ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЕ НА ТЕМУ:
Реконструкция резервуара РВСПК -50000 на
ЗАО “Антипинское НПС”
АННОТАЦИЯ
Пояснительная записка содержит 70 страниц, , 16 таблиц, и 8 листов графического материала формата А1. Использовано 40 наименований литературных источников.
Дипломный проект состоит из разделов, в которых рассмотрены мероприятия по строительству вертикального стального резервуара с плавающей крышей объемом 50000 метров кубических , организационно-технологическая подготовка к строительству и мероприятия по его проведению, разработка площадки для строительства, полистовая сборка резервуара, проведения сварочно-монтажных работ, безопасности жизнедеятельности человека, охраны труда, пожарной безопасности, экологические аспекты производственной деятельности, а также технико-экономические показатели проведения ремонтных работ.
Перечислено все имеющееся оборудование резервуара РВСПК 50000 м3 ,его назначение и технические характеристики
Выполнены расчеты :
— на определение толщины стенки резервуара,
— расчет на прочность и устойчивость,
— расчет ресурса стенки РВСПК до образования микротрещин,
— расчет ресурса по критерию коррозионного износа.
Более широко освещён вопрос подслойной системы пожаротушения. Описано ее назначение, характеристики. Сделан чертеж формата А1, на котором представлена устройство и схема монтажа системы.

Содержание
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….…4
1 ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………….5
Структура предприятия……………………………………………………..5
Климатическая характеристика………………………………………………………………….6
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………10
Характеристика сооружений на НПЗ……………………………………..10
Вспомогательные объекты………………………………………………10
Резервуарный парк……………………………………………………..10
Магистральная насосная………………………………………………..10
Контрольно-измерительные приборы и автоматика…………………11
Технологические трубопроводы и запорная арматура………………11
Объекты, подлежащие реконструкции………………………….………12
Резервуарный парк………………………………………………………13
Технологические трубопроводы и запорная арматура……………….13
Вспомогательные объекты…………………………………………….14
Система пожаротушения резервуара…………………………………..15
2.2.5 Насосная станция пожаротушения……………………………………18
2.2.6 Отстойник усреднитель………………………………………………..18
2.2.7 Пескоилоуловитель…………………………………………………….19
2.2.8. Ловушка-сепаратор…………………………………………………….19
2.2.9 Сорбиционный безнапорный фильтр………………………………….20
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………21
3.1 Расчет стенки вертикального резервуара………………………………….21
3.2 Проверка на прочность и устойчивость…………………………………..23
3.3 Расчет ресурса стенки до образования макротрещин……………………………..25
3.4 Расчет ресурса по критерию коррозионного износа…..……………………….…27
4 СТРОИТЕЛЬСТВО РЕЗЕРВУАРА……..……………………………..30
4.1 Фундамент и основание РВСПК…………………………….……………..30
4.2 Полистовая сборка РВС-50000 м³………………………………………….33
4.3 Оборудование и КИП……………………………………………………….40
4.3.1 Средства измерения количества нефти в резервуаре……………………41
4.3.2 Устройство для размыва донных отложений……………………………42
4.3.2.1Устройство размыва донных отложений «Диоген-700»………………42
4.3.2.2 Оборудование резервуара для темных нефтепродуктов………………43
5 Контроль качества СМР………………………………………………….44
5.1 Контроль качества сварных соединений………………….……………….44
5.2 Система обеспечения качества……………………………………………..44
5.3 Входной контроль качества…………………………………………………44
5.4 Гидроиспытания РВСПК……………………………………………………45
6 ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА……………………………46
6.1 Выбор методики оценки экономической эффективности………………46
7 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ………………………………….….55
7.1 ОСНОВНОЙ СОСТАВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ НА ПЛОЩАДКЕ СТРОИТЕЛЬСТВА……………………………………………………………………………55
7.2 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСТОЧНИКОВ ВЫБРОСОВ В ПЕРИОД
РЕКОНСТРУКЦИИ…………………………………………………………………………….57
8 ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ……………..58
8.1 АНАЛИЗ РИСКА СИСТЕМЫ «ЧЕЛОВЕК – МАШИНА – СРЕДА»……58
8.1.2 Выбор опасных и вредных факторов, аварий……………………….…..59
8.1.3. Выбор причин возникновения факторов, аварий………………………60
8.1.4. Оценка риска………………………………………………………………61
8.1.4.1 Формирование Фрейма по степени тяжести последствий от воздействия факторов……………………………………………………………61
8.2 Общие требования охраны труда………………………………….……….62
8.2.1Требования охраны труда при выполнении сварочных работ……….…64
8.2.2 Обеспечение работающих средствами индивидуальной и коллективной защиты……………………………………………………………………………65
8.2.2.1 Спецодежда и спецобувь………………………………………………..65
8.2.2.2 Средства индивидуальной защиты органов дыхания…………………65
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………..……………64
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК…………………………………………………..……66

Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3348, цена оригинала 500 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word

ВВЕДЕНИЕ
В связи с увеличением добычи и переработки нефти в России с каждым годом требуется значительное расширение резервуарного парка. Резервуарный парк расширяется как путем создания новых, более экономичных резервуаров, так и путем увеличения их вместимости.
Применение плавающих крыш в стальных резервуарах резко сократило потери нефти и нефтепродуктов от испарения.Плавающие крыши закрывают газовое пространство в резервуаре на 95-98%.
С увеличением емкости резервуаров особое значение при строительстве приобретает вопрос выбора типа основания, так как нагрузка на основание достигает в больших резервуарах 2,0-2,5 кГс/см².
Широкое применение новых методов монтажа позволило значительно увеличить темпы строительства емкостей. Полотнища стенки резервуара и днища в заводских условиях собирают и сваривают, а затем сворачивают в рулоны и доставляют в таком виде к месту установки, где рулоны разворачивают.
Заводская автоматическая сварка под слоем флюса позволила обеспечить высокую прочность и плотность соединений. В условиях монтажной площадки на стенке резервуара и на днище выполнялось минимальное количество швов.
В связи с увеличением емкости резервуаров росла и толщина стенки резервуара, превысив 18мм – предельную толщину стенки при сворачивании рулонов.
Возникла необходимость выполнения сборки и сварки стенки резервуара из отдельных листов. Это возможно только при применении индустриальных методов производства монтажа и контроля непосредственно на строительной площадке. А именно: выполнение монтажа и подгонки стыков с высокой точностью, применение автоматической и полуавтоматической сварки стыков, тщательное соблюдение технологических режимов, пооперационный тщательный контроль качества работ.
В данной работе детально рассмотрены этапыреконструкции резервуарного паркам Антипинского НПЗ,путем строительства резервуара для хранения нефти РВСПК № 1 емкостью 50000 м3.
1 ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Структура предприятия
ЗАО «Антипинский НПЗ» располагается в промышленной зоне г. Тюмени на юго-востоке вблизи поселка Антипино.
В области сосредоточена основная часть российских запасов нефти (72%) и природного газа (91%). Однако, несмотря на то, что Тюменская область относится к числу крупнейших нефтедобывающих регионов, она вынуждена завозить светлые нефтепродукты из других регионов в объеме около 1,2 млн.тонн, в частности, с Омского НПЗ (550 км от Тюмени), Уфимского НПЗ (800 км) и Пермьнефтеоргсинтез (600 км).
В связи с этим строительство на территории области собственного НПЗ абсолютно логично.
Также в свете борьбы с мини-НПЗ, выпускающими некондиционное топливо, особенно актуально строительство современного НПЗ с новыми технологиями, позволяющими поставлять на рынок качественные нефтепродукты в необходимом количестве.
4 ноября 2006 г. получено разрешение администрации города Тюмени на ввод в эксплуатацию I очереди строительства ЗАО «Антипинский НПЗ» проектной мощностью 400 тыс. тонн в год по перерабатываемой нефти. По состоянию на
2008 г. в результате технического перевооружения фактическая мощность I очереди составила 740 тыс. тонн в год.
9 апреля 2010 г. получено разрешение администрации города Тюмени на ввод в эксплуатацию II очереди проектной мощностью 2,75 млн. тонн в год. После модернизации второй очереди, с ноября 2012 г. мощность 2 очереди составляет
3,5 млн. тонн в год. С нового года завод будет переведен на работу с эквивалентом
4 млн. 200 тыс. тонн в год. Предприятие подобной мощности не вводилось на территории РФ последние 30 лет.
За 2011 год было произведено 2,604 млн. тонн продукции, кроме того 336 тыс. тонн были добыты и потреблены с месторождения компании-партнера ООО «Тарховское». Итого в сумме: 2,94 млн.тонн товарооборота на 2 млрд. долл. собственных продаж.
За 2012 год объем переработки на Антипинском НПЗ равен уже более 2,9 млн. тонн нефти, из которых 345 тыс. тонн. — с месторождения компании-партнера ООО «Тарховское». Таким образом, товарооборот за 2012 год составил 3,245 млн. тонн.
Рис 1.1 Антипинский НПЗ (слева-на карте, справа-основной вид)
Уникальность Антипинского НПЗ в том, что это частный, а не государственный проект, мощность которого достигнет 7,5 млн тонн в год (2013 г.), качество нефтепродуктов будет соответствовать стандарту Евро-5 (2014 г.), а глубина переработки увеличится до 94% (2015 г.)
Обоснование необходимости строительства РВСПК 50000 на НПЗ
Обоснованием для строительства резервуара РВСПК 50000 является необходимость увеличения товаротранспортных и технологических операций при приеме и переработки нефти.
1.2 Климатическая характеристика
Температура воздуха
Площадка строительства согласно [26] относится к климатическому району IIB, который характеризуется умеренно-холодной зимой и умеренно-тёплым летом.
Среднегодовая температура наружного воздуха составляет + 5.0С
Абсолютная минимальная температура — 44С
Абсолютная максимальная температура + 41С
Средняя температура наиболее холодного месяца ( января) -15.1С
Средняя максимальная температура наиболее жаркого месяца (июля) +28.3 0С
Среднегодовое количество осадков 429 мм
Максимальная скорость ветра 25 м/с
Безморозный период длится 120 дней. Максимальная глубина промерзания почвы 10% обеспеченности 129см, 2% обеспеченности – 185см. По обеспечению атмосферными осадками рассматриваемый район относится к зоне с умеренным увлажнением.
Зимний сезон с отрицательными среднесуточными температурами насчитывает 150… 160, летний (со среднесуточными температурами не менее 15°С) — 100… 110 дней. Нарастание тепла весной происходит интенсивно. Продолжитель¬ность весны, которая характеризуется среднесуточными температурами воздуха от 0 до 15 °С, составляет обычно 45…50 дней. Переход средней су¬точной температуры воздуха через 0 °С весной происходит в среднем в пер¬вых числах апреля (3 — 7 апреля).
Максимальные температуры в последних числах апреля могут достигать 23…30°С, в мае — 32…34°С.
Средняя температура июля (самого теплого месяца) составляет 20,1°С, максимальная температура может достигать 41°С. Продолжительность периода со среднесуточными температурами выше 0°С равна 206 — 211 дней. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 115 — 145 дней.
Осадки
Атмосферные осадки данного района определяются, главным образом, циклонической деятельностью. Годовое количество осадков составляет в среднем 437 мм, на долю теплого периода приходится 251 мм (78,4% годовой суммы), см таблицу 2.4. Максимальное суточное количество осадков 54 мм зарегистрировано 10 августа 1941 г.
Снежный покров
Временные рамки формирования снежного покрова указаны в таблице 6. В большинстве случаев даты выпадения первого снега очень близки к осенней дате перехода температуры через 0ºС. Если же осень продолжительная и теплая, то первый снежный покров может появиться лишь в последних числах ноября – начале декабря. Разрушение снежного покрова и сход его протекает в более сжатые сроки, чем его образование.
Промерзание почвы
Устойчивое промерзание почвы на пахотный слой (20-30 см) происходит к декабрю. Полное оттаивание почвы наблюдается в среднем 15-20 апреля. Средняя многолетняя продолжительность периода устойчивого промерзания почвы на глубину 0,8 м– 74,4 дня. Нормативная глубина промерзания для суглинистых грунтов данной территории составляет 145 см; песчаных средних, крупных и гравелистых – 189 см; мелких, пылеватых – 177 см.
Ветер
Ветровой режим района характеризуется преобладанием в году ветров северо-восточного и западных направлений, причем не меняясь по сезонам. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,9 м/сек. В холодный сезон средняя скорость ветра за период 4,16 м/сек; в теплый – 3,74 м/сек.
Геологическое строение района
В качестве результата инженерно-геологических изысканий , проведенных на площадке «Антипинского НПЗ»представлен геологический разрез ,за счет которого можно охарактеризовать геологическое строение участка.
В геологическом строении, на изученную глубину, принимают участие нижнемеловые отложения альбского яруса (eK1al), верхнемеловые отложения компан — маастрихтского яруса (eK2km-ms),
неразделённые элювиально-делювиальные нижне-среднечетвертичные отложения (e,dQI-III), аллювиальные среднечетвертичные отложения (aQII), современные аллювиальные (аQIV), современные элювиальные (еQIV) и техногенные образования (tQIV).
Грунты принимающие участие в геологическом строении площадки по трудности разработки одноковшовым экскаватором относятся к следующим строительным группам:
1. Чернозём суглинистый – к I группе.
2. Глина тугопластичная — ко II группе.
3. Глина полутвердая — к III группе.
4. Суглинки мягкопластичные — к I группе.
5. Пески – к I группе.
6. Гравийно-галечные грунты – к I группе.
Коррозионная агрессивность грунтов на глубине 1,5 — 2,0 м по отношению к стали – высокая.
Сейсмичность для площадки изысканий составляет 6 балов шкалы MSK-64 – при 5% -ой вероятности превышения расчетной интенсивности в течении 50 лет (период повторяемости сотрясений – 1000 лет).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Характиристика сооружений на НПЗ
Площадка НПЗ застроена и имеет в своем составе здания и сооружения основного, подсобного, и обслуживающего назначения, объекты энергетического хозяйства, сети водоснабжения, канализации, теплоснабжения, связи и сигнализации, внутриплощадочные автодороги, проезды и площадки. Основные здания и сооружения НПЗ (административно-бытовой корпус с операторной, магистральная насосная станция, подпорная насосная) – кирпичные, преимущественной высотой до 9 м, резервуары РВС 10000м для хранения нефти. Вспомогательные здания и сооружения НПЗ(гаражи, склады и мастерские) – кирпичные, преимущественной высотой до 5 м .
Вспомогательные объекты
Первичное напряжение электрической сети на НПЗ 6 кВ. Станция получает энергию от «Тюменьэнерго», с двух направлений: ввод № 1 ЛЭП-110кВ и ввод №2 ЛЭП-110кВ . Количество получаемой электроэнергии 10.400.000 квт/час в год. Электроснабжение выполнено от расположенной на территории НПЗ подстанции 110/35/6 кВП.С,питающей трансформаторную подстанцию 6,3/0,4 П.С. №1 и отдельно стоящую 6/0,4, КТП-250 кВа [2].
Источником водоснабжения является водопровод с жилого города, а так же вода, добываемая из двух артезианских скважин, вода очищается на станции водоочистки, на современной установке солевой водоочистки. Теплом станция обеспечивается от собственной котельной, расположенной на территории НПЗ.
Резервуарный парк
Резервуарный парк НПЗ состоит из 12надземных резервуаров. Из которых 10 резервуаровсо стационарной крышей емкостью 10000 м³, 2 резервуара 20000 м³с понтоном. На каждом резервуаре установлено следующее оборудование: дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; приборы контроля уровня нефти, трехслойный пробоотборник, ручной оповещатель о возникновении пожара; хлопушки диаметром 300 мм; противопожарное оборудование ГВПС, молниееприемники; приемораздаточные устройства; для резервуаров с понтонами вместо дыхательных клапанов предусмотрены вентиляционные патрубки диаметром 250 мм; люки-лазы; люки световые; лючок замерный. Предохранительные клапаны отрегулированы на повышенные на (5-10 %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы обеспечить совместную работу предохранительных и дыхательных клапанов.
Магистральная насосная
После проведения реконструкции здание насосной оборудовано новой принудительной приточно-вытяжной системой вентиляции, которая включает в себя две установки кондиционирования (одна приточная и одна вытяжная), необходимые для поддержания определенного микроклимата с постоянными параметрами воздуха в машинном зале в зимний и летний период эксплуатации.. В магистральной насосной электродвигатели во взрывозащищенном исполнении установлены совместно с насосами. Класс взрывозащиты В-1Г.
Контрольно-измерительные приборы и автоматика (КИПиА)
Станция оснащена блочными системами автоматики производства Венгерской республики. Контроль давления в линии приема перед МН, в линии нагнетания насоса перед РД, после РД, на выкидной линии станции), температуры, вибрации, загазованности, утечек, возникновения пожара, затопления и вентиляцией производятся с помощью датчиков КИПиА, которые находятся в здании насосной и в других зданиях и узлах.
Система контроля, регулирования и защиты работает по принципу: датчик преобразует измеряемый параметр в электрический сигнал. Который по кабелю передается на вторичный прибор (показывающий, самопишущий, регулирующий), либо непосредственно в систему автоматики. После обработки сигнала системой автоматически включается световая и звуковая сигнализация и подается сигнал к исполнительным механизмам на пуск или остановку, на открытие и закрытие регулирующих клапанов. Кроме того, данная система дает возможность ручного включения и отключения технологического оборудования.
Технологические трубопроводы и запорная арматура
Оборудование, арматура и технологические трубопроводыприняты исходя из расчетной производительности перекачки, расчетного давления, условий работы и свойств перекачиваемых нефтепродуктов.Рабочее давление в технологических нефтепроводах принято от 0,7 до 1,5 МПа ( в выкидных линиях магистральной насосной станции – не более 5,1 МПа). Диаметры трубопроводов приняты исходя из максимальной подачи по закачке и откачке нефти. Уклоны трубопроводов выполнены к местам освобождения от нефтепродуктов. Узлы и колодцы управления запорной арматурой расположены с внешней стороны обвалования резервуаров, а коренные задвижки — у резервуаров. Узлы представляют собой открытые площадки с бетонным покрытием, огражденным бортиком для защиты почвы от загрязнения нефтепродуктами.
Объекты, подлежащие реконструкции
Для обеспечения работы вновь строящегося резервуара предусматривается строительство вспомогательных объектов. В соответствии с противопожарными требованиями предусмотрена система пожаротушения, включающая пенное пожаротушение и водяное охлаждение горящего и соседнего резервуаров. В состав системы пожаротушения входят следующие объекты:
— насосная станция пожаротушения;
— резервуары противопожарного запаса воды №1 и №2 V=2000 м³ с технологическим помещением;
— помещения для электроприводных задвижек с узлами для подключения передвижной пожарной техники;
— напорные узлы с установкой высоконапорных пеногенераторов;
— противопожарный водопровод и растворопровод;
— насосная станция первого подъема с водозаборным сооружением и с мокрыми колодцами для заправки пожарных машин;
— пруд противопожарного запаса воды.
Резервуарный парк
Современное состояние резервуарного парка характеризуется существенным износом резервуаров и технологических трубопроводов. Практически все оборудование резервуарного парка требует либо капитального ремонта, либо замены. Проектом реконструкции предусматривается сооружение двух новых резервуаров единичной емкостью по 50 тыс. м³ ,оборудованных плавающей крышей и вентиляционными патрубками с огневыми преградителями, а также другим необходимым оборудованием и приборами КИПиА.Уровень ответственности для резервуаров принят 1 – повышенный.
В результате реконструкции емкость парка увеличиться на 500000 м³.
Резервуар РВСПК-50000 предназначен для приема, откачки и хранения товарной нефти на объектах магистральных нефтепроводов. Технологическая схема проектируемого резервуара позволяет выполнять следующие операции:
— перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «с подключенной емкостью»;
— перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «через емкость»;
— освобождение технологических трубопроводов обвязки резервуара от нефти.
Технологические трубопроводы и запорная арматура
Проектом предусматривается взамен существующей сети технологических трубопроводов, проложенных подземно, прокладка новых трубопроводов , обеспечивающих производительность проектных мощностей реконструированных объектов.
Описанные выше объекты, предназначены для выполнения следующих операций:
— прием продуктов в резервуарный парк;
— перекачка нефти по магистральному нефтепродуктопроводу;
— внутриплощадочная перекачка;
— защита от превышения давления оборудования и трубопроводов, рассчитанных на давление 1,6 МПа и менее – посредством установки предохранительных клапанов на приемных трубопроводах, между подпорными и магистральными насосами и у резервуаров. Технологические трубопроводы изготавливаются из стальных электросварных труб для магистральных газонефтепроводов.
Вспомогательные объекты
Первым этапом второй очереди предусматривается строительство:
— резервуара РВСПК-50000 №1;
— насосной станции пожаротушения;
— двух резервуаров противопожарного запаса воды объемом 2000 м³ с технологическими помещениями;
— помещений электроприводных задвижек;
— водозабора из поверхностного источника;
— объектов очистных сооружений ( рис 2.2) .
Система пожаротушения резервуара
Сложившаяся обстановка с обеспечением пожарной безопасности объектов топливно-энергетического комплекса свидетельствует о необходимости внедрения новых приемов и способов тушения пожаров нефти и нефтепродуктов.
За последние 25 лет в резервуарных парках на территории России зарегистрировано свыше 280 пожаров, т.е. в среднем 12 пожаров в год. Все эти пожары тушили с помощью передвижной техники, хотя многие резервуары и были оборудованы стационарными системами пожаротушения.
В большинстве случаев пожары не поддавались тушению в начальном периоде, принимали затяжной характер, для их ликвидации привлекались силы и средства из ближайших населенных пунктов и соседних регионов.
Существующие системы автоматического пожаротушения предусматривают размещение пеногенераторов для подачи пены средней кратности в верхней части резервуара. В этом их существенный недостаток. На практике при взрыве или загорании резервуара такие системы пожаротушения с большой степенью вероятности выходят из строя по следующим причинам:
— отрыв сетки пеногенераторов или ее выгорание в первые минуты под воздействие открытого пламени из-за инерционности системы пожаротушения (требуется время для срабатывания извещателей, заполнения сухотрубовраствором пенообразоватиля и т.д.);
Если система пожаротушения все же оставалась работоспособной, то ее эффективность снижалась из-за обрушения крыши, затопления понтона и образования закрытых полостей.
Техническая характеристика системы подслойного тушения пожараприведена в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Техническая характеристика системы подслойного тушения пожара
Основные показатели системы для резервуара РВСПК – 50000 Значения
Расчетная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя 0,08 л/м3 с
Расчетный расход рабочего раствора пенообразователя 186, 5 л/с
Количество линейных вводов СПТ 3 шт.
Количество и тип пеногенераторов ВПГ-40-3шт.
ВПГ-30-3шт.
Давление рабочего раствора пенообразователя на входе ВПГ 0,8 МПа
Фактический расход рабочего раствора пенообразователя 210 л/с
Фактическая интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя 0,098 л/м3 с
Количество и тип разрывных мембран Лотос-250-3шт.
Количество Т-образных пенных насадок для ввода пены в слой нефти 15 шт.
Тип и концентрация пенообразователя «Мультипена», 6 шт.
Расчетное количество пенообразователя для заполнения сухотрубных участков 1,23 м³
Резерв пенообразователя 27,54 м³
Нормативный запас пенообразоватиля 50 м³
Запас воды, необходимый для применения СПТ 42,54 м³
Система подслойного тушения пожаров, в которой низкократная пена подается в основание резервуара, защищена от разрушений.
Система подслойного тушения пожаров резервуаров с нефтью позволяет использовать одновременно два механизма воздействия:
— охлаждение поверхностного слоя за счет холодной нефти, увлекаемой вверх восходящей струей пены;
Таблица 2.2
Техническая характеристика системы тушения подачей пены сверху
Основные показатели системы для резервуара РВСПК-50000 Значения
1. Расчетная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя 0,08 л/м²с
2. Расчетный расход рабочего раствора пенообразователя 38,144 л/с
3. Количество линейных вводов СПС 3шт.
4. Количество и тип камер низконапорной пены «Гейзер» КНП-5 – 9 шт.
5. Давление рабочего раствора пенообразователя на входе КНП 0,8 Мпа
6. Фактический расход рабочего раствора пенообразователя 45 л/с
7. Фактическая интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя 0,097 л/м²с
8. Тип и концентрация пенообразователя «Мультипена» — 6%
Система подслойного пожаротушения (СПТ) резервуара представляет собой комплекс устройств, обеспечивающих получение низкократной пены с помощью высокопарного пеногенератора, ее транспортировку по пенопроводу в резервуар, ввод пены в нефтепродукт с расчетной скоростью и равномерное орошение поверхности «зеркала» нефтепродукта пеной.
Таблица 2.3
Техническая характеристика комбинированной системы тушения
Основные показатели системы для резервуаров РВСПК-50000 Значения
1. Сумма фактических расходов раствора пенообразователя СПТ и СПС 255 л/с
2. Суммарное значение расчетного количества пенообразователя СПТ и СПС с учетом сухотрубных участков 231,4 л/с
3. Фактическая интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя 0,08 л/м²с
4. Нормативный запас пенообразователя 42,54 м³
5. Резерв пенообразователя 27,54 м³
6. Суммарный запас воды, необходимый для применения СПТ и СПС 716,67 м³
Система обеспечивает оперативное тушение пожара за счет образования на поверхности легковоспламеняющейся жидкости стойкой пленки из выплывших мелких пузырьков пены, перекрывающих доступ кислорода в зону горения.
2.2.5 Насосная станция пожаротушения
В насосной станции пожаротушения устанавливается следующее оборудование:
— два рабочих и два резервуарных противопожарных насоса 1Д500-63, производительность насосов противопожарного водоснабжения Q=500 м³/час, напор 63 м.вод.ст., N=160 кВт;
— электронасосы: два рабочих и один резервный ЦНСА300-120, Q=300 м³/ч, Н=120 м с электродвигателем 5 АМН280М-4, N=160 кВт, для подачи раствора пенообразователя в резервуарный парк;
— электронасосы: рабочий, и резервный ЦНСА105-98, Q=105 м³/ч, Н=98 м с электродвигателем 5А225М2, N=55 кВт, для подачи раствора пенообразователя на тушение пожара в нефти перекачивающих насосных станций;
— центробежный насос Х-50-32-125 Q=12,5 м³/ч, Н=20 м с электродвигателем 4АМ100S2, N=4 кВт для подачи пенообразователя в баки-дозаторы;
— насос для перемешивания раствора пенопреобразователя ВКС 5/32 Q=18 м³/ч, Н=32 м с электродвигателем 4А132М4 N=11 кВт, n=1450 об/мин;
— баки-дозаторы пожарные (5 шт.) для хранения и дозирования фторсодержащих пенообразователей БДП-1000Г. Рабочее давление на входе – 1,0…1,3 МПа. Концентрация смешения – 3,6%
2.2.6 Отстойник усреднитель
Отстойник-усреднитель представляет собой двухсекционный заглубленный резервуар суммарным полезным объемом 2х700=1400 м³.Отстойник-усреднитель предназначен для сбора (накопления) неочищенных дождевых и производственных вод, их отстаивания и доведения показателей содержания загрязняющих веществ до величин, позволяющих направления воды на дальнейшую очистку в пескоилоуловитель и далее в ловушку-сепаратор
Таблица 2.5
Степень очистки сточных вод в отстойнике-усреднителе
Концентрация на входе на выходе
— нефть 100 мг/л 80 мг/л
— взвешенные 600 мг/л 200 мг/л
Из представленных в табл. 2.6 данных видно, что после прохождения сточных вод отстойника-усреднителя концентрация вредных веществ снижается с 1000 мг/л до 80 мг/л по нефти, и с 600 мг/л до 200 мг/л по взвешенным веществам.
2.2.7Пескоилоуловитель
Проектом предусматривается установка пескоилоуловителя (ОТБ-5) для улавливания и сбора песка, взвешенных, плавающих веществ, а также нефтепродуктов из поверхностных (дождевых) и промышленных сточных вод. Пескоилоуловитель в полной заводской готовности устанавливается подземно. Корпус установки пескоилоуловителя выполнен из стеклопластика.
Срок службы корпуса не менее 50 лет.Производительность – 20 л/сек [14].
Эффективность осаждения по взвешенным веществам до 80 %. Во время отстаивания происходит частичное извлечение нефтепродуктов, которые собираются на поверхности.
Таблица 2.6
Степень очистки сточных вод в пескоилоуловителе
Концентрация на входе на выходе
— нефть 80 мг/л 80 мг/л
— взвешенные 200 мг/л 40 мг/л
Из представленных в табл. 2.7 данных видно, что после прохождения сточных вод пескоилоуловителя концентрация вредных веществ снижается с 200 мг/л до 40 мг/л по взвешенным веществам, а по нефти остается неизменной.
2.2.8. Ловушка-сепаратор
Нефтеуловитель ЭКО-Н20 полной заводской готовности предназначен для улавливания и сбора нефтепродуктов из поверхностных (дождевых) и производственных сточных вод.
Производительность — 20 литров воды в секунду.
Степень очистки по нефтепродуктам – до 0,3 мг/л, а по взвешенным веществам – до 12 мг/л.
Вода, подающаяся на очистку в нефтеуловитель, должна иметь параметры:
— содержание взвешенных веществ не более 200 мг/литр,
— нефтепродуктов не более 80 мг/литр [8].
Таблица 2.7
Степень очистки сточных вод в ловушке-сепараторе
Концентрация на входе на выходе
— нефть 80 мг/л 0,5 мг/л
— взвешенные 40 мг/л 12 мг/л
Из представленных в табл. 2.8 данных видно, что после прохождения сточных вод остойника-усреднителя концентрация вредных веществ снижается с 80 мг/л до 0,5 мг/л по нефти, и с 40 мг/л до 12 мг/л по взвешенным веществам.
2.2.9Сорбиционный безнапорный фильтр
Сорбиционный безнапорный фильтр для доочистки от сточных вод от нефтепродуктов и взвешенных веществ БСФ-4 устанавливается в полной заводской готовности, подземно. Корпус установки БСФ-4 выполнен из стеклопластика. Срок службы корпуса не менее 50 лет. Производительность – 18 л/сек.
Таблица 2.8
Степень очистки сточных вод в сорбиционном безнапорном фильтре
Концентрация на входе на выходе
— нефть 0,5 мг/л 0,03 мг/л
— взвешенные 12 мг/л 6 мг/л
Принцип действия сорбиционного безнапорного фильтра основан на фильтрации через угольный сорбент различного фракционного состава:
— сточная вода поступает через верхнюю распределительную систему непосредственно на сорбент;
— очищенная вода собирается на нижней гребенке и отводится в пруд-испаритель.
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Расчет стенки вертикального резервуара
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 .
Данные для расчета: H= 18000, d= 60700 мм, материал стенки 09Г2С, расчетное сопротивление стали R=290 МПа, коэффициент условий работы m = 0,8, стенка состоит из восьми поясов, высота пояса 2250 мм,  = 0,0009 кг/см3, изб= 0.
Напряжения в цилиндрической оболочке определяют по формуле
Σ = 
Толщина стенки δ = р (3. 1)
Если использовать запись не в напряжениях, а в усилиях, то получим
Np≤ Nпр, где Np -расчетное усилие в оболочке,
Np = р∙rNпр — предельное усилие в оболочке,Nпр =δ∙σ
Расшифруем значения усилий: давление р складываетсяизгидростатического давления и избыточного давления в газовом пространстве резервуара. Таким образом, с учетом коэффициентов перегрузки
р = n1g(H–x)+n2pизб,.
где pизб — избыточное давление.
Расчетное усилие:Np=[n1(H–x)+n2pизб]r,
где r- радиус резервуара.
Величина предельного (или предельно допустимого) усилия
Nпр=mRi
где m — коэффициент условий работы (для стенки резервуара m = 0,8); R— расчетное сопротивление материала стенки; i — толщина рассчитываемого пояса.
Подставив значение усилий, получим:
[n1(H–x)+n2pизб]∙r ≤ mRiилиi≥
Значение х в обычно берут для первого пояса — 30 см, для остальных поясов — равным высоте всех поясов, предшествующих рассчитываемому (снизу).
Поскольку нижний край стенки упруго защемлен (сварен) с днищем, то для первого пояса x = 30 см, а не 0, как можно было предположить. Подставим данные для первого пояса в формулу (2). Величину g принимаем равной 10.
 = [1,1910210(18,00–0,30)+1,22103]30,35/0,8290106=0,0232 м или  = 2,32 см
Аналогично этому подсчитываем толщину остальных поясов. Результаты расчета стенки для всех поясов сведены в таблицу, в которой принимаемые величины толщин поясов получены округлением результатов расчета (таб.3.1). Толщины поясов имеют завышенную величину для обеспечения запаса устойчивости.
Таблица 3.1
Результаты расчета стенки резервуара по поясам
Пояса Высота, мм Толщина стенки, мм Кольцевое усилие N1, H/см Радиальное перемещение ∆r, мм
Расчетная принятая
I 17700 23,2 28 14560 7,7
II 15750 20,7 24 16360 10,0
III 13500 17,8 20 15725 11,6
IV 11250 14,9 18 14473 11,8
V 9000 12,0 18 11547 9,5
VI 6750 9,1 16 8815,0 8,1
VII 4500 6,1 12 6108,3 7,5
VII 2250 3,2 12 3982,6 4,9
3.2 Проверка на прочность и устойчивость
(Q₁)/(Q₀₁)+(Q₂)/(Q₀₂)≤Yc
Где: