Если по результатам контрольного анализа будет установлено несоответствие качества нефтепродукта требованиям нормативного документа, то вторая часть пробы направляется на анализ (в объеме требований нормативных документов) в аккредитованную лабораторию. Третью часть пробы используют как арбитражную в случае предъявления претензии поставщику нефтепродукта.

5. Все образующиеся в организации остатки нефтепродуктов от зачистки резервуаров, технологических трубопроводов, смеси нефтепродуктов от перекачек, ловушечные пробы и т.п. актируют и реализуют только после проведения анализа в лаборатории.

Для решения вопроса об их реализации оформляют следующие документы: паспорт качества, акт отбора проб, акт комиссии о причинах и количестве остатка, образовавшегося при зачистке или смешении нефтепродуктов.

6. Качество масел, расфасованных в заводскую герметичную тару, проверяют в объеме контрольного анализа или в объеме требований нормативного документа после истечения гарантийного срока.

7. В процессе хранения нефтепродуктов необходимо:

осуществлять периодическую проверку соблюдения условий хранения нефтепродуктов в резервуарах и таре;

отбирать пробы и проводить анализы нефтепродуктов:

после каждого налива нефтепродукта в резервуар (контрольный анализ);

после слива прибывшего нефтепродукта - (контрольный анализ, а при необходимости - в объеме нормативного документа);

в соответствии с графиком проведения анализов (контрольный или в объеме нормативного документа);

вести в журналах анализов учет качественного состояния всех хранящихся нефтепродуктов, при этом:

в случае перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой порожний резервуар, подготовленный в соответствии со стандартом, в журнал анализа для этого резервуара записывают результаты анализа пробы, отобранной из первого резервуара (сохраняется старый паспорт качества, в котором указывается номер нового резервуара);

в случае перекачки из одного резервуара в другой, имеющий нефтепродукт той же марки, в журнале анализов делать запись по результатам контрольного анализа пробы, отобранной после перекачки, а по другим показателям - на основании данных анализов нефтепродукта в обоих резервуарах до перекачки с указанием значений, имеющих меньший запас качества.

8. При возникновении подозрения на ухудшение качества нефтепродукта независимо от графика или гарантийного срока хранения проводят анализ в объеме требований нормативного документа и оценивают численное значение каждого показателя качества нефтепродукта.

9. Перед наливом нефтепродуктов в транспортные средства и тару получателя производят осмотр внутренней поверхности предназначенных под налив цистерн (танков) и тары. Налив нефтепродуктов в грязные и не соответствующие установленным требованиям цистерны и тару запрещается.

10. По окончании налива из железнодорожных цистерн (наливных судов) отбирают пробу нефтепродукта для определения его качества в объеме контрольного анализа и на случай проведения арбитражного анализа. Контрольный анализ проводят не позднее 24 часов после налива транспортного средства. При установлении некондиционности отгруженного нефтепродукта об этом немедленно сообщают руководителю организации и получателю.

11. При отпуске нефтепродуктов наливным судном в адрес одного получателя каждую пробу делят на три равные части (одну часть - для проведения приемо-сдаточного анализа, две части - на случай арбитражного анализа отправителю и получателю). Пробы отбирают в присутствии представителя судна с оформлением акта на отбор проб, опечатывают печатью отправителя и вручают капитану судна для передачи получателю. При отпуске нефтепродуктов наливным судном в адрес нескольких получателей число проб, вручаемых капитану судна, должно соответствовать числу получателей.

12. Паспорт качества прилагают к каждой товарно-транспортной накладной, а при отпуске авиационных топлив и смазочных материалов паспорта качества во всех случаях прилагают к товарно-транспортной накладной на каждый вагон (цистерну).

Приложение одного паспорта на весь маршрут или группу цистерн допускается только в случае, если маршрут или группа цистерн с одним нефтепродуктом адресуется одному получателю в один пункт слива и при условии, что загрузка этого маршрута производилась из одного резервуара, о чем делается соответствующая отметка в паспорте. Если налив производится из двух резервуаров, то паспорт качества оформляется по пробе из резервуара, в котором нефтепродукт имеет меньший запас качества.

13. При отпуске нефтепродуктов необходимо:

проверить дату последнего контрольного (в объеме требований нормативного документа) анализа нефтепродукта в резервуаре, из которого предполагается его отпуск;

отобрать пробу нефтепродукта, отгружаемого железнодорожным и водным транспортом, из резервуара, незапаянной тары и произвести приемо-сдаточный анализ (не позднее, чем за 10 суток до отпуска нефтепродукта); проверить состояние внутренней поверхности танков, тары (в том числе и тары получателя), предназначенных под налив нефтепродукта, и дать разрешение на налив;

оформить паспорт качества и передать его для отправки;

по окончании налива проверить отсутствие воды в железнодорожной цистерне (танке судна), отобрать пробы для проведения контрольного анализа и на случай арбитражного анализа;

провести контрольный анализ, оформить и опечатать пробы на случай арбитражного анализа и для передачи (при отпуске в наливное судно) получателю нефтепродукта.

14. Прием нефтепродуктов, подлежащих обязательной сертификации и поступающих на автозаправочную станцию (далее - АЗС) в автоцистернах и расфасованных в мелкую тару, производят по паспорту качества и товарно-сопроводительным документам с указанной в них информацией о сертификации нефтепродукта или с приложением копии сертификата соответствия.

15. На нефтепродукты, поступающие на АЗС из одного резервуара организации (нефтебазы) в течение дня (если в течение, дня налив в данный резервуар не производился), может действовать один паспорт качества, выданный предприятием с первым рейсом автоцистерны на АЗС. В этом случае в дальнейшем на товарно-транспортной накладной ставится номер паспорта качества и номер резервуара нефтебазы, из которого заполнялась автоцистерна.

16. Перед сливом нефтепродукта из автоцистерны в резервуар АЗС в ней проверяют наличие подтоварной воды и механических примесей, отбирают контрольную пробу в соответствии с установленными требованиями, которая используется в качестве арбитражной, и определяют:

для автобензинов - плотность, температуру и визуально - цвет, прозрачность, содержание воды и механических примесей;

для дизельного топлива - плотность, температуру, содержание воды и механических примесей (визуально).

Контрольную пробу, на случай необходимости проведения арбитражного анализа, сохраняют в течение суток после полной реализации принятого нефтепродукта в резервуаре АЗС.

17. Для выполнения перечисленных работ АЗС обеспечивают лабораторными комплектами (специально разработанным набором приборов, лабораторной посуды и приспособлений), содержащими необходимое оборудование, приборы и принадлежности, позволяющие контролировать качество поступающих на АЗС нефтепродуктов. В состав комплекта могут входить экспресс-методы, позволяющие оператору определять некоторые показатели качества поступающих нефтепродуктов (октановое число, содержание свинца, серы и др.).

Если с помощью экспресс-методов определена некондиционность нефтепродукта, то выдачу нефтепродукта необходимо приостановить и полученный результат проверить в лаборатории стандартными методами.

18. Запрещается принимать нефтепродукты в резервуары АЗС при:

несоответствии качества принимаемого нефтепродукта (по данным паспорта поставщика) требованиям нормативного документа;

отсутствии пломб на автоцистерне в соответствии со схемой пломбировки;

неисправности нижнего сливного устройства автомобильной цистерны;

неправильном оформления товарно-транспортной накладной;

отсутствии паспорта качества или информации о сертификации нефтепродукта, подлежащего обязательной сертификации;

неправильном оформлении паспорта качества на нефтепродукт (отсутствие номера, заполнен не по всем показателям качества);

наличии воды и механических примесей в нефтепродукте;

несоответствии нефтепродукта по результатам испытаний по п. 6.22 требованиям нормативного документа.

19. Сохранение качества нефтепродуктов на АЗС обеспечивают за счет:

исправности и чистоты сливных и фильтрующих устройств, резервуаров, топливо- и маслораздаточных колонок;

постоянного контроля за герметичностью резервуаров, трубопроводов и запорной аппаратуры с целью исключения попадания в них атмосферных осадков, воды и пыли, а также смешения различных марок нефтепродуктов;

слива нефтепродуктов из автоцистерн через сливной фильтр, самотеком или под напором;

проведения не реже 1 раза в месяц, а также немедленно в случае поступившей жалобы на качество отпускаемых нефтепродуктов, лабораторных испытаний реализуемого нефтепродукта в объеме контрольного анализа;

хранения нефтепродукта в пределах гарантийного срока, установленного нормативными документами;

отбором контрольной пробы из резервуара при истечении смены, которая хранится в течение суток после реализации нефтепродукта.

20. Резервуары, предназначенные для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, должны быть обеспечены и зачищаться в соответствии с установленными требованиями согласно графику с составлением акта зачистки.



3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ существующего в хозяйстве производственного процесса

3.1.1 Антикоррозийная защита емкостей

Нефтепродукты при хранении, транспортировке и выдаче, а также засоряются механическими примесями - грязью, песком, ржавчиной и т.п. Засорение продуктов ржавчиной при хранении в резервуарах происходит вследствие постоянно протекающих в них коррозии (ржавления). Коррозию внутренних поверхностей резервуаров вызывают: влажный воздух, поступающий в резервуары при их дыхании;

вода, находящаяся , под слоем нефтепродуктов, а также некоторые химические соединения, входящие в состав нефтепродуктов.

При поступлении влажного воздуха в паровое пространство резервуара происходит коррозия резервуара, конденсирующего из этого воздуха водой, находящейся в осадке под нефтепродуктом, которая почти во всех случаях содержит растворимые соли. Такая вода является хорошим электролитом, она вызывает образование источников коррозии в виде гальванических пар из неоднородных по своему физическому составу металлических листов резервуаров и стенах очистного сооружения.

Попадание воды и грязи в автоцистерны, бочки и бидоны может происходить при наливе нефтепродуктов в момент выпадения атмосферных осадков или в условиях большой запыленности воздуха. Чтобы не допускать накопления большого количества осадков в нижней части резервуаров, из них периодически, не реже одного раза в три месяца, спускают отстой.

Для предохранения от коррозии и уменьшения нагревания, поверхности резервуаров покрывают теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144.



3.1.2 Техническое обслуживание оборудования нефтебазы

Техническое обслуживание оборудования нефтебазы в СХПК «Присухонское» проводится своими работниками ТО-1 и ТО-2 выполняют специализированные бригады. Операции ТО-1 и ТО-2 выполняются 1 раз в год.

Техническое обслуживание № 1 выполняют следующим образом: осматривают запорный кран и его соединение с трубопроводами. Ослабленные затяжки болтов во фланцевом соединении или повреждения уплотнительных прокладок у крана устраняют, затягивая болты и меняя прокладки.

На корпусе резервуаров проверяют состояние швов. Подтекания топлива устраняют используя бензостойкую замазку. Техническое обслуживание дыхательных клапанов заключается в проверке и регулировке клапанов вакуума и давления.

Осматривая узел управления хлопушкой особое внимание уделяют целостности троса и резиновых шайб. Водогрязесливную пробку проверяют при сливе отстоя.

Техническое обслуживание № 2 предусматривает выполнение операций ТО-1 и дополнительно: зачистку резервуара; проверку на герметичность и окраску внешней поверхности.

Техническое обслуживание топливо-раздаточных колонок и приемо-раздаточного стояка предусматривает проверку агрегатов, их крепления, регулировку отдельных узлов и механизмов, а также смазку трущихся деталей и частей, производится восстановление лакокрасочных покрытий . Прежде, чем приступить к выполнению указанных работ, топливораздаточную колонку необходимо очистить от грязи и пыли, проверить исправность и надежность крепления облицовки, раздаточного рукава и крана.

При ТО-2 выполняется объем работы ТО-1. Проверяются и устраняются неисправности топливного насоса и электродвигателя и дополнительно проверяют производительность насосной установки и производится проверка погрешности металлического счетчика.

3.1.3 Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- повысить расчетное давление в газовом пространстве;

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

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

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

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

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

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

Одновременная покраска внешней и внутренней поверхности крыши резервуара уменьшает потери от испарения на 30 - 60 %. Обычно поверхности резервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые в наибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара.

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

3.2 Технологическая карта по обслуживанию заправочных емкостей, применяемых для хранения нефтепродуктов

3.2.1 Защита металлоконструкций от коррозии

- Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

- К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

Таблица 3.1

Химический состав марок стали

ТУ, ГОСТ	Марка стали	Содержание элементов, %
		С	Mn	Si	S	P	Cr	Ni	Сu	V	N
ТУ 14-2-75--72	СТЗсп	0,2	0,4--0,7	0,12--0,25	0,045	0,04	Не более 0,3	0,3	--	--	--
ГОСТ 380--71	ВСТ2кп	0,09--0,15	0,25--0,5	Не более 0,07	0,05	0,04	0,3	0,3	0,3	--	--
ГОСТ 380--71	ВСТЗкп	0,14--0,22	0,3--0,6	Не более 0,07	0,05	0,04	0,3	0,3	0,3	--	--
ГОСТ 380--71	ВСТЗпс	0,14--0,22	0,4--0,65	0,05--0,17	0,05	0,04	0,3	0,3	0,3	--	--
ГОСТ 380--71	ВСТЗсп	0,14--0,22	0,4--0,15	0,12--0,3	0,05	0,04	0,3	0,3	0,3	--	--
ГОСТ 23570-79	18сп	0,14--0,22	0,5--0,8	0,15--0,3	0,45	0,04	Не более 0,3	0,3	--	--	--
ГОСТ 1050--74	20пс	0,17--0,24	0,35--0,65	0,05--0,17	0,04	0,04	Не более 0,3	0,25	--	--	--
ГОСТ 1050--74	20кп	0,17--0,24	0,25--0,5	Не более 0,07	0,04	0,04	Не более 0,3	--	--	--	--
ГОСТ 19282-73	09Г2С	0,12	1,3--1,7	0,5--0,8	0,04	0,035	Не более 0,3	0,3	--	--	--
ГОСТ 19282-73	09Г2	0,12	1,4--1,8	0,17--0,37	0,04	0,035	Не более 0,3	--	--	0,07-- 0, 3	0,12
ГОСТ 19282-73	16Г2АФ	0,14--0,2	1,3--1,7	0,2--0,6	0,04	0,035	0,04	0,3	0,15		--

Таблица 3.2

Механические свойства стали

ТУ, ГОСТ	Марка стали	Толщина листа, мм	Временное сопротивление, МПа	Предел текучести, МПа	Относительное удлинение, %	Ударная вязкость, Дж/см2
						+20	--20	--40
ТУ 14-2-75--72 ГОСТ 380--71 ГОСТ 380--71 ГОСТ 380--71 ГОСТ 380--71 ГОСТ 23570--79 ГОСТ 1050--74 ГОСТ 1050--74 ГОСТ 19282--73 ГОСТ 19282--73 ГОСТ 19282--73	СТЗсп СТ2кп СТЗкп СТЗпс СТЗсп 18сп 20пс 20кп 09Г2С 09Г2 16ГАФ	До 12 До 20 До 20 До 20 До 20 До 20 До 20 До 20 До 20 До 20 До 32	370 320--410 360--460 370--480 370--480 370--540 410 410 470 440 590	225 215 235 245 245 235 245 245 325 305 445	22 33 27 26 26 25 25 25 21 31 20	-- -- -- 69 69 -- -- -- 59 -- --	-- -- -- 29 29 29 -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- -- 34 29 39

Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями.

- При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

3.2.2 Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

- Резервуары согласно ГОСТ 1510--84 должны подвергаться периодическим зачисткам;

не менее одного раза в год -- для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

- Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродуктов;

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

- Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510--84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

- При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий

- Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

- Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

- Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения, подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

- Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

- Результаты анализа оформляются справкой

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах

- Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

для заполнения нефтепродуктом -- заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом.

3.2.3 Оборудование для обслуживания резервуаров

Установка обезвоживания нефтепродуктов УОН

Предназначена для отделения нефтепродуктов от воды и последующего удаления ее из рабочей зоны.

Таблица 3.3

Характеристики установки

Напряжение питания	380
Установленная мощность, кВт	12
Пропускная способность, м3/час	до 24
Давление на выходе, МПа	10 - 15
Температура рабочей жидкости, "С	50 - 90
Диаметр входного патрубка, мм	50
Масса не более, кг	300

Для наружной очистки емкостей возможно применение щеток и др.

Для меньшего загрязнения, заводнения нефтепродуктов и соответственно емкости эффективно применять фильтры из пористых полимерных композиций, в виде примера можно рассмотреть фильтр из серии «АПРИС». По мере поглощения воды из нефтепродуктов внутри пористой структуры фильтрующего материала образуются крупные капли воды, которые под действием гравитации движутся внутри пористой структуры к нижней части фильтрэлемента. Если же под воздействием потока нефтепродукта капля воды оказывается вытолкнутой на наружную поверхность, то она не уносится потоком, а скользит по поверхности фильтрэлемента (как капли дождя по стеклу). По мере накопления капель в нижней части фильтрэлемента они стекают в отстойник.

Рис. 3.1 Принцип действия объемного фильтрэлемента

Кроме воды, фильтрэлементы «АПРИС» эффективно удаляют механические примеси благодаря своей пористой структуре. При этом средний размер пор значительно превышает размер задерживаемых частиц. Эффективная очистка обеспечивается объемностью фильтрматериала и большой извилистостью поровых каналов, то есть действует эффект лабиринта. В процессе фильтрации довольно большая часть механических частиц не задерживается на поверхности, а попадает вглубь фильтрующего материала, где в значительной степени подхватывается стекающими вниз каплями воды. В целом, наличие в очищаемом топливе небольшого количества воды и влажность самого фильтрэлемента благотворно сказываются на качестве удаления механических примесей. При этом происходит частичная регенерация фильтрэлемента от поглощаемых им в процессе работы механических примесей. Полная регенерация от механических примесей производится промывкой его в воде хозяйственным мылом и отжимом фильтрэлемента (без сушки), что позволяет проводить многократную регенерацию фильтрующих элементов.

При соблюдении всех норм и требований по обслуживанию емкостей и внедрении новых технологий, эти емкости будут служить долго.



4. КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Описание разработанного приспособления

Механизация погрузочно-разгрузочных работ - один из важнейших резервов повышения экономической эффективности сельскохозяйственного производства.

Подъемник емкостей (бочек) установлен в маслоскладе и представляет из себя кран мостового типа (кран-балка). Сверху на колонны в маслоскладе устанавливаются рельсы длиной 10 метров, чтобы при подъезде машины к маслоскладу подъемник прямо с машины мог разгружать бочки с маслом. На рельсы устанавливаются колеса, которые между собой связаны ещё одним рельсом, по которому передвигается передвижная тележка. Колеса балки приводятся в движение с помощью электродвигателя через редуктор. Подъем и опускание бочек приводится вручную цепью через редуктор с помощью клещевых захватов, которые имеют С-образную форму и резиновые накладки на самих свободных концах.

При подъезде автомобиля передвигают балку к машине, подводят клещевые захваты и поднимают бочку. Передвигают бочку в склад и устанавливают в нужном месте.

4.2 Расчет подъемника

4.2.1 Исходные данные:

Грузоподъемность, Q = 0,3т

Пролет крана, Lк = 5,5м

Скорость передвижения, V = 0,6 м/с

Высота подъема, H = 3 м

Режим работы средний, управление с пола.



4.2.2 Определение размера ходовых колес

Размеры ходовых колес определяем по формуле:

Dк = 0,02 Rмах (4.1)

Максимальную нагрузку на колесо Rмах вычисляем при одном из крайних положений тали (см. рис. 4.1)

Рисунок 2 «Схема однобалочного крана с талью.»

По ГОСТ 19425-74 принимаем массу тали mт = 45 кг = 0,045т (её вес 450H) и длину

L = 400 мм. Массу кран выбираем приблизительно по прототипу mк = 0,6т (6 кН)

Для определения нагрузки Rмах пользуемся уравнением статики:

?М2 = 0, или - Rмах • Lк + (Gт + Gт) • (Lr -1) + (Gr - lk) • 0,5Lk = 0 (4.2)

Rмах = (3 + 0,45) • (5,5 - 0,7) + (6 - 0,45) • 0,5 • 5,5 / 5,5 = 5,78 кН

При общем числе ходовых колес Zк = 4 нагрузка приходится на то колесо, вблизи которого расположена тележка.

Следовательно:

Dк = 0,02 5780 = 115,6 мм

Согласно ГОСТ 3569-74 выбираем двухребодное колесо диаметром Dк = 200мм.

Диаметр цапфы:

dц = Dк / (4…6) = (35…50)мм. Принимаем dц = 50 мм

Для изготовления колес используем сталь 45, способ термообработки - нормализация (НВ = 200). Колесо имеет цилиндрическую рабочую поверхность и катится по плоскому рельсу. При этом Dк ? 200 мм принимаем плоский рельс прямоугольного сечения, выбирая размеры (ширина рельса) по условию: а<в, при этом Dк ? 200 мм ширина поверхности сечения в=50мм. Принимаем а=40мм.

Рабочую поверхность контакта определяем по формуле:

b = а - 2R (4.3)

где R - радиус закругления колеса, R = 9 мм

b = 40 - 2 • 9 = 22 мм

Коэффициент влияния скорости:

Кv = 1 + 0,2V (4.4)

Кv = 1 + 0,2 • 0,6 = 1,12

Для стальных колес коэффициент пропорциональности ? = 190.

Предварительно выбранные ходовые колеса проверяем по контактным напряжениям.

При линейном контакте:

? кл = ?1 • 2 Кv • Rмах / Dк • 6 (4.5)

? кл = 190 • 2 • 1,12 • 5780 /200 • 22 = 325,9 МПа

Поскольку, допустимые контактные напряжения для стального нормализованного колеса [? кл] = 450 …500 МПа, то условие прочности выполняется.

4.2.3 Определение статистического сопротивления передвижению крана

Сопротивление передвижения определяем по формуле:

Wy =Wтр + Wук (4.6)

где Wтр - сопротивление от сил трения в ходовой части ;

Wук - сопротивление движению от возможного уклона пути.

W тр = G + Gк • (2М + fdu) • Кр / Dк (4.7)

где М - коэффициент трения качения по рельсам , М = 0,3 мм;

f - коэффициент, учитывающий дополнительные потери от трения в ребордах колес, токосъемниках, Кр = 1,5

Wтр= 3+6 • (2 • 0,3 + 0,015 • 50) • 1,5/ 200 = 0,091кН = 91Н

Wук = (G + Gк) • ? (4.8)

где ? - уклон пути, ? = 0,0015

Wук = (3 + 6) • 0,0015 = 0,0135 кН = 13,5Н

Таким образом получаем:

Wу = 91 + 13,5 = 104,5Н

Сила инерции при поступательном движении крана:

Fи = (Q + mk) • V/ tn (4.9)

где Q и mk - масса соответственно груза и крана.

tn - время пуска, tn = 50с.

Fи = (300 + 600) • 0,6 / 5 = 108 Н

Усилие необходимое для передвижения крана в период пуска (разгона).

Wп = Wу + (1,1…1,3) • Fи (4.10)

Wп = 104,5 + 1,3 • 108 = 244,9Н

4.2.4Выбор электродвигателя

Подбираем электродвигатель по требуемой мощности:

Рп.ср. = Рп /?п.ср. = Wп • V / ? • ? п.ср. (4.11)

где Рп - расчетная пусковая мощность, Рп = Wп • V;

? - к.п.д. механизма передвижения, ? = 0,85;

? п.ср. - краткость среднего пускового момента по отношению к номинальному, ? п.ср.=1,65.

Рп.ср. = 244,9 • 0,6 / 0,85 • 1,65 = 104,778Вт



Выбираем асинхронный электродвигатель переменного тока с повышенным скольжением 4А63А6УЗ с параметрами: номинальная мощность Рдв. = 0,18 кВт, номинальная частота вращения, пдв. = 885 мин ??;

маховый момент ротора (md?)р = 69,410 м кг/м?.

Диаметр вала d = 14мм.

Номинальный момент на валу двигателя

Тн = 30 • Рдв. / ? • nдв. (4.12)

Тн = 30 • 180 / 3,14 • 885 = 1,94Н•м

Статистический момент:

Тс = 30Wу • V / п • nдв. (4.13)

Тс = 30 • 104,778 • 0,6 / 3,14 • 885 = 0,676 Н•м

4.2.5 Подбор муфты

Подбираем муфту с тормозным шкивом для установки тормоза. Берем упругую втулочно-пальцевую муфту с наибольшим диаметром расточки под вал 18 мм и наибольшим передаваемым моментом [Тм] = 32Н•м;

маховый момент (md?)т = 0,032мм?.

Проверяем условие подбора:

[Тм] ? Тм

где для муфты Тм = 2,1Тн

Тм = 2,1 • 1,94 = 4,074Н•м

[Тм] = 32 < Тм = 4,074

4.2.6 Подбор редуктора

Подбираем редуктор по передаточному числу и максимальному вращающему моменту на тихоходном валу.

Передаточное число механизма:

И = nдв. / nк (4.14)

где nк = 60 • V / ? • Dк (4.15)

nк = 60 • 0,6 / 3,14 • 0,2 = 57,3 мин ??

U = 885 / 57,3 = 15,44. Принимаем U = 16

Максимальный момент на валу редуктора.

Тр.мах = Тдв.мах • U • ? (4.16)

где Тдв.мах - максимальный момент на валу двигателя.

Тдв.мах = Тн • ?nмах (4.17)

где ?nмах = Тмах / Тн = 2,2

Тдв.мах = 1,94 • 2,2 = 4,268Н•м

Тр.мах = 4,268 • 16 • 0,8 = 54,63Н•м

Выбираем червячный редуктор типа Ч-50.

При частоте вращения n = 1000мин?? и среднем режиме работы ближайшее значение вращающего момента на тихоходном валу Ттих = 65Н•м, что больше расчетного Тр.мах.

4.2.7 Подбор тормоза

Выбираем тормоз по условию [Тт] ? Тт. Устанавливаем его на валу электродвигателя.

Тт = (W?ук - W?тр.min) • Dк • ? / 2•И + nдв. • (md?)о.т. (4.18)

где W?ук - сопротивление движения от уклона;

W?тр.min - сопротивление от сил трения в ходовых частях крана;

(md?)о.т. - общий маховый момент.

W?ук = 6 • ? (4.19)

W?ук = 6 • 0,0015 = 0,009кН = 9Н

W?тр.min = 6 • (2•µ + f•du) / Dк (4.20)

W?тр.min = 6 • (2 • 0,3 + 0,015 • 50) / 200 = 0,045кН = 45Н

(md?)о.т. = 1,2 • [(md?)р + (md?)т ]+ 365 mk • V? • ? / ?дв.? (4.21)

(md?)о.т. = 1,2 • [10,00694 + 0,032] + 365 • 600 • 0,6? • 0,85 / 885? = 0,132 кг/м?

Время торможения tт

tт = V / ат.min (4.22)

где ат.min - максимально допустимое ускорение.

ат.min = Zпр / Zк • ?су / Ксу - f • dy / Dк + (2µ + fdu) • 1 • q / Dк (4.23)

где Zпр - число приводных колес, Zпр = 1;

Zк - общее количество колес, Zк = 4;

Ксу - запас сцепления, Ксу = 1,2;

?су - коэффициент сцепления ходовых колес с рельсами, ?су = 0,15;

q - ускорение свободного падения, q = 9,81м/с?

ат.min = 1 / 4 • 0,15 / 1,2 - 0,015 • 50 / 200 + (2 • 0,3 + 0,015 • 50) • 1 • 9,81 /200 = 0,66м/с?

tт = 0,6 / 0,66 = 0,91с

Тт = (9 - 40,5) • 0,2 • 0,85 / (2 • 16) + 885 • 0,132 / (38 • 0,91) = 3,21Н/м

Выбираем тормоз ТКТ-100 с номинальным тормозным моментом [Тт] = 10 Н/м.



4.2.8 Расчет механизма передвижения тележки с ручным приводом

4.2.8.1Определение веса груза, тали и тележки

Gг = Q • q (4.24)

Gг = 300 • 10 = 3000Н

Gт = mт • q (4.25)

Gт = 45 • 10 = 450Н

Gтел = 0,5 • 450 = 225Н

4.2.8.2 Определение размера ходового колеса

Средний диаметр обода определяется по формуле:

Dк ? 1,7 Rмах

где Rмах - нагрузка на колесо

Rмах = (G+Gт+Gтел)/Zк (4.26)

Rмах = (300+450+225)/4 = 243,75Н

Dк = 1,7 • 243,75 = 36,54

Принимаем Dк - 100 мм

Определяем диаметр цапфы:

Dц = Dк/(4…6) (4.27)

Dц = 100/(4…6) = 16,6…25мм

Принимаем Dц = 20мм

Выполняем проверочный расчет ходовых колес по контактным напряжениям:

?к.л. = ?т • 2Кv • Rмах / bDк (4.28)



где ?т - коэффициент пропорциональности для стальных колес, ?т = 126;

Кv - коэффициент влияния скорости при ручном приводе, Кv = 1;

b - ширина поверхностей контакта, b<0,5b - 0,5S - R - r (4.29)

где b - ширина принятого двутавра. При Dк = 100мм принимаем двутавр №18, b = 90мм;

S - толщина стенки двутавра, S=5,1мм;

R - радиус закругления полки, R=9мм;

r - радиус закругления полки, r=3,5мм

b < 0,5 • 90 - 0,5 • 5,1 - 9 - 3,5 = 29,95. Принимаем b=25мм.

?кл = 126 • 2 • 1 • 243,75 / (25 • 100) = 55,64МПа

Допустимое напряжение [?кл] = 350МПа > ?кл = 55,64МПа.

4.2.8.3 Определение сопротивления передвижению в ходовых частях тележки

Wтр = (Gг + Gт + Gтел) • (2µ + fdu) • Кр / Dк (4.30)

Wтр = (300+450+225) • (2 • 0,3 + 0,015 • 20) • 1,5 /100 = 13,16Н

Момент от сил трения:

Тс = Wтр • Dк /2 (4.31)

Тс = 13,16 • 0,1 / 2 = 0,658Н/м

Момент на приводном валу создаваемый рабочим.

Тр = Fр • Dт.к. /2 (4.32)

где Fр - усилия рабочего, Fр = 80Н

Dт.к. - диаметр тягового колеса, Dт.к. = 0,2м

Тр = 80 • 0,2 / 2 = 8Н/м

4.2.8.4 Определение передаточного отношения механизма передвижения.

И ? Тс / (Тр • ?) (4.33)

где ? - КПД передачи, ? = 0,85.

И = 0,658 / (8 • 0,85) = 0, 0967. Принимаем И = 1.

4.2.8.5 Определение основных геометрических параметров открытой прямозубой цилиндрической передачи

Делительный диаметр резца зубчатого колеса,dк, расположенного на ободе ходового колеса, должен быть больше Dк.

Принимаем d1 = 130 мм, число зубьев шестерен Z1 = 20.

Число зубьев колеса:

Z2 =Z1 • И (4.34)

Z2 = 20 • 1 = 20

Модуль зацепления:

m = d1 /Zк (4.35)

m = 130 / 20 = 6,5 мм.

Делительный диаметр шестерни:

d2 = Z1 • m (4.36)

d2 = 20 • 6,5 = 130 мм

межосевое расстояние:

аw = (d1+d2)/2 (4.37)

аw = (130+130)/2 = 130мм.

Расстояние между осями ходовых колес с зубчатыми венцами:

l = d1+(30…40) = 130+30 = 160 мм.

4.2.9Расчет привода механизма подъема

Тгр = Gгр • dзв / (2Кn • ?бл) (4.38)

где Gгр - масса груза, Gгр = 3000Н ;

dзв - делительный диаметр звездочки;

Кп - краткость полиспаста, Кп = 2;

?бл - КПД блока, ?бл = 0,98.

dзв = Рt/Sin(180/z) (4.39)

где Рt - шаг цепи, для цепи с калибром 70, Рt = 18,5мм;

z - число зубьев на звездчатке, z = 8.

dзв = 70/ Sin(180/8) = 182,97мм

Тгр = 3000 • 0,183 / (2 • 2 • 0,98) = 140Н/м

4.2.9.1 Определение тягового момента

Тр = Fр • Dтк / 2 (4.40)

где Fр - усилие рабочего, прикладываемого к тяговой цепи, Fр=120Н;

Dтк - диаметр тягового колеса. Принимаем Dтк = 400мм.

Тр = 120 • 0,4 / 2 =24Н/м



4.2.9.2 Выбор редуктора

Выбор редуктора делаем по значению передаточного отношения к максимальному крутящему моменту на тихоходном валу редуктора.

Определяем передаточное отношение:

И = Тгр / (Тр • ?р) (4.41)

И = 140 / (24 • 0,8) = 7,29

Выбираем червячный редуктор с типоразмером Ч-80, с передаточным числом И=8 и максимальным вращающим моментом на тихоходном валу 280Н/м.

4.2.10 Расчет клещевого захвата

Рисунок 3 «Схема клещевого захвата»

Задаемся одним из рычагов: b=300мм и углом ?=45?. Определяем другое плечо рычага:

С? = b/f - а/2 • cos ? (4.42)

где f - коэффициент трения. Сталь по резине f = 0,6;

а- диаметр бочки, а = 550мм.

С? = 300/0,6 - 550/2 • cos45? = 159,1мм

с учетом запаса сцепления ? = 1,3…1,5

С = С? • ? (4.43)

С = 159,1 • 1,3 = 206,83мм

4.2.11 Рсчет на прочность бочки

На бочку действуют силы сжатия. Определяем напряжение сжатия в бочке:

?сж = N • D / ((?D - 300) • h • ? • ?) ? [?а] (4.44)

где N - сила, действующая на бочки.

где G - вес бочки с маслом, Н

где V - объем бочки, V = 200л = 0,2м?;

? - плотность масла, ? = 920кг/м?;

Gб - масса бочки, Gб = 150Н;

D - диаметр бочки, D = 550 мм;

? - коэффициент, учитывающий неполноту охвата бочки, ? = 0,98;

?D - 300 - длина, охватываемая клещами;

h - высота, охватываемая клещами. Принимаем h=50мм.

? - толщина бочки, ? = 1мм.

N = G/2f (4.45)

G = 10V • ? + Gб

G = 10,2 • 920 + 150 = 1990Н

N = 1990 / (2 • 0,6) = 1658,3Н

[?сж] - допустимое напряжение сжатия, [?сж] = 100МПа

? сж = 1658,3 • 550 / ((3,14 • 550 - 300) • 50 • 1• 0,98) = 23,03МПа<[?сж] =100МПа

При захвате клещами бочка выдерживает усилие сжатия, при ширине захвата 500 и длине захвата равное 1427,8мм.



5. ОХРАНА ТРУДА И ПРИРОДЫ ПРИ РАБОТЕ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ

5.1 Охрана труда

При поступлении на работу работники проходят обязательный медосмотр и в последующем 2 раза в год.

К работе на нефтескладе допускаются лица не моложе18 лет, прошедшие профессиональную подготовку, вводный и первичный инструктаж. На время работы рабочие обеспечиваются средствами индивидуальной защиты: хлопчатобумажными комбинезонами, усиленными накладками из прорезиненного капрона; сапогами резиновыми бензостойкими; зимними полусапогами; прорезиненными перчатками; противогазом и аптечкой.

Все огневые работы на территории нефтесклада выполняются по наряду-допуску, согласованному с представителями пожарной охраны.

Скорость движения автотранспорта на территории нефтесклада не более 5км/ч.

Автомобили заправляются при неработающем двигателе, а другие самоходные машины при работающем на малых оборотах двигателе.

Ответственность за организацию и выполнение мероприятий по охране труда , техники безопасности и производственной санитарии, а также пожарной безопасности на складе нефтепродуктов, постах заправки и заправочных агрегатов возлагается на заведующего нефтескладом.

В соответствии с СаНПиН 2.2.4.548 -96 работы на нефтескладе относятся к категории1б с интенсивностью энергозатрат 121-150 ккал/ч (140-174 Вт), производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся с некоторым физическим напряжением. По электробезопасности хозяйство относится к категории Б, разряд зрительных работ - v.

5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы, действующие на работников

- Нефтебазы, склады ГСМ, АЗС и ПАЗС - сложные

многофункциональные системы с объектами различного производственного назначения, обеспечивающие хранение, прием и отпуск нефтепродуктов, многие из которых токсичны, имеют низкую температуру испарения, способны электризоваться, пожаровзрывоопасны.

В связи с этим работники нефтебаз, складов ГСМ, АЗС и ПАЗС могут быть подвержены воздействию различных физических и химических опасных и вредных производственных факторов.

- Основные физические опасные и вредные производственные факторы:

движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования;

повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, нефтепродуктов;

повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

повышенный уровень шума на рабочем месте;

повышенный уровень вибрации;

повышенная или пониженная влажность воздуха;

повышенная (пониженная) подвижность воздуха;

повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

электромагнитные поля; излучения в области низких и сверхнизких частот;

повышенный уровень статического электричества;

недостаточная освещенность рабочей зоны;

расположение рабочего места на значительной высоте (глубине) относительно поверхности земли.

- Основным опасным и вредным химическим фактором является токсичность многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов.

5.1.2 Требования безопасности, предъявляемые к организации производственных процессов

- Безопасность производственных процессов на нефтебазах, складах ГСМ, АЗС и ПАЗС достигается профилактическими мерами по предупреждению опасной аварийной ситуации и должна быть обеспечена: применением технологических процессов приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов в соответствии с действующими правилами и инструкциями; применением производственного оборудования, удовлетворяющего требованиям нормативной документации и не являющегося источником травматизма и профессиональных заболеваний; обустройством территории нефтебаз, складов ГСМ, АЗС; применением надежно действующих и регулярно поверяемых контрольно-измерительных приборов, устройств противоаварийной защиты, средств получения, переработки и передачи информации; применением быстродействующей герметичной запорной ирегулирующей арматуры и средств локализации опасных и вредных производственных факторов; рациональным размещением производственного оборудования и организацией рабочих мест; профессиональным отбором, обучением работников, проверкой их знаний и навыков безопасности труда; применением средств индивидуальной и коллективной защиты работников; осуществлением технических и организационных мер по предотвращению взрыва и противопожарной защите.

- Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-допуску на работы повышенной опасности.

Перечень таких работ, а также перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать наряд-допуск и руководить этими работами, утверждаются работодателем или лицом, им уполномоченным. - Для взрывоопасных технологических процессов приема, хранения и отпуска нефтепродуктов должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

5.1.3 Требования к территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС

- Территория нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должна быть спланирована, иметь автомобильные дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования.

- Дороги на территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должны иметь асфальтовое, гравийное или бетонное покрытие.

- Для обеспечения безопасного проезда все дороги и проезды следует содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега, в темное время суток освещать.

- Для пешеходного движения должны быть устроены

асфальтированные тротуары шириной не менее 0,75 м.

- В целях безопасности пешеходов при переходе рельсовых путей в местах их пересечения с дорогами необходимо устраивать сплошные настилы вровень с головками рельсов, а также защитные барьеры, устанавливать сигнализацию для предупреждения об опасности.

- Наземные трубопроводы в местах пересечения

автомобильных дорог и переходов должны быть подвешены на опорах высотой не менее 4,25 м над автомобильными дорогами и переездами и не менее 2,2 м - над переходами.

- Территория нефтебазы, склада ГСМ должна быть ограждена оградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м. Ограда должна отстоять от зданий и сооружений (кроме административных) не менее чем на 5 м.

- Размещение зданий, сооружений и оборудования на территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должно соответствовать требованиям действующих строительных норм и правил.

- Территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС необходимо содержать в чистоте и порядке. Не допускается засорение территорий и скопление на них мусора. В летнее время трава в резервуарном парке должна быть скошена и вывезена с территорий в сыром виде.

- На территориях нефтебазы, склада ГСМ, АЗС, ПАЗС запрещается применение открытого огня.

- Курение на территориях нефтебазы, склада ГСМ, АЗС, ПАЗС запрещается и может быть разрешено только в специально отведенных и оборудованных местах, обозначенных надписью "Место для курения".

- Во всех местах, представляющих опасность, должны быть установлены предупреждающие знаки безопасности в соответствии с действующими государственными стандартами.

5.2 Охрана природы

На нефтескладах продуктами загрязнения атмосферного воздуха являются пары нефтепродуктов, а рек и водоемов - нефтесодержащие стоки ливневых и производственных вод. Источниками загрязнения могут быть утечки через неплотности соединений трубопроводов и сальниковые уплотнения, переливы в резервуарах, разрывы технологических трубопроводов, переливы и утечки во время сливо-наливных операций, выбросы в атмосферу паров нефтепродуктов при заполнении резервуаров, автоцистерн и других емкостей для нефтепродуктов.

Для защиты окружающей среды в проектах нефтескладов следует предусматривать герметизацию технологических трубопроводов при сливоналивных операциях и минимально необходимое число фланцевых соединений, применять насосы со специальными торцевыми уплотнениями и т.д.

Кроме того, необходимо предусматривать сбор, отведение и очистку стоков, загрязненных нефтепродуктами, из резервуарных парков, с площадок сливоналивных устройств, с площадок заправки тракторов и автомобилей.

Если в резервуарном парке хранится этилированный бензин, то в проектах нефтебаз эти емкости выделяют в отдельную группу с самостоятельным обвалованием.

5.3 Противопожарные мероприятия

Основные мероприятия по защите зданий и сооружений нефтесклада от пожара - назначение при проектировании нормативных противопожарных расстояний до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий населенных пунктов, а также между зданиями и сооружениями нефтесклада. Кроме того, обвалования резервуарных парков должны вмещать полный объем отдельно стоящего резервуара. Все здания и сооружения должны быть не ниже II степени огнестойкости.

На нефтескладах III категории с резервуарами вместимостью менее 5000 м³ каждый, допускается тушение пожаров мотопомпами или автонасосами из противопожарных или естественных водоемов. На нефтескладе предусматривается противопожарный водоем. Если на расстоянии менее 250 м от нефтесклада есть естественный водоем, противопожарного водоема не требуется, но нефтесклад должен быть обеспечен дополнительно к средствам первичного пожаротушения двумя углекислотными огнетушителями.

При проектировании мероприятий по технике безопасности и санитарии следует учитывать, что резервуарные парки с нефтепродуктами должны быть расположены с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям с постоянным пребыванием работающих и также по отношению к зданиям и сооружениям, где применяют открытый огонь (котельные, сварочные участки и т. п.).

Резервуарные парки размещают ниже по рельефу местности или вертикальной планировки по отношению к зданиям и сооружениям соседних предприятий.

В генеральном плане должен быть предусмотрен необходимый комплекс очистных сооружений для хозфекальных и ливневых стоков, содержащих нефтепродукты, в том числе этилированные.

При типовом проектировании должно быть предусмотрено благоустройство и озеленение территории нефтесклада.

В специальных разделах проекта ". Мероприятия по предотвращению взрывопожарной. и пожарной опасности" и "Охрана окружающей среды" должны быть изложены мероприятия по снижению пожарной и взрывной опасности технологических процессов, по уменьшению вредных выбросов в атмосферу и загрязненных стоков в водоемы, по ограничению возможного пожара и снижению разрушительных последствий возможного взрыва и пожара.