Нефтяная и газовая промышленность Украины находится на передовых позициях и занимает одно из ведущих мест в Европе по запасам полезных ископаемых.

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

На 1 января 2004 г. из недр Украины добыто нефти с конденсатом порядка 3,5 млн.т., газа порядка 17 млрд.м3. Целиком понятно, что в кризисных условиях, в которых находится наша держава, это очень сложная проблема. С целью ее решения разработано и в 1995 г. утверждена Правительством Национальная программа "Нефть и газ Украины до 2010 года", в которой было предусмотрено увеличение добычи нефти с конденсатом до 4,9 млн.т. в 2000 г., 17,5 млн.т. в 2010 г., а газа – соответственно 27,3 и 35,3 млрд.м3, техническое перевооружение системоразведки и т.д.

Состояние отрасли усложняется слишком низким уровнем расчетов за используемый газ. Состоянием на 1 декабря 1999 г. Задолженность потребителей за природный газ составила более 13 млрд. гривен, в том числе за газ поступивший к потребителям в 1999 г. – более 4,5 млрд. гривен. Уровень проплат за газ не превышает 43 %. Это не дает возможности не только вводить в эксплуатацию новые месторождения и скважины, а и поддерживать в надлежащем состоянии существующие мощности.

С целью внедрения финансирования в добычу нефти и газа и передовых технологий по разработке месторождений с труднодобываемыми запасами был принят Указ Президента от 17.09.96 № 433.96 "Про розробки нафтових родовищ з важковидобувними запасами". На сегодняшний день Постановлением кабинета Министров определено 8 месторождений где инвесторам предоставляются налоговые льготы. Работа в направлении расширения перечня таких месторождений продолжается.

С целью стабилизации и наращивания объемов добычи нефти и газа Кабинет Министров Украины принял постановление от 19.09.98 г. № 1321 "Про додаткові заходи стабілізації та нарощування обсягів видобування нафти і газу в Україні".

По оценкам НАК "Нафтогаз України" минимальная потребность Украины составляет 50 -55 млрд.м3 газа и 28 – 30 млн.т. нефти в год.

Однако потребление нефти и газа по фактическим данным существенно выше. Начиная с 1994 года, в Украине удалось установить спад добычи нефти и газа и стабилизировать ее к уровню 4,0 – 4,2 млн.т. нефти с конденсатом и 18,2 – 18,4 млрд.м3 газа. Эта добыча удовлетворяет потребности Украины в нефти на 12 – 15 % и газа на 22 – 23 %.

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

Россия согласилась деструктировать украинский долг за газ. Правительство Российской Федерации рассматривает возможность погашения части задолженности Украины перед Россией за энергоносители путем передачи российской стороне трех танкеров, которые строятся на Херсонском судостроительном заводе, с таким предложением к российскому правительству обратилась нефтяная компания "Лукойл", которая заинтересована в расширении собственного танкерного флота.

В наше время доступность и массовые расширения персональных компьютеров и новейших систем связи дает возможность на качественном уровне подойти к решению организации производственных процессов, в том числе в нефтегазовом комплексе Украины.

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

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

Постановка задания;

Нахождение необходимых и доступных технических материалов и информационных данных;

Принятие решения;

Непосредственное выполнение задания.

Например, в момент повреждения инженерных коммуникаций отыскиваются резервные линии, указывается режим работы и необходимое состояние запорной арматуры (краны, клапаны) или отслеживаются объекты, которые требуют срочного технического обследования. Возможность ГИС интегрировать с системой телемеханики дает возможность оператору (диспетчеру) направления руководить сложным инженерным комплексом непосредственно с рабочего места, где он может быть представлен целиком, и отдельными элементами в удобном виде.

В результате распада СССР новые формы приняли традиционные межотраслевые и торговые связи. Однако, эти изменения привели к появлению не только существующих трудностей, но и новых возможностей. По имеющимся прогнозам экспорт нефти из среднеазиатских государств увеличится по сравнению с настоящим временем, когда он составляет несколько миллионов тонн, до более чем 50 млн.т. к 2010 году. Магистральные нефтепроводы играют ключевую роль в энергетике, содействуя в регионе развитию взаимовыгодной торговли.

Морской терминал у порта "Южный" (в 35 км на восток от Одессы) и соединительный нефтепровод, подключающий его к действующим в Украине нефтепроводным системам, как многоцелевой объект, который будет использоваться для внутренних потребностей Украины в нефтяном сырье, а также предполагаемого спроса на нефть и транспортные услуги сопредельных нефтедобывающих государств.

Строительство объектов предусмотрено вести поэтапно соответственно поступающим объемам каспийской нефти в Черное море и ее востребованности по маршруту украинского варианта (соединительного нефтепровода "Южный" – НЛС "Броды" ("Дружба")), протяженностью 670 км, подключенного на 51 км к существующему нефтепроводу Кременчуг – Одесса. По заявлению Премьер-министра Украины В.Януковича нефтепровод заработает на полную мощность уже в мае нынешнего года.

1. Общая часть.

Объекты ЛУКОЙЛ – ОНПЗ

Лукойл – Одесский нефтеперерабатывающий завод находится на Шкодовой горе.

Представляет собой современное нефтеперерабатывающее предприятие.

Состоит из ряда установок, цехов, к которым относятся:

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

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

Битумной установки по выработке нефтебитумов (строительный, дорожный, кровельный).

Каталитический реформинт бензинов.

Комплекс доочистки диз.топлива и авиакеросина.

Установка получения серы.

Установка получения сжиженных углеводородных газов.

Эстакада налива бензинов и диз.топлива.

Товарно-сырьевой цех для хранения готовой продукции в резервуарах.

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

1.2. Резервуары для хранения нефтепродуктов

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

Резервуары с конусной кровлей

Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 1). В обоих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно на резервуаре.

Таблица 1

Габаритные размеры и расход стали на резервуары, сооружаемые различными способами

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000

 Резервуары полистовой сборки

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4740	6630	7590	8540	10440	12370	15250	19060	22800
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11 780	11 840	11860
Масса, т	4,86	7,52	10,38	11,94	17,43	22,79	38,90	58,24	86,98
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,7	36,8	31,2	28,29	23,05	21,52	18,18	17,7	18,0

 Резервуары с рулонным изготовлением корпуса

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4730	6620	7650	8510	10410	12330	15180	18980	22790
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11780	11840	11860
Масса, т	4,88	7,55	10,42	11,97	17,45	22,74	38,79	57,67	86,77
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,90	37,0	31,3	28,3	23,14	21,51	18,13	17,2	17,9

Резервуары полистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.

Резервуары вместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.

Резервуары с конусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:

Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200

Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25

Снеговая нагрузка, кгс/м2 100

Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45

Скоростной напор ветра, кгс/м2 30—35

Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружной температурой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той же стали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Для несущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ 380—71).

Резервуары со щитовыми покрытиями

Покрытия резервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.

Конструкции кровли и перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:

Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод.ст. 200

Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25

Снеговая нагрузка, кгс/м2 100—150

Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45

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

100—700 До 100

1000 55—100

2000—5000 30; 55; 100

10 000—20 000 35; 55

Применение резервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборность конструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качество резервуаров.

Резервуары со сферическим покрытием

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

Таблица 2

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

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000	10000	15000	20000
Геометрический объем, м3	104	204	332	400	720	1003	2031	3198	4575	17000	--	--
Диаметр, мм	4730	6630	7580	8530	10430	12330	15180	18980	22790	28500	39800	45500
Высота, мм	5920	5920	7300	7370	8840	8840	11800	11820	11840	11940	11950	11950
Масса, т	4,9	7,34	10.5	12,39	18,77	24,34	41,73	61,73	88,79	194,23	237,0	326,16
Расход стали на 1 мЗ вместимости,кг	47,11	35,98	31,6	31,0	26,11	24,27	20,54	19,52	19,34	17,7	15,8	16,3

Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется из отдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.

Щиты опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, под которым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан на следующие нагрузки:

Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200

Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40

Снеговая нагрузка, кгс/м2 100

Скоростной напор ветра, кгс/м2 55

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

Весьма ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.

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

Резервуары вместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных и подзолистых почвах.

Для грунтовой подсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористых грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.

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

Таблица 3

Габаритные размеры и расход стали на резервуары со сферической кровлей

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

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

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

Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.

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

Отвод поверхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройством отводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.

При строительстве резервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтах планировка площадки под одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования должен производиться в промышленную канализацию.

Для резервуаров вместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаров с последующей перемосткой.

Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.

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

После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторное нивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.

Строительное подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую документацию:

технические акты на элементы, изготовленные на заводе;

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

акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом);

журнал производства работ и журнал сварочных работ.

Сущность окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.

Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.

В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду.

2. Специальная часть.

2.1. Расчетно-конструкторская часть.

2.1.1. Расчет объема резервуарного парка

(производим по видам нефтепродуктов)

1. Для бензина:

Пользуемся формулой (рекомендуемой) из ВБН В.2.2-58.1-94

Qср∙К∙Кр

Vр = ————— м3

r ∙ Кv

где: Vр – расчетный объем хранения, м3;

Qср – средняя месячная реализация нефтепродуктов, т;

К – коэффициент неравномерности поступления и реализации

нефтепродуктов, рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН

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

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

Кр – коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в

ремонте, принимается = 1,05;

Кv – коэффициент использования объема резервуара, принимается

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

Подставляя значения, получим:

450000 ∙ 1,1 ∙ 1,05 519750

Vр = ———————— = ————— = 69578 м3

12 ∙ 0,75 ∙ 0,83 7,47

2. Для дизтоплива:

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

Qср∙К∙Кр

Vр = ————— м3

r ∙ Кv

где: Vр – расчетный объем хранения, м3;

Qср – средняя месячная реализация нефтепродуктов, т;

К – коэффициент неравномерности поступления и реализации

дизтоплива, рекомендуется принимать по табл.3 (ВБН

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

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

Кр – коэффициент, учитывающий время нахождения резервуара в

ремонте, принимается = 1,05;

Кv – коэффициент использования объема резервуара, принимается

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

Подставляя значения, получим:

460000 ∙ 1,1 ∙ 1,05 531300

Vр = ———————— = ————— = 61779 м3

12 ∙ 0,865 ∙ 0,83 8,6

2.1.2. Выбор типа и определение количества резервуаров.

Для бензина:

Объем, тип и число резервуаров в составе общего парка СНН должны определяться с учетом экономической эффективности, а также обеспечения:

- необходимой оперативности при заданных условиях эксплуатации;

- возможности вывода резервуаров из эксплуатации для ремонта без ущерба для производственной деятельности СНН;

- минимального расхода металла;

- минимальных потерь нефтепродуктов от испарений;

- возможно большей однотипности резервуаров;

- тушения возможных пожаров.

Выбор резервуаров производим по трем вариантам:

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

РВС – 3000 м3 РВС – 5000 м3 РВС – 10000 м3

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

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

Для РВС – 3000: 22 ∙ 66,38 = 1460,4 т

Для РВС – 5000: 14 ∙ 96,60 = 1352,4 т

Для РВС – 10000: 6 ∙ 199,1 = 1194,6 т

Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3 (по "min" затратам металла).

Для дизтоплива:

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

Тогда:

Потребное число резервуаров:

61779 м3

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

3198 м3

61779 м3

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

4975 м3

61779 м3

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

11000 м3

Расход металла для каждого варианта:

Для РВС – 3000: 20 ∙ 66,38 = 1327,6 т.

Для РВС – 5000: 13 ∙ 96,60 = 1255,8 т.

Для РВС – 10000: 6 ∙ 199,1 = 1194,6 т.

Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3

(по минимальным затратам металла).

Расчет обвалования резервуарного парка.

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

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

2. для дизельного топлива в результате расчетов также получили резервуары V = 10000 м3 в количестве 6 штук, их размещаем в другой группе, тоже в два ряда, а расстояния между стенками резервуаров принимаем равными 0,5 D, т.е. 0,5 ∙ 28,5 = 14,25 м ≈ 15 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3 равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);

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

4. каждую группу резервуаров ограждаем сплошным земляным валом высотой 1,5 м (0,2 м выше расчетного уровня разлившееся жидкости);

5. ширину земляного вала по верху принимаем равной 0,5 м;

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

7. в пределах одной группы каждые два резервуара разделяем внутренним земляным валом высотой 1,3 м;

8. при устройстве обвалования в целях предотвращения фильтрации разлившейся жидкости проектируем тщательную утрамбовку грунта и одерновку откосов;

9. для перехода через обвалование проектируем устройство несгораемых лестниц-переходов по четыре лестницы для каждой группы (на внешнем обваловании) и по одной лестнице-переходу на каждом внутреннем земляном валу (стенке);

10. коренные задвижки устанавливаем непосредственно у резервуаров.

Высоту обвалования резервуарного парка (группа резервуаров для бензина), расположенного на горизонтальной площадке, определяем по формуле:

Vp

h = ——— + 0,2

Sсв

где h – высота обвалования, м;

Vp – емкость наибольшего резервуара, м3;

Sсв – свободная поверхность обвалования, м2, которая

определяется:

Группа для ДТ

Группа для бензина

40

28,5

6

6

6

6

6

6

6

6

14,3

14,3

28,5

28,5

14,3

28,5

28,5

28,5

b = 83,3  m mmmvm

l = 126 m

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

28,5

20

28,5

20

28,5

20

l = 137,5 m

b = 89 m

28,5

28,5

20

28,5

20

28,5

20

 Sсв = Sобщ - ∑Sp

где Sобщ – общая площадь обвалования, м2;

∑Sp – сумма площадей всех резервуаров в обваловании (за

минусом одного), м2;

nπD2

тогда ∑Sp = ——— , м2

4

Подставляя значения, получим:

5 ∙ 3,14 ∙ 28,52

∑Sp = ——————— = 3188,1 м2

4

Рис.1. План резервуарного парка с РВС – 10000 м3

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

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

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

11000

и: h = ———— + 0,2 = 1,4 м;

79049,4

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

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

Для группы резервуаров для ДТ расчет аналогичен.

Расчет потерь бензина от малых "дыханий" резервуара.

Исходные данные:

Резервуар РВС – 10000 м3;

степень заполнения резервуара – 0,5;

температура начала кипения: tн.к. = 46оС;

среднее атмосферное давление: Ра = 105Па;

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

минимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmin = 12oC;

максимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmax = 40oC;

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

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

Расчет ведем по формуле 8.1 (В.А.Бунчук "ТХНГ", с.178), принимая Р1 ≈ Р2 ≈ Ра:

1 – С1 1 – С2 С Мб

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

T1 T2 1 – C

Находим упругость паров Ру соответственно температуре верхних слоев бензина ( при tв.с.п.min и tв.с.п.max) по графику на рис.8.1 (В.А.Бунчук "ТХНГ", с.177):

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

тогда:

Ру1 0,027

С1 = —— = ——— = 0,27

Ра 0,1

Ру2 0,04

С2 = —— = ——— = 0,4

Ра 0,1

определяем среднюю объемную конденсацию паров бензина:

С1 + С2 0,27 + 0,4

С = ———— = ———— = 0,335

2 2

3. молекулярный вес бензиновых паров:

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

4. объем газового пространства:

V = 10000 ∙ 0,5 = 5000 м3

5. абсолютные температуры газового пространства:

Т1 = 273 + 12 = 285 К

Т2 = 273 + 40 = 313 К

6. подставляя значения в формулу (8.1), определим потери

бензина за одно малое "дыхание":

1 – 0,27 1 – 0,4 0,335 75,9

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

285 313 1 – 0,335 8314

Расчет потерь бензина от больших "дыханий" резервуара

Потери бензина от одного большого "дыхания" определяем по условиям исходных данных для расчета потерь от "малых" дыханий.

Расчет ведем по формуле:

Ра Мб

Gб.д. = Vб ∙ С ∙ —— ∙ ——

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

Vб = 10000 ∙ 0,83 = 8300 м3

средняя объемная концентрация бензиновых паров в газовом

пространстве резервуара:

Ру 0,0335

С = —— = ———— = 0,335

Ра 0,1

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

температуре поверхности бензина tсрв.с.п = 18оС, а средняя

абсолютная температура газового пространства

12 + 40

Т = 273 + ———— = 299 К

2

3. подставляя значения получим:

потери бензина за одно большое "дыхание":

105 75,9

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

299 8314

2.2. Технологическая часть

Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут проектироваться в соответствии с требованиями СНиП 2.09.03-85, если требования к ним не определены настоящими нормами.

Оптимальные размеры вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров и их максимальный объем рекомендуется принимать в соответствии с табл.4

Таблица 4

Справочная

Объем резервуаров номинальный, м3	Оптимальные размеры (диаметр Д и высота Н, в м) вертикальных резервуаров следующих типов
Со стационарной крышей (с понтоном и без)	С плавающей крышей (ПК)
Д	Н	Д	Н
100	4,7	6	—	—
200	6,6	6	—	—
300	7,6	7,5	—	—
400	8,5	7,5	—	—
700	10,4	9	—	—
1000	10,4	12	12,3	9
2000	15,2	12	15,2	12
3000	19	12	19	12
5000	21	15	22,8	12
10000	28,5	18	28,5	18
20000	40	18	40	18
30000	45,6	18	45,6	18
40000	56,9	18	56,9	18
50000	60,7	18	60,7	18
100000	Не допускается	85,3	18
120000	92,3	18

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

Устройство резервуарного парка

(согласно ВБН В.2.2-58.1-94)

Для резервуарных парков нефти и нефтепродуктов, независимо от категории и группы СНН следует применять типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.

Для нефти и нефтепродуктов с температурой застывания выше 0оС, для которых не могут применятся резервуары с плавающей крышей или резервуары с понтоном, независимо от температуры вспышки и давления насыщенных паров следует предусматривать резервуары со стационарной крышей.

Резервуары, как правило, следует размещать группами. В пределах одной группы разрешается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Общая вместимость группы наземных резервуаров в зависимости от типа и номинального объема размещаемых в ней резервуаров, вида хранимых нефти и нефтепродуктов, а также расстояние между стенками резервуаров в зависимости от диаметра резервуаров, располагаемых в одной группе, следует определять в соответствии с таблицей 5.

Таблица 5

Тип стальных резервуаров	Единичный номинальный объем в группе, м3	Вид хранимых жидкостей	Допустимая номинальная вместимость группы, м3	Расстояние между резервуарами в группе, в зависимости от Д или в метрах
Вертикальные резервуары 1. С плавающей крышей	50000 и более	ЛВЖ, ГЖ	200000	0,5Д но не более 30 м
Менее 50000	ЛВЖ, ГЖ	120000	0,5Д
2. С понтоном	50000	ЛВВ, ГЖ	200000	30 м
	ЛВЖ, ГЖ кроме бензина	120000	0,5Д
Менее 50000 до 400	Бензин	120000	0,65Д
100 до 400 вкл.	ЛВЖ, ГЖ	120000	Не нормируется
3. Со стационарной крышей	От 50000 до 400	ГЖ дизтоплива	120000	0,5Д но не более 30 м
От 50000 до 400	ЛВЖ	80000	0,7Д но не более 30 м
Горизонтальные резервуары	До 100 вкл.	ЛВЖ, ГЖ	Одним блоком 4000	Не нормируется
От 100 до 400 вкл.	ЛВЖ, ГЖ	Одним блоком 4000	Не нормируется
Более 100	ЛВЖ, ГЖ	80000	0,5Д

Между резервуарами разных типов, размеров и объемов следует принимать наибольшее расстояние по графе 5 таблицы 5 из установленных для этих резервуаров.

Наземные резервуары объемом до 400 м3 включительно располагаемые на одном фундаменте или общей площадке без нормируемых разрывов (общая вместимость блока не более 4000 м3) могут размещаться совместно с другими резервуарами любого объема и типа в одной группе. Общая вместимость группы и блоков не должна превышать объемов, указанных в таблице 5 для вертикальных резервуаров "менее 50000 до 400" (в зависимости от их типа и вида хранимых жидкостей) и для горизонтальных "более 100".

Расстояние между этими блоками в группе принимается:

- при объеме единичного резервуара в блоке от 200 м3 до 400 м3 включительно – 15 м;

- при объеме единичного резервуара в блоке менее 200 м3 – 10 м.

Расстояние между резервуарами единичным объемом более 400 м3 и блоком принимается по наибольшему расстоянию из установленных для этих резервуаров (графа 5 таблицы 5) или для блоков.

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

Для обсыпанных грунтом резервуаров, относимых к подземным, ширина их обсыпки по верху определяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости при аварии резервуара, но во всех случаях должна быть не менее 3 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи для вертикальных резервуаров и от любой точки стенки резервуара до откоса насыпи для горизонтальных резервуаров. Для горизонтальных резервуаров объемом до 75 м3 ширину обсыпки поверху допускается сокращать до 2 м.

Группы резервуаров или отдельно стоящие могут размещаться в выемках, котлованах, на насыпях, наклонной плоскости или иметь комбинированный профиль. Территорию резервуарного парка, как правило, рекомендуется размещать на плоском рельефе с уклоном не более 0,005.

Территория оврагов для размещения резервуарных парков с резервуарами единичным объемом 10000 м3 и более не допускается.

Резервуары единичным объемом 10000 м3 и более следует располагать в группе в один или два ряда.

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

- при расположении в 4 ряда – вывод технологических трубопроводов следует принимать в направлении наиболее протяженных сторон обвалования группы, между двумя рядами резервуаров в обваловании должна быть обеспечена свободная от застройки полоса для проезда пожарной техники.

Минимальное расстояние между стенками крайних резервуаров, расположенных в соседних группах следует принимать по таблице 6.

Таблица 6

Вид хранения и единичный объем резервуаров, устанавливаемых в группе	Расстояние в свету между стенками крайних резервуаров групп, м
1. Наземное хранение до 10000 м3 включительно	40
Свыше 10000 м3	60
Блок, вместимостью до 4000 м3 включительно, размещаемый самостоятельно (вне общей группы)	15
2. Подземное хранение независимо от объема	15

При размещении каждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане или выемке, вмещающем всю хранимую в этих резервуарах жидкость при разливе, расстояние между верхними бровками соседних котлованов или выемок следует принимать 15 м.

Для каждой группы наземных резервуаров, вместимостью, определяемой по таблице 6, по периметру должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Обвалование (ограждение) должно быть непроницаемым. Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающей стены, должен принять расчетный объем разлившейся жидкости равный одному наибольшему по объему резервуару в группе. При расположении только одного резервуара на обвалованной площадке, ее свободный объем должен рассчитываться на объем этого резервуара.

Высота обвалования определяется расчетом на основании сравнения варианта оптимальной площади застройки резервуарного парка в зависимости от объема и количества резервуаров в группе, рядности их установки, с обеспечением свободного объема обвалованной территории, технико-экономическим расчетом, величин приведенных в таблице 7.

Расчет свободного объема обвалованной территории резервуарного парка при наземном хранении рекомендуется выполнять на электронно-вычислительной машине, с оптимальным соотношением размеров в парке и высоты обвалованной территории.

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

0,5 м – при расчетной высоте обвалования менее 2,5м;

1,0 м - при расчетной высоте обвалования 2,5 м до 3,0 м;

2,0 м – при расчетной высоте обвалования свыше 3,0 м.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее приведенных в таблице 7.

Таблица 7

Объем (номинальный) единичных резервуаров в группе, м3	Высота обвалования, м	Минимальное расстояние от стенок резервуаров до внутренних откосов обвалования, м
минимальная	максимальная
10000 и более	1,5	3,9	6
Менее 10000 (включая резервуары, емк. До 400 м3 вкл., размещаемые в общей группе в одном блоке	1	,09	3
До 400 м3 вкл., размещаемых в блоке, самостоятельно (вне общей группы): - при вертикальных резервуарах	0,8		Не нормируется
- при горизонтальных резервуарах	0,5		Не нормируется

В пределах одной группы внутренними земляными валами должны разделяться:

- на складах 1 и 2 категорий каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или нескольких меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3;

- резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;

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

Высоту внутреннего земляного вала или стены рекомендуется принимать не менее:

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

0,8 м – для остальных резервуаров.

При размещении наземных резервуаров на наклонной плоскости или выемке, требования таблицы 7 по минимальной высоте обвалования, а также к устройству обвалования не распространяются на возвышенную сторону площадки.

Высота откоса выемки с верховой стороны определяется только на расчетную высоту по расчетному объему разлившейся жидкости, при этом с верховой стороны должны предусматриваться мероприятия, исключающие попадание ливневых вод на территорию размещения резервуаров.

Обвалование подземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов. Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования, следует определять из условия удержания разлившейся жидкости в количестве, равном 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе. В качестве обвалования этих резервуаров могут быть приняты внутренние автомобильные дороги, расположенные не ближе 10 м от стенок резервуаров, если объем, образуемый между откосами земляного полотна дорог вокруг группы, удовлетворяет этому условию – удерживанию 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе.

Для земляных обвалований резервуарного парка разрешается без ограничений применять грунты и отходы промышленности, мало меняющие прочность и устойчивость под воздействием погодно-климатических факторов и обеспечивающих условия п.17.1.35.

При расчете устойчивости земляного обвалования следует учитывать следующие условия:

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

Б) расчетную высоту обвалования;

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

Погодно-климатические зоны для устройства обвалования или выемок, а также коэффициенты фильтрации принимаются, как для внутренних автомобильных дорог, в соответствии со СниП 2.05.02-85.

Непроницаемость обвалования следует обеспечивать послойным уплотнением (при тяжелых суглинках и глинах) или специальным укреплением верхнего слоя грунта, в соответствии с таблицей 8.

Таблица 8

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

Вид укрепления рекомендуется устанавливать, исходя из технико-экономической оценки вариантов с учетом максимального использования средств механизации, местных материалов и грунтов от разработки выемок, характеристики грунта тела обвалования и основания.

При устройстве укрепления из глины необходимо предусматривать его защиту посевом трав по растительному грунту или обсыпку местным грунтом слоем не менее 0,1 м.

Территория групп резервуаров внутри обвалования (ограждающей стены) должна быть спланирована с уклоном 0,005 к приемным устройствам канализации.

При размещении резервуарного парка на территории с дренерующими грунтами необходимо предусматривать противофильтрационные устройства в соответствии с требованиями раздела настоящих норм.

К дренирующим следует относить грунты, имеющие при максимальной плотности при стандартном уплотнении по ГОСТ 22733-77 коэффициент фильтрации не менее 0,5 м/сут.

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

При расположении резервуарных парков на площадках, имеющих более высокие отметки земли по сравнению с указанными п.17.1.17 объектами, а также при необходимости размещения резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов должно быть предусмотрено одно из нижеследующих, дополнительных к п.17.1.35 мероприятий по предотвращению разлива жидкости при аварии наземных резервуаров на территории этих объектов, а также на территории зданий и сооружений СНН, обеспечивающих его функционирование в аварийной ситуации (насосные цеха, здания противопожарной защиты и т.д.):

- устройство второго обвалования (ограждающей стены), рассчитанного на удержание 50 % объема жидкости наибольшего резервуара. В качестве второго обвалования могут быть использованы внутренние автомобильные дороги СНН, расположенные не ближе 10 м от основного обвалования для складов I, П-а категорий и не ближе 5 м – для складов П-б и III категорий, поднятые до необходимых отметок, но не менее чем на 0,3 м. эти дороги не должны иметь водопропускных устройств без затворов;

- устройство открытого земляного амбара вместимостью: на полный объем наибольшего резервуара, если его единичный объем не более 20000 м3; на 50 % объема, если его единичный объем более 20000 м3;

- устройство отводных канав (траншей) шириной по верху не менее 2 м, на расстоянии не менее 20 м от основного обвалования (ограждающей стены) при размещении в парке резервуаров единичным объемом 20000 м3 и более и не менее 10 м – единичным объемом менее 20000 м3. при этом на противопожарной по отношению к резервуарному парку стороне должен быть устроен земляной вал, отводная канава должна заканчиваться в безопасном месте.

Путь аварийного потока, направляемого в земляной амбар или отводную канаву, не должен пересекать подъездных дорог к СНН и участков, на которых размещены сооружения с производственными процессами с применением открытого огня.

При использовании внутренних дорог в качестве второго обвалования, расстояние до края проезжей части этих дорог со стороны разлившейся жидкости рекомендуется принимать:

- от зданий и сооружений с производственными процессами с применением открытого огня – не менее 30 м. если указанные здания расположены к этим дорогам глухой стеной, приведенные расстояния допускается сокращать на 50 %;

- от прожекторных мачт и пунктов контроля и управления вне взрывоопасной зоны, определяется по ПУЭ.

Технологические трубопроводы должны обеспечивать возможность перекачки в случае аварии из резервуаров одной группы в резервуары другой группы, а при наличии в резервуарном парке одной группы – из резервуара в резервуар.

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

- четырех переходов или входов на обсыпку – для группы резервуаров;

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

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

Между сблокированными резервуарами допускается устройство негорючих переходных мостиков и общих площадок при условии сооружения не менее двух лестниц с противоположных сторон блока. При длине блока более 60 м в средней его части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы могут выводиться за обвалование. Уклон лестницы не должен превышать 45о.

Узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) групп или отдельно стоящих резервуаров. Коренное запорное устройство следует располагать непосредственно у резервуаров.

Внутри обвалования группы резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций, обслуживающих только резервуары данной группы.

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

Трубопроводы не должны пересекать обвалованные площадки, кроме тех, к резервуарам которых они подведены.

При прокладке трубопроводов сквозь обвалование в месте прохода труб должна обеспечиваться герметичность. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования не допускается за исключением электропривода коренного запорного устройства и других устройств (являющихся оборудованием собственно резервуара), контроля и автоматики, приборов местного освещения.

Все эти устройства должны выполняться во взрывозащищенном исполнении, а способы прокладки их во взрывоопасных зонах выполнять в соответствии с ПУЭ.

Транзитная прокладка трубопроводов, электропроводок и кабельных линий через соседние обвалования группы резервуаров не допускается.

При высоте земляного обвалования 2 м и более допускается предусматривать заезды для передвижной пожарной техники в каждую группу наземных вертикальных резервуаров следующих объемов:

- 10000 м3 и более, расположенных в 2 ряда;

- менее 10000 до 1000 м3 включительно, расположенные в 3 или 4 ряда.

При этом тупиковые заезды должны устраиваться длиной не менее 20 м по верху уширенного обвалования без съезда автомобилей на нулевую отметку территории групп резервуаров внутри обвалования. Заезды следует предусматривать с противоположных сторон обвалования.

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.

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.

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 = qnуд ∙ Fp ∙ τ ∙ Кз.в.

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

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

принимаем qnуд = 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;

Кз.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:

Qв.г.р.= 3600/1000 ∙ Lp ∙ qуд.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)

qуд.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:

Qв.г.р.= 3600/1000 ∙ Lp ∙ Np ∙ qуд.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)

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

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

подставляя значения, получим:

Qв.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. + Qв.г.р + Qв.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.

Экономическая часть

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

- производственная программа

- издержки обращения.

4.1. Расчет себестоимости реализации 1 т нефтепродукта

Расчет показателей производственной программы.

К показателям производственной программы относят:

- годовую производительность

- потери

- нефтепродукты используемые на собственные нужды

- товарный продукт.

Товарный продукт рассчитывается по фомуле:

Qтов = Qг – Qсн – Qп,

где Qтов – товарная продукция

Qг – годовая производительность

Qсн – расход газа на собственные нужды

Qп – потери газа.

Потери нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении списываются по установленным нормам естественной убыли.

Расчет выполняется в табличной форме.

Таблица 11

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

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

Qтовб = 449752,5 т Qтовдт = 459986,2 т

Расчет издержек обращения.

В состав издержек обращения включают:

- транспортные расходы

- фонд зарплаты

- амортизационные отчисления

- отчисления в ремонтный фонд

- прием и отпуск

- хранение

- убытки от потерь

- прочие расходы

Расчет транспортных расходов.

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

Расчет транспортных расходов выполняется по формуле:

Зтр = Qг ∙ Ц,

где Зтр – транспортные расходы

Ц – тариф за 1 т перевозимого груза.

Зтр = 910000 ∙ 9,78

Зтр = 8899800 грн.

Расчет фонда заработной платы.

Фонд зарплаты планируется на основании штатного расписания: должностных окладов, тарифных ставок, численности работающих. В фонд зарплаты включают основную и дополнительную заработную плату.

Расчет основной зарплаты производится по формуле:

Зосн = Зср ∙ ч ∙ 11

где Зосн – основная зарплата, грн.

Зср – средняя зарплата, грн.

ч – численность работающих

11 – количество месяцев работы исполнителей в году

Зосн = 712 ∙ 98 ∙ 11

Зосн = 767536 грн.

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

Здоп = Зосн ∙ 10/100

Здоп = 767536 ∙ 10/100

Здоп = 76753 грн.

Годовой фонд заработной платы определяется по формуле:

Зг = Зосн + Здоп

Зг = 767536 + 76753

Зг = 844289 грн.

Расчет суммы амортизационных отчислений.

Целью амортизации является возмещение основных производственных фондов.

Сумма амортизации рассчитывается по формуле:

Аг = Сср ∙ На/100

где Аг – сумма амортизации, грн.

Сср – балансовая стоимость фондов

На – установленная норма амортизации

Аг = 6972600 ∙ 5/100

Аг = 348630 грн.

Расчет затрат на текущий ремонт.

В эту статью расходов включаются затраты на приобретение запасных частей, инструмента для проведения ремонтных работ.

Затраты на ремонт планируются в размере 40% от годовой суммы амортизации и рассчитываются по формуле:

Зр = Аг ∙ 40/100

Зр = 348630 ∙ 40/100

Зр = 139452 грн.

Расчет затрат на приемку и отпуску.

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

Расчет производится по формуле:

Зприем = Qг ∙ К

где К – затраты по приему и отпуску 1 т нефтепродукта

Зприем = 910000 ∙ 1,64

Зприем = 1492400 грн.

Расчет затрат по хранению.

Затраты по хранению рассчитываются по формуле:

Зхр = Qг ∙ Z

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

работы на ОАО "Сингезойл")

Зхр = 910000 ∙ 1,24

Зхр = 1128400 грн.

Расчет убытков от потерь.

Убытки от потерь рассчитываются на основании количества потерь нефтепродуктов и покупной цены за 1 т нефтепродукта

Зубб = 247,5 ∙ 1850

Зубб = 457875 грн.

Зубдт = 13,8 ∙ 1750

Зубдт = 24150 грн.

Общая сумма убытков рассчитывается по формуле:

Зуб = Зубб + Зубдт

Зуб = 257875 + 24150

Зуб = 282025 грн.

Расчет прочих денежных расходов.

В эту статью включают: командировочные, почтовые, телефонные, телеграфные, канцелярские и другие расходы.

Прочие расходы планируются в размере 30% от годового фонда зарплаты и рассчитываются по формуле:

Зпр = Зг ∙ 30/100

Зпр = 844289 ∙ 30/100

Зпр = 253286 грн.

На основании выполненных расчетов составляем смету издержек обращения.

Таблица 12

Смета издержек обращения

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

Себестоимость реализации 1 т нефтепродукта рассчитывается по формуле:

С = И/Qтов

С = 13388282/909738,7

С = 14,71 грн.

5. Результативная часть.

5.1. Результаты ДП

В дипломном проекте рассмотрены вопросы:

1. Введение: освещено состояние нефтегазовой отрасли и

перспективы ее развития.

2. Общая часть:

2.1. Раскрыты объекты Лукойл – ОНПЗ.

2.2. Рассмотрены типы резервуаров для хранения нефтепродуктов.

3. Расчетно-конструкторская часть:

3.1. Произведен расчет объемов резервуарных парков для бензина  и дизтоплива, они составили соответственно:

для бензина 69578 м3;

для дизтоплива 61779 м3.

3.2. Выбраны типы резервуаров и определено их количество:

для бензина РВС-10000 м3 в количестве 6 шт.

для дизтоплива РВС-10000 м3 в количестве 6 шт.

3.3. Рассчитано обвалование для группы бензинов

l ∙ b ∙ h = 137,5 м ∙ 89 м ∙ 1,5 м = 18356,3 м3

3.4. Рассчитаны потери бензина при хранении:

от одного "малого" дыхания 1400 т;

от одного "большого" дыхания 8500 т.

4. Технологическая часть

4.1. Рассмотрено устройство резервуарного парка  согласно ВБН В.2.2.-58.1-94

4.2. Описано технологическое оборудование резервуаров.

4.3. Рассмотрены методы борьбы с потерями нефтепродуктов при  хранении в резервуарах.

4.4. Рассмотрены вопросы эксплуатации оборудования  резервуарного парка, замер и учет нефтепродуктов в  резервуарах.

5. Охрана труда

5.1. Рассчитано количество средств пожаротушения резервуара.

5.2. Описана противопожарная безопасность в резервуарном парке.

6. В экономической части произведен расчет себестоимости  реализации 1 т нефтепродукта – 14,71 грн.