Проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации в г. Дальнереченск, объёмом продаж 80 тыс. тонн в год

До Суан Фат

Проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации в г. Дальнереченск, объёмом продаж 80 тыс. тонн в год

В данной выпускной квалификационной работе (ВКР) выполнено проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации нефтепродуктов в г. Дальнереченск, объёмом продаж 80 тыс. тонн в год. В проекте отражены общие сведения об объекте, рельеф местности и климатические условия местонахождения нефтебазы. В соответствии с исходными данными на проектирование произведен расчёт экономической эффективности строительства. В разделе технологической части рассмотрены технология строительства и процесс организации строительства. В научно-исследовательской части проведена оценка технико-экономической эффективности применение новых технологий при хранении нефти и нефтепродуктов. В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен анализ опасных и вредных факторов, освещены вопросы противопожарной безопасности при проведении строительства и влияния проекта на окружающую среду. В экономической части произведено обоснование экономической эффективности, произведен расчёт рентабельности проекта.

Строительство. Архитектура

Дипломы

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 5ea8f76dca23590001ca0bdd

UUID: 3e861d60-6bf9-0138-335f-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 38

10.76

До Суан Фат

Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,6 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии До Суан Фат Проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации в г. Дальнереченск, объёмом продаж 80 тыс. тонн в год ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки бакалавров по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Сооружение и ремонт объектов систем трубопроводного транспорта» г. Владивосток

2019 Содержание Аннотация................................................................................ 5 Введение.................................................................................. 7 1.Общая часть.......................................................................... 8 1.1 Краткая характеристика об объекте................................8 1.2 Характеристика города Дальнереченск..........................9 1.3 Климат города Дальнереченск.......................................11 1.4 Природные ресурсы города Дальнереченск..................14 1.5 Гидрогеологические условия и характеристика грунтов местности............................................................................... 15 2. Технологическая часть.....................................................17 2.1 Строительные решения..................................................17 2.2 Прием нефтепродуктов...................................................17 2.3 Хранение нефтепродуктов..............................................19 2.4 Отпуск нефтепродуктов..................................................19 2.5 Технологические решения участка выдачи нефтепродуктов розничным потребителям.........................20 2.6 Технологические решения участка выдачи нефтепродуктов оптовым потребителям.............................20 2.7 Резервуары для хранения топлив...................................21 2.8 Топливозаправочные колонки........................................24 2.9 Технологические трубопроводы.....................................24 2.10 Участок выдачи нефтепродуктов в автоцистерны.......24 2

2.11 Блок налива нефтепродуктов.......................................25 3. Расчётная часть................................................................. 27 3.1 Определение оптимальных габаритных размеров резервуара.............................................................................27 3.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода.........................................................................30 4. Научно-исследовательская работа...................................33 5. Безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды...................................................................................... 38 6. Экономическая часть........................................................46 Заключение...........................................................................51 Список литературы...............................................................52 Приложение А.......................................................................58 Приложение Б.......................................................................59 Приложение В.......................................................................60 Приложение Г.......................................................................61 Приложение Д.......................................................................63 Приложение Е.......................................................................64 3

Аннотация В данной выпускной квалификационной работе (ВКР) выполнено проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации нефтепродуктов в г. Дальнереченск, объёмом продаж 80 тыс. тонн в год. В проекте отражены общие сведения об объекте, рельеф местности и климатические условия местонахождения нефтебазы. В соответствии проектирование с исходными произведен расчёт данными на экономической эффективности строительства. В разделе технология технологической строительства и части рассмотрены процесс организации строительства. В научно-исследовательской части проведена оценка технико-экономической эффективности применение новых технологий при хранении нефти и нефтепродуктов. В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен анализ опасных и вредных факторов, освещены вопросы противопожарной безопасности при проведении строительства и влияния проекта на окружающую среду. В экономической экономической части произведено эффективности, обоснование произведен расчёт рентабельности проекта. Выпускная квалификационная работа состоит из 63 страницы пояснительной записки на листах формата А4 и графической части на 6 листах формата А1. 4

Аnnotation In this final qualifying work (FQW), the design of an oil depot for wholesale and retail sales of petroleum products in Dalnerechensk was completed, with a sales volume of 80 thousand tons per year. The project reflects the general information about the object, the terrain and the climatic conditions of the location of the tank farm. In accordance with the initial design data, the economic efficiency of construction was calculated. In the section of the technological part, the construction technology and the construction organization process are considered. In the research part, the evaluation of technical and economic efficiency of the application of new technologies in the storage of oil and petroleum products. In the “Health and Safety” section, an analysis of hazardous and harmful factors has been carried out, safety issues during construction and the impact of the project on the environment are covered. In the economic part, a feasibility study of economic efficiency was made, the profitability of the project was calculated. Final qualifying work consists of an explanatory note on A4 sheets and the graphic part on 6 A1. 5

Введение На сегодняшний день рынок реализации нефтепродуктов продолжает развиваться не зависимо от времени года и климатических условий. С каждым годом можно ожидать технического совершенствования и расширения функциональности автозаправочной станции. Целью данной выпускной квалификационной работы является разработка «проектирование нефтебазы оптовой и розничной реализации», который сможет функционировать как АЗС и мини-терминал (реализации нефтепродуктов клиентам оптом). Исходя из цели, были поставлены следующие задачи: 1. Определение оптимального месторасположения; 2. Найти основные технологические решения по строительству объекта; 3. Подобрать технологическое оборудование; 4. Рассчитать инвестиционную привлекательность проекта. Задачи были решены с помощью анализа климатических, геологических и других условий района строительства, необходимой нормативно-технической документации, существующих решений по строительству подобных объектов. 6

1.Общая часть 1.1 Краткая характеристика об объекте Нефтебаза — это самостоятельное предприятие с резервуарным парком и комплексом зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенное для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов. Основными задачами нефтебаз являются: - обеспечение бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; = сохранность качества нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при их приеме, хранении и отпуске потребителям. Нефтебазы подразделяются: - по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные; - по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (речные, морские), трубопроводные, автомобильные и комбинированные; - по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся нефтепродуктов, нефтебазы для горючих нефтепродуктов и нефтебазы общего назначения. Вместимость склада нефтебазы определяется как суммарная вместимость резервуаров и тары для хранения нефтепродуктов. 7

При определении общей вместимости нефтебазы не учитываются: - промежуточные резервуары (у сливоналивных эстакад); - расходные резервуары котельных, дизельных, электростанций, одиночных сливоналивных устройств (до 3 стояков), топливозаправочных пунктов; - резервуары для сбора утечек нефтепродуктов; - резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел; - резервуары для уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации. По объему грузооборота нефтебазы подразделяются на пять групп, которые представлены в таблице 1.1 Таблица 1.1 – Классификация нефтебаз по объёму грузооборота. Группа нефтебазы 1 2 Грузооборот, тыс. т/год свыше 500 свыше 100 до 500 включительно свыше 50 до 100 включительно свыше 20 до 50 включительно до 20 включительно 3 4 5 1.2 Характеристика города Дальнереченск 8

Площадь города составляет 108,49 км2, население на 2018г. составляет 25786 человек. Высота центра над уровнем моря 160 м. Таблица 1.2 - Численность населения г. Дальнереченск период 2010-2018г. Год 2010 2011 201 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2 27,53 27, 27,2 26,1 26,4 26,3 26,1 25,7 7 1 14 68 61 78 21 86 Числ 27,6 енно 04 сть, тыс. челов ек Географические координаты города Дальнереченск: 45º56’ северной широты, 133º44’ восточной долготы. С севера граница города проходит по левому берегу реки Большая Уссурка от впадения её в реку Уссури вверх по течению до железнодорожного моста обводной железной дороги Эбергард – Блокпост (1571 км) С востока граница проходит от железнодорожного моста обводной железной дороги Эбергард – Блокпост (1571 км) по железной дороге до пересечения с автомобильной дорогой Дальнереченск – Новопокровка. Далее по Новопокровки автомобильной до дороге пересечения с в направлении дорогой на хутор Медведева, по дороге на хутор Медведева до правого берега реки Малиновка, вверх по течению реки Малиновка. С юга граница проходит от р. Кедровка в западном направлении до перекрёстка дорог Хабаровск – Владивосток – Лазо, далее на север до обводной железной 9

дороги Эбергард – Блокпост, по железной дороге в направлении станции Лазо. С запада граница проходит по старой дороге Лазо – Графский с выходом на фарватер реки Уссури, далее по фарватеру реки Уссури до слияния её с рекой Большая Уссурка. В долинах трёх рек Большой Уссурки, Малиновки и Уссури, которые соединяются на городской территории, расположен город Дальнереченск. Он является центром одноимённого района в Приморском крае и находится в непосредственной близости от Китайской народной республики. Дальнереченск является самым старинным и северным городом Приморья. Лежит он поблизости живописных отрогов Сихотэ-Алиня и потухшего вулкана Сальской сопки. Район строительных работ представлены на рисунках 1.1 и 1.2. Место строительства нефтебазы Рисунок 1.1. Обзорное место участка проектирования. 10

Рисунок 1.2. Место проектирования нефтебазы. 1.3 Климат города Дальнереченск Город Дальнереченск, как и весь Приморский край, находится в области умеренного муссонного климата, для которого характерны влажное, тёплое лето и умеренно суровая малоснежная зима. Наибольшее количество осадков выпадает летом и осенью. Город Дальнереченск имеет умеренно-холодный климат. В зимний период существует гораздо меньше осадков в Дальнереченск, чем в летний период. Этот климат считается Dwb согласно классификации климата Кеппен-Гейгера. Средняя температура воздуха в Дальнереченск является 3.1 ° C. Среднее количество осадков в год составляет 639 мм. На рисунке 1.3 показан график температуры за 12 Дальнереченск. 11 месяцев в городе

Рис. 1.3. Температурный график города Дальнереченск. На рисунке 1.4 представлен климатический график города Дальнереченск в течение 12 месяцев. 12

Рис. 1.4. Климатический график города Дальнереченск. Из графика видно, что в январе меньше всего осадков, в среднем 9 мм. В среднем 127 мм, наибольшее количество осадков выпадает в Август. Также климатический график представлен в виде таблицы на рисунке 1.5. Рис. 1.5. Климатический график г. Дальнереченск (таблица). Как видно между сухим и дождливым месяцем, разница в осадках 118 мм. В течение года средняя температура колеблется от 41.1 ° C. 13

Основные климатические показатели г. Дальнереченск (Приложение А). Все данные в таблице 1.3 (Приложение А) были взяты из СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». В формировании климата местности, на которой расположен г. Дальнереченск, велика роль хребта СихотэАлинь. Этот горный барьер препятствует проникновению холодного воздуха летом и относительно тёплого морского воздуха зимой. Поэтому, в сравнении с прибрежными районами, лето здесь теплее, а зима холоднее. К неблагоприятным климатическим условиям местности относятся тайфуны, которые сопровождаются обильными осадками. Дальнереченск находится на Уссурийской плоской низменности. Абсолютная высота над уровнем моря – 60 м. Территория г. Дальнереченска богата внутренними водами. В его пределах протекают: река Уссури, нижнее течение реки Большая Уссурка. Большая Уссурка, правый приток Уссури. Длина 440 км. Длина реки на территории города – 17 км. Берёт начало на хребте Сихотэ-Алинь. В верховьях предгорий, течёт в узкой разделяясь на долине; рукава. ниже – Крупные в полосе притоки: Малиновка, Арму, Татибе, Бейцухе. Замерзает в конце ноября, вскрывается в середине апреля. Судоходна в низовьях. Также в пределах города Дальнереченска протекают реки: Малиновка (13,3 км), Кедровка (7,2 км), Белая (3,6 км). 14

1.4 Природные ресурсы города Дальнереченск Большая часть района занята лесами. Свободные от леса зоны находятся по долинам рек, где расположена большая часть населённых пунктов. Долины рек являются основными сельскохозяйственными территориями. Лес – один из важнейших природных ресурсов региона. Также здесь разведаны залежи торфа, каменного угля, золота, ильменита, известняка, ведётся добыча строительного сырья. Одна из старейших отраслей экономики Приморского края – лесная и деревообрабатывающая промышленность. Основные лесозаготовительные Анучинском, Чугуевском и базы расположены Красноармейском в районах. Центрами деревообрабатывающей промышленности края являются города Лесозаводск и Дальнереченск. Экономику района сельскохозяйственная, представляют: лесозаготовительная и лесоперерабатывающая отрасли. Используются природные богатства района – глубокая переработка древесины, дальнейшая разработка угольного разреза. В перспективе – разработка богатейшего месторождения золота, глин для изготовления кирпича, строительство щебеночного завода в с. Сухановка. Неметаллорудное сырье - слюды, вермикулит, асбест, тальк, графит, имеющие большое промышленности Небольшие барит и др. Месторождения промышленное Приморского проявления края, мусковита 15 слюды, значение не для разведано. отмечены в

Лесозаводском, Дальнереченском и Партизанском районах. Качество слюды довольно низкое. Значительное месторождение слюд имеется в Спасском районе. На территории края (Чугуевский район) значительны запасы высококачественного силикатного минерала – вермикулита. При нагревании вермикулит "вспучивается" и увеличивает свой объем в 15–20 раз. 1.5 Гидрогеологические условия и характеристика грунтов местности Ореховское месторождение (участок Начальный) находится в Дальнереченском муниципальном районе в 65 км к юго-востоку от г. Дальнереченск с одноименной стацией Дальневосточной железной дороги. Ближайший населенный пункт — с. Боголюбовка, расположен на правом берегу р. Ореховки, в 7 км к югу от Лицензионного участка. По состоянию на 01.01.2018 г. по участку Начальному Ореховского буроугольного месторождения в нераспределенном фонде недр государственным балансом учтены для открытой добычи запасы бурого угля в количестве: Средняя зольность угля на рабочий пласт составляет 30,8 %, средняя зольность в расчете на чистый уголь составляет 18,9 %. Угли бурые, марки 2 Б. Среднее содержание летучих 52,7 %, серы 0,48%, влаги в рабочем топливе 33,7 %. Высшая теплота сгорания 6500 ккал/кг. Содержание токсичных и радиоактивных 16 химических

элементов не превышает предельно допустимых концентраций. Буроугольное месторождение Ореховское приурочено к северо-восточной части Ореховской тектонической депрессии, фундамент и обрамление которой сложены мезозойскими песчаниками и конгломератами, а сама депрессия выполнена палеоген-неогеновыми угленосными отложениями, представленными аргиллитами, алевролитами, песчаниками и конгломератами с пластами и пропластками бурого угля, которых в разрезе насчитывается более 10 при общей мощности пород в центре депрессии до 300 м. Целесообразность разработки участка «Начальный» заключается в обеспечении муниципальных местного объектов населения Дальнереченского и и близлежащих муниципальных районов, удаленных от иных источников, топливным ресурсом. Планируемые к первоочередной отработке запасы угля практически не снижают общий экономический потенциал месторождения, их разработка может быть выполнена относительно простыми техническими средствами при небольших капитальных затратах, т. к. уголь здесь залегает близко к поверхности. 17

2. Технологическая часть 2.1 Строительные решения Планировочные решения размещения сооружений и оборудования нефтебазы. Планировка осуществляется с учетом размещения на территории зданий и сооружений из условия рационального коммуникаций, с размещения условием инженерных полного исключения возможности растекания аварийных проливов топлива как на территории мини-терминала, так и за его пределы. При проектировании минимальные нефтебазы расстояния до учитываются объектов к ней не относящихся (Приложение Б). Так же при проектировании особое внимание уделяется расстоянию между зданиями и сооружениями: от стенок резервуаров для хранения топлива и аварийных резервуаров, наземного и надземного оборудования, в котором обращается топливо и его пары, корпуса ТРК и раздаточных колонок, границ площадок для автоцистерны и технологических колодцев, от стенок технологического оборудования очистных сооружений, от границ площадок для стоянки транспортных средств и от наружных стен и конструкций зданий. Топливо на нефтебазе завозится бензовозами и сливается через герметичные быстроразъемные муфты и фильтры. Сливные устройства установлены на специальной площадке. подземно Сливные с уклоном трубопроводы в сторону 18 прокладываются резервуаров. Для

обеспечения слива бензина без его перелива предусмотрен аварийный резервуар, объемом 10 м3. 2.2 Прием нефтепродуктов Доставка нефтепродуктов осуществляется на автоцистернами. предусматривается через нефтебазу Слив сливные топлива устройства, установленные в технологическом колодце. Во время слива топлива с автоцистерны в резервуар эксплуатация прекращается нефтебазы заправка приостанавливается, автотранспорта через топливозаправочные колонки, связанные с заполняемым резервуаром до окончания слива в него нефтепродукта из автоцистерны. В технологической системе нефтебазы при сливе топлива предусматривается линия рециркуляции паров бензинов из резервуара в автоцистерну. Прием нефтепродуктов из автоцистерн проводится не менее, чем двумя работниками. При подготовке к сливу нефтепродуктов оператор:  организует установку автоцистерны на площадку для слива;  открывает задвижку для приема нефтепродукта в резервуар аварийного пролива;  закрывает задвижку на трубопроводе отвода дождевых вод в очистные сооружения с площадки для автоцистерны;  обеспечивает место слива первичными средствами пожаротушения; 19 нефтепродуктов

 присоединяет автоцистерну к заземляющему устройству;  убеждается в том, что двигатель автоцистерны выключен;  проверяет сохранность и соответствие пломб на горловине и сливном вентиле (задвижке). В ходе и по завершении слива нефтепродуктов в резервуары необходимо:  снять пломбы с горловины и сливного вентиля;  выполнить слив нефтепродуктов из автоцистерны;  обеспечить постоянный контроль над ходом слива нефтепродукта и уровнем его в резервуаре, не допуская переполнения или разлива;  по завершении слива оператор лично убеждается в том, что нефтепродукт из автоцистерны и сливных рукавов слит полностью;  отсоединить сливные рукава;  внести в журнал поступления нефтепродуктов, в сменный отчет и товарно–транспортную накладную данные о фактически принятом количестве нефтепродукта. При выявлении нефтепродуктов несоответствия товарно–транспортной поступивших накладной составить акт на недостачу в трех экземплярах, из которых первый приложить к сменному отчету, второй – вручить водителю, доставившему нефтепродукты, а третий остается на нетфебазе. 20

Во время слива не допускается движение автотранспорта на расстоянии менее 8 м от сливных муфт резервуаров. 2.3 Хранение нефтепродуктов Нефтепродукты хранятся в подземных металлических резервуарах. Время хранения нефтепродуктов не установлено, т. е. завоз топлива производится по мере его реализации. Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях. 2.4 Отпуск нефтепродуктов Заправка автомобилей и других транспортных средств производится через топливораздаточные колонки. Поверка топливораздаточных колонок и установки верхнего налива проводиться в соответствии с существующими нормативными документами. Колонки, не удовлетворяющие требования, к эксплуатации не допускаются. На нефтебазе при отпуске нефтепродукта, обязаны:  следить за исправностью и нормальной работой колонок;  определять ежемесячно погрешность работы колонок с помощью образцовых мерников 2 разряда;  поддерживать чистоту на территории и внутри помещений. 21

2.5 Технологические решения участка выдачи нефтепродуктов розничным потребителям Участок выдачи нефтепродуктов на проектируемом мини-терминале предназначен для заправки легкового и грузового автотранспорта четырьмя видами жидкого моторного топлива: Аи-98, Аи-95, Аи-92, ДТ и ДТЭ. Основные технологические решения для участка выдачи: хранение  жидкого топлива осуществляется в семи двустенных резервуарах: V1= 7х50м3; слив топлива из автоцистерн (АЦ) в резервуары  хранения осуществляется самотеком через узел слива, оснащенный сливной муфтой, сетчатым фильтром и огнепреградителем. слив  паров из топлива производится резервуара в АЦ и с с рециркуляцией автоматическим прекращением слива при достижении заданного уровня (95% объема емкости) при помощи клапана перекрытия, расположенного на линии наполнения емкости; 2.6 Технологические решения участка выдачи нефтепродуктов оптовым потребителям Налив нефтепродуктов оптовым представителям осуществляется в автоцистерны. Для этой цели применяют стояки различных типов. Их классифицируют:  по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);  по способу налива негерметизированный); 22 (герметизированный или

по  степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные); по виду управления (с механизированным или  ручным управлением). Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок автоцистерны (нижний налив). Для предотвращения применяются наливные средства стояки переливов автоматизации. оборудуют В автоцистерн этом датчиками случае уровня, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. В качестве наливных устройств в данном проекте будет применяться измерительный комплекс АСН-8ВГ модуль Ду100-2/4 верхнего налива топлива в АЦ, с двумя стояками верхнего налива, в котором с одной стороны наливаются два нефтепродукта. Производительность одного стояка зависит от подводящего трубопровода и ограничена 90 м3/ч, для обеспечения безопасного налива. 2.7 Резервуары для хранения топлив К установке на нефтебазе предусматривается три двустенных односекционных подземных резервуара и четыре двустенных двухсекционных подземных резервуара объемами соответственно: V1=100 м3; V2=100 м3; V3=100 м3; V4=100/2 м3; V5= 100/2м3; V6=100/2м3 и V7=100/2м3. Двустенные односекционные резервуары – стальные сосуды емкостью от нескольких единиц до сотен кубометров, предназначенные для хранения жидкостей и 23

имеющие два корпуса (стенки), где межстеночное пространство заполнено инертным газом. Использование горизонтальных двустенных резервуаров позволяет снизить вероятность возникновения аварийной ситуации при повреждении корпуса резервуара, что позволяет хранить нефтепродукты и легко воспламеняющиеся жидкости на производстве, автозаправочных станциях, а также запасов питьевой и технической воды, жидких удобрений и химикатов. Двойная стенка корпуса резервуаров имеет промежуточный слой азота или же жидкости с плотностью большей, чем плотность среды, хранящейся в резервуаре. Именно это позволяет свести до минимума риск утечки нефтепродуктов при возникновении аварий. Такие резервуары имеют одну и более секций, для каждой секции двухсекционного резервуара (рисунок 2.2) должны выполняться мероприятия, предусмотренные для однокамерного бензина и резервуара. дизельного Одновременное топлива допускается хранение лишь в различных секциях одного резервуара, секции которого разделены двумя перегородками с обеспечением контроля герметичности межстенного пространства. Резервуар клапаном, обязательно оснащается позволяющим поддерживать постоянное во время рабочее резервуара. 24 дыхательным эксплуатации давление внутри

Рисунок 2.1 – РГСД, односекционный 1 – резервуар; 2– крышка с оборудованием; 3 – патрубок наполнения Ду80; 4 – трубопровод забора топливаДу50; 5 – патрубок замерного люка Ду80; 6 – трубопровод установки обесшламливания уровнемера; 8 – Ду50; 7– фланецдля трубопровод заполнения межстенного пространства; 9 – патрубок для контроля герметичности резервуара Ду25; 10 – строповое устройство; 11 – полуопоры. Рисунок 2.2 – РГСД, двухсекционный. 1 – линия выдачи; 2 – линия обесшламливания» 3 – линия деаэрации; 4 – линия наполнения; 5 – линия контроля уровня топлива; 6 – линия верхнего уровня; 7 – система контроля герметичности 25 межстенного

пространства с жидкостным заполнением в комплекте; 8 – патрубок присоединения линии деаэрации. А также каждый резервуар оборудуется необходимым оборудованием для его полной работоспособности. Рисунок 2.3 – оборудование РГСД. 1 – датчик предохранительный верхнего уровня клапан системы топлива; 2 – герметичности резервуара; 3 – шаровой кран линии выдачи; 4 – муфта соединительная линии выдачи; 5 – крышка зачистной трубы; 6 – труба замерная; 7 – люк технологического лаза; 8 – манометр системы герметичности резервуара; 9 – кран трехходовой; 10 – технологический отсек; 11 – линия наполнения; 12 – обратный клапан линии выдачи; 13 – линия выдачи; 14 – линия обесшламливания; 15 – линия деаэрации; 16 – дыхательный клапан; 17 – вентиль линии деаэрации; 18 – крышка замерной трубы; 19 – клапан линии наполнения; 20 – линия флегматизации; 21 – муфта установки системы контроля герметичности межстенного пространства; 22 – огнепреградитель; 23 – модульная коробка. 26

2.8 Топливозаправочные колонки На нефтебазе предусматривается установка одного технологического островка, который состоит из модулей раздачи топлива, включающих в себя четыре раздаточные колонки марки: «MD50F111-E» (4 шт.). Наружная облицовка наземной части островка производится панелями из нержавеющей листовой стали, обеспечивающей эстетический вид и искробезопасность. Островок оборудуется дугами безопасности, что обеспечивает прочность и сохранность его в случае наезда транспорта. 2.9 Технологические трубопроводы На проектируемом нефтебазы приняты к укладке следующие виды труб:  стальные ГОСТ8732-78 из бесшовные стали марки трубы 20, с Д108х4,5 по механическими свойствами.  трубы стальные 57x5,3 из стали 10.  трубы пластмассовые двустенные компании «KPS» 50/63/75/90/100. Монтаж, сварку, испытания трубопроводов и арматуры производить по СНиП 3-05-05-84 (с изменениями от 01.01.2018) и в соответствии с указаниями по монтажу труб производства. 2.10 Участок выдачи нефтепродуктов в автоцистерны На участке мини-терминала предусматривается установка устройства верхнего наполнения автоцистерн. 27

В соответствии с техническими условиями предусмотрен монтаж системы измерительного верхнего дозированного налива неагрессивных жидкостей в состав которой входят:  резервуарный парк в количестве семи резервуаров V=700м3, каждый для приема и хранения нефтепродуктов;  подводящие трубопроводы;  комплекс верхнего налива тип АСН-8ВГ модуль Ду2/4. Под налив площадку, автоцистерны используемую для устанавливаются на слива из топлива автоцистерн. Обвязка наливных комплексов и резервуаров трубопроводами позволяет осуществлять одновременный налив двух видов топлива с подачей на пункт налива по отдельным трубопроводам, исключая смешивание топлива. 2.11 Блок налива нефтепродуктов Блок налива нефтепродуктов состоит из одного комплекса рисунок 2.5, верхнего дозированного налива с перекидными трапами обслуживающие два отсека одной автоцистерны с одной стороны наливного островка с возможностью последовательного налива двух продуктов через один сток без смешивания. В состав комплекса АСН-8ВГ модуль Ду100 2/4 входят:  стояк Ду100 для верхнего налива в АЦ  шарнирно сочлененный трубопровод Ду70 для отвода паров; 28

 наконечник телескопический герметичного верхнего налива;  клапан электрогидравлический;  модуль измерительный;  обратный клапан;  массовый расходомер;  клапан сброса повышенного давления;  насосный блок;  датчик предельного уровня налива;  модуль оператора. Рисунок 2.5 Общий вид комплекса верхнего налива АСН-8ВГ модуль 2/4 Технические комплекса характеристики верхнего измерительного дозированного налива нефтепродуктов, используемого на нефтебазе:  диаметр условного прохода стояка, 100 мм;  вязкость измеряемой жидкости от 0,55 до 100 мм2/с (сСт);  рабочее давление, не более 0,5(5) МПа (кгс/см 2);  диаметр горловины а/ц, 300 мм; 29

 диаметр котла обслуживаемых автоцистерн, мин 1200-макс 2200 мм;  телескопический наливной наконечник верхнего налива для закрытого налива, с датчиком уровня;  диаметр рукава отвода паров, Ду70 мм;  срок службы АСН 10 лет;  масса комплекса, не более 4000 кг. 30

3. Расчётная часть 3.1 Определение оптимальных габаритных размеров резервуара Определение оптимального диметра резервуара Диаметр резервуара определяется по формуле (1): (1 3 Dопт =0,8 √ V ( м ) , ) 3 где V – заданный объём резервуара (м ). 3 Dопт =0,8 √100=3,71(м) Следовательно, радиус r = 1,855 м. Определение длины резервуара При плоских днищах длина резервуара определяется по формуле (2): l= (2 V ( м) , π ∙r 2 ) где r – радиус резервуара (м). l= Подбираем 100 =9,255 ( м ) , 3,14 ∙1,8552 листы для корпуса 1250×3680. Края листов уменьшаем на 10 мм, следовательно, лист будет иметь размер 1240×2970. Подбираем количество листов для одной обечайки Количество листов для одной обечайки определяется по формуле (3): n л= πD , lл D – диаметр резервуара l л - длина листа с учетом строжки. 31 (3 )

n л= 3,14∙3680 =3,14 3670 Следовательно, необходимо 3 1 4 листа для одной обечайки. Определение количество колец При ширине листа bл = 1,24 м требуется следующее количество колец, определяемое по формуле (4): n= (4 l , bл ) 9,255 n= =7,46. 1,24 Следовательно, принимаем целое число колец, равное 8 шт. Определим фактический диаметр резервуара Фактический диаметр резервуара определяется по формуле (5): Dф = Dф = (5 n л lл , π ) 3,16∙ 3680 =3708 ( см )=3,71 ( м ) . 3,14 Определение фактической длины резервуара Фактическая длина резервуара определяется по формуле (6): (6 l ф =n∗bл , ) l ф =8∗1,24=9,92 ( м ) . Определение фактического объём резервуара Фактический объем резервуара находим по формуле (7): (7 V ф =πr 2 l ф ) 32

V ф =3,14∗1,8552∗9,92=101,18 ( м3 ) . Полученные значения необходимо проверить на расхождение: ∆= V заданный−V полученный 100−101,18 ∙100%= ∙ 100%=1,18%< 5% V заданный 100 Расхождение на превышает 5%, что удовлетворяет точности инженерного расчета. Определение толщины стенки резервуара Толщину стенки резервуара определяем по формуле (8): (8 (γ ¿¿ ж ∙ ρ ж ∙ g ∙r ∙2+ γ f 2 ∙ pнизб )∙ r tw= +c 1 , ¿ γc ∙ Rwy ) γ ж=1,1 – коэффициент надежности для жидкости; ρ ж = 0,74 – средняя плотность бензинов (т/м3); g = 9,81 – ускорение свободного падения (м/с2); γ f 2=1,2 – коэффициент надежности для избыточного давления; c 1 = 0,08 – учёт вытяжки металла при вальцовке листов; γ c = 0,8 – коэффициент условий работы; Rwy – расчётное сопротивление стыкового шва растяжению при соответствующем контроле качества швов ( Rwy = R y =22,927 кН/см2). Расчетное сопротивление стали (листового проката) при сжатии, растяжении по пределу текучести определяется по формуле (9): R y= Ry н , 1,025 33 (9 )

R y н =255 Н – предел текучести стали (ГОСТ 27772 – м м2 88*) R y= 255 =248,78 МПа; 1,025 p низб – нормальное избыточное давление (0,17*10-2 Па). (1,1 ∙ 0,76∙9,81∙ 10−6 ∙185,5∙ 2+1,2 ∙0,17∙ 10−3 )∙185,5 tw= +0,08=0,131(см) 0,8∙22,927 Учитываем минусовой допуск отношения толщины листов δ = 0,5 и припуск на коррозию ∆ = 0,1 мм. Получим, что требуемая толщина стенки равна: tтр =1,31 + 0,5 + 0,1 = 1,92 мм. По ГОСТ 27772-88 (с изменениями от 11.01.2018) толщину стенки принимаем равной минимум 2,5мм, следовательно, толщина стенки резервуара tw = 2,5 мм. Параметры резервуара: V = 101,18 м3 r = 1,855 м lф = 9,92 м n л=3 1 4 n = 8 шт. Определение количества резервуаров Исходя, из разработки проекта нефтебазы заданный хранимый объем нефтепродуктов составляет V=700 м3, следовательно, количество резервуаров равно семи. 3.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода Гидравлический расчет будем вести среднеминимальной температуре нефтепродукта Аи-95. 34 при

Кинематическая вязкость v=0,000041 м2 /с; Длина всасывающей линии L = 20,5 м; Наружный диаметр всасывающего трубопровода Dвс =0,108 м; Толщина стенки трубопровода δ=0,0045 мм; Эквивалентная шероховатость труб К э =0,71мм; Потеря напора на преодоление сил тяжести ∆ z =3 м ; Производительность насоса Q=35 м3 /ч=0,0097 м3 /ч . Таблица 3.1 – Местные сопротивления на всасывающей линии. Тип местного сопротивления Количество εвс Фильтр 0 1,7 Задвижка 3 0,15 Поворотов 5 0,3 1. Находим внутренний диаметр трубопровода: (10 d вс= Dвс−2 δ=0,108−2 ∙0,0045=0,099 м , ) 2. Скорость движения потока: ϑ= 3. 4 ∙Q р 2 вс π∙d = 4∙ 0,0097 =1,266 м/с , 3,14∙0,0992 (11 ) Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе: ℜ= 4. ϑ ∙ dвс 1,26∙0,099 = =3042, v 0,41∙10−4 (12 ) Определим, в какой турбулентной зоне нефть движется. Для этого найдём значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2, которые определяют по формулам: 35

ℜ1 = ℜ2 = (13 10 Ḱ ) (14 500 Ḱ ) Ḱ =kЭ /D (15) - относительная шероховатость трубы; kЭ стенки – эквивалентная трубы, изготовления (абсолютная) зависящая трубы, а от также шероховатость материала от ее и способа состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм. По формуле (15) k=0,0065 По формуле (13) Re1=1538 По формуле (14) Re2=76922 Отсюда следует, что Re1<3042<Re2, режим турбулентный, т. е. нефтепродукт находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле: λ= 5. (15 ) Потери напора по длине трубопровода: hi.вс =λ 6. 0,3164 0,3164 =4 =0,0426, 4 √ℜ √3042 Lвс ϑ 2 20,5 1,26 2 ∙ =0,0426 ∙ =0,72 м d вс 2 g 0,099 2∙ 9,81 (16 ) Потери напора на местные сопротивления: (17 n h м .вс= 7. ϑ2 1,262 ξ = ( 2 ∙0,15+3∙ 0,3 ) =0,098м , ∑ 2 g i=1 i 2 ∙9,81 ) Полная потеря напора на всасывающей линии: (18 Н вс =hi.вс +h м .вс +∆ z=0,72+ 0,098+3=3,818 м , ) 36

8. Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполнятся, чтобы не произошло срыва потока: (19 Ра Рs −( ∆ z +h i.вс +h м .вс ) > ρδ ∙ g ρ δ ∙g ) Р s =0,55∙10 Па – давление насыщенных паров бензина 5 при 26,9 ̊С; Р а=1,013∙ 105 Па – атмосферное давление. 1,013∙10 5 0,55∙ 105 −( 3+0,72+0,098 ) > , 0,75 ∙ 9,81 0,75 ∙9,81 13778>7482 Условие выполняется. 37 (20 )

4. Научно-исследовательская работа Оценка технико-экономических показателей применение технологий Стирлинга при хранении нефти и нефтепродуктов. К наиболее существенным потерям нефтепродуктов при хранении, приеме и выдаче потребителям относятся естественные потери, обусловленные испарением нефтепродуктов. Кроме уменьшения количества горючего при испарении ухудшается его качество вследствие безвозвратной потери низкокипящих углеводородов. Ущерб, наносимый выбросами паров бензина в атмосферу при его хранении в резервуарах, заключается не только в уменьшении топливных ресурсов и в стоимости теряемых продуктов, но и в отрицательных экологических последствиях. Рис. 4.1. Виды потерь нефтепродуктов при хранении на нефтебазах Рис. 4.2. Виды потерь нефтепродуктов при хранении на АЗС. 38

Анализ современных нефтепродуктов, паров, способов основанных закачивания в на улавливания паров принципах адсорбции освобождающиеся емкости, мембранного разделения и других процессов, показывает, что они отличаются значительной стоимостью. При этом затраты на сооружение и эксплуатацию улавливающих установок обычно превышают стоимость сбереженного продукта. В то же время на современном уровне технического оснащения нефтебаз и складов горючего естественные потери нефтепродуктов от испарения с высокой экономичностью практически полностью могут быть устранены технологий, в результате применения основанных на стирлинг- применении низкотемпературных холодильных оборудований. В настоящее время разработаны новые, не имеющие аналогов в мире, установки, предназначенные для 100% улавливания легких фракций углеводородов (ЛФУ) при хранении нефти автозаправочных и нефтепродуктов станциях (АЗС). на В нефтебазах основу и установок положена технология охлаждения ЛФУ с использованием низкотемпературных Установки имеют экологическую холодильных высокую эффективность, машин Стирлинга. экономическую срок и окупаемости составляет менее 2 лет. Преимущества использования данных установок: • 100% снижение технологических потерь нефтепродуктов от испарения при их транспортировке и хранении; 39

• значительное сокращение выбросов вредных качества светлых веществ в окружающую среду; • поддержание высокого нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива и др.) при их длительном хранении и др. Конструктивно технологий Стирлинга представляют собой сочетание в одном агрегате компрессора, детандера и теплообменных устройств: теплообменника нагрузки (нагревателя или конденсатора), регенератора и холодильника. В качестве рабочего тела используется, как правило, гелий, который во внутреннем контуре машины совершает прямой или обратный термодинамический цикл, состоящий из двух изотерм и двух изохор. Технология Стирлинга, работающие по циклу Стирлинга, состоят из четырех этапов: - охлаждение: - сжатие: - нагрев: - расширение. Идеальный цикл Стирлинга представляет собой обратимый термодинамический цикл и, следовательно, имеет ту же эффективность, что и цикл Карно (при работе между одними и теми же источниками тепла). Этот идеальный цикл имеет внезапное изменение объема и давления между фазами. Фактически, процесс охлаждения или повторного нагрева может иметь эффективность от 100% (изотермический) до 0% (тепловой 40

сегмент). Фактическое сжатие или расширение может быть описано политропными процессами. P * Vn = k (1 ) где P - давление, V - объем, k - постоянная, а n - в пределах (2 ) где Cv - удельная теплоемкость при постоянном объеме (рассчитывается в Дж / кгК), Cp - удельная теплоемкость при постоянном давлении (Дж / кгК). Технология высокоэффективного Стирлинга, Стирлинга воздуха содержащим не содержат благодаря водород или двигателям гелий. Однако водород вызывает много технических трудностей, таких как большие потери. Обобщенная для всех машин Стирлинга принципиальная схема представлена на рисунке 4.3. Рис.4.3. Принципиальная схема машины Стирлинга 1 - рабочий поршень, 2 - холодильник, 3 - регенератор, 4 - теплообменник нагрузки, 5 - поршень-вытеснитель 41

На основе Стирлинг-технологий было разработано несколько типов Технические систем решения хранения нефтепродуктов. предполагается применить на объектах нефтегазового комплекса. В качестве примера технико-экономической эффективности применения криогенных машин Стирлинга использованы данные резервуарного парка нефтебазы «Ручьи» ПТК, г. Санкт-Петербург. (Приложение В). Как видно из представленных данных, годовой экономический эффект от применения систем улавливания ЛФУ на основе криогенных машин Стирлинга составляет более 14 млн. руб., а срок окупаемости не превышает 2-х лет. Это свидетельствует рентабельности о высокой разработанных экономической систем хранения нефтепродуктов. Применение установок улавливания ЛФУ на основе предлагаемых Стирлинг-технологий позволит: • сохранить произведенные с большими затратами нефтепродукты, часть которых ранее терялась безвозвратно из-за отсутствия современных эффективных средств утилизации ЛФУ; • получить дополнительную прибыль от реализации сохраненной части продукции; • улучшить экологическую обстановку и условия труда обслуживающего персонала не только на нефтебазах, но и в расположенных рядом жилых массивах; 42

• срок уменьшить пожароопасность нефтебаз, повысить службы резервуаров и качество отпускаемых потребителям нефтепродуктов. В заключении, говоря о проблемах создания машин Стирлинга, необходимо сделать два вывода: - высокая наукоемкость данной области техники является основным сдерживающим фактором широкого распространения машин, работающих по циклу Стирлинга; - успех в создании конкурентоспособных на мировом рынке машин Стирлинга может быть достигнут только как результат синтеза высокого уровня научных исследований, тщательной конструктивной проработки основных узлов машин Стирлинга и передовой технологии производства. Необходимо отметить, что создание высокоэффективных машин Стирлинга может быть только результатом высокого уровня научных исследований. Без точного математического проектируемых машин моделирования превращается в доводка многолетние экспериментальные исследования. Применение экологически чистых и высокоэффективных машин, работающих по прямому и обратному циклам Стирлинга, в системах автономного энергоснабжения является наиболее перспективным направлением в решении проблем экономии топливных ресурсов и снижения загрязнения окружающей среды. 43

5. Безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды Промышленная безопасность на нефтебазе Опасность нефтебаз резко возрастает при аварийных утечках без признаков разрушения и повреждения, при частичном повреждении оборудования и резервуаров, устройств, в трубопроводов, результате полного разрушения резервуара. При возникновении аварий или аварийных утечек нефти эксплуатационный перекачивающих, структурных действовать персонал, наливных станций, подразделений в соответствующих соответствии нефтебаз предприятий с планом и должен ликвидации возможных аварий и аварийных утечек, разработанным заранее для каждой конкретной нефтебазы. Планом должны определяться обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и персонала станций, нефтебаз, структурных подразделений предприятий магистральных нефтепроводов, позволяющие более оперативно и организованно принять экстренные меры по предотвращению развития аварий, уменьшению истечения и разлива нефти, обеспечению безопасности станций, нефтебаз, соседних объектов и жилых поселков, защите окружающей ремонтных работ среды, для а также обеспечения проведению дальнейшей эксплуатации нефтебазы. При проектировании систем пожаротушения и охлаждения для зданий и сооружений складов нефти и 44

нефтепродуктов следует 2.04.01-85 устройству к водопровода и учитывать требования сетей сооружений на СНиП противопожарного них, если они не установлены настоящими нормами. Декларация безопасности производственного отражающим объекта характер промышленном и объекте, опасного является документом, масштабы а также опасностей на мероприятия по обеспечению промышленной безопасности готовности к действиям при чрезвычайных ситуациях. Декларирование безопасности промышленных объектов осуществляется в целях обеспечения безопасной эксплуатации опасных производств и предупреждения аварий на них. Основные инцидентов причины на возникновения анализируемых аварий и взрывоопасных производственных объектах (Приложение Г). Как видно из данных таблицы 5.1 основными причинами аварий и инцидентов на нефтебазах, АЗС являются нарушения правил промышленной безопасности при эксплуатации технологического оборудования и не соблюдение требований электростатической безопасности. Пожары и взрывы на АЗС являются следствием аварийных ситуаций и инцидентов. Причины аварий и инцидентов на АЗС (Приложение Д). Расчетная часть В качестве примера была взята авария в 2002 году на ПАО «НК Роснефть – Кубань нефтепродукт». 45

29 ноября 2002 года на ОАО "НК Роснефть-Кубань нефтепродукт" Краснодарский край, г. Курганинск. Произошёл пожар в резервуарном парке нефтебазы в резервуаре объёмом 700 м3, в котором находился 1 м3 дизельного топлива. Уровень нефтепродукта в резервуаре составлял 228 см. С 8-00 до 12-00 из резервуара было откачано 36 348 кг нефтепродукта Одновременно с на эстакаду отпуском налива дизельного автоцистерн. топлива из резервуаров отпускали бензин АИ-92 и А76. Слив из железнодорожных цистерн не производился. Нарушений технологического процесса не было. Ремонтные и огневые работы на территории парка не проводились. Старший оператор, находившийся на эстакаде налива автоцистерн (на расстоянии 10 м от обвалования резервуарного парка) услышал хлопок, увидел дым и огонь в районе резервуаров. Высота пламени достигла 8-10 м. Один из резервуаров находился в огне. Через некоторое время он лопнул и начал деформироваться. Прибывшие пожарные приступили к его тушению. В результате действия огня разрушена крыша резервуара, его стенки по сварным швам оторваны от днища. Частично разрушились и деформировались конструкции и ограждения соседнего резервуара. В радиусе 25 м от горения разлившегося продукта выгорела трава. При детальном осмотре резервуара было установлено, что фланцевое соединение 46 сифонного крана

разгерметизировано (отсутствуют три болта из четырёх). Рядом с сифонным краном обнаружены два рожковых ключа, а также снятые болты с гайками и шайбами. Задвижка отпускного трубопровода резервуара открыта. По мнению причинами комиссии, пожара расследовавшей явились аварию, преднамеренная разгерметизация фланцевого соединения сифонного крана и последующий поджог разлитого дизельного топлива. Причины аварии: -отсутствие специального ограждения по периметру нефтебазы; -плохая контроля оснащённость современными несанкционированного средствами проникновения на территорию; -низкий уровень подготовки персонала. Для снижения и эксплуатации проекта Федерального закона требованиях пожарной предусматривается безопасности комплекс в соответствии безопасной со «Технический ст. проектируемого 1 и регламент безопасности» система мероприятий, превышения обеспечение 5 о проектом обеспечения пожарной объекта, содержащая исключающих возможность допустимого пожарного риска, мероприятий системы установленного настоящим ФЗ. В состав комплекса обеспечения пожарной безопасности включены: - система предотвращения пожара, - система противопожарной защиты, 47

- комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению пожарной безопасности. Система предотвращения пожаров. Система предотвращения пожаров создается с целью исключения условий возникновения исключением условий пожаров, которое образования достигается горючей среды и внесения источника зажигания. В составе системы предотвращения пожаров проектом предусматривается: - использование наиболее безопасных способов размещения горючих веществ (закрытая технологическая система по приему и отпуску нефтепродуктов) - изоляция горючей среды от источников зажигания (подземное расположение резервуаров хранения нефтепродуктов) - механизация и автоматизация технологического процесса приема и выдачи нефтепродуктов - применение электрооборудования, соответствующего классу взрывоопасной зоны и группе взрывоопасной смеси - применение быстродействующих средств прекращения сливо-наливных операций нефтепродуктов (автоматическое прекращение достижении заполнения 95% слива камер топлива при резервуаров, при разгерметизации резервуаров, при возникновении пожара и при превышении допустимой концентрации паров бензина) - применение быстродействующих средств защитного отключения электроустановок 48

- применение оборудования, исключающего образование статического электричества - устройство молниезащиты зданий и сооружений - применение устройств, исключающих возможность распространения пламени внутри технологической системы (огнепреградители). Система системы противопожарной является воздействия защита факторов последствий. людей пожара или Функционирование защиты. и Целью имущества ограничения данной от его системы обеспечивается: - применением объемно-планировочных решений при проектировании здания нефтебазы, обеспечивающих ограничение распространения пожара за пределы очага (кладовые выделены противопожарными перегородками с противопожарными дверями) - устройством эвакуационных путей, удовлетворяющих требованиям безопасной эвакуации людей при пожаре - устройством (запроектирована систем система обнаружения пожарной пожара сигнализации, оповещения и управление эвакуацией людей при пожаре) - устройством аварийного слива пожароопасных жидкостей (подземного резервуара для аварийного слива нефтепродуктов на площадке слива-налива) - устройством системы контроля за концентрацией паров топлива в технологических колодцах резервуаров; - применением основных строительных конструкций зданий с пределами огнестойкости и классами пожарной 49

опасности, соответствующими огнестойкости и классу требуемым конструктивной степени пожарной опасности здания; - применением средств, ограничивающих растекание жидкостей при пожаре корытообразная, (площадка монолитная слива-налива с ж/бетонными ограждающими стенками высотой 150мм, с приямком для стока пролитого топлива, соединенным с резервуаром для аварийного слива) - применением первичных средств пожаротушения (огнетушители). - наличием 2 проектируемых противопожарных резервуаров общим объемом 150м3. В соответствии с СП 3.13130-2009 нефтебаза должна быть оснащена СОУЭ 2 типа – звуковой способ оповещения. В соответствии Правительства изменениями «О на проектируемых средствами с требованиями Постановлением противопожарном 7 марта зданий 2019 режиме» года) оснащаются пожаротушения (с помещения первичными (огнетушителями). Огнетушители размещаются на высоте не более 1,5 м. Комплекс мероприятий организационно-технических по обеспечению пожарной безопасности. Организационно-технические разрабатываются в соответствии мероприятия с Постановлением Правительства «О противопожарном режиме» с целью поддержания противопожарного режима. 50

При эксплуатации эвакуационных путей и выходов должно быть обеспечено соблюдение проектных решений и требований нормативных документов по пожарной опасности. Двери на путях эвакуации должны открываться свободно и по направлению выхода из здания, за исключением дверей, открывание которых не нормируется требованиями нормативных документов по пожарной опасности. В соответствии с Нормами пожарной безопасности «Обучение мерам пожарной безопасности работников организаций», утвержденными приказом МЧС РФ № 645 от 12 декабря 2007 года (ред. от 22.06.2010г.), администрация организации обязана организовать обучение работающих в области пожарной безопасности. Контроль за организацией обучения мерам пожарной безопасности работников организации осуществляют органы государственного пожарного надзора. Основными видами обучения работников организаций мерам пожарной безопасности являются противопожарный инструктаж и изучение минимума пожарно-технических знаний (пожарно-технический минимум). Противопожарный инструктаж проводится с целью доведения до требований работников пожарной организаций основных безопасности, средств противопожарной защиты, а также их действий в случае возникновения пожара. Руководители, специалисты и работники организаций, ответственные за пожарную 51 безопасность, обучаются

пожарно-техническому требований минимуму нормативных в объеме знаний правовых регламентирующих пожарную противопожарного режима, актов, безопасность, в пожарной части опасности технологического процесса и производства организации, а также приемов и действий при возникновении пожара в организации, позволяющих выработать практические навыки по предупреждению пожара, спасению жизни, здоровья людей и имущества при пожаре. Это далеко не полный перечень возможных аварий и инцидентов. Пути развития указанных аварий многообразны. Но главная опасность – это образование взрывоопасной паровоздушной смеси и попадание источника зажигания. Поэтому главным направлением обеспечения пожарной безопасности должны быть взрывобезопасная технология, установка передовой системы автоматического пожаротушения, стенками, применения размещение резервуаров резервуаров в с двойными герметичных саркофагах, предотвращающих розлив нефтепродукта на случай разгерметизации и соблюдение требований промышленной безопасности, а именно правил, норм и инструкций. А производственных обеспечению также, декларирование объектов безопасной (нефтебаз), эксплуатации, опасных способствует а также предупреждению и снижению аварий на них. А также необходимо проводить противопожарный инструктаж сотрудникам перед допуском их на место работы. 52

6. Экономическая часть В данной главе рассмотрено технико-экономическое обоснование разработки и строительства нефтебазы оптовой и розничной реализации нефтепродуктов в г. Дальнереченск. Главной задачей при составлении технико- экономического обоснования является оценка затрат на инвестиционный проект и его результатов, анализ срока окупаемости проекта. Исходные данные для расчёта технико-экономической рентабельности проекта (Приложение Е). Эксплуатационные затраты Зэксп — это денежная оценка стоимости материальных, трудовых, финансовых и других видов ресурсов на производство и реализацию продукции за определённый период времени. При формировании расходов должна быть обеспечена их группировка по следующим элементам, которая является единой и обязательной для организаций всех отраслей: Зэксп= Змат+ Зопл+Зотч+ Зам + Зпр, (6. 1) Зэксп=3088,375+11760+ 3575,04+ 1500,58+7969,598=27893,593 тыс . руб год Где, Змат - материальные затраты, руб.; Зопл- затраты на оплату труда, руб.; Зотч- отчисления на социальные нужды, руб.; За - амортизация основных производственных фондов, руб.; 54

Зпр- прочие затраты (затраты на связь, телефонные и др.). Материальные затраты. Затраты на электроэнергию. Годовые затраты на дополнительное потребление электроэнергии Зэл составят: Зэл = 12*Эгод *Тэл (6. 2) тыс . руб Зэл =12 ∙70000∙ 3,5=2940 год. Эгод- суммарное дополнительное потребление электроэнергии нефтебазы, кВт·ч/мес. Тэл - тариф за потребляемую электроэнергию, руб./кВт·ч. Затраты на водопотребление. Дополнительные затраты на водоснабжение З вод составят: Звод=G*Q*Tвод (6. 3) тыс . руб Звод=80∙ 81,525∙ 22,75=148,375 год где G –грузооборот нефтебазы, тыс.т; Q– среднегодовой расход воды, м3 на 1000 т грузооборота; Твод - стоимость воды, потребляемой из системы городского водоснабжения, руб./м3. Ввиду отсутствия данных другие виды материальных затрат не учитываем: Змат= Зэл+ Звод (6. 4) 55

Змат=2940+ 148,375=3088,375 тыс . руб год. Таблица 6.4 - Затраты на оплату труда. Наименование Количество Зар.плата руб./мес. АЗС Старший оператор 1 35000 Оператор 3 35000 Слесарь по 1 35000 ремонту оборудования Нефтебаза Старший мастер 1 35000 Продолжение таблицы 4 Оператор 3 35000 Сливщик 4 35000 наливщик Продолжение таблицы 6.4 Слесарь по 1 35000 ремонту оборудования С учётом того, что персонал нефтебазы работает в две смены, годовые затраты на оплату труда составят: Зопл=2*ΣЗпп*12 (6. 5) ΣЗпп = 35000*14 = 490000 руб./мес. Зопл=2 ∙ 490 ∙12=11760 тыс .руб год Отчисления на социальные нужды. Зотч = Зопл *ΣСотч (6. 6) Зотч=11760∙ 0,304=3575,04 тыс . руб год На 1.01.2017 г. утверждены следующие ставки во внебюджетные фонды: Пенсионный фонд – 22% 56

Фонд социального страхования – 2,9% Фонд обязательного медицинского страхования – 5,1% Также производится начисление платежей в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев на производство и профзаболеваний. Для нефтебаз размер ставки составляет 0,4%. Амортизация основных средств. Определяем амортизационные отчисления Зам всех основных средств линейным способом по формуле Зам =Зкап/ Т где Зкап — (6. первоначальная стоимость 7) основных средств, руб.; T — срок эксплуатации, лет. Так как неодинаков, срок службы считаем различного средний срок оборудования эксплуатации по формуле: T= ∑ ni ∙ Ci (6. C 8) ∑ ni ∙ T i Т= i 8707,15 =11,29 771,2 где ni — количество объектов; C i — стоимость одного объекта, руб.; T i — срок эксплуатации конкретного объекта, лет. Тогда амортизационные отчисления: Зам= 16941,61 =1500,58 тыс . руб . 11,29 Прочие затраты. Прочие затраты Зпр включают в себя затраты, не поддающиеся 57 прямому расчёту, и

принимаются равными 40% от суммы затрат, рассчитанных в первых четырёх пунктах. (6. Зпр =0,40∙(З мат+ Зам +Зотч + Зопл) 9) Зпр =0,40∙ ( 3088,375+1500,58+3575,04+11760 )=7969,598 Доходы нефтебазы нефтебазы. — доход от Главная тыс .руб год статья реализации доходов нефтепродуктов потребителям. Д=ΣΔGi * (Цпродi -Цпокi где ΔGi–годового (6.1 грузооборота i-того 0) вида нефтепродуктов, т/год; Цпродi,Цпокi- цена продажи и цена покупки 1 т i-того вида нефтепродукта, руб./т. Результаты расчета годового дохода нефтебазы рекомендуется оформить в виде таблицы 6.5: Таблицы 6.5 - Расчет годового дохода нефтебазы. Цена Цена Изменение Вид покупки продаж годового нефтепродук , и, грузооборот та тыс.руб. тыс. а, т/год /т руб./т Аи - 92 13280 44,0 44,7 Аи - 95 19920 52,3 53,0 Аи – 98 6800 33,5 34,3 ДТ 33200 48,6 49,3 ДТэ 6800 49,2 50,0 58 Доход от реализации нефтепродук тов, тыс.руб./ год 9296 13944 5440 23240 5440

Итого: 80000 Итого без НДС: 57360 45888 Прибыль нефтебазы до налогообложения П составит: П=Дндс- Зэксп (6.1 1) П=45888−27893,593=17994,407 Значение чистой тыс . руб год прибыли, остающейся в распоряжении предприятия Пчист , получается путем вычета из прибыли налога на прибыль 20%. П чист =17994,407−20%=14395,5256 тыс .руб год Тогда срок окупаемости данного проекта будет равен: Т ок = Т ок = Кн П чист (6.1 2) 16941,61 =1,18года 14395,5256 Таким образом, срок окупаемости данного проекта составляет 1 год и 2 месяца. 59

Заключение В связи с быстрым развитием рынка реализации нефтепродуктов в XXI веке требуется непрерывное обеспечение розничных и оптовых потребителей. Этим самым в данной рассматривается выпускной разработка квалификационной нефтебаза оптовой и розничной реализации нефтепродуктов, который выступает в роли мини-терминала. В ходе выпускной квалификационной работы были проработаны все основные вопросы, связанные с проектированием нефтебазы: 1. Выбрано территории оптимальное входящей и в свободное г. место на Дальнереченск, удовлетворяющее всем нормам для строительства; 2. Найдены основные технологические решения по строительству и оборудованию; 3. Были учтены все опасные факторы и приняты необходимые меры по обеспечению охраны труда и пожарной безопасности; 4. Разработаны охране окружающей порядке в предложены среды, необходимо нефтебазы, и которые выполнять соответствии законодательством и мероприятия в при с действующими по обязательном эксплуатации природоохранным нормативными документами; 5. Рассчитана и обоснована экономическая целесообразность проекта и его рентабельность. 60

Выпускная квалификационная работа разработана в соответствии с выданным заданием, с использованием нормативной литературы. Данная работа имеет практическую значимость и может быть реализована на практике. 61

Список литературы 1. О промышленной производственных объектов: 21.07.1997 №116-ФЗ (принят в действующей редакции безопасности опасных Федеральный закон от Гос. Думой 21 июля 1997.: 29 июля 2018.) – Изд.: Собрание законодательства Российской Федерации, N 30, 28.07.97, ст.3588. 2. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности: Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ (принят Гос. Думой редакции 29 22 июля июля 2017.) 2008.: – в действующей Изд.: Собрание законодательства Российской Федерации, N 30, 28.07.2008, (ч.I), ст.3579. 3. О противопожарном режиме: Постановлением Правительства (принят Правительством РФ 25 апреля 2012.: в действующей редакции 07 марта 2019.) – Изд.: Собрание законодательства Российской Федерации, N 19, 07.05.2012, ст.2415. 4. Об утверждении норм пожарной безопасности "обучение мерам пожарной безопасности работников организаций": приказ МЧС РФ № 645 от 12.12 2007. Зарегистрировано в Минюсте РФ 21 января 2008 г. N 10938 (ред. от 22.06.2010г.) 5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (изм. И доп. 01.01.2017)/Утверждены Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101. - Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, N 24, 17.06.2013г. (ред. от 12.01.2015г.) 62

6. ППБО – 85. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности/ Миннефтепром СССР. Миннефтепром Уфа, 1985г. СССР. - (актуализация. 12.02.2016г.) 7. ГОСТ 17032-2010. Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия. – Введ. 19 апреля 2011, - М.: «Стандартинформ», 2011. (Актуализация 01 января 2012г.) 8. ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение. (с Изменениями N 1-5). – Введ. 07 августа 1984, - Нефть и нефтепродукты. Масла. Технические условия. Сборник ГОСТов. - М.: Стандартинформ, 2011 год . (Актуализация 01 июня 2011г.) 9. ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент. – Введ. 01.01.1979. М.: «Стандартинформ». – 2004. – 3 – 6 с. 10. ГОСТ Р 51858-2002(с изменениями от 2.07.2013). Нефть. Общие технические условия. – Введ. 01.07.2002 М.: «Стандартинформ». – 2006 . – 15 с. 11. ГОСТ Р 53324-2009. Ограждение резервуаров. Требования пожарной безопасности. – Введ. - М.: Изд. «Стандартинформ», 2009. 18.02.2009. (Актуализация. 01.01.2018) 12. ГОСТ 12.1.044-89. Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура определения. – Введ. показателей 01.01.1991. 63 - М.: и методы Изд. их «ИПК

Издательство стандартов», 2001. (Актуализация. 01.10.2008) 13. ГОСТ Р 51858-2002(с изменениями от 2.07.2013). Нефть. Общие технические условия. – Введ. 01.07.2002 М.: «Стандартинформ». – 2006. – 15 с. 14. ГОСТ 27772-88. (с изменениями от 22.09.2015). Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия. – Введ. 01.01.1989. - М.: «Стандартинформ». – 12 с. 15. ГОСТ 12.1.007-76 (с изменениями от 9.05.2015). Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности. – Введ. 01.01.1977. – М.: «Стандартинформ». – 2007. – 7 с. 16. СанПиН зоны и 2.2.1/2.1.1.-14 санитарная «Санитарно-защитные классификация предприятий, сооружений и иных объектов». Постановление главного санитарного врача РФ от 2014. – Введ. 2014. – М.: ИПК Издательство стандартов. – 2014. – 3-35 c. 17. СНиП 3.05.05-84 (с изменениями от 01.01.2018). Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. – Введ. 01.01.1985.-М.: Госстрой России, ГУП ЦПП. – 1995. – 40-43 с. 18. СНиП нефтепродуктов. 2.11.03-93. Склады Противопожарные нефти нормы/ Госстрой России. – М.: ФГПУ ЦПП, 2007. – 20 с. (актуализация июля 1993г.) 64 и 01

19. СНиП 2.04.01-85*. канализация зданий/ Внутренний водопровод и Госстрой СССР. - М.: ГУП ЦПП, 2003. (актуализация 01 января 2003г.) 20. СП 3.13130.2009. Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности/ МЧС России. - М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2009. (актуализация. 01 мая 2009г.) 21. СП 155.13130.2014. Свод правил склады нефти и нефтепродуктов требования пожарной безопасности. – Введ.26.12.2013. -М.: МЧС России. – 2014. – 53 с. 22. СН Инструкция 550-82(с по изменениями от проектированию 22.09.2015) технологических трубопроводов из пластмассовых труб. – Введ. 01.01.1983. – М.: Стройиздат. – 2015. – 67 с. 23. СП 3.05.05.84(с изменениями от 22.09.2015) – Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. – Введ. 01.01.1985. - М.: Госстрой России, ГУП ЦПП. – 1995. – 55 с. 24. СП 131.13330-2012. Строительная климатология/ Минрегион России 30 июня 2012, - М.: Минстрой России 2015 год. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99 (с Изменениями N 1, 2), (Актуализация 13 декабря 2017г). 25. СП 14.13330.2018. Строительство в сейсмических районах/ Министерство коммунального строительства хозяйства РФ 24 мая и жилищно2018, - М.: Стандартинформ, 2018 год. Актуализированная редакция СНиП II-7-81. (Актуализация. 65 25 ноября 2018г.)

26. СП 20.13330.2011. Нагрузки и воздействия/Минрегион России 27 декабря 2010, - М.: Минрегион России, 2011г. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85* (Актуализация 05 июля 2018г.) 27. Абыев И. Р. Нефтебазы, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2019 - 89с. 28. Басовский, Л.Е. Басовская Е.Н. Экономическая оценка инвестиций, - М.: ИНФРА-М, 2012 - 241с. 29. Варнаков В. В., Вавилова А. В., Яшин Д. Н. Оценка пожарного Ульяновский риска при институт эксплуатации гражданской нефтебаз, авиации - имени главного маршала авиации Б. П. Бугаева, 2018 - 808с. 30. Волков, О. И. Скляренко В. К. Экономика предприятия: учебное пособие для вузов по экономическим направлениям и специальностям, – М.: ИНФРА-М, 2013 – 264с. 31. Гарнов, А. П. Краснобаева О. В. Инвестиционное проектирование, - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2015 - 254с. 32. Голов, Р. С. Инвестиционное проектирование, М.: Дашков и К, 2012 - 368с. 33. Горфинкель, В. Я., Попадюк Т. Г., Чернышёва В. Я. Экономика фирмы (организации, предприятия), - М.: Вузовский учебник: НИЦ ИНФРА-М, 2014 - 296с. 34. Грознов Г. А., Строительство нефтебаз и автозаправочных станции. – М. : «Недра». – 2013 . – 303 с. 35. Душанбаев реализации Т.А. Двигатель актуальных проблем, 66 Стирлинга в Уфимский

государственный нефтяной технический университет, 2018 - 853с. 36. Кириллов Н. Г. Машины Стирлинга - технологии XXI века, ООО «Инновационно-исследовательский центр "Стирлинг-технологии"», 2015 – 47с. 37. Кириллов Н. Г. Область применения машин Стирлинга - системы автономного энергоснабжения, ООО «Инновационно-исследовательский технологии"», ВКА им. А. Ф. центр "Стирлинг- Можайского, г. Санкт- Петербург, 2015 - 3с. 38. Кириллов Н. Г. Эффективность применения Стирлинг-технологий при хранении нефти и нефтепродуктов, Военно-космическая академия им. А. Ф. Можайского, 2014 - 96с. 39. Костин Д. М, Севастьянов Б. В., Шадрин Р. О. Соотношение опасных условий и опасных действий персонала как причин возникновения пожаров на складах нефтепродуктов, - ИжГТУ имени М. Т. Калашникова, 2018 180с. 40. Стукалов углеводородов Стирлинга, И.М. Улавливание легких фракций с помощью низкотемпературных машин Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, 2014 - 282с. 41. Юнак Ю. И., Хачкинаян А. Е. Нефтебазы и автозаправочные станции, Ростовский государственный университет путей сообщения, 2015 - 262с. 42. Нефтебазы современного и нефтяные проектирования 67 терминалы: до от эффективной

эксплуатации. //Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности (Москва). – 2015. №1. – С. 70. 43. URL: https://tochka-na-karte.ru/Goroda-i- Gosudarstva/2087-Dalnerechensk.html (дата обращение 20.05.2019). 44. URL: https://ru.climate-data.org (дата обращение 20.05.2019). 45. URL: http://luanvan.net.vn/luan-van/nghien-cuudong-co-stirling-dung-nang-luong-mat-troi-a-research-onstirling-engines-using-solar-energy-21266/ (дата обращение 23.05.2019). 46. URL: http://doc.edu.vn/tai-lieu/nghien-cuu-dong-costirling-dung-nang-luong-mat-troi-48265/ (дата обращение 23.05.2019). 47. URL: http://webavtocar.ru/dvigatel-stirlinga-principraboty-i-ustrojstvo.html (дата обращение 23.05.2019). 48. URL: https://www.academia.edu (дата обращение 23.05.2019). 49. URL: https://robocon.com.vn/chu-de/dong-co-stirling (дата обращение 23.05.2019). 50. URL: http://lib.hcmup.edu.vn (дата обращение 23.05.2019). 51. URL: https://toc.123doc.org/document/251340chuong-2-tong-quan-ve-dong-co-stirling.htm (дата обращение 23.05.2019). 52. URL: https://www.gsmoptom.ru/toplivo/dizelnoetoplivo-optom/ (дата обращения: 04.06.2019). 68

Приложение А В таблице 1.3 - Основные климатические показатели города. (СП 131.13330.2012). Климатические характеристики Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С. Температура воздуха наиболее холодных суток, °С. Абсолютная минимальная температура воздуха, °С Средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее холодного месяца, °С Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха, °С, периода со средней суточной температурой воздуха Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца, % Средняя месячная относительная влажность воздуха в 15 ч наиболее холодного месяца, % Количество осадков за ноябрь - март, мм Преобладающее направление ветра за декабрь февраль Максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь, м/с Средняя скорость ветра, м/с, за период со средней суточной температурой воздуха ≤ 8 °С 69 Значен ие -29 -33 -42 10,4 214 73 64 82 З 2,9 3

Приложение Б Таблица 2.1 – Минимальные расстояния от минитерминала до объектов к ней не относящихся. Наименование объектов, до которых определяется расстояние Производственные, складскиеи административно-бытовые здания и сооруженияпромышленных предприятий Лесные массивы хвойных и смешанных пород Лесные массивы лиственных пород Жилые и общественные здания Места массового пребывания людей Автомобильные дороги общей сети I, II и III категории Автомобильные дороги общей сети IV и V категории 70 Расстояние, м 40 50 25 60 60 25 20

Приложение В Таблица 4.1 - Результаты технико-экономической эффективности. Общая стоимость проекта Эксплуатационные расходы Стоимость сэкономленных нефтепродуктов Стоимость предотвращенных годовых штрафных санкций за выбросы ЛФУ в окружающую среду Годовой экономический эффект Срок окупаемости системы улавливания ЛФУ с учетом штрафных санкций за экологический ущерб 71 26,0 4,12 18,08 0,832 14,76 1 год 5 мес

Приложение Г Таблица 5.1 - Основные опасные причины возникновения аварий на нефтебазах и АЗС. № 1 2 3 4 5 1 2 Наименование аварий, инцидентов Распределение аварий, инцидентов, % Нефтебаза Выброс бензина из открытой площадке в результате перелива резервуара Нарушение технической эксплуатации технологической линии подачи топлива Взрыв паров нефтепродуктов во время откачки «мёртвого остатка» из резервуара Взрыв паров ГСМ (горючесмазочные материалы) при чистке резервуаров от искры механизма Разгерметизация корпуса резервуара Автозаправочные станции Образование взрывоопасных концентраций бензиновоздушный смесей: в подземных резервуарах бензина из автоцистерн; при сливе в подземные резервуары бензина из автоцистерн; - при заправке топливных баков автомобилей. Утечка и разлив результате: переполнения 3,6 2,6 7,0 11,0 6,0 1,2 3,8 12,5 Продолжение таблицы 5.1 бензина в 13,2 подземного 72

3 резервуара при сливе бензина из автоцистерн; разъединения соединённых трубопроводов «резервуар – автоцистерна»; - переполнения топливного бака заправляющегося автомобиля; - несвоевременного извлечения раздаточного пистолета из топливного бака; повреждения топливораздаточной колонки вследствие наезда автомобиля; - опрокидывания наполняемой бензином канистры. Возможность неконтролируемой утечки нефтепродукта из подземных резервуаров с последующим неконтролируемым его появлением в селитебной зоне в результате: коррозийного износа оборудования; циклических нагрузок от механического воздействия при заправке автотранспорта. 73 9,6 4,2 0 5,5 0,5 1,7 1,3

Приложение Д Таблица 5.2 - Причины аварий и инцидентов на АЗС. № 1 2 3 4 5 6 7 8 Причины возникновения пожаров и загораний От автомобилей в том числе: – искры из выхлопной трубы; – нагретые части автомобиля; – электрооборудование; – заправка с работающим двигателем. Электрооборудование операторной, освещение территории Несоблюдение требований промышленной безопасности Проливы топлива Неисправности электрооборудования топливораздаточных колонок Статическое электричество Поджоги Курение 74 Количество пожаров, % 25,1 8,8 7,4 5,9 3,0 22,0 17,6 13,2 10,3 5,9 4,4 1,5

Приложение Е Таблицы 6.1 - Исходные данные для расчётов. N п/ п 1. 2. Наименование показателя Объем грузооборота нефтебазы Потребление электроэнергии Тариф на электроэнергию 4. Среднегодовой расход воды 5. 6. Тариф на воду Ставка для расчета прочих затрат Доля объема бензина Аи92 в грузообороте Доля объема бензина Аи95 в грузообороте Доля объема бензина Аи98 в грузообороте Доля объема дизельного топлива в грузообороте Доля объема дизельного топлива экологические чистого в грузообороте 8. 9. 10 . 11 . Обо знач ен. G Номер варианта индивидуаль ного задания 80 Эгод 70 Тэл 3,5 Q 81,525 Твод n 22,75 40 % - 16,6 % - 24,9 %. - 8,5 % - 41,5 тыс.т/год 3. 7. Ед. измер. тыс. кВт*час/ мес. руб./ кВт*час м3 /1000 т грузообо рота руб./м3 % % 8,5 Таблица 6.2 - Расчет стоимости трубопроводов. Диаметр труб, мм 75х8 90х6 Длина Цена, руб./ трубопровода, м м 2500 1583 2000 7293 за 5,8 75 Стоимость, тыс. руб. 3957 2515

50х6 108х4,5 57х3,5 м. 725 72,5 Продолжение таблицы 6.2 898 1364,96 325 325 8234,46 100 1500 1000 Сумма: Таблица 6.3 - Расчёт стоимости технологического оборудования. Основное средство Погружной насос АСВН-80 РГСД - 100 РГСД – 100/2 РГС - 10 Фильтр ФЖУ150Па Раздаточные колонка ТРК ПКД 122Н Задвижки: КЭ DANFOSS КР 21ч10нж/12нж КД СМКД - 50 КО 16нж48нж Количест во, шт Срок службы, лет 11 5 2 3 4 1 15 10 10 15 75 680 720 115 12 10 51,7 5 15 253,4 47 10 11 7 25 9,75 13 2 10 10 76 Стоимость Стоимост 1 шт, ь, тыс. тыс. руб. руб. 330 30 150 2720 2880 115 620,4 1267 517 68,25 2,4 32,5 3,5 7 Сумма: 8707,15

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв