Модернизация резервуарного парка Архангельского нефтяного терминала ОАО НК "Роснефть-Архангельскнефтепродукт"
Проект развития Архангельского нефтяного терминала: обоснование увеличения объема резервуарного парка; технические решения. Технологические расчеты конструктивных элементов резервуара, стенки, понтона; категория взрывоопасности; сооружение и эксплуатация.
| Рубрика | Строительство и архитектура |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 31.08.2012 |
| Размер файла | 5,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
В числе временных сооружений необходимо предусмотреть:
помещения для сварочного оборудования;
специальные сани для транспортирования автоматической установки типа "Циркоматик" и других сварочных аппаратов;
хранилище для контейнеров с ампулами радиоактивных веществ (в случае отсутствия рентгеновского аппарата);
кладовую для хранения сварочной проволоки, электродов и флюса с установкой в ней электрической печи для прокалки и сушки сварочных материалов;
помещение для проявления и обработки снимков просвеченных швов;
помещение для рабочих.
Технологический процесс сборки и сварки днищ резервуаров и центральных частей плавающих крыш (понтонов), монтируемых из рулонных заготовок, с целью получения минимальных сварочных деформаций, должен предусматривать следующую последовательность:
монтируют окрайки днища, собирая стыки между ними на остающейся подкладке с зазором клиновидной формы, равным у периферии 4-6 мм, а у другого конца стыка 10-12 мм. Стыки закрепляют гребенками и сваривают на длине 200-250 мм в местах примыкания стенки рисунок 16;
Рисунок 16 - Схема сварки стыков окраек: 1 - окрайка; 2 - подкладка; 3 - гребенка; 4 - сварочный шов; 5 - частичная сварка;6 - риска установки первого пояса.
монтируют рулонированные полотнища днища резервуара и сваривают соединения между ними только на площади, закрываемой впоследствии днищем плавающей крыши (понтона), не доваривая концы стыков на 2 м;
после приварки на днище плит под опорные стойки и испытания сварных соединений днища резервуара на герметичность, монтируют полотнища плавающей крыши (понтона). Соединения между ними не доваривают по концам на длину 2 м;
монтируют первый пояс стенки резервуара, сваривают его вертикальные стыки, затем приваривают к окрайкам днища;
после сварки пояса с окрайками зазор в стыках окраек становится нормальным и стыки сваривают по всей их длине. Затем собирают полотнища днища резервуара с окрайками и приваривают их. В последнюю очередь заканчивают сварку соединений между полотнищами, которые оставляли несваренными;
днище плавающей крыши (понтона) после монтажа и сварки второго пояса стенки резервуара, монтажа и сварки коробов понтона собирают и сваривают вначале с ребром понтона, затем заваривают соединения между полотнищами, которые ранее оставались несваренными.
Днища, сооружаемые из отдельных листов и окраек, так же как из рулонных заготовок, монтируют в два этапа. Сначала монтируют окрайки, затем центральную часть днища. Порядок сборки и сварки окраек такой же, как и при монтаже днищ резервуаров из рулонных заготовок. Листы укладывают полосами от центра днища к периферии, соблюдая минимальный размер нахлестки 30 мм. Сборку листов между собой осуществляют с помощью сборочных приспособлений. Разделку кромок в узлах стыковки выполняют, как указано на рисунок 17. К сварке днища приступают после закрепления листов днища на прихватках, за исключением соединений периферийных листов с примыкающими к ним листами. В целях получения минимальной деформации после разбивки днища на отдельные зоны (четверти) рекомендуется последовательно сваривать рисунок 18:
листы в зонах;
зоны между собой;
соединения периферийных листов между собой на участках, несколько больших их нахлестки на окрайки;
кольцевое соединение периферийных листов с окрайками;
оставшиеся соединения периферийных листов между собой;
периферийные листы со всей средней частью днища.
Рисунок 17 - Подготовка кромок листов в узлах стыковки: а - трех листов; б - четырех листов; 1 - величина нахлеста.
Рисунок 18 - Схема сборки и сварки днища из листов: 1 - окрайка; 2 - периферийные листы; 3 - зона; 4 - шов между зонами; 5 - шов между периферийными листами и зонами; 6 - стенка
При сварке днищ резервуаров из отдельных листов без окраек после сварки листов в зонах переводят нахлесточные соединения между периферийными листами на их краях на длине 200-250 мм в стыковые и заваривают эти участки на подкладках. Затем собирают первый пояс стенки, сваривают вертикальные швы, приваривают пояс к периферийным листам днища, после чего заваривают соединения между периферийными листами и в последнюю очередь сваривают периферийные листы со всей средней частью днища.
Стенки резервуаров изготавливают и поставляют на монтажную площадку в виде отдельных вальцованных листов. На каждом листе заводом-изготовителем должен быть указан номер плавки и приложена копия сертификата.
Транспортировать и хранить вальцованные листы следует в контейнерах, исключающих возможность их развальцовки и деформации.
До начала сборки стенки резервуара необходимо проверить: горизонтальность окраек днища, правильность геометрической формы листов (радиус гибки), соответствие разделки кромок проекту и дополнительным техническим требованиям ППР.
В процессе полистовой сборки (сборки из укрупненных блоков) следует строго соблюдать очередность установки элементов, предусмотренную ППР. Особенно тщательно необходимо контролировать сборку и сварку первого пояса, так как его качество предопределяет правильность геометрической формы всей стенки резервуара.
Листы первого пояса (укрупненные блоки) устанавливают на окрайки по разметке. При этом необходимо следить за тем, чтобы расположение первого листа строго соответствовало требованиям ППР.
Размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм. Размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм.
Листы пояса с окрайками и между собой соединяют при помощи сборочных приспособлений (Рисунок 19,20), обеспечивающих проектные зазоры между кромками. В процессе сборки необходимо контролировать геометрическую форму стенки резервуара по поясам, совпадение кромок и зазоры в вертикальном и горизонтальном стыках. Последний (замыкающий) лист (блок) пояса обрезают по месту с разделкой кромок и обеспечением проектного зазора.
Рисунок 19 - Сборка вертикального стыка между листами стенки: 1 - тавровое стяжное приспособление; 2 - клин; 3 - проушина
Рисунок 20 - Сборка листов первого пояса стенки с днищем: 1 - ограничитель; 2 - угловое стяжное приспособление; 3 - проушина; 4 - клин
Стенку резервуара монтируют с обеспечением устойчивости от ветровых нагрузок, раскрепляя ее расчалками или используя при сборке и сварке металлические подмости, конструкция которых предусматривает восприятие ветровых нагрузок.
Монтажные стыковые соединения стенок резервуаров следует выполнять дуговой сваркой со свободным или принудительным формированием шва с применением высокопроизводительных сварочных автоматов.
В случаях отсутствия высокопроизводительных автоматов для сварки горизонтальных стыковых соединений стенки, а также с целью уменьшения количества монтажных элементов целесообразно производить укрупнение листов в монтажные блоки из двух-трех листов, свариваемых по длинной кромке автоматом под флюсом. Сборку и сварку в блоки необходимо производить в удобных положениях, в кондукторах.
Вертикальные стыки пояса, а также горизонтальный стык между поясами сваривают одновременно несколько сварщиков, расположенных равномерно по окружности и двигающихся по мере сварки в одну сторону. Для сварки вертикальных стыков стенки следует предусмотреть технологию, обеспечивающую минимальное западание и выпучивание зоны стыка.
Качество монтажных швов стенки и днища резервуаров, монтируемых полистовым методом, контролируется посредством систематической проверки соблюдения технологического процесса; внешнего осмотра; проверки размеров и испытания на непроницаемость и герметичность (керосином, вакуум-прибором и пр.) всех швов. Для резервуаров объемами 2000 м и более, кроме того, обязателен контроль вертикальных швов проникающим излучением или другими физическими методами [1].
3.2 Испытания и приемка резервуаров
Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности, устойчивости и герметичности конструкций.
Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями технологической карты проведения испытаний, которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний, необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.
До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию, монтажу конструкций, включая приемораздаточные трубопроводы, сварке и контролю качества сварных соединений, оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация, в том числе:
сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями, в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов, представлены данные по сварочным работам, проведенным при изготовлении, и результаты проверки
- качества сварных соединений;
- акт на приемку основания резервуара под монтаж;
- результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара.
Для резервуаров с плавающей крышей (понтоном) должны быть представлены техническая документация на конструкции уплотняющего затвора и акты испытаний на герметичность коробов плавающей крыши (понтона) после их монтажа.
Испытание резервуара без давления с плавающей крышей (понтоном) на прочность производится только на расчетную гидростатическую нагрузку наливом его водой до высоты, предусмотренной проектом.
Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха +5°С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзания стенок резервуара.
Испытание резервуаров морской водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте, согласованной заказчиком.
Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м/ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.
Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью, достаточной для осмотра.
По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
- полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;
- на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II-VI поясах;
- до V пояса - при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.
Резервуары, залитые водой до проектной отметки, выдерживают под этой нагрузкой (без избыточного давления) объемом до 20000 м не менее 24 ч; объемом свыше 20000 м - не менее 72 ч. В случае необходимости выдержки резервуара под нагрузкой водой более длительное время срок выдержки определяется проектом.
Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:
- первый - испытание основного резервуара по пункту;
- второй - испытание защитного резервуара.
Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.
По результатам испытаний должны составляться раздельные акты испытаний основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.
Оба резервуара считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если в процессе его на поверхности стенкок или по краям днищ не появятся течи, уровень воды не будет снижаться, а осадка резервуаров будет соответствовать требованиям проекта.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат устранению при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте на испытания.
Гидравлические испытания резервуаров с плавающими крышами (понтонами) производятся без уплотняющих затворов с тщательным наблюдением за работой катучей лестницы, направляющих стоек и других конструкций. Скорость подъема (опускания) плавающей крыши (понтона) при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.
По мере подъема и опускания плавающей крыши (понтона) в процессе гидравлического испытания резервуара производят:
- зачистку шлифовальной машинкой на внутренней поверхности стенки резервуара брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов;
- измерение зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши (понтона) и стенкой резервуара, которые выполняются в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50-100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости между швами измерительной металлической линейкой (ГОСТ 427-75). Результаты измерений записывают в журнал монтажных работ и прикладывают к акту на испытание резервуара. Допускаются отклонения величины зазора от номинального ±40 мм для резервуара объемом до 2000 м и +100 мм -80 мм для резервуаров объемом от 2000 м и более;
- измерение зазоров между направляющими трубами и патрубками в крыше (понтоне).
Допускаемое отклонение величины зазора от номинального ±20 мм для резервуаров со стенкой высотой 18 м и ±12 мм для резервуаров со стенкой высотой до 12 м.
На резервуар, прошедший испытания, составляются приемочный акт, а при сдаче в эксплуатацию - паспорт резервуара [6].
3.3 Обслуживание резервуаров
Руководство нефтебазой должно разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров, устранения обнаруженных дефектов.
При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары. О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т. д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров.
Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.
Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.
При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.
Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам.
Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185--79(прил. 1, п. 41). Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями-разработчиками конструкций синтетических понтонов.
В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении -- через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон должен быть осмотрен на опорах согласно перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей .
При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта согласно указаниям по дегазации резервуара с понтоном.
Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта.
Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдении требований безопасности.
Проверка электрической связи понтона с землей должна выполняться не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30 X х10 мм2.
Проверка на герметичность сварных соединений понтона должна выполняться согласно инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона.
Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров (часть II, прил. 1, п. 40). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в таблице 36.
Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специальные бригады, подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.
На основании результатов обследования составляется годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.
Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.
Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.
Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний -- не реже одного раза в два года.
Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия [12].
Таблица 36
Сроки проведения обследования резервуаров
|
Вид хранимого нефтепродукта |
Срок эксплуатации резервуара |
Полное обследование с выводом из эксплуатации |
Частичное обследование без вывода из эксплуатации |
|
|
Нефть товарная Бензин Дизельное топливо Керосин |
Более 25 лет Менее 25 лет Более 25 лет Менее 25 лет Более 25 лет Менее 25 лет |
Через 3 года » 5 лет » 3 года » 5 лет » 4 года » 7 лет |
Через год » 2,5 года » 1 год » 2,5 года » 2 года » 3 года |
3.4 Дефекты и виды ремонта
Нарушения прочности и герметичности в резервуарах в большинстве случаев вызываются совокупностью различных неблагоприятных воздействий на конструкции.
При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:
а) трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);
б) трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);
в) трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;
г) выпучины, вмятины и складки на днище;
д) трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).
Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т. д.;
е) непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;
ж) негерметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;
з) изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;
и) коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;
к) значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;
л) отрыв центральной стойки от днища резервуара;
м) отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;
н) затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;
о) повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;
п) обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;
р) деформация днища по периметру резервуара;
с) значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания;
т) потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем у горизонтальных резервуаров, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм;
у) осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.
Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых -- амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушение технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.
Устранение дефектов и ремонт резервуаров -- ответственные операции, определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.
Руководство предусматривает работы, выполняемые при ремонтах:
а) текущем -- работы осуществляются без освобождения резервуара от нефти и нефтепродуктов (ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара, и т. п.);
б) среднем -- работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности (установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов, ремонт или замена оборудования);
в) капитальном -- работы, предусмотренные средним ремонтом, и работы по частичной или полной замене дефектных частей стенки, днища, покрытия, плавающей крыши (понтона) и оборудования.
Ремонты проводят по графикам, периодичность которых не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.
Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.
При капитальном ремонте резервуаров предусматриваются следующие работы (типовая схема):
- обеспечение ремонтных работ необходимыми материалами, оборудованием, инструментом, приспособлениями и др.;
- освобождение резервуара от нефтепродукта и зачистка;
- дегазация (промывка, пропарка, вентиляция);
- обследование и дефектоскопия с выдачей технического заключения о состоянии резервуара;
- составление дефектной ведомости;
- разработка проекта производства работ;
- исправление осадок (кренов), укрепление оснований, фундаментов;
- замена изношенных элементов (участков стенки, днища, покрытия, понтона и др.);
- устранение дефектов с применением огневых работ и без их применения;
- испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил;
- работы по нанесению защитных антикоррозионных покрытий;
- составление и оформление документации на ремонт и испытание резервуара.
Указания по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона
Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно осуществляться в следующей последовательности:
измерить расстояние до поверхности затонувшего понтона через световые люки, при этом необходимо убедиться, что понтон находится на опорных стойках;
понизить уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре до верхней кромки борта понтона путем ее откачки через раздаточный патрубок технологическими насосами, при этом нефть или нефтепродукт из надпонтонного пространства будет поступать в раздаточный патрубок через затворы направляющих стенок и кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном, а также через направляющие стойки.
При откачке следует:
- ограничить по возможности расход нефти или нефтепродукта;
- установить запасную крышку люка-лаза в третьем поясе с приваренным к ней сливным патрубком диаметром 80--100 мм;
- заполнить резервуар водой до уровня не ниже нижней образующей сливного патрубка запасной крышки люка в третьем поясе, подавая воду в подпонтонное пространство. Во избежание образования статического электричества следует закачивать воду со скоростью 1 м/с. Если при закачке воды понтон всплывает в плоскости раздела вода -- нефть, то воду необходимо подавать с помощью шланга также сверху через люк-лаз на центральную часть понтона;
- откачать нефть с поверхности воды через сливной патрубок запасной крышки люка-лаза в третьем поясе;
- дегазировать резервуар путем полного заполнения его водой и последующего опорожнения или путем вентилирования через все открытые люки;
- снизить уровень воды до верхней кромки борта понтона путем слива ее через сифонный кран;
- установить сифонные линии (шланги) для слива воды из отсеков и центральной части понтона в резервуар (рабочий устанавливает сифонные линии изнутри резервуара через люк-лаз), после чего через сифонный кран полностью удалить воду из резервуара. Для ускорения удаления воды могут быть использованы также передвижные насосы и установлены дополнительные сифоны (шланги) через люки в первом и третьем поясах стенки. При установлении сифонных линий должны быть соблюдены требования безопасности, изложенные в настоящих Правилах;
- проверить исправность всех элементов понтона и герметичность швов сварных соединений в соответствии с прил. 10 настоящих Правил.
При отсутствии поврежденных элементов понтона резервуар можно эксплуатировать. При обнаружении повреждений элементов понтона и его негерметичности резервуар выводят из эксплуатации и ремонтируют.
4. ОЦЕНКА ЭкономическОЙ эффективностИ проекта
4.1 Описание проекта
В разделе рассмотрена экономическая эффективность расширения резервуарного парка Архангельского нефтяного терминала. Инвестиции вкладываются в установку новых резервуаров, что в свою очередь обеспечит большую перевалку нефти и газового конденсата, за счет чего увеличится годовая выручка. Инвестиции внедряются в три этапа (три года) по частям.
4.2 Показатели экономической оценки
4.2.1 Поток денежной наличности
Дисконтный поток денежной наличности это сумма прибыли от реализации проекта и амортизационных отчислений, уменьшенных на сумму инвестиций направляемых на освоение нефтяного месторождения. NPV определяется как сумма годовых потоков приведённых к начальному году.
, (81)
где NPV - дисконтированный поток денежной наличности;
Пt -прибыль от реализации продукции в данном году;
Аt -амортизационные отчисления;
t, t p-соответственно текущий и расчётный год,
Ен -норматив дисконтирования.
При выборе варианта инвестиционного проекта показатель потока денежной наличности можно принять за основной.
Норматив дисконтирования в инвестиционных проектах принимается инвестором самостоятельно, исходя из ежегодного процента сумм возврата которые он хочет получить на инвестируемый им капитал.
4.2.2 Прибыль от реализации (Пt)
Прибыль от реализации это совокупный доход предприятия уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и суммы налогов, которые относятся на себестоимость продукции. Расчёт прибыли по инвестиционному проекту производится с обязательным приведением доходов и затрат к первому расчётному году. Расчёт осуществляется путём деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения.
,(82)
где Bt- выручка от реализации продукции в году t;
Эt- эксплуатационные затраты;
Ht- налоги.
4.2.3 Внутренняя норма возврата капитальных вложений IRR
Она представляет собой то значение нормы дисконта при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций. Это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчётный период равна нулю.
,(83)
где Пt-прибыль от реализации в году t;
Аt- амортизационные отчисления ;
Кt-капитальные вложения на установку резервуаров в году t.
Определяемая таким образом норма возврата капитальных вложений сравнивается с требуемой нормой дохода и если расчётное значение IRR равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, то инвестиции в данный проект принимаются.
4.2.4 Срок окупаемости капитальных вложений РР
Это продолжительность времени в течение которого начальные негативные значения накоплений денежной наличности полностью компенсируются её положительными значениями.
,(84)
где Пt-прибыль от реализации в году t
Аt- амортизационные отчисления ;
Кt-капитальные вложения на установку резервуаров в году t;
Ен - коэффициент дисконтирования.
Если доход распределён по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода. Если прибыль распределяется не равномерно, то срок окупаемости инвестиций будет рассчитываться прямым подсчётом лет, в течение которых инвестиция будет погашена аккумулятивным доходом (это доход накопленный). Показатель срока окупаемости не учитывает влияние доходов последних лет.
4.2.5 Коэффициент эффективности инвестиций ARR
Коэффициент эффективности инвестиций рассчитывается делением среднегодовой прибыли на среднюю абсолютную величину инвестиций. Средняя величина инвестиций рассчитывается делением исходной суммы капитальных вложений на 2,если предполагается, что по истечении срока реализации данного проекта все капитальные вложения будут списаны. Если допускается наличие остаточной или ликвидационной стоимости, то она в расчётах учитывается.
,(85)
где PN-среднегодовая балансовая прибыль;
IC- инвестиции;
PV- ликвидационная стоимость.
Данный показатель сравнивается с показателем рентабельности авансированного капитала, который рассчитывается делением общей чистой прибыли предприятия на общую сумму средств авансированных в его деятельность [10].
4.3 Капитальные вложения
Таблица 37
|
Наименование объекта |
Строительные работы, млн. руб. |
Монтаж, млн. руб. |
Общая стоимость, млн. руб. |
|
|
Резервуары под нефть 2х20000 м3 (1 этап) |
97,87 |
107,43 |
205,3 |
|
|
Резервуар под нефть 30000 м3 и 20000 м3 (3 этап) |
170,24 |
134 |
304,24 |
|
|
Резервуар под газовый конденсат 30000 м3 №18н (1 этап) |
71,8 |
80,29 |
152,09 |
|
|
Оборудование понтоном резервуаров №32, 33, 37 и резервуар под газовый конденсат 30000 м3 №36н (2 этап) |
71,8 |
2,19+80,29 |
154,28 |
|
|
Итоговые значения капитальных вложений взяты с учетом модернизации всего терминала, т.е. насосных, эстакад, операторских, межцеховых коммуникаций, сетей КИП и А и т.д. |
Итого по I этапу |
5769 |
||
|
Итого по II этапу |
367 |
|||
|
Итого по III этапу |
619 |
|||
|
Итого по всем трем этапам |
6755 |
Срок полезной эксплуатации новых резервуаров 40 лет.
Норма амортизации:
(86)
где Т - срок эксплуатации, лет;
Годовая сумма амортизационных отчисления составляет
А = Кт·На,(87)
где Кт - капитальные вложения в данном году.
Результаты расчетов амортизации приведены в таблице 41.
4.4 Расчет заработной платы персонала приведен в таблице 38,39:
Таблица 38
Структура персонала предприятия
|
Категория персонала |
Доля в общей численности, % |
Численность персонала, чел. |
|
|
Промышленно-производственный персонал, в т.ч. |
94 |
564 |
|
|
рабочие |
44 |
264 |
|
|
руководители |
8 |
48 |
|
|
специалисты |
27 |
162 |
|
|
служащие |
15 |
90 |
|
|
Непромышленный персонал,чел. |
6 |
36 |
|
|
ВСЕГО |
100 |
600 |
Таблица 39
Структуру рабочих по разрядам
|
Разряд |
Структура, % |
Численность, чел. |
Тарифный коэффициент |
Заработная плата, руб. |
Фонд оплаты, руб. |
|
|
1 |
1 |
3 |
1 |
7616,00 |
20106,24 |
|
|
2 |
17 |
45 |
1,08 |
8225,28 |
369150,57 |
|
|
3 |
18 |
48 |
1,35 |
10281,60 |
488581,63 |
|
|
4 |
23 |
61 |
1,65 |
12566,40 |
763031,81 |
|
|
5 |
30 |
79 |
1,84 |
14013,44 |
1109864,45 |
|
|
6 |
11 |
29 |
2,2 |
16755,20 |
486571,01 |
|
|
Средние значения |
11576,32 |
3237305,70 |
При расчете заработной платы учитываются северный и районный коэффициенты в размере 1,7, а так же премия 60 %.
Таблица 40
Показатели по заработной плате
|
Показатели |
Значения |
|
|
Фонд оплаты труда, руб. В том числе: - рабочие -руководители -специалисты -служащие -непромышленный персонал |
99 673 614,03 |
|
|
38 847 668,43 |
||
|
16 450 560,00 |
||
|
37 013 760,00 |
||
|
5 140 800,00 |
||
|
2 220 825,60 |
||
|
Средняя заработная плата, руб. В том числе: -рабочие -руководители -специалисты -служащие -непромышленный персонал |
||
|
11 576,32 |
||
|
28 560,00 |
||
|
19 040,00 |
||
|
4 760,00 |
||
|
5 140,80 |
Рисунок 21. Поток денежной наличности на ближайшие 10 лет
4.7 Индекс рентабельности
,(88)
где Рn-годовой доход;
IC-инвестиции;
r-коэффициент дисконтирования.
, т.е. PY > 1,0;
Коэффициент эффективности проекта:
ARR=
Срок окупаемости:
при r = 0: года;
при r = 10: лет.
Проект развития Архангельского нефтяного терминала является экономически выгодным, так как при коэффициенте дисконтирования равном 0 срок окупаемости инвестиций составляет 4,76 года, что меньше нормативного срока окупаемости 6,25.
5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1 Источники и объекты воздействия
При строительстве резервуаров воздействие на атмосферный воздух сопряжено со следующими видами работ:
- пыление грунта при отсыпке и планировке площадок строительства;
- выполнение сварочных и окрасочных работ;
- работа автотранспорта и дорожно-строительной техники.
Инженерная подготовка (отсыпка и планировка) строительных площадок осуществляется привозным грунтом из близлежащих карьеров. Предлагается возить грунт автосамосвалами. При проведении погрузочно-разгрузочных работ в атмосферу поступает пыль песка. Места пересыпки песка из кузова автосамосвала являются неорганизованными источниками загрязнения атмосферы.
При работе сварочных постов, выполняющих сварку и резку, атмосферный воздух загрязняется сварочным аэрозолем, в составе которого находятся вредные для здоровья оксиды металлов (железа, марганца), пыль неорганическая, фториды а также газообразными соединениями (диоксид азота, оксид углерода, фтористый водород).
Эксплуатация дорожно-строительной техники, монтажных механизмов и транспортных средств связана с загрязнением атмосферного воздуха отработанными газами двигателей внутреннего сгорания.
Токсичность отработанных газов карбюраторных двигателей обуславливается, главным образом, содержанием оксида углерода и оксидов азота, а дизельных двигателей - оксидами азота и сажей. Объем отработавших газов и содержание в них вредных веществ зависит от количества потребляемого топлива и технического состояния двигателей.
Все источники загрязнения атмосферы в период строительства являются передвижными и не имеют фиксированного местоположения, поэтому генплан источников выбросов не приводится.
При эксплуатации проектируемых объектов загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения:
- легких фракций углеводородов (C1-C5) от технологического оборудования (сепараторы, емкости, насосы);
Охрана земель в период строительства и эксплуатации проектируемых объектов обеспечивается комплексами мер по минимизации изымаемых и нарушенных земель, по охране плодородного слоя почвы при его снятии, транспортировке и хранении, по предупреждению химического загрязнения почв, по предотвращению заболачивания, по рекультивации нарушенных земель по окончании строительства.
Использование территории, необходимой для строительства объектов, приведет к изменению рельефа, нарушению параметров поверхностного стока, нарушению земель, нарушению почвенно-растительного покрова, как в границах строительных площадок, так и на прилегающих землях. Изменение свойств почв и грунтов возможны в связи с перепланировкой поверхности территории и созданием новых форм рельефа, загрязнением ее отходами строительства и производства, активизацией природных процессов: эрозией, дефляцией, изменением интенсивности биологического круговорота. Самое значительное влияние при этом оказывается на рельеф, почвенный и растительный покров.
Во время строительства негативное воздействие на окружающую среду будет минимально, так как строительство организовывается на территории существующих объектов Архангельского нефтяного терминала, без освоения новых земель.
Почвенный слой является ценным природным ресурсом, который при ведении строительных работ, прокладке линий коммуникаций и всех других видах работ, приводящих к нарушению и снижению свойств почвенного слоя, подлежит снятию, перемещению в резерв с дальнейшим использованием для рекультивации земель или землевания.
Снятие почвенного слоя предусмотрено с территории, занимаемой проектируемыми объектами, при проведении вертикальной планировки.
Места с предполагаемым сильным нарушением почвенного покрова (полное уничтожение верхнего плодородного слоя) имеют весьма ограниченное распространение. Это относится в первую очередь к стройплощадкам, на которых возводятся объекты. Для сохранения плодородного слоя на данных участках при строительстве предусмотрено его предварительное снятие, складирование и последующее нанесение на спланированные участки после прохождения строительного потока.
По окончании строительства предусмотрено использование плодородного слоя при проведении озеленения территории.
5.2 Мероприятия по охране окружающей среды
Технологическими решениями предусмотрены мероприятия, обеспечивающие снижение до минимума вредного воздействия на окружающую среду и загрязнения почвы при эксплуатации.
5.2.1 Оборудование резервуара понтоном
Понтоны представляют собой жесткую газонепроницаемую конструкцию, закрывающую не менее 95 % поверхности нефтепродукта, снабженную кольцевым затвором, герметизирующим оставшуюся поверхность.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлический понтон состоит из металлических коробов - сегментов, расположенных по окружности и соединенных металлическим настилом (мембраной). Короба бывают открытого (без верхней крышки) и закрытого типа. Понтоны с коробами второго типа более металлоемки, но зато и более надежны - они не могут быть перекошены и даже затоплены из-за попадания в них нефтепродуктов через верхнюю крышку.
Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий затвор между ковром понтона и стенкой резервуара. Потому, что от качества герметизации данного кольцевого зазора во многом зависит величина сокращения потерь нефтепродукта в результате применения понтона.
Уплотняющие затворы в зависимости от конструкции и применяемых материалов разделяют на два типа: жесткие (механические) и мягкие.
Затвор жесткого типа состоит из металлического уплотнительного кольца (или пластины), прижимаемого к стенке системой рычагов и пружин, и мембраны из резинотканевого материала, герметизирующей механическую часть затвора. Недостатками этих затворов является наличие газового пространства под мембраной, а также коррозия элементов конструкции.
Мягкие затворы бывают в виде эластичных оболочек с различными заполнителями (жидкости, воздух), из мягкого пористого эластичного материала и из резинотканевых материалов. К сожалению, жидкостные и пневматические затворы недостаточно надежны вследствие быстрого износа эластичной оболочки. Уплотнительный элемент в затворах из резинотканевых материалов со временем теряет жесткость и провисает, открывая зазор между ковром понтона и стенкой резервуара.
В нашей стране получили распространение затворы типов: РУРП-1, УЗПК-1, петлевой (бельтинговый) РУМ-1 и РУМ-2. Затворы РУРП-1 и УЗГЖ-1 - жесткие, отличаются друг от друга конструкцией прижимного механизма. Остальные затворы - мягкие. Причем петлевой выполнен в виде петли, прилегающей к стенке по периметру резервуара за счет упругости материала, из которого он изготовлен (бельтинг); РУМ-1 и РУМ-2 - выполнены в виде эластичной оболочки с наполнителем, но в первом случае его роль играет поролон, а во втором - пенополиуретан. Кроме того, затвор РУМ-2 снабжен вторичным герметизирующим элементом из газонепроницаемого материала.
Качество затворов характеризуют величиной коэффициента герметичности Кг, который численно равен массе паров нефтепродукта, проникающей через единицу длины затвора в единицу времени при единичном перепаде давления. Рекомендуется принимать следующие величины Кг (кг/м·Па·ч): петлевой (бельтинговый) - 2,8·106 ; РУМ-1 - 2,4·106; РУРП-1 -2,04·106; РУМ-2 - 2,96·107; УЗПК-1 - 2,04·107 [13].
По рекомендуемым величинам коэффициента герметичности затворы РУМ-2 и УЗПК-1 не уступают лучшим зарубежным, обеспечивающим уменьшение потерь нефтепродуктов до 98 %.
К сожалению, качество герметизации кольцевого зазора между ковром понтона и стенкой резервуара зависит не только от типа уплотняющего затвора, но и от формы резервуара в плане. За рубежом резервуары сооружаются методом полистовой сборки из листов, которым предварительно придана нужная форма. Поэтому зарубежные резервуары представляют собой практически идеальные цилиндры, уплотнить кольцевой зазор в которых относительно легко. В нашей стране применяют так называемый индустриальный метод возведения резервуаров из изготовленных на заводе рулонных заготовок. После развертывания таких заготовок на месте строительства форма резервуара в плане только напоминает круг. Поэтому при любом типе затвора понтона часть поверхности нефтепродукта в резервуаре остается незакрытой. Отсюда следует, что коэффициенты герметичности, полученные в лабораторных условиях для затворов РУМ-2 и УЗПК-1, в условиях производства недостижимы.
На рисунке 23 приведены результаты моделирования на сокращения потерь с помощью понтонов в зависимости от номинальной емкости резервуара и коэффициента его оборачиваемости. Видно, что сокращение потерь прямопропорционально вышеназванными величинам. Однако при качестве уплотнения, соответствующем затвору РУМ-1, сокращение потерь весьма отличается от цифр, приводимых в литературе: РВСП 20000 - 70...78 %, РВСП 10000 - 63...72%, РВСП 5000 - 58...67%, РВСП 1000 - 28...31 %, РВСП 400 - 11...28%.
Сокращение потерь, достигаемое при применении понтона с затвором РУМ-2, может быть оценено по формуле (в долях):
Sn = b0s+b1s·nb2s,(89)
где b0s, b1s и b2s - постоянные числовые коэффициенты, зависящие от номинальной вместимости резервуара и коэффициента оборачиваемости;
n - коэффициент оборачиваемости;
Sn = 0,67 + 0,009·410,834 = 0,87.
Для других типов затворов вводятся понижающие коэффициенты.
В итоге с применением на понтонах затворов РУМ- 2, при объеме резервуара 20000 м3, сокращение потерь достигает 87 %.
5.2.1 Установка защитной стенки
Установка защитной стенки обеспечит не только низкую взрывоопасность технологического блока, но и при нарушении герметичности основного резервуара исключит розлив нефтепродукта в грунт, тем самым исключает вопрос о необходимости установки обвалования. Защитная стенка рассчитывается аналогично стенке основного резервуара. Расстояние от основного резервуара до защитной стенки 1,5 м, следовательно диаметр защитной стенки равен 43 м. Расстояние между стенками закрывается атмосферным козырьком, на котором для вентиляции предусмотрены дыхательные патрубки через каждые 10 м. В случае аварии продукт откачивается из резервуаров в течение 10 часов при производительности 2000 м3/час [4].
5.3 Аварийные ситуации
Аварии возможны по следующим причинам:
- нарушением герметизации трубопроводных линий;
- нарушением герметичности стенки резервуара;
- возможностью взрыва паров нефти;
- возможностью переливов нефти в резервуары хранения.
Рисунок 22 - схема резервуара с понтоном и с защитной стенкой
Рисунок 23 - Зависимость сокращения потерь при применении понтона с затвором РУМ - 2 от типоразмера резервуара и коэффициента оборачиваемости
Мероприятия по исключению возможных аварий:
- дистанционный контроль уровня взлива нефти в резервуар;
- сигнализация максимального уровня взлива нефти в резервуаре;
- отключение насосного оборудования и закрытие электроприводной задвижки, по сигналу от трех параллельно работающих датчиков контроля максимального уровня взлива нефти в резервуаре;
- надземная прокладка трубопроводов, позволяет производить визуальный осмотр трубопроводов;
- надземная установка запорной арматуры на технологических трубопроводах легкодоступна для обслуживания и визуального осмотра;
- установка защитной стенки уменьшает взрывоопасность объекта.
Принятые технологические решения по установке понтона и защитной стенки позволят минимизировать воздействие загрязняющих веществ на окружающую среду в период эксплуатации и при авариях.
6. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
6.1 Требования охраны труда
Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарных парков нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.
Обучение рабочих по специальности на нефтебазах должно проводиться согласно Типовому положению о подготовке и повышении квалификации рабочих непосредственно на производстве.
Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и практическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли.
Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр в сроки, определенные лечебными учреждениями, обслуживающими предприятие, по согласованию с профсоюзной организацией и администрацией нефтебазы.
Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие допуска людей к участию в производственных процессах, режим труда персонала согласно действующим правилам, положениям, нормам по охране труда и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-технические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие на работающих вредных производственных факторов.
Все работники, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, этилированным бензином, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и др.), должны быть ознакомлены с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.
При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк запрещается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.
Опускать и поднимать пробоотборник и лот следует так, чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей канавке замерного люка.
Операции с сернистыми нефтепродуктами и этилированными бензинами по ручному отбору проб и измерению уровня, а также спуску грязи и воды должны выполнять работники в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии наблюдающего.
Работникам, выполняющим операции с этилированным бензином, запрещается принимать пищу и брать табачные изделия руками, загрязненными этим продуктом.
Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить.
Для обезвреживания почвы и полов, загрязненных этилированным бензином, следует применять дихлорамин (1,5%-й раствор в бензине), раствор хлорамина (3%-й раствор в воде) или хлорную известь в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на 2--5 частей воды). Кашицу хлорной извести надо приготовлять непосредственно перед употреблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами, например, керосином, щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок должны быть собраны совком в ведро с крышкой и вынесены в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок обжигают.
Подобные документы
Проект на строительство резервуарного парка второго пускового комплекса Антипинского нефтеперерабатывающего завода. Увеличение производственной мощности предприятия по первичной переработке нефти. Мероприятия по промышленной и пожарной безопасности.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 07.08.2009Компоновка конструктивной схемы резервуара. Сбор нагрузок на покрытие сферического резервуара. Расчет толщины стенки резервуара. Обоснование конструкции трубопровода. Обоснование конструкции перехода через препятствие. Обоснование типа компенсатора.
курсовая работа [162,8 K], добавлен 09.11.2013Климатическая характеристика района строительства. Монтаж резервуара полистовым способом. Расчет толщины стенки поясов, резервуара на опрокидывание и ребристо кольцевого купола резервуара. Установление габаритных размеров сферического покрытия.
курсовая работа [630,7 K], добавлен 09.06.2015Необходимость развития оптимально сформированной системы благоустройства и озеленения. Анализ планировочного и композиционного решения, оценка существующей растительности городского парка. Подбор ассортимента растений и рекомендации по уходу за ними.
курсовая работа [91,3 K], добавлен 02.02.2014Общая посещаемость парков, входящих в систему озеленения города. Функциональное зонирование парка. Расчет освещения и воды. Основные парковые дороги и площадки. Различные малые архитектурные формы. Подбор деревьев и кустарников для территории парка.
курсовая работа [7,0 M], добавлен 17.01.2015Общая характеристика объекта, исследование элементов и конструкций здания. Разработка объемно-планировочного, конструктивного и технологического решения. Календарный график производства работ, расчет потребности в оборудовании и материалах, трудоемкости.
дипломная работа [652,5 K], добавлен 18.09.2016Расчет горизонтального давления грунта на сооружение. Расчеты устойчивости сооружения против сдвига в плоскости подошвы и против опрокидывания. Расчет устойчивости основания сооружения против сдвига по круглоцилиндрическим поверхностям скольжения.
курсовая работа [67,8 K], добавлен 08.10.2013Изучение истории и достопримечательностей городского парка культуры и отдыха им. Гагарина города Южно-Сахалинск. Основные памятные места: яблоня сахалинская, беседка и мост. Значимость каждого объекта выбранной территории и проектирование ее ландшафта.
презентация [7,4 M], добавлен 23.09.2014Определение объема земляных работ, количества смен и темпа строительства. Расчет парка машин для устройства земляного полотна и объема материала для строительства дорожной одежды. Расчет числа основных и вспомогательных рабочих и площадей для рабочих.
курсовая работа [114,9 K], добавлен 25.11.2010Проект по озеленению территории парка со смотровой площадкой на основе знаний по почвоведению, зеленому строительству, цветоводству, ландшафтному проектированию. Дренаж на участке, его стилистика и планировка. Строительные и отделочные материалы.
курсовая работа [413,5 K], добавлен 24.06.2013
