи искусственного холода и сорбции. Процесс сорбции основан на поглощении паров или газов поверхностью жидких или твердых сорбентов;

- окрашивать резервуары в светлые тона, что дает хороший эффект и не требует больших затрат.

Одновременная покраска внешней и внутренней поверхности крыши резервуара уменьшает потери от испарения на 30 – 60 %.

Обычно поверхности резервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые в наибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара.

Один из эффективных способов хранения легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов — хранение в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством темпе­ратурного режима. При хранении в заглубленных резервуарах почти полностью исключается потери от «малых дыханий», так как, будучи засыпаны грунтом, они не подвергаются солнечному облу­чению, и, следовательно, в них почти отсутствуют суточные измене­ния температуры газового пространства. По сравнению с наземными резервуарами потери от «малых дыханий» в заглубленных резервуа­рах сокращаются в 8—10 раз и несколько снижаются потери от «боль­ших дыханий».

Таблица 9

Годовые суммарные потери бензина от испарения, т

Объем резервуара, м3	Климатическая зона
	южная			Северная
	Коэффициент оборачиваемости резервуара
	12	48	96	12	48	96
400	4,8	12,4	22,6	2,9	9,4	15,9
1000	11,5	29,4	58,4	6,7	19,4	36,4
2000	22,2	55,6	100,3	12,6	35,5	66,0
3000	34,8	88,3	159,7	20,5	57,9	107,9
5000	50,4	126,2	227,2	28,4	80,8	150,6

Таблица 10

Годовые потери бензина от "малых дыханий" при различном заполнении резервуара, % объема резервуара

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

2.2.5. Эксплуатация оборудования резервуарного парка.


Обвалование резервуаров должно соответствовать проектному и постоянно содержаться в полной исправности.

Для транспортировки к резервуарам тяжелого оборудования или материа­лов при ремонтах необходимо устраивать переезды через обвалования путей подсыпки грунта.

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

На каждом нефте- или продуктопроводе, по которым продукт в сторону резервуара идет самотеком, кроме запорной арматуры, установленной непо­средственно у резервуара, в противопожарных целях должна быть устано­влена задвижка на расстоянии не ближе 100 м и не далее 500 м от ограждения резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.

Внутри обвалования резервуаров разрешается установка электрооборудо­вания и прокладка подземных кабельных электролиний напряжением до 380 В включительно. Установка на резервуарах электроприборов для измере­ния уровня, температуры и других параметров должна производиться по спе­циальному проекту. Допускается прокладка электропроводов в стальных трубах и бронированных кабелей (без джутового покрова) по наружным открытый эстакадам вместе с трубопроводами.

На территории резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается курить, разводить костры, пользоваться факелами, керосиновыми и свечными фонарями и другими источниками огня и света (за исключением взрывобезопасных). Об этом должны быть вывешены четкие надписи.

При ведении ремонтных работ в резервуарном парке допускается въезд на территорию внутри обвалования резервуаров тракторов и автомашин только с искрогасителями на выхлопной трубе. К эксплуатируемому или незачищен­ному резервуару автотранспорт может подъезжать не ближе чем на 20 м. Разре­шение на въезд транспорта в каждом случае выдается техническим руководите­лем предприятия или начальником цеха после согласования с пожарной охраной.

Территория резервуарного парка должна быть спланирована и содержаться в чистоте и порядке. На ней не допускается размещение горючих предметов и материалов, скопление разлитой нефти, нефтепродуктов и подтоварной воды.

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

Каждый действующий резервуар должен быть оснащен полным ком­плектом оборудования, предусмотренного государственным стандартом или проектом.

Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточным давлению и вакууму резервуара.

Для контроля за давлением в резервуаре на крышке светового люка сле­дует устанавливать штуцер с запорным устройством для подключения мано-вакуумметра.

Резервуары, в которые закачиваются нефть и нефтепродукты с темпера­турой выше 0°С при отрицательной температуре окружающего воздуха, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. Не допускается уста­новка дыхательных клапанов для вертикальных цилиндрических резервуаров на горизонтальные резервуары и наоборот.

На корпусе каждого наземного резервуара, используемого для хранения нефти и нефтепродуктов, должен быть четко написан порядковый номер, зна­чащийся в технологической схеме резервуарного парка. Номер заглубленного резервуара указывается на специально установленной табличке.

Отверстия металлических люков резервуаров для замеров уровня нефти и нефтепродуктов с помощью стальной ленты с лотом должны иметь внутреннее кольцо или специальную колодку из металла, не дающего искр при движении мерной ленты.

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть соста­влен технический паспорт с исполнительной технической документацией в соот­ветствии с требованиями СНиП III-В.5—62.

Вновь сооруженный или отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Производительность наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов. Данные о пропускной способности клапанов должны быть взяты из паспорта. Максимальная производительность закачки каждого резервуара должна быть указана в технологической карте. Для резер­вуаров с понтонами или плавающими крышами производительность закачки (выкачки) должна быть та кой, чтобы скорость подъема (опускания) понтона не пре­вышала 2,5 м/ч.

Разрешение на перекачку (при наполнении или опорож­нении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал удостоверится в правильно­сти открытия и закрытия задвижек, связанных с дан­ной перекачкой. Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно произво­диться плавно, без приме­нения рычагов.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая поло­жение запорного устройства задвижки.

Во время перекачки запрещаются одновременные операции с задвижками по отключению действующего и включению нового резервуаров. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как будут пол­ностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резер­вуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения их.

При смене сортов нефтепродуктов чистота подготовки резервуара к напол­нению определяется ГОСТ 1510—70 с соблюдением техники безопасности и пожарной безопасности.

Наполнение резервуаров нефтью и нефтепродуктами должно проводиться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушку не­обходимо закрыть.

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

Оперативные замеры уровня нефти и нефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуара должны проводиться не реже чем через каждые два часа.

При заполнении последнего метра емкости резервуара (по высоте) проме­жутки между оперативными замерами уровня должны определяться так, чтобы исключалась возможность перелива резервуара, подъема понтона выше край­него верхнего положения.

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

В резервуарах повышенного давления (типа ДИСИ, «гибрид» и других с давлением в газовом пространстве до 7000 мм вод. ст.) замеры уровня и отбор проб должны проводиться только с помощью специальных приборов, преду­смотренных проектом резервуара. Замеры уровня и отбор проб через открытый замерный люк в таких резервуарах не допускаются.

В резервуарах с понтонами замеры уровня и отбор проб могут осуще­ствляться как с помощью приборов типа УДУ и ПОР, так и вручную через замерный люк, расположенный в верхней части перфорированной трубы для замера уровня и отбора проб. В последнем случае лот мерной ленты и пробоот­борник должны быть изготовлены из материала, не дающего искр при ударе, или иметь защитное покрытие.

При отборе проб из резервуара нельзя допускать розлива нефти и нефте­продукта. При случайном розливе нефтепродукта на крыше резервуара послед­нюю следует немедленно вытереть досуха. Оставлять на крыше ветошь, паклю и другие предметы запрещается.

Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на терри­тории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить. Загрязненные бензином опилки и песок необходимо собрать совком в ведро, снабженное крышкой, и вынести в спе­циально отведенное место, где опилки сжигают, а песок отжигают.

Во время спуска из резервуара отстойной воды и грязи необходимо следить за стоками, не допуская вытекания нефтепродукта. Отстойная вода с этилиро­ванным бензином должна спускаться из резервуара в отдельную систему про­мышленной канализации и в дальнейшем обезвреживаться.

Операции по ручному отбору проб и замеру уровня сернистых нефтей и нефтепродуктов, а также спуску воды и грязи должны производиться рабочим в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии сопровождающего лица.

Подогрев сырой нефти или нефтепродукта в резервуаре может осущест­вляться только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см. Температура подогрева хранящихся в резервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90°С, а для нефти должна быть ниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушение герметичности металли­ческого понтона из-за сильной вибрации.

Максимальная температура нефти или нефтепродукта в резервуаре с не­металлическим понтоном не должна превышать 60°С.

При подготовке нефти или нефтепродукта в резервуаре температуру по­догрева необходимо систематически контролировать и делать в журнале за­меров соответствующую запись.

При заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, которые подле­жат подогреву или длительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежание переполнения резервуара) устанавливается с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного продукта не дол­жен превышать 95% высоты емкости.

Сварные резервуары, изготовленные из кипящей стали, или клепаные резервуары старой конструкции, не имеющие сертификата на металл, незави­симо от состояния и геометрической формы при температуре ниже —20°С должны заполняться не более чем на 80% высоты корпуса при условии, что ана­лиз металла свидетельствует о возможности дальнейшей эксплуатации резер­вуара.

При откачке нефтепродукта из резервуара с понтоном до «мертвого» остатка понтон должен опускаться на опорные кронштейны и стойки равномерно без перекосов.

Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара необходимо освобождать от воды (конденсата). Пуск пара должен производиться путем постепенного и плавного открытия паровпускных венти­лей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для спуска конденсата должны быть открыты. С целью контроля за герметичностью пароподогревате­лей необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Для приема и отпуска этилированного бензина должны быть выделены специальные резервуары. Хранение этилированного бензина в резервуарах следует осуществлять в строгом соответствии с «Инструкцией по мерам безопас­ности при обращении с этилированным бензином».

В резервуарах специальных конструкций (с понтонами, плавающими крышами, повышенного давления), а также в резервуарах с газоуравнительной системой и газосборниками следует хранить легкоиспаряющиеся нефти и нефте­продукты.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указываются максимальный уровень наполнения, минимальный остаток, допустимая максимальная производительность наполнения и опорож­нения, максимальная температура подогрева каждого сорта нефти и нефтепро­дукта, а также тип и число дыхательных и предохранительных клапанов. Тех­нологическая карта, утвержденная директором или главным инженером предприятия, — это руководство для эксплуатационного персонала. Она вы­вешивается в производственных помещениях резервуарного парка.

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

3. Охрана труда
   

3.1. Расчет количества средств пожаротушения резервуара.


В резервуарных парках СНН, как правило, следует предусматривать пожаротушение воздушно-механической пеной средней кратности. Могут предусматриваться порошковые составы, вода аэрозольного распыла и др. средства и методы тушения, обоснованные результатами научно-исследовательских работ и согласованные в установленном порядке.

Тушение пожара на СНН может осуществляться установками:

стационарными автоматического пожаротушения, стационарными неавтоматического пожаротушения и передвижными. Выбор установок пожаротушения следует предусматривать в зависимости от вместимости СНН, объемов устанавливаемых единичных резервуаров, расположения СНН, организации пожарной охраны на СНН или возможности сосредоточения необходимого количества пожарной техники из близ-расположенных в радиусе 3 км пожарных частей.

Стационарная установка автоматического пенного пожаротушения состоит:

- из насосной станции;

- пунктов для приготовления раствора пенообразователя;

- резервуаров для воды и пенообразователя;

- генераторов пены, установленных на резервуарах в верхней части;

- дозирующей аппаратуры;

- трубопроводов для подачи раствора пенообразователя к генераторам пены;

- средств автоматизации.

Стационарная установка неавтоматического пенного пожаротушения на наземных резервуарах состоит из тех же элементов, что и стационарная автоматическая, за исключением средств автоматизации.

Передвижная установка – пожарные автомобили и мотопомпа, а также средства для подачи пены. Подача воды предусматривается из сети наружного водопровода, противопожарных емкостей или естественных водоисточников.

Выбор установки пенного пожаротушения определяется на основании технико-экономических расчетов.

Расчет средств пожаротушения производится по интенсивности подачи химической пены, исходя из времени тушения пожара. Интенсивность подачи средств пожаротушения – это их количество в единицу площади (л/с ∙ м²).

Продолжительность подачи, т.е. расчетное время тушения пожара – это время подачи средств пожаротушения до полной его ликвидации при заданной интенсивности подачи.

Для определения потребности воды на образование химической пены используется коэффициент кратности, показывающий отношения объема пены к объему воды, ушедшей на ее образование (кратность для химической пены равна: к = 5).

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

Длина пенопроводов должна быть в пределах l = 40 – 80 м.

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

Определение площади зеркала нефтепродукта в РВС – 10000 м³

π ∙ Д²

Fp = ———— м²

4

где Д – диаметр резервуара, м

Подставляя значение, получим

3,14 ∙ 28,5²

Fp = —————— = 6,38 м²

4

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

Qn = qⁿ_уд ∙ Fp ∙ τ ∙ К_з.в.

Где Qn – общее количество пены на тушение пожара, м³;

qⁿ_уд – интенсивность подачи пены, л/с ∙ м² (для дизтоплива

принимаем qⁿ_уд = 0,2 л/с ∙ м²)

Fp - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре, м², 60 –

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

К_з.в. – коэффициент запаса пенообразующих веществ

(принимаем = 1,25)

τ - время тушения, час. (принимаем = 25)

подставляя значения, получим:

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

Определение количества воды для образования пены:

Qв = Qn /К

Где К – коэффициент кратности для химической пены

(принимаем = 5)

Qв = 241/5 = 48 м³

Определение расхода воды на охлаждение горящего и соседних резервуаров (воду необходимо расходовать на охлаждение стенок горящего резервуара и соседних находящихся от горящего на расстоянии менее 2 диаметров резервуара; охлаждение производится водяными струями из пожарных рукавов).

Определение расхода воды на охлаждение горящего резервуара:

Q_в.г.р.= 3600/1000 ∙ Lp ∙ q_уд.в.г. ∙ τ _ох.г.

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

Lp - длина окружности резервуаров, м

(L = π ∙ Д = 3,14 ∙ 28,5 = 89,5 м)

q_уд.в.г – удельный расход воды на охлаждение стенок

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

τ _ох.г. - время охлаждения горящего резервуара, час.

(принимаем = 10 часов)

подставляя значения, получим:

Q_в.г.р.= 3600/1000 ∙ Lp ∙ Np ∙ q_уд.в.с. ∙ τ _ох.с.

Где Np – количество соседних резервуаров на расстоянии менее

2-х диаметров (в каждом случае принимается N = 3)

τ - время охлаждения соседнего резервуара, час.

(принимаем = 10 часов)

q_уд.в.с.- удельный расход воды на охлаждение соседнего

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

подставляя значения, получим:

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

Определение общего расхода воды на тушение в резервуаре РВС-10000 м³:

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

3.2. Противопожарная безопасность в резервуарном парке.


В целях профилактики и предупреждения пожаров на нефтебазе администрация обязана проводить в жизнь организационные и технические мероприятия:

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

Б) технические мероприятия – это пожарно-сторожевая охрана, круглосуточная связь с районной пожарной частью, оперативная связь по нефтебазе, парк пенных и углекислотных огнетушителей, расчетный запас пенообразователя, пеногенераторы и т.д.

Для освещения взрывоопасных мест применяются переносные светильники только во взрывозащищенном исполнении. Включение и выключение их должно производиться вне этих мест.

Все средства пожаротушения, находящиеся на территории резервуарных парков или у отдельно стоящих резервуаров, должны всегда находиться на своих местах, быть исправными и готовыми к немедленному использованию.

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

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

На складах III категории допускаются подача воды на охлаждение резер­вуаров с нефтью или нефтепродуктами и тушение пожаров мотопомпами или авто­насосами из противопожарных водоемов или резервуаров. Число водоемов или резервуаров должно быть не менее двух, вместимость каждого из них определя­ется расчетом (но не менее 100 м8). Водоемы и резервуары должны размещаться от обслуживаемых объектов на расстоянии не более 200 м при тушении пожаров с помощью автонасосов и не более 150 м при тушении с помощью мотопомп. При расположении резервуарных парков на расстоянии менее 200 м от естественных водоемов и возможности устройства к ним подъездов для пожар­ных автомобилей или мотопомп строительство противопожарных резервуаров предусматривать не следует; при проектировании необходимо учитывать коле­бания уровня воды в водоеме и глубину промерзания.

При стационарной системе тушения пожаров в резервуарном парке вдоль железнодорожных и автомобильных сливно-наливных устройств, к речным и морским причалам следует прокладывать трубопроводы для подачи раствора на тушение пожаров с помощью передвижных пеногенераторов.

На территории резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается курить, разводить костры, пользоваться факелами, керосиновыми и свечными фонарями и другими источниками огня и света (за исключением взрывобезопасных). Об этом должны быть вывешены четкие надписи.

Для защиты от прямых ударов молнии и разрядов статического электри­чества стальной резервуар должен быть надежно заземлен при помощи заземля­ющих устройств, выполненных по специальному проекту.

Резервуар с понтоном для отвода статического электричества должен иметь надежное устройство в виде гибких перемычек с общей величиной сопротивления растеканию тока не более 50 Ом. Резервуар с плавающей крышей должен; иметь защиту от электрической индукции в виде гибких перемычек сечением не менее 25 мм² между крышей и корпусом резервуара, соединенных с зазем­ляющим устройством, общая величина сопротивления растеканию тока кото­рого не должна превышать 10 Ом.

4. Экономическая часть
   

В экономической части дипломного проекта рассчитывается себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов. При этом выполняются расчеты:

- производственная программа

- издержки обращения.