Проект склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией для обеспечения потребностей ЗАО «Кнауф Гипс Архангельск» в жидком моторном топливе

РЕФЕРАТ

В данной выпускной квалификационной работе представлен проект склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией для обеспечения потребностей ЗАО «Кнауф Гипс Архангельск» в жидком моторном топливе и содержит следующие основные разделы:

— общие сведения о проектируемом объекте;

технологические решения;

— принцип работы оборудования;

— условия и организация строительства;

выполнение требований по охране окружающей среды,

— промышленной безопасности, технике безопасности и охране труда.

Для выполнения экономического расчета выбрана конкретная площадка строительства склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией.

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРУЕМОМ ОБЪЕКТЕ

1.1 Обоснование строительства склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией

1.2 Природные условия строительства объекта

1.2.1 Географическое расположение и климатические условия

1.2.2 Геолого-литологическое строение участка

1.3 Исходные данные для проектирования

1.4 Генеральный план

2 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Общие положения

2.2 Система измерения уровня Site Sentinel компании Petro Vend

2.3 Резервуары для хранения топлива и технологические трубопроводы

2.3.1 Технологические трубопроводы

2.3.2 Технические характеристики резервуаров

2.3.3 Комплектация технологического блока перекачки нефтепродуктов

2.3.4 Антикоррозийная защита

2.3.5 Гидравлический расчет линии наполнения РГПД 15.000.00

2.3.6 Линия выдачи РГПД 15.000.00

2.3.7 Система деаэрации

2.4 Аварийный резервуар

2.5 Топливозаправочная колонка

2.6 Нефтеуловитель очистки поверхностных сточных вод

2.6.1 Технические характеристики

2.6.2 Принцип работы нефтеуловителя

2.7 Здание операторской

2.8 Озеленение и благоустройство

2.9. Электроснабжение и электроосвещение

2.10 Молниезащита

2.11 Связь и пожарная сигнализация

2.12 Наружная ливневая канализация

2.13 Рекомендации по организации строительства

3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

3.1 Капитальные вложения

3.2 Эксплуатационные затраты

3.2.1 Затраты на оплату труда

3.2.2 Амортизационные отчисления

3.3 Анализ инвестиционного проекта

3.4 Оценка эффективности проекта

4 ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

4.1 Охрана труда работников

4.1.1 Организационные мероприятия

4.1.2 Организационно-технические мероприятия

4.2 Вредные и опасные производственные факторы

4.2.1 Физические вредные и опасные производственные факторы

4.2.2 Химические вредные и опасные производственные факторы

4.2.3 Биологические вредные и опасные производственные факторы

4.2.4 Психофизиолгические вредные и опасные производственные факторы

4.3 Анализ вероятных моделей возникновения аварий

4.4 Обеспечение специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты

4.5 Требования к персоналу и ответственность за нарушение требований безопасности

4.6 Промышленная безопасность

4.6.1 Профессиональная подготовка персонала

4.6.2 Производственный контроль за соблюдением требований норм безопасности и охрана труда

5 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Характеристика потенциальных источников и их воздействие на основные компоненты окружающей среды

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

5.3 Организация экологического мониторинга

5.3.1 Мониторинг атмосферного воздуха и снежного покрова

5.3.2 Почвы и грунтовые воды

5.4 Мероприятия по предупреждению и ликвидации последствий аварийных ситуаций

5.4.1 План ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов

5.4.2 Методы производства работ

5.4.3 Обеспечение безопасности и медицинского обслуживания работников при ликвидации последствий аварийного разлива ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ СНиП 2.07.01−93 «Планировка и застройка городских и сельских поселений». 1993 г.;

СНиП 2.11.03−93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. Госстрой Р.Ф." — М: ЦИТП, 1993 г.;

СНиП 23.05−95 «Естественное и искусственное освещение» ВНИИПО № 304Р.Ф., 1995 г.;

СНиП 2.08.11−85 «Защита строительных конструкций от коррозии»" 1985 г.;

СНиП 1.04.03−85 «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений. Госстрой СССР», 1985 г.;

СНиП 3.05.05−84 «Технологическое оборудование, технологические трубопроводы. М. ЦНИИ проект», 1984 г.;

СНиП 3.02.01−87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты. Госстрой» СССР.-М. :ЦИТП Госстроя СССР, 1987 г.;

НПБ 111−98 «Нормы пожарной безопасности. Автозаправочные станции»; Госстандарт России: Издательство стандартов, 1998.-IV, 27с; ПБ 09−170−97 «Общие правила для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»;

ВНТБ-4−89 с изм. № 1 Ведомственные нормы технологического проектирования «Определение категорий помещений и зданий объектов нефтепродуктоснабжения по взрывопожарной и пожарной опасности» ;

РД 34.21.122−87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. М. ЦНИИ, 1987 г.;

ПУЭ — 98 «Правила устройства электроустановок»;

СНиП 3.05.06−85 «Электротехнические устройства»;

СНиП II — 89 — 80 ч. II гл. 89 «Генеральные планы промышленных предприятий»;

РД 34.21.122−87 «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений»;

СНиП 2.04.03−85 «Канализация. Наружные сети и сооружения. Госстрой СССР», 1985 г;

ФЗ № 181 от 17.07.99 «Об основах охраны труда в Российской Федерации»;

ФЗ № 116 от 21.06.97 «Промышленная безопасность на опасных производственных объектах»;

ПОТ РО-112−001−95 «Правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций»;

СНиП 2.04.09−84 «Пожарная автоматика зданий и сооружений» 1984 г;

СанПиН2.24 548−96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» 1996 г;

ГН 2.1.6.1983;05 «Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ атмосферном воздухе населенной местности» 2005 г;

ГН 2.1.6.1984;05 «ОБУВ загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенной местности» 2005 г;

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ АЗС — автозаправочная станция ТРК — топливораздаточная колонка РГПД — резервуар горизонтальный подземный двустенный ДТ — дизельное топливо ОП — огнепреградитель КО — клапан отсечной БВ — блок вычислительный БП — блок питания БС — блок соединительный УЗ — устройство заземляющее ПДК — предельно допустимые концентрации ПУЭ — правила устройства электроустановок СНиП — строительные нормы и правила ГОСТ — государственные стандарты ССБТ — система стандартов безопасности труда НП — нефтепродукты ГСМ — горюче-смазочные материалы ВЛ — высоковольтная линия ТП — трансформаторная подстанция ЩР — щит распределительный ТУ — технические условия ИП — извещатель пожарный ОБУВ — ориентировочно безопасный уровень воздействия ЛАРН — ликвидация аварийных разливов нефтепродуктов ООС — охрана окружающей среды СЭС — санитарно-эпидемиологическая служба

ВВЕДЕНИЕ

Компания «Кнауф Гипс Архангельск» занимается разработкой месторождений гипса в Холмогорском районе Архангельской области в близи п. Светлый. В связи с применением большого количества автотракторной техники и технологического оборудования большой мощности возникает проблема качественного и бесперебойного снабжения данной техники и оборудования необходимыми горюче-смазочными материалами.

Дипломный проект разработан на основании задания на дипломное проектирование и задания на проектирование утвержденное ЗАО «Кнауф Гипс Архангельск».

Целью дипломного проекта является проектирование склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией на основании задания на проектирование и материала собранного в ходе производственной и преддипломной практики.

Задачами дипломного проекта являются:

— изучение и анализ потребностей предприятия в обеспечении нефтепродуктами;

— разработка технических решений по проектированию объекта с учетом требований нормативных документов;

— оценка экономической эффективности проекта;

— определение мероприятий регламентирующих охрану труда и соблюдение правил промышленной безопасности;

— изучение влияния объекта на окружающую среду в ходе его строительства и эксплуатации;

На основе собранного материала при прохождении преддипломной практики автором была разработана технологическая схема размещения склада нефтепродуктов с АЗС, а также проработаны вопросы, связанные с экологией, охраной труда и экономической эффективностью проекта.

1 общие сведения о проектируемом объекте

1.1 Обоснование строительства склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией

Предметом настоящего дипломного проекта является организационно-экономическое обоснование строительства склада нефтепродуктов с автозаправочной станцией (далее в тексте склад НП с АЗС) ЗАО «Кнауф Гипс Архангельск».

Строительство склада НП с АЗС планируется вести на территории прирельсового склада расположенного в близи со станцией «Глубокое — Новое» железнодорожной линии «Архангельск — Карпогоры» в 127 км. От станции Архангельск.

Основанием для разработки проекта строительства склада ГСМ с АЗС является утвержденное Обоснование инвестиций ЗАО «Кнауф Гипс Архангельск» на развитие инфраструктуры предприятия.

Основными условиями строительства склада ГСМ с АЗС являются:

— организация качественного и бесперебойного снабжения ГСМ предприятия;

— использование современного оборудования для организации учета хранения и расхода ГСМ;

— качество топлива;

Поставка оборудования для склада ГСМ с АЗС должна производиться в соответствии с контрактами, структура которого предусматривает:

— адреса продавца и покупателя;

— наименование и количество оборудования;

— стоимость поставки (наименьшая);

— срок исполнения (кратчайший).

1.2 Природные условия строительства объекта

1.2.1 Географическое расположение и климатические условия Месторождение гипса «Глубокое» расположено в Холмогорском районе Архангельской области в 10 км к югу от реки Пинеги и в 8 км к северо-западу от станции Глубокое-Новое железнодорожной линии «Архангельск-Карпогоры».

В северной и восточной части месторождения расположен Чугский ландшафтный заказник регионального значения, образованный в ноябре 1996 г.

В административном отношении месторождение расположено в границах муниципального образования «Холмогорский район Архангельской области» на землях Кузоменского лесничества Холмогорского лесхоза.

Расстояние до Архангельска по железной дороге — 125 км.

В 8 км на юго-восток от месторождения расположен пос. Светлый, численность населения которого составляет ~ 2000 человек. Население поселка занято в лесозаготовительной промышленности.

В орографическом отношении район месторождения приурочен к Двинско — Мезенской низменности и расположен в пределах холмистой равнины в нижнем течении реки Пинега.

Абсолютные отметки поверхности в районе площадки склада НП и АЗС составляют 62,4 — 62,7 м.

Территория покрыта смешанным лесом. Сосново-еловые леса в значительной степени вырублены и на месте вырубок поднялся сосново-березовый подрост. Понижения рельефа, как правило, заболочены.

Климат в районе работ умеренно-континентальный, влажный, с холодной продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура воздуха около 0⁰С. Морозы достигают -2530⁰ (редко -4548⁰С). Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Снежный покров сохраняется ~ 160 дней в году. Средние летние температуры +13+17⁰C. Среднегодовое количество осадков — 525 мм. Наибольшее количество осадков приходится на август месяц, наименьшее — на февраль.

Преобладающее направление ветра — южное.

1.2.2 Геолого-литологическое строение участка Исследуемая площадка расположена непосредственно на территории прирельсового склада.

Четвертичные отложения в пределах участка представлены озерно-ледниковыми глинами, суглинками и супесями, которые распространены неравномерно.

Мощность почвенно-растительного слоя до 0,4 метра, вскрытая мощность ледниковых отложений до 5,1 метра.

Ледниковые отложения представлены суглинками преимущественно тугопластичной консистенции, реже мягкопластичными, коричневого цвета, с включениями гравия и гальки 5−10%, с гнёздами и прослойками песка.

При проектировании глубина заложения фундамента 1,7 — 2,0 метра (при отсыпке территории на 1,0 метр), несущим слоем будет служить песок с гравием и галькой.

1.3 Исходные данные для проектирования

Проектируемый склад нефтепродуктов с автозаправочной станцией склад НП с АЗС должен быть размещен в границах отведенного участка.

Площадь земельного участка 0,24га.

Категория земель: земли промышленности, транспорта и связи.

Целевое использование: размещение склада НП с АЗС .

Вид права: аренда.

Обременений, ограничений, сервитут нет.

Строительство склада НП с АЗС проектируется с установкой нового оборудования и всех сооружений.

Склад НП с АЗС будет соответствовать современному техническому уровню и действующим нормам и правилам техники безопасности и противопожарным нормам. 5]

Учитываются местные условия строительства:

— водопровод — отсутствует;

— канализация — отсутствует;

— ливневые стоки — очистить до содержания нефтепродукта до сброса в водоём;

— электроснабжение — от ВЛ — 10 через ТП 10,4 кВт расположенной на прирельсовом сладе;

— топосъёмка, инженерно-геологические изыскания — имеются.

Склад НП с АЗС предназначен для хранения жидкого моторного топлива и масел и заправки автотранспортной техники осуществляющей доставку руды на прирельсовый склад из карьера дизельным топливом Доставка топлива на склад НП с АЗС принята железнодорожным транспортом с Архангельского филиала ОАО «НК Роснефть-Архангельскнефтепродукт» цистернами грузоподъёмностью 60 тонн 1 раз в 15 дней. Годовой объем потребления нефтепродуктов по проекту составляет 1,434 тыс.т./год.

Количество топливораздаточных колонок — 1 штука двухпистолетная, двухсторонняя, на один вид топлива. Объем средней разовой заправки — 100 литров. Марка топливораздаточная колонки серии А.122 с насосным моноблоком типа Tokico OS 1111-B производства Petroleum Sistems.

Для хранения трёх суточного запаса топлива для АЗС принят 1 горизонтальный двустенный подземный резервуар общей емкостью 15 м³ и три резервуара для хранения топлива по 60 м³ каждый. Данные о проектной мощности приведены таблице 1.

Таблица 1.1- Данные о проектной мощности

Здание АЗС принято индивидуальной модификации — блочной полной заводской готовности. Имеет в своем составе помещения для размещения персонала АЗС, проведения расчетно-кассовых операций по отпуску топлив, обеспечивает дополнительное сервисное обслуживание посетителей и персонала наличием стеллажей с расфасованными маслами и запасными мелкими деталями при входе. Общая площадь помещений — 30 м².

1.4 Генеральный план

Проектом на генеральном плане размещен склад НП с АЗС предназначен для хранения и заправки нефтепродуктами транспортных средств. Основные показатели по генеральному плану приведены в таблице 2.

Таблица 1.2 — Основные показатели по генеральному плану

Характеристика здание АЗС:

1. Блочное здание, выполняемая по индивидуальному проекту.

2. Общая площадь: 19,6 м².

3. Транспортные габариты здания:

— длина = 6,51 м;

— ширина = 3,01 м;

— высота = 3,0 м.

4. Назначение здания АЗС:

— размещение персонала АЗС;

— проведение учетных операций по пуску нефтепродуктов.

5. Класс огнестойкости: III класс, III степени огнестойкости класса СО в соответствии с НПБ 111−98*.

6. Расстояние от сервисной зоны здания до корпуса ТРК: 9 м (п. 3 НПБ 111−98*)[10].

Оснащение инженерными системами и коммуникациями:

система отопления;

система вентиляции;

система освещения;

система кондиционирования воздуха;

охранно-пожарная сигнализация;

система автоматического пожаротушения;

громкоговорящая связь;

узел учёта электроэнергии и распределительное оборудование.

Проектом предусмотрены оптимальные радиусы поворотов, расстановка дорожных знаков в необходимых местах. Движение автотранспорта по территории АЗС только в одном направлении. Устройство дорог обеспечивает возможность свободной эвакуации транспортных средств. 3]

Генеральный план АЗС разработан с учетом соблюдения требований:

— СНиП 2. 11. 03 — 93 Склады нефти и нефтепродуктов

— СНиП 2. 07. 01 — 89 Планировка и застройка городских и сельских поселений

— СНиП 11 — 89 — 80 Генеральные планы промышленных предприятий

— ПУЭ — 98* Правила устройства электроустановок

— НПБ 111 — 98* Нормы пожарной безопасности

— ППБ — 01 — 93 Правила пожарной безопасности

— Рекомендации по экологическому обоснованию и размещению АЗС

— РД 34.21.122−87 Инструкция по устройству молниезащиты Вертикальная планировка решена из условий рельефа местности, отметок прирельсового склада предприятия и организацией системы водоотвода. Отвод поверхностных вод запроектирован путем создания продольных и поперечных уклонов по дорогам и площадкам. 6]

Конструкция подъездных путей к АЗС принята из двухслойного асфальтобетона — тип (А) на щебеночном основании. Для проездов по АЗС, площадки заправочного островка принято покрытие из дорожной плитки (брусчатки) — тип — (П-1).

Площадка обслуживания топливного островка, нефтеуловителя, аварийного резервуара и отмостки здания операторной приняты с покрытием из плитки тротуарной фигурной — тип — (П2).

Заправочный островок расположен под навесом.

Территория АЗС обрамлена бордюром высотой не менее 20 см и декоративным ограждением.

В зоне заправочного островка предусмотрены площадки с уклонами к лоткам. Для сбора поверхностных сточных вод предусмотрена установка нефтеуловителя с дальнейшим отведением в водный объект (канаву), для этого нефтеуловитель укомплектован фильтром тонкой очистки.

Отходы (мусор и ветошь) собираются в металлические ящики и вывозятся на свалку.

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Общие положения

Склад нефтепродуктов с автозаправочной станцией включает в себя сооружения и технологическое оборудование, предусматривающее возможность хранения и отпуска дизельного топлива.

Завоз нефтепродуктов на склад НП с АЗС принят железнодорожным транспортом с Архангельского филиала ОАО «НК «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» цистернами грузоподъёмностью 60 тонн 1 раз в 15 дней. Слив нефтепродуктов из цистерн в резервуары для хранения топлива ёмкостью 180 м³ производится через железнодорожную сливную эстакаду и технологические трубопроводы в соответствии с типовым проектом т.п. 704−1-176.85 проекта строительства карьера гипса на месторождении «Глубокое» в Холмогорском районе Архангельской области разработанным ОАО «Гипронеруд» (лицензия на проектирование № ГС-2−791−02−26−0-782 661 565−8 170−1 от 17.01.2005 г.) в соответствии с заданием ЗАО «КНАУФ ГИПС САНКТ-ПЕТЕРБУРГ», согласованным Управлением Ростехнадзора по Архангельской области .

Для снабжения ТРК предусмотрен расходный резервуар ёмкостью 15 м³ .Данный резервуар заполняется из резервуаров предназначенных для хранения топлива ёмкостью по 60 м³ каждый поочерёдно, что позволяет производить освежение запасов топлива находящегося в резерве. Перекачка топлива осуществляется с помощью вихревого самовсасывающего насоса типа АСВН-80А/6. Подача топлива на ТРК из расходного резервуара осуществляется по технологическому трубопроводу за счет эффекта всасывания создаваемого насосным моноблоком типа Tokico OS 1111-B, установленного на выбранной нами ТРК типа А.122. производства компании Petroleum Sistems.

Для контроля параметров нефтепродуктов во всех топливных резервуара применяется современная система измерения «Site Sentinel». Система предназначена для измерения уровня, температуры, плотности, вычисления объема светлых нефтепродуктов, сигнализации наличия подтоварной воды и повышения до максимально допустимого уровня для обеспечения пожарной и экологической безопасности, автоматизации процессов учета нефтепродуктов на АЗС. Уровнемер работает совместно с кассово-компьютерными системами, с соответствующими требованиями.

2.2 Система измерения уровня site sentinel от компании PETRO VEND

Рисунок 2.1- Система мониторинга резервуарного парка Многофункциональная система учета запасов топлива Site Sentinel производства фирмы PETRO VEND (OPW) предназначена для контроля за наполнением и расходом топлива резервуара АЗС, а также для обмена измерительной информацией с системой управления АЗС. Site Sentinel поставляется с датчиками контроля герметичности межстенного пространства резервуаров. Site Sentinel осуществляет контроль топливных запасов посредством измерения уровня топлива, уровня воды и температуры топлива в резервуаре.

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

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

3. Максимальное количество измерительных зондов — 16 .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Трубопроводы и арматура выполнены в оцинкованном виде или из коррозионностойких металлов. Все резьбовые трубные соединения выполняются на бензостойком герметике согласно инструкции завода-изготовителя Токоотводы и заземлители молниеприемников выполнены в соответствии РД 34.21.122−87. окрашены в два слоя масляной краской МЛ-112 для наружных работ (ГОСТ 8292−85*) по грунтовке ПФ-020

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

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

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

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

2.3.1 Технологические трубопроводы.

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

На АЗС приняты стальные трубы для следующих линий:

линия наполнения Ду 80;

линия выдачи Ду 40;

линия деаэрации Ду 50.

2.3.2 Техническая характеристика резервуаров Основные технические данные РГПД-60.00.000 :

1. Фактический геометрический объём резервуара — 61,2 м³

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

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

4. Способ испытания резервуара — нанесение мыльной эмульсии на сварные швы

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

6. Вес резервуара проектный — 12,8 т

7. Габариты резервуара: диаметр — 2,80 м длина — 11,950 м

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

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

Основные технические данные резервуара РГПД-15.00.000:

1. Фактический геометрический объём резервуара — 10,72 м³

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

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

4. Способ испытания резервуара — нанесение мыльной эмульсии на сварные швы

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

6. Вес резервуара проектный — 4,7 т

7. Габариты резервуара: диаметр — 2,40 м длина — 4,250 м

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

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

Рисунок 2.2-Оборудование линий резервуара

2.3.3 Комплектация технологического блока перекачки нефтепродуктов

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

— секция размещения насоса АСВН-80А6, трубопроводов перекачки и арматуры

— секция размещения электроавтоматики управления насосом.

Трубопроводы и арматура секции размещения насоса АСВН-80А6

1. Линии наполнения резервуара.

1.1 Отвод стальной оцинкованный 90 Ду90.

1.2 Соединительные фланцы оцинкованные Ду80 внеш/внутр.

1.3 Кран шаровый оцинкованный Ду80 внутр/внутр.

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

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

1.6 Муфта сливная Ду80 — МС-80.

1.7 Переход стальной оцинкованный 89×57.

1.8 Кран шаровый оцинкованный Ду50 внутр/внутр.

1.9 Труба стальная оцинкованная Д=60×3,5 L=70мм.

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

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

Давление заводских испытаний на прочность:

— резервуара 0,04 МПа;

— трубопроводов 0,04 МПа.

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

2.3.5 Гидравлический расчет линии наполнения РГПД-15.000.00

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

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

Автоматическое прекращение наполнения не более чем за 5 секунд.

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

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

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

Исходные данные для расчета:

5 Нефтепродукт — дизельное топливо (зимнее).

6 Плотность нефтепродукта при 0⁰С — 840 кг/м³

Вязкость нефтепродукта при 0⁰С кинематическая — 6,73 10^-6 м²/с.

Температура застывания — 35 ⁰С.

Объём резервуара — 60 м³

7 Давление насыщенных паров ДТ

при 0⁰С — 1000 Па.

Основные технические данные насоса АСВН — 80А:

тип насоса — самовсасывающий, вихревой, одноступенчатый, горизонтальный;

подача, л/мин. — 35 м³/час;

напор — 26 м;

— высота самовсасывания — не менее 6,5 м;

мощность 8,5 кВт.

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

H_вс.= Н +Д Z + Р_нп. / р g, (2.1)

где Н — потери на трение по длине (h _тр) и сумма потерь на местные сопротивления (h_мест) в всасывающем трубопроводе, м .

Н= h _тр.+ h_мест, (2.2)

Д Z — разность геодезических отметок всасывающего патрубка насоса и начала всасывающего трубопровода, м.

ДZ= Z₂ — Z₁, (2.3)

где Z₁ — отметка всасывающего патрубка насоса.

Z₂ — отметка начала всасывающего трубопровода ДZ= 2,75 — 0,20= 2,95 м (исходя из условий монтажа АЗС).

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

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

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

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

D_вн.= 0,0188 (Q/ V)^½

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

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

D_вн = 0.0188 (35 / 1,0)^½ =0,111 м.

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

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

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

3. Определим параметр Рейнольдса:

Re = V_факт. D_вн. / v, (2.4)

где vвязкость зимнего дизельного топлива при 0^оС, м²/сек.;

Re = 1,93 0,8 / 6,73 10^-6 = 22 942.

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

4. Относительная шероховатость бесшовных стальных трубопроводов :

E = K_э / D_вн, (2.5)

где K_э — эквивалентная шероховатость, для стальных труб K_э =0,2 мм;

D_вн — внутренний диаметр трубопровода, D_вн = 80 мм;

E = 0,2 / 80 = 0,0025

5.Коэффициент гидравлического сопротивления для зоны гидравлических гладких труб при Re больше 15 000 и Ду80 равен:

л = 0,0187 + 1,7 / Re^½, (2.6)

л = 0,0187 + 1,7/ 22 942^½ = 0,03

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

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

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

где L_пр — приведенная длина трубопровода, м;

L_пр = L +L_экв., (2.8)

где L — геометрическая длина трубопровода =23 м;

L_экв. — длина трубопровода эквивалентная местным сопротивлениям, м.

L_экв. = (D_вн / л) Уо, (2.9)

где Уо — сумма коэффициентов местных сопротивлений:

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

о _отв.90 = 1,0×3=3,0 — коэффициент местного сопротивления плавного отвода 90^о;

о _{огнепр.} = 0,3 — коэффициент местного сопротивления огнепреградителя;

о _{шар.кран} = 0,6 — коэффициент местного сопротивления шарового крана Ду80 ;

о = 3 — коэффициент местного сопротивления обратного клапана

L_экв. = (0,08/0,03) (0,5+3,0+0,3+0,6+3) = 19,73 м Таким образом, приведенная длина трубопровода равна:

L_пр = 23 +19,73 = 42,73 м Находятся потери напора во всасывающем трубопроводе:

Н = 0,03 (42,73 / 0,08) 1,93² / (2 9,81) = 3,04 м Проверяется условие допустимой высоты всасывания насоса:

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

H_вс. = 6,5 > 6,1 = H_{вс. факт}

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

2.3.6 Линия выдачи РГПД-15.000.00

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

1. Обратный клапан прямой оцинкованный Ду40.

2. Ниппель двойной оцинкованный Ду40.

3. Муфтовое соединение («американка») Ду40.

4. Кран шаровый оцинкованный Ду40.

5. Вставка гибкая L=70 Ду38.

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

2.3.7 Система деаэрации

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

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

Таблица 2.1 — Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров

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

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

Обозначения на рисунке аварийного резервуара:

1. Резервуар объемом 10 м³.

2. Технологический отсек.

3. Люк-лаз диаметром 800 мм.

4. Крышка люка-лаза диаметром 920 мм.

5. Линия наполнения — трубопровод Ду100.

6. Линия обесшламливания — трубопровод Ду40.

7. Огнепреградитель ОП-50.

8. Труба замерная Ду40.

9. Линия деаэрации — трубопровод Ду50.

10. Мановакууметр (показан условно).

Рисунок 2.3- Аварийный резервуар Р-10А

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

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

Основная область применения ТРК — автозаправочные станции.

Общие краткие технические характеристики ТРК серии A 122

виды топлива — бензин, дизельное топливо;

относительная влажность воздуха при температуре 35С — 100%;

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

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

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

наибольший расход — 50 л/мин;

наименьший расход — 4 л/мин;

предел допускаемой основной погрешности — 0,25%;

минимальная доза выдачи топлива — 2 литров;

количество сортов топлива — 1;

количество наконечников в одной стороне — 2;

индикация — жидкокристаллический дисплей;

длина раздаточного рукава — не менее 4,5 метра;

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

количество одновременно заправляемых машин — 1 или 2;

масса — не более 145 кг;

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

уровень звука — не более 70 dB;

категория взрывозащищенности — 2 Exedmid IIBT3;

мощность привода насоса — не более 1,1 кВт.

2.6 Нефтеуловитель очистки поверхностных сточных вод Нефтеуловитель для очистки производственно-дождевых сточных вод изготовляется в соответствии с ТУ 4589−001−43 512 348−99 и предназначен для очистки поверхностных сточных вод с дальнейшим отведением в канализацию или в водный объект (в данном проекте в водоотводную канаву).

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

Фильтр тонкой очистки состоит из металлического каркаса диаметром 190 мм, длиной 1120 мм, намотанного на него и закрепленного хомутами углеволокнистого сорбционного фильтрующего материала БУСОВИТ (ТУ РБ 204 056−108−95).

Основные характеристики нефтеуловителя:

— расчётная производительность нефтеуловителя — 3 л/с;

— материал — сталь Ст3;

— срок эксплуатации — не менее 15 лет.

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

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

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

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

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

2.6.1 Техническая характеристика Нефтеуловитель смонтирован в едином стальном горизонтальном блоке подземного исполнения.

1. Длина — 2500 мм.

2. Диаметр — 2450 мм.

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

4. Толщина обечайки и днищ — 5 мм.

5. Масса нефтеуловителя — 2,6 т.

6. Общий объём — 9,5 м³.

7. Рабочий объём — 6,5 м³.

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

9. Концентрация загрязнений сточных вод нефтепродуктами:

до очистки — 40−100 мг/л, после очистки — 0,3−0,08 мг/л.

11. Концентрация загрязнений сточных вод взвешенными веществами:

до очистки — 100−500 мг/л, после очистки — 5,0 мг/л.

12. Кислотность рН — 6,5−9.

13. Масса изделия — 2620 кг.

14. Габаритные размеры — 3400×1000×2400 мм.

Секции нефтеуловителя и их назначение:

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

— размеры блока — 1000×1000×400 мм;

расстояние между пластинами — 25 мм;

количество пластин — 13 шт;

угол наклона блока — 60⁰;

общая площадь пластин осаждением блока — 13 м².

расчётный эффект осветления — 70% ;

фактический эффект осветления — не менее 85%.

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

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

4. Для противокоррозионной защиты внутренних стальных поверхностей нефтеуловителя используют грунт и эмаль Эпобен (Б-ЭП-0261 и Б-ЭП-610) ТУ 2312−003−26 524 984−98. На материал имеется Гигиеническое заключение № 78.01.05.231.П.12 588.02.99, выданное ГСЭН в г. Санкт-Петербурге. Покрытие обладает: высокими противокоррозионными свойствами, стойкостью к нефтепродуктам, пресной и морской воде, моющим средствам. Долговечность покрытия не менее 5 лет.

5. Наружные поверхности нефтеуловителя покрыты материалом рулонным кровельным и гидроизоляционным наплавляемым битумно-полимерным «Изоэласт» марки «К» ТУ 5774−007−5 766 480−9696 и мастикой битумно-резиновой горячей МБР-Г/III (80) «Ижора» ТУ 5775−002−11 149−403−97.

На рисунке 2.5 представлен нефтеуловитель очистки сточных вод.

Рисунок 2.5 Схема нефтеуловителя очистки поверхностных сточных вод

2.6.2 Принцип работы нефтеуловителя

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

Загрязнённые стоки попадают в нефтеуловитель по подводящей трубе через разделитель потока. В этой части нефтеуловителя происходит первичное разделение нефтепродуктов.

Далее поток попадает в отсек блока тонкослойного отслаивания противоточного типа, где происходит очистка сточных вод от мелкодисперсных взвешенных частиц. Размеры пластин осаждения 0,55×1000×1000 мм, материал — сталь Ст3 оцинкованная. Количество

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

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

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

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

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

2.7 Здание операторской автозаправочной станции Проект здания операторской состоит из следующих комплектов:

архитектурно — строительная;

металлические конструкции;

отопление и вентиляция;

электроснабжение.

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

Рисунок 2.6 План здания операторской на отметке 0,000

Таблица 2.2 — Экспликация помещений

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

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

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

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

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

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

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

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

Здание операторской оборудовано биотуалетом.

Проект электроснабжения здания операторской выполнен согласно задания на проектирование.

Основные технические показатели:

— установленная мощность 8,0 кВт;

— расчетная мощность 6,4 кВт;

— напряжение 380 В;

— расчетный ток — 11,1 А;

— количество установленных светильников — 6 штук.

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

Электропроводка выполняется открыто кабелем АВВГ в ПХВ коробах.

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

Все электромонтажные работы выполнить в соответствии с ПУЭ.

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

Навесная группа состоит из :

металлоконструкции навеса;

опорных элементов (колонны);

комплектов облицовки навесной группы;

светильники освещения навесной группы;

2.8 Озеленение и благоустройство