Рисунок 2.1- Система мониторинга резервуарного парка

Многофункциональная система учета запасов топлива Site Sentinel производства фирмы PETRO VEND (OPW) предназначена для контроля за наполнением и расходом топлива резервуара АЗС, а также для обмена измерительной информацией с системой управления АЗС. Site Sentinel поставляется с датчиками контроля герметичности межстенного пространства резервуаров. Site Sentinel осуществляет контроль топливных запасов посредством измерения уровня топлива, уровня воды и температуры топлива в резервуаре.

1. Обеспечивается измерение уровня топлива и воды в резервуаре с абсолютной погрешностью не более 0,2 мм в диапазоне температур от -20С до +60С.

2. Измерение температуры топлива осуществляется в диапазоне температур от -20С до +60С с абсолютной погрешностью не более 1С.

3. Максимальное количество измерительных зондов - 16 .

4. Максимальная длина кабеля измерительного зонда не должна превышать 300 м.

5. Блок вывода содержит 4 реле для управления внешними исполнительными устройствами. Реле коммутирует нагрузку до 2А. Максимальное количество подключаемых блоков вывода - 2.

6. Обеспечивается связь с системой управления ТРК, принтером, модемом по интерфейсу RS-232.

7. Потребляемая мощность не превышает 250Вт от сети 220 В, 50 Гц.

8. Габариты системного блока 235 х 311 х 133 мм.

Модель 924 использует магнитострикционный принцип действия для измерения уровня топлива и воды. Зонды используются в резервуарах для инвентаризации топлива и обнаружения утечек.

Зонд имеет два поплавка, верхний - для измерения уровня топлива, нижний - для измерения уровня воды и находится на границе раздела топлива с водой.

Пять температурных датчиков находятся внутри полой трубки зонда и их положение соответствует приблизительно 10%, 20%, 40%, 60%, 80% заполнению резервуара. Температурные датчики необходимы для учета температурных изменений объема и плотности топлива.

Зонд опирается о дно резервуара, его головная часть (контроллер зонда) закрывается защитным кожухом, который крепится к крышке резервуара. Для установки зонда в крышке резервуара прорезается отверстие диаметром 110 мм и ввариваются четыре шпильки с центрами, расположенными по концентрической окружности диаметром 150 мм. На шпильке устанавливается защитный кожух зонда. Крышка кожуха имеет сальник для вывода кабеля зонда.

На внутренней поверхности оголовков резервуаров устанавливаются коммутационные коробки с классом защиты не ниже IP 54, к клеммам которой присоединяется кабель зонда (датчиков контроля герметичности межстенных пространств). Далее экранированной парой (продолжающей кабель зонда от коммутационной коробки) зонд подключается к интерфейсному модулю, расположенному внутри корпуса системы Site Sentinel.

2.3 Резервуары для хранения топлива и технологические трубопроводы

В данном проекте прелагается резервуарный парк склад НП с АЗС состоящий из трёх резервуаров объёмом по 60 м³ (ГРПД-60.00.000)и одного резервуара объёмом 15 м³ (РГПД-10.000.000).

Технические решения для проектировки предлагаемых резервуаров разработаны НПП «СпецОборудование» и соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории РФ и обеспечивают безопасную для жизни людей эксплуатацию объекта.

Двустенный резервуар обеспечивает повышенную безопасность при эксплуатации, исключающую возможность пролива топлива. Межстенное пространство заполняется азотом. наличие изоляционной полости между внутренним и наружным сосудами, заполненной газообразным азотом, который препятствует образованию взрывопожароопасных смесей в случае аварийных утечек нефтепродуктов и служит одновременно защитой от коррозии стенок сосудов.

По желанию Заказчика материал для изготовления резервуаров может быть изменен на более прочные и надежные марки стали.

Резервуары предназначен для хранения нефтепродуктов с объёмным весом до 0,9 т/м³.

Трубопроводы и арматура выполнены в оцинкованном виде или из коррозионностойких металлов. Все резьбовые трубные соединения выполняются на бензостойком герметике согласно инструкции завода-изготовителя

Токоотводы и заземлители молниеприемников выполнены в соответствии РД 34.21.122-87. окрашены в два слоя масляной краской МЛ-112 для наружных работ (ГОСТ 8292-85*) по грунтовке ПФ-020

Штатный уровнемер - «Site Sentinel» фирмы «Petro Vend».

При достижении 90%-го заполнения резервуаров срабатывает автоматическая сигнализация (световая и звуковая) персоналу АЗС, а при 95%-ом заполнении автоматически прекращается наполнение резервуаров. ). Сигналы о достижении критических уровней снимаются с модуля ввода - вывода уровнемера. Необходимые уровни сигнализации задаются программным путем на центральном блоке управления уровнемера.

Электропроводка от щита управления резервуарами выполнена без разрывов до аппаратов и датчиков установленных на резервуарах. Соединение труб с коробкой выводов выполнено при помощи фасонных частей. Трубная разводка по резервуарам выполнена стальными трубами.

По окончании электромонтажных работ по прокладке кабелей трубы на резервуарах заделаны с применением следующих материалов: асбестовым шнуром - 30 мм, пеной “Рекс” - 100 мм, асбестовым шнуром - 30 мм.

2.3.1 Технологические трубопроводы.

Согласно норм пожарной безопасности НПБ 111-98* раздела IV* пункта 58 определены основные требования к технологическим трубопроводам.

На АЗС приняты стальные трубы для следующих линий:

линия наполнения Ду 80;

линия выдачи Ду 40;

линия деаэрации Ду 50.

2.3.2 Техническая характеристика резервуаров

Основные технические данные РГПД-60.00.000 :

1. Фактический геометрический объём резервуара - 61,2 м³

2. Допускаемое внутреннее давление паров горюч его - 0,7 кгс/ см²

3. Наибольший объёмный вес горючего - 0,9 т/м³

4. Способ испытания резервуара - нанесение

мыльной эмульсии на сварные швы

5. Величина давления при испытании - 0,7 кгс/см²

6. Вес резервуара проектный - 12,8 т

7. Габариты резервуара: диаметр - 2,80 м

длина - 11,950 м

8. Допустимый вакуум в газовом пространстве - 0,01 кгс/см²

В комплект поставки резервуара также входит технологическое оборудование изделия (линия наполнения камеры резервуара, линия деаэрации камеры резервуара, линии выдачи топлива, внутренние трубопроводы и линия обесшламливания) разработанные предприятиям изготовителем с учетом технических норм и требований заказчика.

Основные технические данные резервуара РГПД-15.00.000:

1. Фактический геометрический объём резервуара - 10,72 м³

2. Допускаемое внутреннее давление паров горючего - 0,7 кгс/ см²

3. Наибольший объёмный вес горючего - 0,9 т/м³

4. Способ испытания резервуара - нанесение

мыльной эмульсии на сварные швы

5. Величина давления при испытании - 0,7 кгс/см²

6. Вес резервуара проектный - 4,7 т

7. Габариты резервуара: диаметр - 2,40 м

длина - 4,250 м

8. Допустимый вакуум в газовом пространстве - 0,01 кгс/см²

В комплект поставки резервуара также входит технологическое оборудование изделия (линия наполнения камеры резервуара, линия деаэрации камеры резервуара, линии выдачи топлива, внутренние трубопроводы и линия обесшламливания) разработанные предприятиям изготовителем с учетом технических норм и требований заказчика.

Рисунок 2.2-Оборудование линий резервуара

2.3.3 Комплектация технологического блока перекачки нефтепродуктов

Технологический блок перекачки топлива выполнен по индивидуальному заказу ОАО «ПетроНефтьСпецКонструкция» и отвечает всем техническим нормам и требованиям. Он представляет собой двух секционный металлический контейнер:

- секция размещения насоса АСВН-80А\6 , трубопроводов перекачки и арматуры

- секция размещения электроавтоматики управления насосом.

Трубопроводы и арматура секции размещения насоса АСВН-80А\6

1. Линии наполнения резервуара.

1.1 Отвод стальной оцинкованный 90 Ду90.

1.2 Соединительные фланцы оцинкованные Ду80 внеш/внутр.

1.3 Кран шаровый оцинкованный Ду80 внутр/внутр.

1.4 Фланец стальной оцинкованный для трубы Ду80 (шип-паз).

1.5 Электронасос АСВН - 80А (взрывозащищенный, самовсасывающий, вихревой, одноступенчатый, горизонтальный) - Р=8,5 кВт, Q=35 м3/час, Н=26м.

1.6 Муфта сливная Ду80 - МС-80.

1.7 Переход стальной оцинкованный 89х57.

1.8 Кран шаровый оцинкованный Ду50 внутр/внутр.

1.9 Труба стальная оцинкованная Д=60х3,5 L=70мм.

2.3.4 Антикоррозионная защита

Внутренние поверхности резервуара очищены до металлического блеска и покрыты двухкомпонентным лакокрасочным модифицированным самоотверждающимся цинкэтилсиликатным материалом по технологии ЗАО «Научно-производственное предприятие «Эго» г.Санкт-Петербург. Данное покрытие альтернативно горячему цинкованию. Наружные поверхности резервуара и остальных металлоконструкций очищены от окалины и ржавчины до металлического блеска (степень очистки 3 по СНиП 2.03.11-85,табл.30) и нанесены два слоя лакокрасочного покрытия 1а группы по грунтовке общей толщиной не менее 55 мкм. Сварные стыки с нарушенным покрытием очищены от шлака и окрашены за два раза бензостойкими эмалями II или III группы согласно приложению 15 СНиП 2.03.11-85 “Защита строительных конструкций от коррозии”.

Приёмка и испытание исходных материалов и комплектующих, а также их монтаж, осуществляется заводом-изготовителем.

Давление заводских испытаний на прочность:

- резервуара 0,04 МПа;

- трубопроводов 0,04 МПа.

Давление заводских пневматических испытаний на герметичность оборудования технологической системы в сборе 0,04 МПА.

2.3.5 Гидравлический расчет линии наполнения РГПД-15.000.00

Наполнение резервуара РГПД-15.000.00 топливом производиться из РГПД-60.000.00: через линию выдачи топлива РГПД-15.000.00 до технологического блока перекачки топлива, где установлен насос для перекачки топлива типа АСВН-80А/6 и необходимое технологическое оборудование и далее по линии наполнения топливо поступает в резервуар РГПД-15.000.00. Данные трубопроводы проложены под землей. Трубопровод наполнения оснащаются обратными клапанами, препятствующими обратному току жидкости при обесточивании технологической системы. Обратные клапаны должны быть отрегулированы на открытие при достижении давления в линии наполнения, создаваемого насосом перекачивания топлива из. РГПД-60.000.00. Эти трубопроводы должны дополнительно оснащаться аварийной запорной арматурой, установленной в верхней точке этих трубопроводов.

Клапан отсечной поплавковый является конечным устройством, перекрывающим линию наполнения при 95%-ом заполнении резервуара и устанавливается непосредственно в резервуаре.

Автоматическое прекращение наполнения не более чем за 5 секунд.

Гидравлический расчет ведется, исходя из самых неблагоприятных условий: зимнего времени, самого протяженного трубопровода с наиболее вязким продуктом. По технологической схеме видно, что в самых неблагоприятных условиях находится линия наполнения дизельного топлива, так как эта линия имеет наибольшую длину всасывающего трубопровода L=23 м и резервуар предназначен для хранения дизельного топлива, более вязкого при одной и той же температуре, чем бензины.

Для всасывающего трубопровода производится проверка по наибольшему давлению насыщенных паров перекачиваемого нефтепродукта, исходя из того, что остаточное давление в любой точке линии должно быть больше давления насыщенных паров, что обеспечивает безопасную эксплуатацию насосного оборудования.

Для обеспечения устойчивой работы насосов топливораздаточной колонки установлены общие требования по монтажу: максимальное расстояние всасывающего трубопровода должно быть не больше 35 метров и геодезическая разница между конечной точкой и начальной должна быть не более 4 метров ( условие выполняется).

Исходные данные для расчета:

5 Нефтепродукт - дизельное топливо (зимнее).

6 Плотность нефтепродукта при 0⁰С - 840 кг/м³

Вязкость нефтепродукта при 0⁰С

кинематическая - 6,73 10^-6 м²/с.

Температура застывания - 35 ⁰С.

Объём резервуара - 60 м³

7 Давление насыщенных паров ДТ

при 0⁰С - 1000 Па.

Основные технические данные насоса АСВН - 80А:

тип насоса - самовсасывающий, вихревой, одноступенчатый, горизонтальный;

подача, л/мин. - 35 м³/час;

напор - 26 м;

- высота самовсасывания - не менее 6,5 м;

мощность 8,5 кВт.

Из характеристик насоса видно, что необходимо, чтобы потери напора во всасывающей линии, сложенные с геометрической высотой всасывания не должны превышали значения допустимой вакуумметрической высоты всасывания насоса Н_вс.= 6,5 метров.

H_вс.= Н +Д Z + Р_нп. / р g, (2.1)

где Н - потери на трение по длине (h _тр) и сумма потерь на местные

сопротивления (h_мест) в всасывающем трубопроводе,м .

Н= h _тр.+ h_мест , (2.2)

Д Z - разность геодезических отметок всасывающего патрубка

насоса и начала всасывающего трубопровода , м.

ДZ= Z₂ - Z₁, (2.3)

где Z₁ - отметка всасывающего патрубка насоса.

Z₂ - отметка начала всасывающего трубопровода

ДZ= 2,75 - 0,20= 2,95 м (исходя из условий монтажа АЗС).

P_нп.- давление насыщенных паров дизельного топлива при 0^оС, Па.

р_о - плотность дизельного топлива при 0^о С, р_о=840 кг/ м³;

g - ускорение свободного падения, g = 9.81 м / с².

1. Проводится расчет внутреннего диаметра всасывающего трубопровода. Внутренний диаметр трубопровода,

D_вн.= 0,0188 ( Q/ V)^1/2

V-скорость движения нефтепродукта в трубопроводе, м/сек.

При выборе скорости учитывается удельное электрическое сопротивление дизельного топлива. Теоретически рекомендуемая скорость транспортировки с учетом электрического сопротивления и вязкости дизельного топлива принимаем V= 1 м/ сек.

D_вн = 0.0188 (35 / 1,0 )^1/2 =0,111 м.

По практическим данным эксплуатации в проекте предусмотрено использование стального оцинкованого трубопровода с внутренним диаметром 80 мм с толщиной стенки 4 мм, что и принимается для проверочного расчета.

2. Определим фактическую скорость движения нефтепродукта при данном диаметре трубопровода:

V_факт.= Q / ( D_вн. / 0,0188 )² =35 / (0,08 / 0,0188 )² = 1,93 м/сек.

3. Определим параметр Рейнольдса:

Re = V_факт. D_вн. / v, (2.4)

где v- вязкость зимнего дизельного топлива при 0^оС, м²/сек.;

Re = 1,93 0,8 / 6,73 10^-6 = 22942.

Так как число Рейнольдса больше 2800, то режим течения нефтепродукта турбулентный, в зоне гидравлически гладких труб.

4. Относительная шероховатость бесшовных стальных трубопроводов :

E = K_э / D_вн , (2.5)

где K_э - эквивалентная шероховатость,

для стальных труб K_э =0,2 мм;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, D_вн = 80 мм;

E = 0,2 / 80 = 0,0025

5.Коэффициент гидравлического сопротивления для зоны гидравлических гладких труб при Re больше 15000 и Ду80 равен:

л = 0,0187 + 1,7 / Re^1/2, (2.6)

л = 0,0187 + 1,7/ 22942^1/2 = 0,03

6. Потери напора на трение и преодоление местных сопротивлений по длине трубопровода.

Потери напора на местные сопротивления можно выразить через длину трубопровода, эквивалентную местным сопротивлениям, тогда в формулу Дарси-Вейсбаха необходимо подставлять L_пр., вместо L .

Н = л (L_пр./ D_вн) V_факт² / 2 g , (2.7)

где L_пр - приведенная длина трубопровода, м;

L_пр = L +L_экв., (2.8)

где L - геометрическая длина трубопровода =23 м;

L_экв. - длина трубопровода эквивалентная местным

сопротивлениям, м.

L_экв. = ( D_вн / л ) Уо , (2.9)

где Уо - сумма коэффициентов местных сопротивлений:

о _{задв..кл.} = 0,5 - коэффициент местного сопротивления задвижки клиновой Ду80;

о _отв.90 = 1,0 х3=3,0 - коэффициент местного сопротивления

плавного отвода 90^о;

о _{огнепр.} = 0,3 - коэффициент местного сопротивления

огнепреградителя;

о _{шар.кран} = 0,6 - коэффициент местного сопротивления шарового

крана Ду80 ;

о = 3 - коэффициент местного сопротивления обратного клапана

L_экв. = (0,08/0,03) ( 0,5+3,0+0,3+0,6+3 ) = 19,73 м

Таким образом, приведенная длина трубопровода равна:

L_пр = 23 +19,73 = 42,73 м

Находятся потери напора во всасывающем трубопроводе:

Н = 0,03 (42,73 / 0,08 ) 1,93² / (2 9,81) = 3,04 м

Проверяется условие допустимой высоты всасывания насоса:

H_{вс. факт.}= 3,04 + 2,95+ ( 1000 / 840 9,81)= 6,1 м

H_вс. = 6,5 > 6,1 = H_{вс. факт}

Из данного расчета видно, что условие всасывающей способности насоса АСВН-80А/6 для дизельного топлива при самых неблагоприятных условиях эксплуатации обеспечено. Таким образом, можно принять без расчета, что условие всасывающей способности выполняется для остальных видов топлив, так как они находятся в более благоприятных эксплуатационных условиях.

2.3.6 Линия выдачи РГПД-15.000.00

Обеспечивает подачу нефтепродукта к топливораздаточным колонкам ТРК и имеет следующее оборудование:

1. Обратный клапан прямой оцинкованный Ду40.

2. Ниппель двойной оцинкованный Ду40.

3. Муфтовое соединение («американка») Ду40.

4. Кран шаровый оцинкованный Ду40.

5. Вставка гибкая L=70 Ду38.

Линии выдачи топлива оборудованы обратными клапанами, открывающимися давлением или разрежением, создаваемым насосам этой линии, и герметично закрывающимися при обесточивании указанных насосов.

2.3.7 Система деаэрации

При заполнении резервуаров топливом и при температурных колебаниях происходят большие и малые дыхания резервуаров. Для сглаживания нагрузок от давления паров топлива применяется система деаэрации. Линия деаэрации состоит из трубопровода диаметром Ду50 с установленными на нем мановаккууметром и дыхательным клапаном со встроенным огнепреградителем. При повышении давления паров в резервуаре срабатывает обратный клапан, сбрасывая избыток давления в атмосферу. Обратный клапан линии деаэрации располагается на высоте 4,5 метра от уровня земли.

Безвозвратные потери (нефтешлам) при зачистке РГС (при условии зачистки всех резервуаров в один год) согласно «Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров» 1994г. составляют:

Таблица 2.1 - Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров

Общий объем нефтешлама составляет 180кг/год. Собранный нефтешлам вывозится на Архангелькую нефтебазу для утилизации в нефтешламонакопителе.

2.4 Аварийный резервуар

Аварийный резервуар Р-10А предназначен для сбора и хранения аварийных проливов.

Обозначения на рисунке аварийного резервуара:

1. Резервуар объемом 10 м³.

2. Технологический отсек.

3. Люк-лаз диаметром 800 мм.

4. Крышка люка-лаза диаметром 920 мм.

5. Линия наполнения - трубопровод Ду100.

6. Линия обесшламливания - трубопровод Ду40.

7. Огнепреградитель ОП-50.

8. Труба замерная Ду40.

9. Линия деаэрации - трубопровод Ду50.

10. Мановакууметр (показан условно).

Рисунок 2.3- Аварийный резервуар Р-10А

2.5 Топливораздаточная колонка

В данном дипломном проекте используется новая унифицированная топливораздаточная колонка серии А.122 с насосным моноблоком типа Tokico OS 1111-B производства Petroleum Sistems.

Отличительными особенностями много-продуктовой колонки серии

Область применения. Топливораздаточные колонки допускаются для применения во врывоопасных зонах В-1а, В-1б, В-1г по классификации ПУЭ в которых могут иметь место смеси относящиеся к категориям IIА и IIВ, группам Т1, Т2, Т3.

Основная область применения ТРК - автозаправочные станции.

Общие краткие технические характеристики ТРК серии A 122

виды топлива - бензин, дизельное топливо;

относительная влажность воздуха при температуре 35С - 100 %;

кинематическая вязкость - не более 6,5-7,0 мм²/сек. ( при 20С );

электропитание от сети переменного 3-фазного и 1-фазного тока - напряжение 230 ( +10/-15 )%, частота - 501 Гц;

окружающая температура - от -45С до +50С;

наибольший расход - 50 л/мин;

наименьший расход - 4 л/мин;

предел допускаемой основной погрешности - 0,25%;

минимальная доза выдачи топлива - 2 литров;

количество сортов топлива - 1;

количество наконечников в одной стороне - 2;

индикация - жидкокристаллический дисплей;

длина раздаточного рукава - не менее 4,5 метра;

счетчик суммарного количества топлива, прошедшего через колонку - электромеханический 7-разрядный;

количество одновременно заправляемых машин - 1 или 2;

масса - не более 145 кг;

длина - не более 980 мм, высота - не более 2100 мм, ширина - 530 мм;

уровень звука - не более 70 dB;

категория взрывозащищенности - 2 Exedmid IIBT3;

мощность привода насоса - не более 1,1 кВт.

2.6 Нефтеуловитель очистки поверхностных сточных вод

Нефтеуловитель для очистки производственно-дождевых сточных вод изготовляется в соответствии с ТУ 4589-001-43512348-99 и предназначен для очистки поверхностных сточных вод с дальнейшим отведением в канализацию или в водный объект ( в данном проекте в водоотводную канаву).

При отведении очищенных сточных вод в водный объект, нефтеуловитель укомплектован фильтром тонкой очистки, который устанавливается внутри на выходную трубу.

Фильтр тонкой очистки состоит из металлического каркаса диаметром 190 мм, длиной 1120 мм, намотанного на него и закрепленного хомутами углеволокнистого сорбционного фильтрующего материала БУСОВИТ (ТУ РБ 00204056-108-95).

Основные характеристики нефтеуловителя:

- расчётная производительность нефтеуловителя - 3 л/с;

- материал - сталь Ст3;

- срок эксплуатации - не менее 15 лет.

Транспортирование и хранение нефтеуловителя осуществляется любым видом транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном виде транспорта.

Грузоподъёмность транспортных и погрузочных средств должна быть не менее 5 тонн.

Отбор проб осуществляется в соответствии с инструкцией по отбору проб для анализа сточных вод НВН 33-5.3.01-85.

Определение нефтепродуктов - СЭВ «Унифицированные методы исследования качества вод» ч.1 М.87г.

Рисунок 2.4 Нефтеуловитель очистки поверхностных сточных вод производительностью 3 л/с. Схема установки на фундамент

2.6.1 Техническая характеристика

Нефтеуловитель смонтирован в едином стальном горизонтальном блоке подземного исполнения.

1. Длина - 2500 мм.

2. Диаметр - 2450 мм.

3. Высота с колодцем: Min - 3290 мм, Max - 4390 мм.

4. Толщина обечайки и днищ - 5 мм.

5. Масса нефтеуловителя - 2,6 т.

6. Общий объём - 9,5 м³.

7. Рабочий объём - 6,5 м³.

8. Перепад высот расположения подводящей и выводящей труб - 450 мм.

9. Концентрация загрязнений сточных вод нефтепродуктами:

до очистки - 40-100 мг/л,

после очистки - 0,3-0,08 мг/л.

11. Концентрация загрязнений сточных вод взвешенными веществами:

до очистки - 100-500 мг/л,

после очистки - 5,0 мг/л.

12. Кислотность рН - 6,5-9.

13. Масса изделия - 2620 кг.

14. Габаритные размеры - 3400х1000х2400 мм.

Секции нефтеуловителя и их назначение:

1. Секция I-II- первичная очистка сточных вод от взвешенных веществ и нефтепродуктов в установленных на перегородке блока противоточного типа, состоящего из стальных оцинкованных пластин:

- размеры блока - 1000х1000х400 мм;

расстояние между пластинами - 25 мм;

количество пластин - 13 шт;

угол наклона блока - 60⁰;

общая площадь пластин осаждением блока - 13 м².

расчётный эффект осветления - 70 % ;

фактический эффект осветления - не менее 85 %.

2. Секция II-III - доочистка сточных вод от нефтепродуктов и взвешенных веществ во взвешенном слое нефтеулавливающего устройства, до нормативных параметров для сброса очищенных сточных вод в канализацию. Включает в состав конструкции камеру-гаситель потока, нефтеулавливающее устройство-сифон с дыхательной трубкой и конусом-расширителем, перегородку.

3. Секция III-IV - сорбционная доочистка стоков на вертикальном цилиндре с угольным фильтром до нормативных параметров по сбросу очищенных сточных вод в открытый водоём.

4. Для противокоррозионной защиты внутренних стальных поверхностей нефтеуловителя используют грунт и эмаль Эпобен (Б-ЭП-0261 и Б-ЭП-610) ТУ 2312-003-26524984-98. На материал имеется Гигиеническое заключение №78.01.05.231.П.12588.02.99, выданное ГСЭН в г. Санкт-Петербурге. Покрытие обладает: высокими противокоррозионными свойствами, стойкостью к нефтепродуктам, пресной и морской воде, моющим средствам. Долговечность покрытия не менее 5 лет.

5. Наружные поверхности нефтеуловителя покрыты материалом рулонным кровельным и гидроизоляционным наплавляемым битумно-полимерным «Изоэласт» марки «К» ТУ 5774-007-05766480-9696 и мастикой битумно-резиновой горячей МБР-Г/III(80) «Ижора» ТУ 5775-002-11149-403-97.

На рисунке 2.5 представлен нефтеуловитель очистки сточных вод.

Рисунок 2.5 Схема нефтеуловителя очистки поверхностных сточных вод

2.6.2 Принцип работы нефтеуловителя

Очистка производственно-дождевых сточных вод на очистных сооружениях в едином моноблоке производится следующим образом:

пластин в блоке - 13 штук . Общая площадь поверхностей осаждения в блоке составляет 13 м² .

Затем стоки проходят через переливной сифон - нефтеулавливающее устройство, задерживающее во взвешенном состоянии мелкодисперсные частицы нефтепродукта. Устройство работает с постоянно открытой дыхательной трубкой, поэтому взвешенный слой нефтепродуктов, собирающийся в верхней части коленного перегиба, находится в стабильном состоянии и стоки, проходя через него, фильтруются. При этом частицы нефтепродуктов укрупняются, т.е. происходит их агломерация.

В отсеке тонкой очистки происходит окончательная доочистка стоков на сорбционном угольном фильтре до нормативных параметров по сбросу очищенных сточных вод в открытый водоём.

По мере накопления иловых осадков, в нефтеуловителе повышается уровень, масляная плёнка, образующаяся на поверхности очищаемых стоков, увеличивается по толщине. При этом срабатывает датчик - сигнализатор нефтепродуктов, установленный в секции II-III, который подаёт сигнал на блок сигнализации в зоне работы оператора АЗС, что свидетельствует о необходимости произвести откачку и утилизацию отходов с помощью илососа.

Перед откачкой отходов необходимо между всеми перегородками и стенками корпуса, а также в камере-гасителе потока, несколько раз произвести их взмучивание при помощи насоса илососа, что позволит отделить налипший осадок, после чего можно производить откачку и утилизацию масляной фракции или илового осадка.

2.7 Здание операторской автозаправочной станции

Проект здания операторской состоит из следующих комплектов:

архитектурно - строительная;

металлические конструкции;

отопление и вентиляция;

электроснабжение.

Технические решения, принятые в рабочей документации, соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении, предусмотренных рабочей документацией, мероприятий.

Рисунок 2.6 План здания операторской на отметке 0,000

Таблица 2.2 - Экспликация помещений

Проект отопления и вентиляции здания операторской разработан на основании задания заказчика и технологического и архитектурно - планировочного задания согласно СНиП 2.04.05 - 91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование».

Расчетная температура наружного воздуха в холодный период - минус 34⁰С, в теплый период - плюс 18,6⁰С.

Монтаж систем проведен в соответствии со СНиП 3.05.01 - 85*.

Отопление в помещениях операторской предусмотрено электрическое с установкой в качестве обогревательных приборов электроконвекторов «Atlantic».

В здании запроектирована приточно - вытяжная вентиляция с естественным побуждением. Воздухообмены определены из расчета 20 м³/ч на 1 работающего. Поступление и удаление воздуха в помещения осуществляется через клапаны FV50 в окнах. Удаление воздуха из санузла осуществляется системой В1.

При работе систем отопления и вентиляции в помещениях обеспечиваются нормируемые параметры микроклимата: температура 18 - 20⁰С, влажность 15 - 75%, скорость воздуха 0,2 - 0,3 м/с.

Хозяйственно - питьевое водоснабжение не предусмотрено. Обеспечение работающих на АЗС будет осуществляться привозной водой из расчета 25 литров в день на человека.

Для мытья рук предусматривается рукомойник. «Серые стоки» от мытья рук и посуды аккумулируются в закрытой емкости, рассчитанной не более чем на 3 - е суток накопления.

Здание операторской оборудовано биотуалетом.

Проект электроснабжения здания операторской выполнен согласно задания на проектирование.

Основные технические показатели:

- установленная мощность 8,0 кВт;

- расчетная мощность 6,4 кВт;

- напряжение 380 В;

- расчетный ток - 11,1 А;

- количество установленных светильников - 6 штук.

Электроосвещение выполняется люминесцентными светильниками типа ПВЛМ с люминесцентными лампами ЛБ - 80 светильниками с лампами накаливания Г230 - 240 - 100

Электропроводка выполняется открыто кабелем АВВГ в ПХВ коробах.

На вводе выполнено повторное зануление нулевого провода. Заземляющие устройства состоят из электродов заземления (3 шт. сталь круглая диаметром 16 мм, длиной 5 м.), соединенных полосой 40 х 4 мм. Токовод выполнен из стальной проволоки диаметром 8 мм.

Все электромонтажные работы выполнить в соответствии с ПУЭ.

Фундаменты под резервуары , нефтеуловитель, аварийную емкость и заправочный островок - монолитные железобетонные на щебеночном основании. Все поверхности фундаментов, соприкасающиеся с грунтом, обмазываются горячей битумной мастикой за 2 раза.

Навесная группа состоит из :

металлоконструкции навеса;

опорных элементов (колонны);

комплектов облицовки навесной группы;

светильники освещения навесной группы;

2.8 Озеленение и благоустройство