Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему: «Реконструкция нефтебазы ТОО «Алемтрансойл» в п. Чингирлау»

Выполнил

Мубаряков Н.К.

Уральск - 2011 г.

Введение

Жидкие и газообразные углеводороды являются в современном мире основным источником энергии в энергетических комплексах большинства стран планеты. Добыча и потребление углеводородов, пришедших в начале века на смену дереву и углю, растет с каждым годом. В наше время контроль за топливно-энергетическими ресурсами и средствами их транспортировки играет не последнюю роль в определении геополитической ситуации той или иной страны. Нефть и газ являются одной из основ современной Казахстанской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. Постоянно растущий со стороны многочисленных государств, крупнейших нефтяных компаний интерес к освоению углеводородных ресурсов Казахстана базируется на возможности извлечения коммерческих преимуществ в сравнении с вариантами инвестирования капиталов в другие нефтедобывающие регионы мира, в иные сферы деятельности. Региональное проявление его характеризуется созданием многочисленных совместных предприятий, приобретением значительной части пакета акций ряда крупнейших предприятий, имеющих статус акционерных обществ, участием нефтяных компаний в реализации проектов освоения нефтяных ресурсов. Оценочный потенциал запасов углеводородного сырья в Республике Казахстан исключительно высок.

Именно он послужил основной причиной ажиотажа, который возник в 80--90-е годы вокруг нефтяной отрасли и продолжает усиливаться в текущем периоде. Особенно большое внимание приковано к Прикаспийскому региону, где обнаружены нефтегазоносные структуры как на материковой части, так и в шельфовой зоне, это не первый всплеск «нефтяного бума» в Прикаспии. Уже были открыты крупнейшие месторождения, уже в значительной мере были извлечены запасы на ряде структур. Можно вспомнить «эпопею» с освоением углеводородных ресурсов месторождений Мангистау в 60-е годы. Тогда уже строилось много прогнозов относительно перспектив, связанных с «большой нефтью». Нефть является одним из важнейших видов сырья для многих отраслей народного хозяйства. Из нефти получают нефтепродукты, она служит исходным материалом для получения многочисленных химических продуктов, синтетических материалов и т.п. Вся переработка нефти происходит на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), куда поступает добываемая нефть и откуда продукты переработки нефти поставляются в народное хозяйство. Поэтому НПЗ и НХК строят повсеместно в районах развитого промышленного производства, где имеются мощные источники энергии, тепла и воды. Нефтяные месторождения расположены чаще всего в стороне от районов с крупной промышленностью. Для транспортировки нефти от мест добычи до пунктов переработки строятся магистральные нефтепроводы. В состав магистральных трубопроводов входят: перекачивающиеся станции, линейные сооружения, представляющие собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.

Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел.

Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной и качественной поставки нефти, нефтепродуктов и газа. Процесс доставки и распределения осуществляется системой транспорта и хранения, включающей трубопроводный, водный, железнодорожный и автомобильный транспорт, а также широкой сетью нефтебаз, газохранилищ размещенных по всей территории страны. Склады нефти и нефтепродуктов позволяют компенсировать неравномерность добычи, производства и потребления нефтепродуктов, повышают надежность и ритмичность их доставки потребителям различными видами транспорта, служат для создания гарантийных запасов и специальных резервов для удовлетворения потребностей производства во всех видах топлива.

Система нефтеснабжения - одна из мощных и важных отраслей народного хозяйства. В настоящее время невозможно прогрессивное развитие почти ни одной отрасли промышленности транспорта, сельского хозяйства без применения нефтепродуктов или продуктов нефтехимии, много из которых используются также для бытовых нужд населения.

Современные нефтебазы представляют собой сложный инженерно-технический комплекс, включающий здания, сооружения, трубопроводы, резервуары, насосные станции и специальные оборудования, предназначенные для приема, хранения и реализации нефтепродуктов.

Предметом исследования нашего дипломного проекта являются основные аспекты реконструкции устаревшего оборудования нефтебазы ТОО «Уральская нефтехимическая компания». На нефтебазе в эксплуатации находятся наземные металлические резервуары для хранения нефтепродуктов различных конструкций, построенные по старым стандартам и типовым проектам, но большинство эксплуатирующихся резервуаров не отвечают возросшим требованиям сокращения потерь нефтепродуктов. В настоящее время наибольшее распространение в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь до 70-95% и относительно дешевы и просты, следовательно, экономически выгодны.

1. Обоснование темы проекта

1.1 Общая характеристика нефтебазы

Нефтебаза ТОО «Алемтрансойл» относится к категории опасных промышленных объектов, т.к. имеет в своем составе объекты повышенной опасности, предназначенное для хранения горючих веществ: «нефтебаза».

Нефтебаза расположена в юго-восточной части города между комбинатом «Сигнал» и ЖТЭ. Предназначена для приема нефтепродуктов по железной дороге в железнодорожных цистернах, хранения нефтепродуктов и отпуска потребителям.

Поступление нефтепродуктов осуществляется по железной дороге в железнодорожных цистернах. Прием нефтепродуктов по водному объекту р. Урал не осуществляется. Отпуск нефтепродуктов потребителю осуществляется в автоцистернах.

Здания и сооружения размещены по зонам с соблюдением технологической взаимозависимости и по поточности операций по приему и отпуску нефтепродуктов, а также в соответствии с технологическими условиями и с учетом местных условий.

На территорию нефтебазы имеется два въезда с восточной стороны. Хранение нефтепродуктов осуществляется в 10-ти наземных металлических резервуарах различной емкости для приема, хранения и отгрузки бензина и дизельного топлива.

Емкость резервуарного парка составляет 6670 м³. Грузооборот нефтебазы составляет 17, 47 тыс. т в год в том числе:

o бензина А-76, А-80, АИ-92, АИ-95 - 6,82 тыс.тонн в год;

o дизельного топлива (сорт в зависимости от сезона) - 10,4 тыс.тонн в год;

o масла (М10Г2, М10Г2К) - 0,25 тыс.тонн в год.

Прием нефтепродуктов на нефтебазу осуществляется в железнодорожных цистернах по существующему железнодорожному тупику. Зона железнодорожных грузовых операций включает сооружения для выгрузки вагонов. К этой зоне относятся: железнодорожные подъездные пути, эстакада, технологические трубопроводы, насосная станция для перекачки нефтепродуктов. Нефтепродукты поступают в вагоноцистернах от железнодорожной станции г. Уральск расположенной в 7 км от трассы.

Подъездной путь составляет 395 м. Фронт одновременной подачи составляет 6 вагонов.

Уральская перевалочная распределительная нефтебаза ТОО «Дорадо» предназначена для выполнения следующих операций:

прием нефтепродуктов по железной дороге наливом в резервуары и в тары;

хранение нефтепродуктов;

отпуск нефтепродуктов местным потребителям наливом в автоцистерны и в тару;

налив одиночно в автоцистерны;

в АЗС.

Площадь нефтебазы 1,9 га.

В состав сооружений нефтебазы входят:

- резервуарный парк;

- железнодорожные устройства для слива нефтепродуктов с эстакады;

- продуктовая насосная;

- устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны;

- операторная;

- очистные сооружения;

- резервуары для хранения противопожарного запаса воды;

- гараж.

Резервуарный парк состоит из:

Бензин А-76 -1000 м³

Бензин АИ-92 -1000 м³

Бензин А-80 -2р -100 м³

Бензин АИ-95 - 250 м³

Диз. топливо - 4р - 1000 м³

Масла (М10Г2, М10Г2К) - 250 м³

К вспомогательным операциям могут быть отнесены очистка и обезвоживание нефтепродуктов (гравитационное отстаивание), смешение топлив, регенерация, ремонт технологического оборудования, эксплуатация зданий и сооружений, транспорта и энергетических устройств.

1.2 Водоснабжение и канализация

Источником водоснабжения нефтебазы является горводопровод, общей протяженностью -250 м. Вода подается по водопроводным трубам диаметром 125, 100 и 75 м. Глубина заложения водопроводной сети 1,5 -1,7 м.

Противопожарный запас воды хранения в трех пожарных водоемах общим объемом 900 м³.

На нефтебазе предусмотрены производственная и бытовая канализация. Канализированы административно-производственные помещения, резервуарный парк, станция налива в автоцистерны.

Для обеспечения технологических нужд и отопления производственных и бытовых зданий имеется газифицированная котельная с двумя котлами Е-1/9 и котла ДКВР 4/13.

Территория нефтебазы ограждена по периметру железобетонными забором с колючей проволокой высотой 2-3 м. Количество ворот -2 шт., в том числе железнодорожных -1, для заезда автотранспорта -1. Для людей на нефтебазу предусмотрена проходная. Вход на нефтебазу посторонним лицам воспрещается. Объект охраняется управлением специализированной службы охраны Западно-Казахстанской области МВД РК.

Нефтебаза ТОО «Алемтрансойл» расположена в юго-восточной части п. Чингирлау. Предназначена для приема по железной дороге в железнодорожных цистернах и автобензовозами, хранения и отпуска потребителям нефтепродуктов. На территорию нефтебазы имеется два въезда с восточной стороны. Хранение нефтепродуктов осуществляется в 10-ти наземных металлических резервуарах различной емкости для хранения и отгрузки бензина и дизельного топлива.

В виду соседства с нефтебазой других промышленных объектов, а именно ОАО «Жайыктеплоэнерго» и комбината «Сигнал» площадь санитарно-защитной зоны ограничивается площадью предприятия, в связи с этим объединение сил и средств по быстрому реагированию предприятий, способствует уменьшению риска развития аварий.

Территория предприятия застроена резервуарным парком светлых нефтепродуктов, производственными, вспомогательными и складскими помещениями, железнодорожным тупиком, сетью проездов и площадок с асфальтобетонным покрытием. Имеется также административное здание, пожарное депо, гараж и авто весовая. Вдоль железнодорожного подъездного пути расположена сливо-наливная ж/д эстакада светлых нефтепродуктов и масел. На выезде расположены эстакады налива светлых нефтепродуктов и масел в автоцистерны. Рельеф участка ровный. Высотные отметки изменяются в пределах 35-36 м над уровнем моря. Вертикальная планировка территории предприятия решена с максимальным приближением к существующему рельефу. Минимальные уклоны по асфальтобетонному покрытию площадок обеспечивают сбор ливневых стоков в специальные емкости.

Отвод земельного участка под нефтебазу в размере 1,9 га.

Район строительства относятся к II В климатическим району, которой характеризуется умеренно -континентальным климатам.

Характеристика природно-климатических условий приведена на основе данных материалов изысканий и данных метеорологической станции Уральск. Климат резко-континентальный, характеризующийся жарким летом и холодной зимой. Климат характеризуется резкой континентальностью, обилием солнечного света, частыми суховеями, интенсивным испарением, малоснежьем, повышенными скоростями ветра и весьма ограниченными запасами продуктивной влаги в почве. Зима холодная, но возможны оттепели, лето жаркое и довольно продолжительное. Зима длится от четырех до пяти месяцев, лето продолжается также четыре-пять месяцев, а весна и осень короткие. Зимой часто бывают бураны, а летом - сильные пыльные бури и суховеи. Самый холодный месяц - январь со средней месячной температурой минус 14 С. Наиболее жаркий месяц - июль со средней месячной температурой 24 С. Абсолютный минимум температуры воздуха минус 39 С; абсолютный максимум + 40 С. Среднегодовое количество осадков 265 мм. Установление снежного покрова наблюдается в конце ноября и достигает наибольшей мощности (15 - 25 см) только в конце первой половины марта. Вес снегового покрова 70 кгс\м. Снежный покров появляется 5 декабря, разрушается 3 апреля.

Грунты -суглинок, супесь.

Глубина промерзания грунта (в м от поверхности земли) -1-1,5 м.

Глубина залегания грунтовых вод (в м от поверхности земли) -2-3 м.

Высота снежного покрова -0,15-0,15 м.

Температура наружного воздуха:

среднегодовая -4 ⁰С.

средняя максимальная наиболее жаркого месяца -23 ⁰С.

средняя температура наиболее холодного периода -14 ⁰С.

абсолютно максимальная - +42,5 ⁰С.

абсолютно минимальная - +38 ⁰С

Решение о реконструкции нефтебазы ТОО «Алемтрансойл» было принято исходя из следующих соображений:

· Истечение срока эксплуатации резервуарного парка нефтебазы

· Увеличение числа автотранспорта на территории города и области

· Развитие торговых отношений (перевозка товаров)

· Дефицит емкостей для хранения светлых и темных нефтепродуктов

· Замена устаревшей системы верхнего слива и налива светлых

нефтепродуктов в железнодорожные вагоны-цистерны.

Вопросам механизации и автоматизации технологических и коммерческих операций на нефтебазе должно уделяться большое внимание, так как их решение непосредственно связано с повышением эффективности и качества работы нефтебазы. Однако в целом уровень механизации и автоматизации нефтебазы не совсем соответствует современным требованиям.

Часто на нефтебазе слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные вагоноцистерны осуществляется через верхний сливной прибор, при этом используются сливно-наливные стояки. Однако у железнодорожных стояков, которыми в настоящее время оборудованы железнодорожные эстакады, быстро изнашивается набивка поворотного сальника, вследствие чего происходит подсос воздуха и срыв работы стояка: не предусмотрен сбор нефтепродуктов, стекающих из шланга после окончания слива, требуются значительные усилия для подъема и опускания трубы со шлангом.

Наиболее прогресивным является закрытый принудительный слив через нижние сливные приборы, обеспечивающий минимальные потери нефтепродуктов от испарения, более полный и быстрый их слив из цистерн, предотвращающий загрязнение окружающей среды. Одним из существенных недостатков нижнего слива является то, что для открытия и закрытия клапана нижнего сливного прибора цистерны оператор должен подняться на ее верх и открыть люк. Это повышает трудоемкость выполнения операции и создает повышенную опасность для обслуживающего персонала. Кроме того, зона действия установок нижнего слива в настоящее время не превышает 2 м, что затрудняет одновременный слив четырех- и восьмиосных цистерн.

Проблема автоматизации и учета нефтепродуктов при сливеи и наливе в железнодорожные вагоноцистерны - одна из важных аспектов реконструкции зоны железнодорожных сливно-наливных операций нефтебазы. Устаревшее оборудование железнодорожной эстакады не позволяет на должном уровне организовать слив-налив светлых нефтепродуктов. Замена новым более усовершенствованным оборудованием типа УВСН-100, предназначенной для верхнего слива и налива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн. На нефтебазе в эксплуатации находятся наземные металлические резервуары для хранения нефтепродуктов различных конструкций, построенные по старым стандартам и типовым проектам.

Не все эксплуатирующиеся резервуары отвечают возросшим требованиям сокращения потерь.

Активная борьба с потерями нефти и нефтепродуктов способствует значительному уменьшению загрязненности атмосферы и требует расширения объемов внедрения резервуаров, максимально снижающих потери.

При реконструкции действующих резервуарных парков должна учитываться возможность одновременной модернизации резервуаров путем оснащения их различными средствами, способствующими сокращению потерь. Целесообразность проведения модернизации резервуаров должна определяться прежде всего после его технического обследования.

В нашей стране доля резервуаров с понтонами составляет менее 20 %, однако эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений.

Преимущества использования резервуаров с понтоном:

1) уменьшение газового пространства в резервуаре, а следовательно уменьшение потерь от испарения нефтепродукта (70 - 95%);

2) понтон может быть изготовлен из металла или бензостойких неметаллических материалов, например, из металлических секций по контуру, и неметаллической мембраны в средней части;

3) экономичное направление капитальных вложений.

Использование понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются:

1) потери углеводородов со смоченных стенок резервуара;

2) возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха;

2. Технологическая часть

2.1 Слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Рельеф площадки нефтебазы и подземная установка резервуаров позволяет осуществлять самотечный слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн. Разность геодезических отметок днища цистерны и верхней кромки образующей резервуара порядка 1,8 м.

В настоящее время основным типом вагонов для перевозки жидких нефтепродуктов являются: четырехосная цистерна для вязких нефтепродуктов с пароподогревательной рубашкой и четырехосная цистерна клепаной или сварной конструкции для маловязких нефтепродуктов. Полный геометрический объем этих цистерн соответственно 61,2 и 72,7 м^3, полезный - 71,2 и 60,0 м³. Грузоподъемность цистерны 60 т.

Преобладающее большинство вагонов-цистерн, обращающихся в настоящее время на железных дорогах, оборудовано универсальными сливными приборами. Универсальный сливной прибор по сравнению со старыми конструкциями имеет следующие преимущества:

- резиновые уплотнения создают более герметичные затворы, что позволяет перевозить в цистернах с нижним сливным прибором светлые нефтепродукты;

- увеличение диаметра сливного патрубка с 160 до 200 мм позволяет сократить время слива;

- благодаря тому, что седло клапана находится на 20 мм ниже уровня образующей котла, обеспечивается полнота слива остатков.

Во избежание возникновения в оболочке котла больших напряжений от избыточного давления или вакуума на цистерне установлен предохранительный клапан, который состоит из впускного клапана, рассчитанного на вакуумное давление 0,02 МПа, и впускного клапана, рассчитанного на избыточное давление 0,15 МПа.

Цистерны с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем, что их нижняя половина котла оборудована паровой рубашкой площадью нагрева около 40 м².

Использование таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефтепродуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы.

Тип сливо-наливных устройств выбирается в зависимости от количества одновременно подаваемых под слив вагонов-цистерн. Поэтому для слива нефтепродуктов на проектируемом складе ГСМ, заданный грузооборот которого предполагает в среднем прием одной цистерны 60 т за двое суток, принимаем установки шарнирно-сочлененного исполнения для нижнего слива нефтепродуктов из вагонов-цистерн с универсальными сливными приборами по ГОСТ 18194-79 следующих типов:

- для бензина и дизельного топлива УСН-150 в количестве двух штук;

- для масел УСНП-150 (с пароподогревом), что позволяет подогревать сливаемое масло и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время, в количестве одной штуки.

Технологический шаг сливных устройств принимаем равным 4 м.

По нормам слива, согласно “Правилам перевозок жидких грузов, сливом из вагонов-цистерн и бункерных полувагонов”, время слива четырехосной цистерны принимаем равным 2 часа. Тогда расходы при сливе будут равны

- цистерны полезного объема 71,2 м³ - 36 м³/ч;

- цистерны полезного объема 60,0 м³ - 30,0 м³/ч.

В случае затруднения слива вязких и застывающих грузов и необходимости разогрева их в холодный период года (с 15 октября по 15 апреля) грузополучателю предоставляется на разогрев и слив таких грузов льготное время.

О прибытии нефтепродукта в несоответствующей цистерне, в цистерне с неисправным сливным прибором или в цистернах с неисправными пароподогревательными устройствами станция слива составляет акт общей формы с участием грузополучателя.

Подача под слив и вывод железнодорожных цистерн должны производиться плавно, без толчков и рывков. Для торможения вагонов-цистерн должны применятся башмаки из дерева или металла, не дающего при ударе искр. Торможение брусьями, досками или другими предметами запрещается. А также запрещается слив нефтепродуктов во время грозы. Люки цистерн должны быть закрыты.

Любое перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно быть обязательно согласовано с оператором участка слива нефтепродуктов и тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

Определение диаметров сливных трубопроводов производим согласно [3].

Определение диаметра трубопровода для слива дизельного топлива.

Внутренний диаметр трубопровода определим по формуле (2.1.):

; (2.1)

где: Q - производительность трубопровода;

; (2.2)

Q_ц = 60 т - грузоподъемность цистерны;

= 2 ч. - время слива нефтепродукта из цистерны;

₂₄₂ - плотность нефтепродукта при температуре 242 К.

Плотность нефтепродукта определим по формуле (2.2.):

₂₄₂ = ₂₉₃ + (293 -Т ) (2.2.)

где: ₂₉₃ = 0,840 - плотность нефтепродукта при температуре 293 К;

= 0,000712 - температурная поправка.

₂₄₂ = 0,840 + 0,000712 (293 - 242 ) = 0,876 .

Тогда:

.

Согласно ВНТП-3-85 рекомендуемая средняя скорость движения нефтепродуктов в самотечных линиях 0,30,5 , принимаем = 0,5 .

Внутренний диаметр:

Определение диаметра сливного трубопровода для бензина.

Плотность нефтепродукта:

₂₄₂ = ₂₉₃ + ( 293 - Т );

где:

₂₉₃ = 0,720 ;

= 0,000870 .

₂₄₂ = 0,720 + 0,000870 (293 - 242) = 0,764

Производительность трубопровода:

Внутренний диаметр:

Определение диаметра сливного трубопровода для масел.

Плотность масла:

₂₉₃ = 0,90 .

Производительность трубопровода:

Внутренний диаметр трубопровода:

На основании проведенных расчетов принимаем сливные трубопроводы наружного диаметра 159 мм. Трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704-76 из стали марки Ст2сп. группы А по ГОСТ 10705-80.

Сливные трубопроводы прокладываются наземно с уклоном 0,004м в сторону резервуаров. Для предотвращения остывания масла и дизельного топлива в зимнее время наземные трубопроводы этих нефтепродуктов теплоизолируют.

2.2 Система хранения нефтепродуктов в резервуарах

Объем резервуарного парка определим по формуле (2.3.):

; (2.3)

где: Q - годовая реализация нефтепродукта;

_н - коэффициент, учитывающий неравномерность поступления и реализации нефтепродукта;

- плотность нефтепродукта;

_з - 0,95 0,97 - коэффициент заполнения резервуара.

Объем резервуарного парка для дизельного топлива:

Q = 10400 ;

_н = 1,1 - для маловязких нефтепродуктов;

= 0,840 ;

_з = 0,95.

Объем резервуарного парка для бензина:

Q = 6820 ;

_н = 1,1;

= 0,720 ;

_з = 0,95;

Тогда объем резервуарного парка для бензина:

Объем резервуарного парка для масел:

Q = 250 ;

_н = 1,65 - для масел;

= 0,9 ;

_з= 0,95;

Следовательно:

Резервуары должны эксплуатироваться в соответствии с “Правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкцией по их ремонту”. Особое внимание должно быть уделено герметизации резервуаров и их оборудованию.

Каждый действующий резервуар должен соответствовать типовому проекту; иметь технический паспорт; быть постоянно оснащенным полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующему стандарту; иметь порядковый номер, указанный на специально установленной табличке.

Нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков и пыли.

Металлические резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны периодически зачищаются: не менее одного раза в два года.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения. Резервуары зачищаются также при необходимости: смены сорта нефтепродукта; освобождение от отложений; высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; ремонта согласно графику, а также при проведении полной 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 другой сорт нефтепродукта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

2.3 Расчет РВС-2000 на прочность и устойчивость

Реконструкцией предусмотрено дополнить резервуарный парк резервуаром РВС-2000. Данное решение вызвано увеличением количества транспорта города и области, а также нехваткой емкостей для хранения светлых нефтепродуктов.

Расчет конструкций резервуара и, в частности, определение толщины его стенки по поясам ведется по предельному состоянию. Поскольку стенка резервуара работает главным образом на растяжение, то расчет последнего по предельному состоянию сводится в основном к введению в расчетные формулы дифференцированных коэффициентов безопасности (коэффициентов запаса), т. е. коэффициента перегрузки n и коэффициента условий работы m. Введение этих коэффициентов (различных для разных элементов конструкции) позволяет увеличивать или уменьшать запас прочности того или иного элемента в зависимости от его назначения и вида действующей на него нагрузки. Это, в свою очередь, позволяет более рационально использовать материал и его несущую способность и, следовательно, более экономично его расходовать.

Данные для расчета:H = 11805 мм;

d = 15180 мм;

материал стенки ВМСт3сп5;

расчетное сопротивление стали R = 190 МПа;

коэффициент условий работы m = 0,8;

стенка состоит из 8 поясов;

высота пояса 1490мм;

с = 0,0009 кг/см³;

p_изб = 2000 Па.

Поскольку нижний край стенки упруго защемлен (сварен) с днищем, то для первого пояса x = 30см, а не 0, как можно было бы предположить. Подставим данные для первого пояса в формулу:

Аналогично этому подсчитываем толщину остальных поясов. Результаты подсчета стенки для всех поясов сведены в таблицу 2.1. В таблице принимаемые величины толщин поясов получаем округлением результатов расчета. Толщины поясов стенки начиная с VI пояса имеют завышенную величину для обеспечения запаса устойчивости.

Кольцевые усилия определяем по формуле:

.

Радиальные перемещения определяем по формуле:

.

Устойчивость стенки резервуара проверяется по формуле:

,

где у₁, у₂ - расчетные осевое и кольцевое напряжения в стенке, возникающее под действием веса крыши резервуара, снеговой нагрузки и вакуума:

;

q_ст - весовая нагрузка от верхней части стенки до расчетного уровня; q_к - нагрузка от веса верхнего опорного кольца; q_n - нагрузка от веса покрытия; p_вак - расчетный вакуум; q_сн - снеговая нагрузка; k - коэффициент укладываемости снега (0,7); - коэффициенты перегрузок; - толщина стенки на расчетном уровне; - радиус резервуара.

;

где - расчетный вакуум;

- приведенная к равномерному давлению эквивалентная нагрузка от ветра;

- средняя толщина стенки.

Нагрузка, аналогичная вакууму и эквивалентная ветровой, определяется по формуле:

где - нормальный скоростной напор ветра;

с₀², с₄ - аэродинамические коэффициенты, зависящие от отношения

; - коэффициент возрастания скоростного напора ветра,

.

у₀₁, у₀₂ - соответственно осевые и кольцевые критические напряжения:

;

где с - коэффициент, определяемый по таблице;

;

где 0,55 - экспериментальный коэффициент,

l - высота рассчитываемого участка l/3

Расчет:

Н/м

Н/м

Н/м

Н/м

Н/м

Таким образом, условие устойчивости соблюдается.

2.4 Расчет сферического покрытия

Нагрузки, действующие на сферическое покрытие резервуара, определяют следующим образом:

Нагрузка от собственного веса определяем по формуле:

Н/м²,

где G_н, G_пр, G_св - массы соответственно настила, продольных несущих элементов и поперечных связей; F_щ - площадь щита в плане.

Суммарная нагрузка на единицу площади щита:

где q_сб, q_сн, q_вак, q_из - нагрузки соответственно от собственного веса, снеговая, от вакуума и от термоизоляции.

Все нагрузки берутся со своими коэффициентами перегрузки.

Значение ординаты треугольной нагрузки по краю щита, опирающегося на стенку резервуара, определится как:

,

где r - радиус резервуара;

n - число щитов покрытия.

Покрытие в целом представляет собой каркас, по которому уложен и приварен к нему настил. Условно можно считать действие приваренного к каркасу настила аналогичным действию диагональных связей, установленных между строительными ногами и кольцевыми ригелями. Расчетная схема покрытия представлена на рисунке.

Таким образом, можно считать каркас покрытия состоящим из геометрически неизменяемых ячеек, а в целом покрытие -- пространственной фермой.

Обозначим площадь пояса покрытия между двумя соседними кольцами F_m. Тогда нагрузка на этот пояс:

Н.

Простым построением силового треугольника (рисунок 2.1) получим значение сжимающего усилия в стропильной ноге, действующего в узле m и направленного по касательной к оси стропильной ноги:

Н.

О том, что усилие D_m сжимающее, свидетельствует его направление к узлу. Помимо сжатия, участок стропильной ноги в узле m испытывает местный изгиб от нагрузки, распределенной по длине элемента. Значение этой нагрузки пропорционально заштрихованной площади и равно:

Н.

Изгибающий момент определяем как у свободной опертой балки с треугольной нагрузкой:

.

Отсюда полное напряжение в участке стропильной ноги:

Н/м.

Верхнее опорное кольцо резервуара подвергается растяжению и изгибу от действия равномерно размещенных сосредоточенных горизонтальных усилий, передаваемых на него от стропильных ног:

Н

2.5 Технологические трубопроводы

Гидравлический расчет проводим согласно учебнику “Расчеты магистральных газопроводов и нефтебаз “А.С. Арзунян, А.В. Громов, И.И. Матецкий. [ ]

Всасывающая линия для дизельного топлива.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость дизельного топлива ( лето ) ;

Плотность при температуре 25С ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 54,5 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90 сварное с одним швом - 7 шт (=1,3);

Тройник с поворотом - 2 шт (=1,3);

Тройник на проход - 7 шт (=1,1);

Задвижки - 2 шт (=0,5);

Фильтр для светлых нефтепродуктов - 1 шт (=1,7);

Приемный клапан Д_у = 80 мм - 1 шт (=6).

Расчет:

Принимаем диаметр всасывающего трубопровода равным: d_вн = 70 мм.

Потеря напора на трение по длине трубы и преодоление местных сопротивлений составит:

- коэффициент гидравлического сопротивления;

l_пр - приведенная длина трубопровода;

- скорость движения жидкости.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления.

Число Рейнольдса:

;

где:

- кинематическая вязкость.

Эквивалентную шероховатость труб принимаем равным ?=0,2 мм, тогда относительная шероховатость труб е=?/d_вн=0,2/70=0,003

Критические значения числа Рейнольдса:

Если Re<2300, то поток нефтепродукта находится в ламинарном режиме течения, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Если Re<Re_кр1, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Если Re_кр1<Re<Re_кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Тогда при:

Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Блазиуса

Приведенная длина трубопровода:

l_пр = l + l_экв

где:

l = 54,5 м - геометрическая длина трубопровода;

l_экв - эквивалентная длина местных сопротивлений;



где: _i - коэффициенты местных гидравлических сопротивлений.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

;

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 54,5 + 70,06 = 124,56 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: Z =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

H_вс = h_тр + Z = 4,54+0,35 = 4,89 м;

Для обеспечения бесперебойной работы самовсасывающих насосов необходимо выполнение следующего условия:

где: Н_вак^доп - допускаемая вакуумметрическая высота всасывания;

Р_б = 103100 Па - барометрическое давление;

Р_п = 1357 Па - давление насыщенных паров дизельного топлива при температуре 25С ( летние условия );

h_Д = 6 м - допускаемый кавитационный запас (характеристика насоса )

Таким образом Н_вс < Н_вак^доп.

Условие бесперебойной работы насоса выполняется.

Всасывающая линия для бензина.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость бензина ( лето ) ;

Плотность при температуре 25С ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 43,1 м;

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90, сваренное с одним швом - 7 шт (=1,3);

Тройник с поворотом - 2 шт (=1,3);

Тройник на проход - 1 шт (=1,1);

Задвижки - 2 шт (=0,5);

Фильтр для светлых нефтепродуктов - 1 шт (=1,7);

Приемный клапан Д_у = 80 мм -1 шт (=6 ).

Расчет:

Принимаем диаметр всасывающего трубопровода равным: d_вн = 70 мм.

Потеря напора на трение по длине трубы и преодоление местных сопротивлений составит:

- коэффициент гидравлического сопротивления;

l_пр - приведенная длина трубопровода;

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления.

Число Рейнольдса:

;

Тогда при: ;

Re_кр1<Re<Re_кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

;

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 43,14 + 56,79 = 99,93 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: Z =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

Для обеспечения бесперебойной работы самовсасывающих насосов необходимо выполнение следующего условия:

Таким образом Н_вс < Н_вак^доп.

Условие бесперебойной работы насоса выполняется.

Всасывающая линия для масла.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,00175 ;

Кинематическая вязкость масла ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 25,5 м;

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90 сварное с одним швом - 6 шт (=1,3);

Задвижки - 2 шт (=0,5).

Расчет:

Принимаем внутренний диаметр всасывающего трубопровода

равным: d_вн = 51 мм.

Скорость движения масла

.

Число Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Стокса

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

= 1,36+0,52 = 8,8

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 25,5 + 6,13 = 31,63 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между дном резервуара и насосом: Z =0,35 м.

Полная потеря напора на всасывание

H_вс = h_тр + Z = 1,8+0,35 = 2,15 м^;

Нагнетательная линия для дизельного топлива.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость дизельного топлива ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 20,8 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90 сварное с одним швом - 5 шт (=1,3);

Задвижки - 1 шт (=0,5);

Обратный клапан - 1 шт (=1,7);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 573 мм.

Эквивалентную шероховатость труб принимаем равным ?=0,2 мм, тогда относительная шероховатость труб е=?/d_вн=0,2/51=0,004

Критические значения числа Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического трения вычисляем по формуле Альтшуля

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

=51,3+0,5+1,3 = 8,3

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 20,8 + 13,4 = 34,2 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива Z =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

H_наг = h_тр + Z = 6,83+2,25 =9,07 м

Нагнетательная линия для бензина.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,005 ;

Кинематическая вязкость бензина ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 13,2 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90 сварное с одним швом - 3 шт (=1,3);

Задвижки - 1 шт (=0,5);

Обратный клапан - 1 шт (=1,7);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 573 мм.

Скорость движения нефтепродукта

Число Рейнольдса:

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

=31,3+0,5+1,3 = 5,7

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 13,2 + 9,92 = 23,12 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива Z =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

H_наг = h_тр + Z = 4,28+2,25 =6,53 м.

Нагнетательная линия для масла.

Исходные данные:

Расход в трубопроводе Q = 0,00125 ;

Кинематическая вязкость масла ( лето ) ;

Геометрическая длина расчетного участка l = 17,2 м;

Местные сопротивления:

Трубопровод имеет следующие местные сопротивления:

Колено под 90 сварное с одним швом - 4 шт (=1,3);

Задвижки - 1 шт (=0,5);

Расчет:

Принимаем диаметр нагнетательного трубопровода (от насосов на установки налива) равным: d = 573 мм.

Скорость движения масла

Число Рейнольдса:

Коэффициент гидравлического трения

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

=41,3+0,5 = 5,7

Эквивалентная длина

;

Приведенная длина участка

l_пр = 17,2 + 3,97 = 20,17 м.

Потери напора на трение и местные сопротивления

Разность высот между насосом и установкой налива Z =2,25 м.

Полная потеря напора на нагнетании

H_наг = h_тр + Z = 1,2+2,25 = 3,45 м

3. Конструкторская часть

3.1 Технологический процесс очистки резервуарных емкостей

Процесс обработки (зачистки, отмывки, обезжиривания) резервуаров и емкостей, загрязненных нефтью, нефтепродуктами, маслами, жирами и другими жидкими углеводородами, превратился в актуальнейшую проблему настоящего времени как с позиции экологической и пожарной безопасности, так и с точки зрения огромных финансовых затрат. Применяемые в настоящее время для этих целей технологии связаны с высокой себестоимостью, низкими экологичностью и эффективностью, а также далеко не лучшими условиями труда. Множество предприятий в технологических процессах обработки поверхностей до сих пор пользуется относящимися к группе легко воспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) моющими средствами, такими как ацетон, уайтспирит, керосин, бензин, различные растворители и т.п. Высокая пожароопасность, экологическая вредность, низкая эффективность и высокая себестоимость таких технологий бесспорны. Поэтому большинство предприятий перешло на использование водорастворимых технических моющих средств (ТМС) - каустическая и кальцинированная сода, Лабомид, Форс, Темп, РИК, МЛ-80, МС и т.п.

В настоящее время для зачистки резервуаров с тяжелыми нефтепродуктами используется пропарка их в течение нескольких суток перегретым паром и последующая механическая очистка. При такой технологии весьма сложно достичь необходимой чистоты поверхности для проведения качественной дефектоскопии емкости, а применение механических приспособлений нередко приводит к повреждению дорогостоящих защитных покрытий. Условия труда при нахождении рабочих в хранилище требуют специальных защитных мер. Трудозатраты на ручную очистку велики, а утилизация отходов затруднена. Уйдя, таким образом, от высокой пожароопасности производства, эти предприятия, стремясь к обеспечению механической необходимой чистоты отмываемых поверхностей, столкнулись с необходимостью перехода на высокотемпературные режимы обработки, что, в свою очередь, привело к значительному увеличению теплоэнергопотребления и выделению вредных испарений. В то же время основная экологическая проблема - необходимость сброса отработанных моющих растворов на очистные сооружения, осталась нерешенной. В результате же отсутствия у большинства предприятий средств на поддержание необходимых очистных сооружений в должном виде, а зачастую из-за отсутствия этих очистных сооружений, не все водномасляные эмульсии, образующиеся при отмывке, перерабатываются, а потому и сбрасываются вместе со сточными водами. Немало проблем вызывает необходимость межоперационной защиты деталей от коррозии и антикоррозийного покрытия резервуаров после зачистки.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что применяемые в настоящее время традиционные технологические процессы обработки различных поверхностей экологически опасны, длительны по времени, неэффективны и дорогостоящи. Составляющими высокой себестоимости являются огромные первичные капитальные затраты и чрезвычайно большие эксплуатационные расходы, включающие значительные теплоэнергозатраты и водопотребление, необходимость в стационарных очистных сооружениях и оборудовании для сепарации углеводородов, огромное количество потребляемых традиционных технических моющих средств и защитных покрытий.

В связи с этим крайне актуальной стала замена традиционных технологий на более прогрессивные, экономичные, повышающие качество очистки и антикоррозионной защиты отмываемых поверхностей и позволяющие организовать сам технологический процесс рециркуляционным, бессточным. Таким образом, можно решить проблему снижения загрязнения окружающей среды, избежать строительства новых и реконструкции действующих очистных сооружений, а также значительно снизить энерго- и водопотребление при существенном уменьшении потребности в химикатах для производственных нужд.

Новые технологии очистки емкостей после тяжелых нефтепродуктов позволяет после разжижения и удаления нефтепродуктов, очищать резервуары с минимумом трудозатрат. При этом сначала производится разогрев резервуара паром до температуры 90-100°С. В разогретый резервуар вводится 3-5% моющий раствор "Транс-Нефть" или "ЧистКлин НБ" (в зависимости от загрязнений) в количестве, приблизительно равном количеству оставшегося нефтепродукта. Введение моющего водного раствора подмешиванием к пару позволяет:

1) Эффективно воздействовать на донные отложения, - перевести их в раствор и получить двухфазную (раствор - внизу, нефтепродукт - на поверхности) систему. Невыбираемый остаток нефтепродукта доводят до уровня заборного патрубка и создают условия для его переброски в другой резервуар штатными средствами перекачки;

2) Провести качественную зачистку стенок резервуара конденсатом рабочего раствора. Интенсивно испаряясь при указанной температуре и конденсируясь на стенках, он активно смывает нефтепродукты с поверхности. При использовании аппаратов высокого давления с подогревом воды до 100-120°С введение в струю эжекцией моющего раствора до концентраций 0,05-0,1% улучшает качество мойки и утилизацию отходов. Они разжижаются до степени, обеспечивающей возможность перекачивания во временные отстойники, где всплывшие нефтепродукты могут быть собраны.

Очистка проводится комбинированным способом: механическим - прочистными машинами фирмы "ROTHENBERGER" (Германия) и гидродинамическим - аппаратами высокого давления собственного производства с реактивными форсунками и моющими средствами.

Предлагаемые альтернативные технологии ориентированы на переход от существующих неэкономичных и экологически вредных способов обработки (зачистки, отмывки, обезжиривания) поверхностей деталей, узлов, механизмов, оборудования, резервуаров и емкостей к замкнутому рециркуляционному режиму без каких-либо значительных затрат. Такие режимы базируются на использовании:

· во-первых, самоочищающихся моющих средств нового поколения семейства "О-БИС" (отмыватели безотходные ингибирующие самоочищающиеся);

· и, во-вторых, современного эксклюзивного оборудования на всех стадиях технологического процесса (непосредственно обработка поверхностей, транспортировка водной и углеводородной сред и их смесей, сепарация эмульсий и суспензий, а также гомогенизация нефтепродуктов, с целью получения товарного топлива).

Моющие средства семейства "О-БИС" (патент РФ № 2169175), являющиеся ключом к осуществлению идеи бессточных рециркуляционных технологий замкнутого типа, отличаются высокой эффективностью отмыва при относительно низких температурах (45...55 °С) и способностью выделять отмытый жидкий углеводород с низким содержанием в нем воды (до 1,5 %) на поверхность еще в водном растворе. Регулярно удаляя с поверхности моющего раствора выделенный малообводненный жидкий углеводород и используя его по прямому назначению, пользователь данных технологий получает возможность бессточного, рециркуляционного режима обработки поверхностей, при котором моющий раствор необходимо только подпитывать водой и корректировать добавлением "О-БИС".

Еще одним уникальным качеством "О-БИС" являются их ингибиторные свойства. Оставшаяся после обработки их водным раствором на поверхностях антикоррозийная защитная пленка позволяет избегать дополнительной межоперационной защиты. Таким образом, впервые достигнуто объединение функций, ранее решаемых различными средствами: моющее, деэмульгирующее, ингибирующее.

Основным условием эффективной работы "О-БИС" является определенное физическое воздействие его водного раствора на обрабатываемую поверхность.

Таким воздействием может быть:

- гидравлическая струя при обработке струйным методом посредством моечных машинок, мониторов, лафетных стволов и т.п.;

- барботаж, ультразвуковые колебания или покачивание изделий в растворе при обработке в моечных ваннах.

При воздействии указанными способами на загрязненные поверхности в слое загрязнителя образуются микроскопические трещинки. Водный моющий раствор "О-БИС", благодаря очень малому поверхностному натяжению, проникает даже в них и концентрируется в полостях, образовавшихся между обрабатываемой поверхностью и углеводородом. Далее, сконцентрировавшийся в полостях водный раствор "О-БИС", создает "расклинивающий" эффект и отрывает углеводород от поверхности. В результате поверхность становится чистой, без остатков углеводородов, причем температура, достаточная для эффективной работы раствора значительно ниже традиционных и колеблется в пределах 45-55°С. Лишь для высоковязких смазок и нефтей требуется незначительное повышение температуры до 60°С. Кроме того, значительно уменьшено время обработки и не бывает недостаточно отмытых поверхностей: углеводород "отщепляется" полностью и, что чрезвычайно важно для охраны труда и окружающей среды, для достижения эффективности обработки поверхностей, не требуется увеличения щелочности раствора. Таким образом, найдена принципиально новая формула моющей способности. Таблица сравнения с традиционными моющими средствами выглядит следующим образом:

Традиционные водные моющие средства хорошо растворяются в нефтепродуктах: от 3-5% в светлых видах топлива и до 20% и более в мазутах. При этом в водной фазе при ее достаточной щелочности может оставаться в стабильно-эмульгированном состоянии до 10% углеводородов и их производных. Взаимная растворимость нефтепродуктов и растворов моющих средств семейства "О-БИС" гораздо меньшая. Присутствие этих моющих средств снижает растворимость воды в нефтепродуктах до концентрации <1,5%. Это удовлетворяет требованию к обводненности жидких топлив и позволяет направлять отсепарированный нефтяной слой на реализацию, минуя стадию его обезвоживания путем длительного прогревания и отстаивания. Растворимость в водном растворе "О-БИС": мазутов - не более 2,5 мг/л, а светлых сортов топлив - не более 15 мг/л. Поэтому и общее содержание нефтепродуктов в растворах "О-БИС", где отсутствуют эмульгированные углеводороды, не превышает 10-15 мг/л. Столь малая равновесная концентрация обеспечивает полное и своевременное отделение отмытых нефтепродуктов и сохраняет высокую эффективность моющего раствора после сепарирования.

Экспериментальные наблюдения показали, что растворы типа «О-БИС» способствуют образованию защитной пленки и в тех случаях, когда поверхность металла не была защищена. Наличие такой пленки ускоряет повторные мойки и улучшает их качество.

Таким образом, можно утверждать, что переход на технологии с использованием самоочищающихся моющих средств нового поколения семейства "О-БИС" дает следующие преимущества:

· почти двойное снижение температуры обработки поверхностей;

· замкнутую систему промышленного водопользования;

· многократное снижение потребления воды;

· бессточность технологического процесса;

· наличие свойств самоочистки;

· многократное снижение потребления моющего состава;

· значительное снижение времени обработки;

· возможность использования по назначению выделенных углеводородов;

· возможность работы со всеми видами легких и тяжелых углеводородов;

· остаточное содержание углеводородов в моющем растворе не более 10...15 мг/л;

· улучшение санитарных условий и снижение производственного травматизма;

· снижение интенсивности коррозии отмытых поверхностей и, как следствие, повышение качества последующих зачисток и увеличение срока службы резервуаров, отмытых без пропарки.

3.2 Зачистка вертикальных цилиндрических резервуаров

Обработка загрязненных поверхностей резервуаров производится струей водного раствора "О-БИС", подаваемого под давлением около 1,0 МПа посредством специальных моечных машинок. В качестве альтернативных средств подачи моющего водного раствора могут быть также использованы лафетные стволы, мониторы и т.п.

Для резервуаров без стационарной системы размыва отложений с большим количеством остатков и с затруднительным доступом оборудования внутрь резервуара целесообразно использовать гидромониторы с ручным управлением типа ГМ, устанавливаемые на люках-лазах первого пояса резервуара.