Сооружение резервуара с защитной стенкой на нефтеперекачивающей станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТЕМА

Сооружение резервуара с защитной стенкой на НПС "Самара-1" объемом 20000 м3

"Реконструкция резервуарного парка НПС, ДНС "Горюшка" ( РВСП, РВС 5000)



Содержание

Аннотация

Введение

1. Описательная часть

1.1 Общие сведения

1.2 Физико-географические условия и климат. Климатическая характеристика

1.3 Физико-географическая характеристика

1.4 Геология и гидрогеология

2. Механическая часть

2.1 Расчет оптимальных размеров резервуара

2.2 Расчет минимальной толщины поясов стенки резервуара

2.3 Расчет защитной стенки

2.4 Расчет стенки резервуара на прочность

2.5 Расчет стенки резервуара на устойчивость

2.6 Расчет защитной стенки резервуара на прочность

2.7 Расчет защитной стенки резервуара на устойчивость

2.8 Расчет колец жесткости защитной стенки резервуара на устойчивость

3. Строительная часть

3.1 Земляные работы

3.2 Производство бетонных и железобетонных работ

4. Автоматизация

4.1 Общая часть

4.2 Приборы и средства автоматизации

4.3 Размещение и монтаж средств автоматизации

4.4 Автоматизация пожаротушения

4.5 Антикоррозионная защита резервуара

4.6 Электрохимическая защита. Общая часть

4.7 Технология производства работ

4.8 Контроль качества

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ риска системы "Человек - Машина - Среда" (Ч-М-С) применительно к к проекту "Сооружение резервуара с защитной стенкой вместимостью 20000 м3"

5.3 Идентификация опасностей. Характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения

5.4 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.5 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев, профзаболеваний, аварий

5.6 Обеспечение электро, пожаро и взрывобезопасности

5.7 Организация обучения безопасным методам работы

5.8 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм

5.9 Виды оформляемой документации мастером

6. Экологическая безопасность

6.1 Политика компании в области экологии

6.2 Мониторинг компонентов окружающей среды

6.3 Охрана и рациональное использование земельных ресурсов

6.4 Охрана воздушного бассейна в период эксплуатации

6.5 Охрана воздушного бассейна в период производства работ

6.6 Охрана окружающей среды и оценка воздействия при утилизации отходов производства и потребления

6.7 Охрана поверхностных и грунтовых вод

Список литературы



Аннотация

Данный дипломный проект на тему "Сооружение резервуара с защитной стенкой на НПС "Самара-1" объемом 20000 м3" разработан на основании технического задания кафедры "Трубопроводный транспорт" и состоит из 7 частей.

Описательная часть включает в себя характеристику объекта и района строительства.

В механической части представлены поверочный расчет основной и защитной стенок резервуара на прочность и устойчивость, расчет ребер жесткости защитной стенки.

В строительной части разрабатываются вопросы, связанные с проведением земляных работ и работ, устройством ленточного кольцевого фундамента под обе стенки.

В следующем разделе дипломного проекта рассмотрены вопросы пассивной и активной защиты резервуара от коррозии, оценена экологическая ситуация при строительстве (реконструкции), приведены основные требования по охране труда и промышленной безопасности и дано экономическое обоснование снижения затрат в результате повышения надежности резервуара и снижения аварийности на объекте.

Графическая часть представлена чертежами: общий вид резервуара, общий вид кровли, устройство фундамента, развертки стенок, защитное днище резервуара, экономические показатели.



Введение

Нефтепроводный транспорт - одна из важнейших подотраслей нефтяной промышленности. Он обеспечивает экономичную доставку по трубопроводам нефти с промыслов на заводы.

ОАО "Приволжскнефтепровод" занимает одно из ведущих мест в нефтепроводной системе России. На балансе ОАО "Приволжскнефтепровод" находится более 5 000 км магистральных нефтепроводов, 44 насосные станции, резервуарный парк вместимостью около 2 млн. мі.

Резервуарные парки - это неотъемлемая часть любой трубопроводной системы. Строительство резервуаров требуют значительных инвестиционных вложений, и его необходимость определяется предварительным технико-экономическим расчетом.

В зависимости от положения в пространстве и геометрической формы стальные резервуары принято разделять на следующие типы: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сферические и др.

Вертикальные цилиндрические резервуары выполняют со стационарной крышей, с понтоном, и с плавающей крышей.

Днище резервуаров обычно делают в виде пологой конической конструкции с небольшим углом наклона в сторону центра или к периферии.

Стенка резервуара представляет собой цилиндр, состоящий из поясов, имеющих высоту, равную ширине применяемых листов: 1,5; 2 м и больше при длине листов - 6-8 м и более.

Чтобы ограничить избыточное давление и вакуум в принятых проектом значениях, на крыше резервуаров устанавливают аппаратуру, регулирующую их величину в заданных приделах. Для большей гарантии устанавливают 2 типа аппаратуры: механическую и гидравлическую.

Проектом листовых конструкций резервуаров, при соответствующем обосновании, может быть принят как рулонный, так и листовой метод. Вертикальные стыки поясов стенки должны располагаться в разбежку.

Также конструкция резервуара может быть одностенной или двустенной. Кроме этого двустенные резервуары делятся на простые и изотермические.

Однако нас интересуют простые резервуары с двойной (защитной) стенкой, особенности их конструкции и эксплуатации.

Резервуары с защитной стенкой проектируются в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 "Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов".

Строительство нового резервуара, несмотря на единовременные инвестиционные вложения позволит снизить годовые затраты на ремонт и повысить надёжность эксплуатации резервуарного парка



1. Описательная часть

1.1 Общие сведения

Объект строительства расположен на территории НПС"Самара-1" в Волжском районе Самарской области.

Ближайший населенный пункт - п. Просвет (~ 3,0 км).

Воздействие на окружающую природную среду и условия проживания населения в период производства работ сведено к минимуму, т.к. работы выполняются непосредственно на территории существующего предприятия - ЛПДС "Самара".

продолжительность строительно-монтажных работ составит: демонтаж резервуара - 39 смен; строительство резервуара - 195 смен.

Общее количество работающих: демонтаж резервуара - 69 чел.; строительство резервуара - 89 чел.

Потребность в транспортной, строительно-монтажной технике и применяемых материалах в период производства работ, а также порядок, способы и сроки производства работ определены в разделе "Организация строительства".

Существующее положение

Основная производственная деятельность ЛПДС "Самара" - прием, компаундирование, поставка, перекачка нефти, проведение коммерческого и оперативного учета сдаваемых и транспортируемых нефтей. Перекачка нефти ведется по магистральным нефтепроводам:

· "Самара-Тихорецк";

· "Самара-Лисичанск";

· "Дружба".

На ЛПДС "Самара" поступают нефти по 7 нефтепроводам: "Ромашкино - Самара", "Кротовка - Самара", "Муханово - Самара", "Калтасы - Самара", "Нижневартовск-Курган-Куйбышев", "Кулешовка - Самара", "Атырау- Самара". Из этих технологических потоков формируются потоки нефтей, перекачиваемые по магистральным нефтепроводам: "Самара-Тихорецк", "Самара-Лисичанск", "Самара - Унеча" ("Дружба-2"), - по участку МН Атырау- Самара 1380-1428 км на Новокуйбышевский НПЗ, по МН "Самара-Лопатино" на НПС "Лопатино", по участку МН "Кулешовка - Самара" 52-69 км и далее по МН Бавлы-Куйбышев на НПС "Кротовка" Бугурусланского РНУ.

В состав ЛПДС "Самара" входят:

1. Станция смешения нефтей (ССН) с резервуарным парком, двумя насосными станциями, котельной.

2. Головная насосная станция (НПС "Самара - 1") нефтепроводов "Самара - Унеча" ("Дружба-2") и "Самара - Тихорецк" с резервуарным парком, магистральными и подпорными станциями.

3. Головная насосная станция (НПС "Самара - 2") нефтепровода "Самара - Лисичанск" с резервуарным парком, магистральными и подпорными станциями.

Краткая характеристика объекта и эксплуатационные параметры резервуара

Эксплуатационные параметры резервуара:

· Резервуар вертикальный стальной цилиндрический с защитной стенкой и понтоном обьемом 20000 м3 для хранения нефти.

· Род хранимого продукта - товарная нефть.

· Тип хранимой нефти - 3 (ГОСТ Р51858-2002).

· Класс хранимой нефти - 3 (ГОСТ Р51858-2002).

· Плотность хранимого продукта - 860 кг/м3.

· Вязкость - 11,10 мм2/сек.

· Температура застывания хранимой нефти минус 10 градусов по Цельсию.

· Максимально-допустимый уровень взлива - 13,23 м.

· Объем по строительному номиналу- 22,749 тыс.

· Температура наиболее холодных суток с обеспеченностью 0,98 по СНиП 23-01-99* - минус 39°С.

· Снеговой район строительства - IV.

· Ветровой район строительства - III.

· Режим работы - круглосуточный.

· Диаметр резервуара (внутренний) - 45,6 м, высота стенки - 14 м.

· Стенка резервуара запроектирована из стали 09Г2С-12 с I по VII пояс полистового исполнения.

· Крыша - стационарная сферическая.

· Днище - полистового исполнения.

· Понтон алюминиевый

1.2 Физико-географические условия и климат. Климатическая характеристика

Климат Самарской области резко континентальный.

Зима холодная, продолжительная, малоснежная с сильными ветрами и буранами.

Лето жаркое, сухое, с большим количеством ясных, малооблачных дней.

Осень продолжительная, весна короткая, бурная. Весь год наблюдается недостаточность и неустойчивость атмосферных осадков, сухость воздуха, интенсивность процессов испарения.

Климатические особенности рассматриваемой территории формируются под смягчающим влиянием западного переноса воздушных масс. Это обстоятельство проявляется в удлинении зимы, сокращении переходных сезонов и в возможности глубоких аномалий всех элементов погоды - больших оттепелей зимой, возвратов холода весной, увеличении морозоопасности в начале и конце лета, засухи, возрастании годовой амплитуды колебаний температуры воздуха.

В соответствии с картой климатического районирования для строительства Российской Федерации (СНиП 23 - 01 -99*) исследуемая территория относится к району II - B.

В соответствии с картой климатического районирования для строительства ТСН 23-346-2003 исследуемая территория относится к III району. Зона влажности соответствует II - сухой зоне.

Средняя годовая температура воздуха на территории составляет плюс 4,5єС.

Самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие - плюс 20,9єС.

Самым холодным месяцем в году является январь. Средняя месячная температура января - минус 12,4єС.

Абсолютный максимум составляет плюс 39єС.

Минимальная температура самой холодной пятидневки составляет минус 34єС (обеспеченности 0,98) и минус 29єС (обеспеченность 0,92).

Температура наиболее холодных суток обеспеченностью 0,98 составляет минус 39єС, а для обеспеченности 0,92 - минус 35єС.

Среднемесячная относительная влажность наиболее холодного месяца составляет 82%.

Среднегодовое количество осадков на территории составляет 500 мм. В годовом ходе летние осадки превышают зимние.

Наибольшее количество осадков приходится на июнь (65 мм), наименьшее - на март (23 мм). На сток летние осадки существенного влияния не оказывают. Большая их часть расходуется на испарение и просачивание. Главную роль в формировании стока играют осадки зимнего периода.

Большая часть осадков выпадает в виде слабых и незначительных по величине дождей или снегопадов.

По степени гололедности территория относится к III гололедному району.

С апреля по октябрь на территории возможно выпадение града.

Общее количество дней с грозой в течение года составляет в среднем около 27. Наибольшее количество гроз наблюдается в июле - в среднем 9 дней.

К неблагоприятным атмосферным явлениям относятся также метели.

Преобладающее направление ветров в течение года - западное (18 % повторяемости), юго-западное (15 %) и восточное (14 %). В зимний период наибольшую повторяемость имеет ветер восточного и юго-восточного направления (16-18 %). В остальную часть года чаще всего наблюдается ветер западного направления (18-22 %).

Среднегодовая скорость ветра составляет 3,8 м/с. В течение года среднемесячная скорость ветра изменяется от 3,1 м/с в июне и июле до 4,3 м/с с декабря по март. Максимальная скорость ветра за период наблюдений на станции Самара составляет 29 м/с.

Средняя за год температура почвы изменяется от 7,5° С (на глубине 3,2 м) до 7,7° С (на глубине 0,2 м). Средняя глубина промерзания почвы за период наблюдений изменяется от 19 см в ноябре до 62 см в феврале-марте.

Нормативная глубина промерзания суглинистых грунтов соответствует 160 см, песчаных - 190 см.

Снеговой покров на территории ложится чаще всего в конце второй - начале третьей декады ноября. Максимальной мощности снеговой покров достигает к концу второй декады марта. Средняя из наибольших декадных высота снежного покрова составляет 43 см. Максимальная высота снежного покрова соответствует 88 см.

В зависимости от температуры воздуха и высоты снега находится и охлаждение почвы. С глубиной температура почвы, как правило, повышается и, начиная с глубины 120 см и ниже, температура положительная. В наиболее холодные и малоснежные зимы глубина промерзания почвы может быть больше.

Согласно СниП 2.02.01-83* нормативная глубина промерзания грунтов района изысканий -1,60 м.

1.3 Физико-географическая характеристика

Участок производства работ находится в пределах Волжского административного района Самарской области. Площадка реконструируемого резервуара РВСП - 20 000 № 7 расположена в западной части ЛПДС "Самара" на территории ССН, примерно в 3,0 км юго-восточнее с. Просвет.

Район проектирования расположен на востоке Русской платформы, в юго-западной части Волго-Уральской антеклизы и представляет собой полого увалистую Сыртовую равнину, характеризующуюся мягкими сглаженными формами рельефа с асимметричными междуречьями, расчлененную оврагами и балками.

В геоморфологическом отношении изучаемый участок приурочен к относительно ровной поверхности склона водораздела долины реки Домашка с небольшим уклоном в сторону оврага, проходящего ~ в 400 м южнее участка работ. Абсолютные отметки площадки составляют 152,0 - 154,0 м.

Основной водной артерией района изысканий является р. Волга с левобережным притоком второго порядка р. Домашка (~ 7 км от участка проектирования), которая впадает в р. Самара северо-восточнее с. Домашка (~ 14 км от участка проектирования).

Среди инженерно - геологических явлений и процессов следует отметить подтопление территории ССН и пучинистость грунтов в зоне промерзания.

1.4 Геология и гидрогеология

В геологическом строении площадки проектирования принимают участие коренные породы верхнего неогена (N2) и четвертичные делювиальные отложения склона водораздела долины р. Домашка (dQ), перекрытые техногенными (насыпными - tQIV) грунтами.

Коренные породы верхнего неогена (N2) вскрыты буровыми скважинами на глубине 11,0 - 14,8 м и представлены глинами. Глины темно - коричневого цвета, преимущественно полутвердой консистенции, комковато - оскольчатой структуры.

Среди включений следует отметить углистые вкрапления, пятна ожелезнения, известковистые налеты, редко - щебень и дресва (до 10%) карбонатных пород.

Вскрытая мощность верхненеогеновых отложений составляет 10,2 - 19,6 м.

Четвертичные делювиальные отложения склона водораздела долины р. Домашка (dQ) представлены преимущественно суглинками светло - коричневого, буровато - коричневого и коричневого цвета, мягкопластичной - тугопластичной консистенции. Суглинки известковистые, местами опесчаненные, с мелкими углистыми вкраплениями и пятнами ожелезнения, с включением известковистых желваков, с редкими включениями мелкого щебня и дресвы карбонатных пород.

Суглинки вскрыты буровыми скважинами на глубине 1,3 - 2,9 м под насыпными грунтами. Мощность суглинков в пределах проектируемого резервуара достигает 5,3 - 11,9 м.

Скважинами на глубине 8,0 - 13,0 м вскрыты четвертичные делювиальные глины, залегающие на кровле коренных пород. Глины коричневые, тяжелые, полутвердой и тугопластичной консистенции, местами опесчаненные, известковистые, с включением до 10% щебня и дресвы карбонатных пород и известковистых желваков. Мощность четвертичных глин составляет 2,4 - 6,8 м

Техногенные (насыпные - tQIV) грунты вскрыты повсеместно. Они представлены мелкими коричневыми влажными и водонасыщенными песками и суглинками с комьями чернозема. Их образование связано с проведением земляных работ при подготовке основания резервуара и устройства защитного обвалования. Насыпные грунты отличаются относительно низкой плотностью сложения, неоднородным составом и неравномерной сжимаемостью. Мощность техногенных образований составляет 1,3 - 2,9 м.

Гидрогеологические условия участка характеризуются наличием подземных вод в делювиальных суглинках склона водораздела долины р. Домашка и техногенных грунтах, образующие единый водоносный горизонт.

Подземные воды вскрыты буровыми скважинами на глубине 0,20 - 1,20 м (абсолютные отметки 151,90 - 152,30 м). Водовмещающими породами являются делювиальные тугопластичные - мягкопластичные суглинки, относительным водоупором служат плотные глины верхнего неогена, вскрытые на глубине 8,0 - 14,8 м. Мощность водоносного горизонта изменяется от 9,8м до 14,3 м.

Питание водоносного горизонта осуществляется за счет инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка его происходит в овраг, расположенный южнее участка работ. Учитывая водораздельный тип режима подземных вод, сезонные колебания уровня подземных вод составят не более 0,5 - 0,7 м.

По химическому составу подземные воды преимущественно гидрокарбонатно - сульфатные, кальциево - магниевые и смешанные по катионам. По минерализации вода пресная (916 мг/дм3) и слабосолоноватая (1120 - 1158 мг/дм3), очень жесткая (10,3 - 12,10 мг - экв/дм3).

Подземные воды по содержанию сульфатов неагрессивны к бетону на портландцементе марки W - 4. По отношению к железобетонным конструкциям подземные воды при постоянном погружении неагрессивны, при периодическом смачивании - слабоагрессивны. По суммарному содержанию ионов хлора и сульфатов подземные воды среднеагрессивны к стали.



2. Механическая часть

2.1 Расчет оптимальных размеров резервуара

При расчете оптимальных размеров резервуара и основных элементов его конструкции руководствуются следующим. Толщина днища и покрытия являются нерасчетными параметрами и рекомендуемые их величины, соответственно дн = 4 : 5 мм, покр= 3:4 мм. Выбираем о дн = 5мм, опокр = 4мм.

Для изготовления резервуаров емкостью более 5 000 м3 используется как Ст-3, так и низколегированные стали марок 09Г2С, 16Г2АФ, и другие. Используются так же комбинированные конструкции - нижние пояса стенки изготовляются из сталей 09Г2С, 16Г2АФ, верхние из стали Ст-3.

Размеры листового проката выбираются из стандартного ряда. При этом руководствуются следующим: длина листа должна быть по возможности кратной периметру пояса, ширина листа - кратной высоте резервуара. При этом длина и ширина листа должны быть возможно большими с целью уменьшения количества сварных швов.

Принимаем в качестве материала днища и покрытия сталь марки 09Г2С-12, справочное значение предела текучести b= Rн = 325 МПа, а для 5, 6 поясов защитной стенки резервуара принимаем Ст-3 Rн ,= 245 МПа

Kзапаса=Кн.Кп где

Кн - коэффициент надежности по материалу - 1,025

Кп - коэффициент перегрузки - 1,15

,

где Rу - расчетное сопротивление металла ( 2.1)

Высоту пояса стенки резервуара берут из стандартов листового проката.

Оптимальный радиус находится по формуле: (2.2)

где V - объем резервуара в м3, = 5 .10-3 м. (2.3)

Уточняем размеры резервуара, исходя из стандартной ширины листа: (2.4)

, отсюда принимаем 7 поясов.

(2.5)

Исходя из стандартных длин листов выбираем длину листа пояса lл = 9,5 м, расчетный периметр резервуара определяется следующим образом:

Пр= 2.Rопт= 6,28.22,35= 140,36 м.

Количество листов в поясе nл= П/lл= 140,36/9,5 = 14,77 принимаем 15 листов

Действительный диаметр резервуара находится по формуле:



(2.6)

(2.7)

2.2 Расчет минимальной толщины поясов стенки резервуара

Определяем толщину стенок поясов по формуле:

(2.8)

Принимаем:

kn1 - коэффициент перегрузки от гидростатического давления - 1,1;

kn2 - коэффициент учитывающий избыточное давление - 1,2;

kp - коэффициент условий работы - 0,7 для I пояса, 0,8 - для остальных поясов;

x - высотная координата пояса, м;

Hвзлива = 13,23 м.

Определяем высотные координаты для поясов:

x1= Hвзлива = 13,23 м ;

x2= 13,23 - 2 =11,23 м ;

x3= 13,23 - 4 = 9,23 м;

x4= 13,23 - 6 = 7,23м;

x5= 13,23 - 8 = 5,23 м;

x6= 13,23 - 10 =3,23 м;

x7= 13,23 - 12 = 1,23 м;

(2.9)

(2.10)



Исходя из РД-16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 "Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров" для резервуаров с диаметром > 35м, толщина стенки должна быть не менее 11 мм, а также учитывая минусовой допуск на прокат и припуск на коррозию ? + с = 1мм , принимаем: д1 = 15 мм; 1-д5= 13мм ; 6-д7= 12мм

2.3 Расчет защитной стенки

Высота защитной стенки принимается исходя из требуемого объёма в 22,749 м3 и радиуса защитной стенки равной по проекту 25,05 м

(2.11)

(2.12)

Принимаем 11,5 м.

11,5/14,0=0,82.100=82% , что соответствует ПБ 03-605-03 п.3.10.3. Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80% от высоты стенки основного резервуара.

Так как в проекте выбраны листы стали шириной 2 м, а высота защитной стенки 11,5 м , то ширину листов 1 - 5 поясов оставим 2 м, а ширина листов 6 пояса получается 1,5 м

Hвзлива= 0,95.Hопт= 0,95.11,5= 10,93 м. (2.13)

Определяем высотные координаты для поясов:

x1= Hвзлива = 10,93 м;

x2= 10,93 - 2 = 8,93 м;

x3= 10,93 - 4 = 6,93 м;

x4= 10,93 - 6 = 4,93 м;

x5= 10,93 - 8 = 2,93 м;

x6= 10,93 - 10 = 0,93 м;

(2.14)

(2.15)

Исходя из РД-16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 "Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров" для резервуаров с диаметром > 35м, толщина стенки должна быть не менее 11 мм , а также учитывая минусовой допуск на прокат и припуск на коррозию, ? + с = 1мм принимаем: д1 - 4= 12 мм; 5=д6= 11мм

2.4 Расчет стенки резервуара на прочность

Поверочный расчет стенки резервуара производится на основе ПБ 03-605-03 с учетом требований СНиП II-23-81

; (2.16)

где: - напряжение в расчетном поясе резервуара, Па;

kn1 - коэффициент перегрузки от гидростатического давления, 1,1;

- плотность нефтепродукта, кг/м3;

Н- высота взлива нефтепродукта, м;

х- расстояние от днища резервуара до расчетного уровня, м;

kn2 - коэффициент учитывающий избыточное давление и вакуум, 1,2;

Pв- нормативная величина избыточного давления и пространства под кровлей резервуара, Pв = 0 Па;

r- радиус резервуара

- реальная толщина стенки резервуара в расчетном поясе, м;

kp - коэффициент условий работы, - 0,7 для I пояса, 0,8 - для остальных поясов;

Rу- расчетное сопротивление стали по пределу текучести, Па.

Рассчитаем напряжение в первом поясе резервуара:

I пояс:

186,5МПа < 193 МПа

II пояс:

185,7 МПа < 220,6 МПа

III пояс:

152,6 МПа < 220,6 МПа

IV пояс:

119,5 МПа < 220,6 МПа

V пояс:

86,5 МПа < 220,6 МПа

VI пояс:

57,9 МПа < 220,6 МПа

VII пояс:

22,0 МПа < 220,6 МПа

Т.о. по результатам расчета стенки резервуара на прочность, необходимо отметить, что условие прочности по каждому поясу выполняется.

2.5 Расчет стенки резервуара на устойчивость

Проверка устойчивости производится по формуле:

, (2.17)

где: и - соответственно расчетные осевые и кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа;

и - соответственно критические осевые и кольцевые напряжения.

Расчетные осевые напряжения определяются по формуле:

, МПа (2.18)

где: - коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, =1,05;

- вес покрытия резервуара, кг;

- вес вышележащих поясов стенки, кг;

- нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие (по проекту), Па;

- нормативная нагрузка от вакуума на покрытие;

- коэффициент надежности по снеговой нагрузке, = 1,4.

Средняя арифметическая толщина стенки резервуара:

, (2.19)

- реальная толщина i-го пояса стенки, см.

=0,01271м

Подставим значения и получим:

Осевые критические напряжения определяются по формуле:

, (2.20)

где: с- коэффициент, определяемый по таблице;

Е-модуль упругости стали, Е=2·105 МПа.

r/д	600	800	1000	1500	2500
с	0,11	0,09	0,08	0,07	0,06

;

Расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара рассчитываются по формуле:

, (2.21)

где:

Рв- нормальное значение ветровой нагрузки на резервуар (по проекту), МПа;

nв- коэффициент надежности ветровой нагрузки, nв=0,5;

- средняя арифметическая толщина стенки резервуара.

Критические кольцевые напряжения определяются по формуле:

, (2.22)

где: h0- высота резервуара, м.

Проверим устойчивость стенки резервуара:

0,029<1

По результатам расчета стенки резервуара на устойчивость видно, что стенка резервуара соответствует требованиям устойчивости и способна выдержать нагрузки, действующие на резервуар.

2.6 Расчет защитной стенки резервуара на прочность

Поверочный расчет стенки резервуара производится на основе РД 153-39-017-97 учетом требований СНиП II-23-81.

; (2.23)

где: - напряжение в расчетном поясе резервуара, МПа;

kn1 - коэффициент перегрузки от гидростатического давления, 1,1;

- плотность нефтепродукта, кг/м3;

Н- высота взлива нефтепродукта, м;

х- расстояние от днища резервуара до расчетного уровня, м;

kn2 - коэффициент учитывающий избыточное давление и вакуум, 1,2;

Pв- нормативная величина избыточного давления и пространства под кровлей резервуара, Pв = 0 МПа;

r- радиус резервуара

- реальная толщина стенки резервуара в расчетном поясе, м;

kp - коэффициент условий работы, 0,7-0,8;

Rу- расчетное сопротивление стали по пределу текучести, МПа.

Рассчитаем напряжение в первом поясе резервуара:

I пояс:

192,3 МПа < 193,0 МПа

II пояс:

173,0 МПа < 220,4 МПа

III пояс:

134,3 МПа < 220,4 МПа

IV пояс:

95,5 МПа < 220,4 МПа

V пояс:

61,9 МПа < 166,2 МПа

VI пояс:

19,7 МПа < 166,2 МПа

Т.о. по результатам расчета стенки резервуара на прочность, необходимо отметить, что условие прочности по каждому поясу защитной стенки выполняется.

2.7 Расчет защитной стенки резервуара на устойчивость

Проверка устойчивости производится по формуле:

, (2.23)

где: и - соответственно расчетные осевые и кольцевые напряжения в защитной стенке резервуара, МПа;

и - соответственно критические осевые и кольцевые напряжения;

kp - коэффициент условия работ, kp =1.

Расчетные осевые напряжения определяются по формуле:

, МПа (2.24)

где: - коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, =1,05;

- вес покрытия резервуара, кг;

- вес вышележащих поясов стенки, кг;

- нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие (по проекту), Па;

- нормативная нагрузка от вакуума на покрытие;

- коэффициент надежности по снеговой нагрузке, = 1,4.

Средняя арифметическая толщина стенки резервуара:

, (2.25)

- реальная толщина i-го пояса стенки, см.

=0,01166м

Подставим значения и получим:

Осевые критические напряжения определяются по формуле:

,

где: с- коэффициент, определяемый по таблице;

Е-модуль упругости стали, Е=2·105 МПа.

r/д	600	800	1000	1500	2500
с	0,11	0,09	0,08	0,07	0,06

;

Расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара рассчитываются по формуле:

, (2.26)

где: Рв- нормальное значение ветровой нагрузки на резервуар (по проекту), МПа;

nв- коэффициент надежности ветровой нагрузки, nв=0,5;

- средняя арифметическая толщина стенки резервуара.

Критические кольцевые напряжения определяются по формуле:

, (2.27)

где: h0- высота резервуара, м.

Проверим устойчивость стенки резервуара:

0,018<1

По результатам расчета защитной стенки резервуара на устойчивость видно, что стенка резервуара соответствует требованиям устойчивости и способна выдержать нагрузки, которые возникнут в случае нарушения герметичности основной стенки резервуара.



2.8 Расчет колец жесткости защитной стенки резервуара на устойчивость

Кольца жесткости устанавливаются в случае, если устойчивость стенки, определенная по формулам СНиП II-23-81*, не обеспечена или когда кольца жесткости требуются для обеспечения проектной формы резервуара.

В нашем случае имеет место последнее, а в качестве силового воздействия рассматривается эквивалентная равномерная ветровая нагрузка.

Расчёт сводится к проверке устойчивости по формуле:

(2.28)

где

qкр - критическое давление равное рв•S

pв - ветровое давление

J - момент инерции кольцевого ребра жесткости относительно от параллельной образующей резервуара и совпадающей с ближайшей поверхностью.

r - радиус резервуара.

Нормативное значение средней ветровой нагрузки (давление ветра) определяют по СНиП 2.01.07-85* по формуле:

: (2.29)

где рво - нормативное значение ветрового давления для III ветрового района согласно п. 6.5, табл. 5 СНиП 2.01.07-85* и составляет рво = 0,38кПа = 38 кг/м2

k - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте резервуара, для местности типа А при высоте сооружения 10…20 м согласно п. 6.5, табл. 6 этот коэффициент определяется интерполяцией и его значение (1…1,25)

Yf - коэффициент надежности согласно СНиП 2.01.07-85* для ветровой нагрузки =1,4

Ce1 - аэродинамический коэффициент, его значение определяется согласно приложения 4 СНиП 2.01.07-85*, по схеме 2 и составляет 0,7.

Подставляя численные величины в формулу получим:

Изгибающий момент от места установки ребра жесткости быстро затухает и может быть определен по формуле:

где (2.30)

r - радиус резервуара,

д - толщина стенки резервуара в месте установки ребра жесткости, принято д = 0,012м

Тогда получим

(2.31)

Этому значению момента инерции относительно оси y-ов соответствует швеллер № 22а



3. Строительная часть

3.1 Земляные работы

Земляные работы выполняются согласно требованиям рабочего проекта, проекта производства работ, СНиП 3.02.01-87, СНиП 3.06.03-85.

Работы по разработке траншей и котлованов допускается вести после выполнения мероприятий по безопасному ведению работ, которые должны быть конкретизированы в проекте производства работ, разрабатываемом строительной организацией.

Ширина траншей и размеры котлованов приняты с учётом технологии производства земляных работ. Крутизна откосов - с учётом глубины траншеи, характеристик грунтов и технологии производства работ.

Разработка траншей

Разработка грунта для сооружений ЭХЗ, сетей электроснабжения, автоматизации и связи производится одноковшовым экскаватором типа ЭО-2621В-2 ёмкостью ковша 0,25 м3 при движении его по оси траншеи с соблюдением проектных отметок дна и откосов. Разработка траншей для укладки трубопроводов производится экскаватором обратная лопата типа PC200-6 (РС-300) "Komatsu".

Грунт, вынутый из траншеи и уложенный в отвал, размещается не ближе 0,5 м от бровки траншеи.

Разработка траншеи одноковшовым экскаватором с обратной лопатой должна вестись без применения ручной подчистки дна. При приближении экскаватора к знакам, указывающим расположение подземных коммуникаций, работу следует прекратить. Разработка траншеи на этом участке производится вручную на расстоянии не менее 2 м от боковой стенки в обе стороны от коммуникации и не менее 1 м над верхом действующей коммуникации.

При появлении воды в траншее производится её открытый водоотлив в пониженные участки рельефа агрегатом типа АВ-701.

Обратная засыпка грунта выполняется бульдозером, в местах пересечения с подземными коммуникациями - вручную. Засыпка траншей выполняется с запасом по высоте с учётом осадки грунта.

До начала работ по засыпке траншеи, должно быть:

· проверено проектное положение трубопровода и качество изоляционного покрытия;

· получено письменное разрешение от представителя техназора на засыпку уложенного трубопровода.

Засыпка траншей выполняется с предварительной подбивкой грунта под уложенный трубопровод, с планировкой и послойным уплотнением. После засыпки до начала рекультивации выполняется уплотнение грунта в границах раскрытия траншеи.

Важнейшими условиями выполнения земляных работ являются:

· соблюдение допустимой крутизны откосов котлованов и траншей;

· соблюдение технологических разрывов по времени между разработкой траншеи, укладкой трубопровода и обратной засыпкой траншеи.

Бурение скважин под стойки опор под технологические трубопроводы производится бурильно-крановой машиной типа БМ-302Б.

Забивка железобетонных свай под мачты молниеотводов, производится навесным копровым оборудованием на базе экскаватора ЭО-5111Б.

3.2 Производство бетонных и железобетонных работ

Под стенку резервуара запроектирован монолитный железобетонный кольцевой фундамент шириной 3,25 м и высотой 500 мм из бетона класса В25 F75 W6.

Резервуар устанавливается на искусственное основание из песка средней крупности по ГОСТ 8736-93* и подушки из песчано-гравийной смеси (ПГС) по ГОСТ 23735-79*.

Для обнаружения протечек под резервуаром предусмотрено устройство дренажных труб с колодцем контроля утечек.

Для бетонирования монолитных железобетонных конструкций применяют арматурно-опалубочные блоки, монтируемые на площадке строительства.

Доставка бетона на стройплощадку осуществляется автобетоносмесителями типа СБ-92В-2 на базе КамАЗ 55111-80.

Все бетонные работы желательно выполнить в период положительных температур воздуха.

При устройстве монолитных бетонных и железобетонных конструкций (установка опалубки, арматурных каркасов, подача бетона в опалубку) используются автомобильный кран типа КС 35715-2 "Ивановец" грузоподъёмностью 17 т.

Уплотнение бетонной смеси производится глубинными и поверхностными вибраторами.

Устройство монолитных конструкций следует производить с соблюдением требований СНиП 3.02.01-87 (глава 2), СНиП 3.03.01-87, СНиП 12_04-2002 (глава 7).

Выбор цементов для приготовления бетонных смесей следует производить в соответствии с ГОСТ 30515-97 "Цементы. Общие технические условия". Приемку цементов следует производить по ГОСТ 30515-97 с обязательной проверкой показателей качества, указанных в таблице 1 ГОСТ 30515-97.

Для бетонов класса В25 следует применять портландцемент марки М500; для бетонов класса В15 следует применять портландцемент марки М400; для бетонов класса В10 и ниже следует применять портландцемент марки М300. Допускается применять пластифицированный портландцемент.

В случае длительного транспортирования и хранения цемента допускается применять гидрофобный портландцемент марок М300 и М400. При необходимости получения высокой прочности бетона в короткие сроки при температуре окружающей среды ниже 20 °С, а также при зимнем бетонировании допускается применять глиноземистый цемент марок М400, М500. Для получения безусадочных и расширяющихся водонепроницаемых бетонов использовать гипсоглиноземистый расширяющийся цемент марок М 400, М500. Для заделки стыков, заделки фундаментных болтов применять напрягающий цемент марки М400 и выше.

Заполнители для бетонов применяются фракционированными и мытыми. Запрещается применять природную смесь песка и гравия без рассева на фракции (обязательное приложение 7 СНиП 3.03.01-87). При выборе заполнителей для бетонов следует применять преимущественно материалы из местного сырья. Для получения требуемых технологических свойств бетонных смесей и эксплуатационных свойств бетонов следует применять химические добавки или их комплексы в соответствии с обязательным приложением 7 и рекомендуемым приложением 8 СНиП 3.03.01-87.

Состав бетонной смеси, приготовление, правила приемки, методы контроля и транспортирование должны соответствовать ГОСТ 7473-94 "Смеси бетонные. Технические условия".

Подбор состава бетона должен выполняться лабораторией предприятия-изготовителя бетонной смеси по утвержденному заданию, разработанному технологической службой этого предприятия согласно ГОСТ 27006-86 "Бетоны. Правила подбора состава".

Требования к составу, приготовлению и транспортированию бетонных смесей приведены в табл. 1 СНиП 3.03.01-87.

Контроль по укладке и уплотнению бетонных смесей необходимо выполнять в соответствии с таблицей 2 СНиП 3.03.01-87.

Выдерживание и уход за бетоном выполнять согласно СНиП 3.03.01-87 п.п. 2.15-2.17.

В период производства бетонных работ при ожидаемой среднесуточной температуре наружного воздуха ниже 5 °С и минимальной суточной температуре ниже 0 °С следует выполнять следующие указания:

· приготовление бетонной смеси следует производить в обогреваемых бетоносмесительных установках, применяя подогретую воду, оттаянные или подогретые заполнители;

· состояние основания, на которое укладывается бетонная смесь, а также температура основания и способ укладки должны исключать возможность замерзания смеси в зоне контакта с основанием;

· неопалубленные поверхности конструкций следует укрывать паро- и теплоизоляционными материалами непосредственно по окончании бетонирования;

· выпуски арматуры забетонированных конструкций должны быть укрыты или

· утеплены на высоту (длину) не менее чем 0,5 м.

· перед укладкой бетонной (растворной) смеси поверхности полостей стыков сборных железобетонных элементов должны быть очищены от снега и наледи.

Выбор способа выдерживания бетона при зимнем бетонировании монолитных конструкций следует производить в соответствии с рекомендуемым приложением 9 СНиП 3.03.01-87.

При производстве бетонных работ при температуре воздуха выше 25 °С и относительной влажности менее 50% должны применяться быстро-твердеющие портландцемента, марка которых должна превышать марочную прочность бетона не менее чем в 1,5 раза.

Цементы не должны обладать ложным схватыванием, иметь температуру выше 50 °С, нормальная густота цементного теста недолжна превышать 27 %.

При появлении на поверхности уложенного бетона трещин вследствие пластической усадки допускается его повторное поверхностное вибрирование не позднее чем через 0,5...1 ч после окончания его укладки.

Уход за свежеуложенным бетоном следует начинать сразу после окончания укладки бетонной смеси и осуществлять до достижения 70 % проектной прочности.

Свежеуложенная бетонная смесь в начальный период ухода должна быть защищена от обезвоживания.

При достижении бетоном прочности 0,5 МПа последующий уход за ним должен заключаться в обеспечении влажного состояния поверхности путем устройства влагоемкого покрытия и его увлажнения, выдерживания открытых поверхностей бетона под слоем воды, непрерывного распыления влаги над поверхностью конструкций. При этом периодический полив водой открытых поверхностей твердеющих бетонных и железобетонных конструкций не допускается.

Во избежание возможного возникновения термонапряженного состояния в монолитных конструкциях при прямом воздействии солнечных лучей свежеуложенный бетон следует защищать саморазрушающимися полимерными пенами, инвентарными тепловлагоизоляционными покрытиями, полимерной пленкой с коэффициентом отражения более 50 % или любым другим теплоизоляционным материалом.

Заготовку стержней мерной длины из стержневой и проволочной арматуры и изготовление арматурных и анкерных изделий следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 3.09.01-85.

Все соединения арматуры должны быть сварными. Стыковые и крестообразные сварные соединения арматуры следует выполнять в соответствии с ГОСТ 14098-91 "Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций".

Контроль по устройству арматурных конструкций следует выполнять в соответствии с таблицей 9 СНиП 3.03.01-87.

Все конструкции и их элементы, закрываемые в процессе последующего производства работ (подготовленные основания конструкций, арматура, закладные изделия и другие), а также правильность установки и закрепление опалубки и поддерживающих ее элементов должны быть приняты в соответствии с ГОСТ Р 52085-2003 "Опалубка. Общие требования".

Установка и приемка опалубки, распалубливание монолитных конструкций, очистка и смазка производятся по ППР.

При приемке законченных бетонных и железобетонных конструкций или частей сооружений следует проверять:

· соответствие конструкций рабочим чертежам;

· качество бетона по прочности, а в необходимых случаях по морозостойкости,

· водонепроницаемости и другим показателям, указанным в проекте;

· качество применяемых в конструкции материалов, полуфабрикатов и изделий.

Приемку законченных бетонных и железобетонных конструкций или частей сооружений следует оформлять в установленном порядке актом освидетельствования скрытых работ или актом на приемку ответственных конструкций.

Законченные бетонные и железобетонные конструкции должны отвечать указными требованиями, приведенными в таблице 11 СНиП 3.03.01-87.

Контроль отклонения законченных монтажных конструкций от проектного положения должны удовлетворять требованиям таблицы 12 СНиП 3.03.01-87.

Контроль за отклонениями размеров, определяющих собираемость конструкций (переходы через обвалование, переходные и обслуживающие площадки), при сборке отдельных конструктивных элементов и блоков необходимо вести согласно требованиям таблицы 13 СНиП 3.03.01-87.

Технический надзор за производством работ производить в соответствии с OP 16.01-60.30-KTH-49-1-05 "Регламент осуществления технического надзора за строительством, реконструкцией и капитальным ремонтом резервуаров стальных вертикальных. Приборная оснащенность".



4. Автоматизация

4.1 Общая часть

Проектные технические решения раздела "Автоматизация" разработаны с учетом положений и требований основных нормативно-технических документов Российской Федерации и отраслевых руководящих документов "АК Транснефть" в части промышленной безопасности, пожаро-взрывобезопасности и электрической безопасности.

Принятые проектные решения обеспечивают выполнение необходимых функций контроля технологических параметров и управления при соблюдении всех необходимых технологических параметров и режимов работы резервуарного парка.

Объекты автоматизации

Объектом автоматизации является резервуар стальной вертикальный с защитной стенкой и понтоном на НПС "Самара-1" объемом 20000 м3 с устройством размыва донных отложений "Диоген" и электроприводными задвижками на приемо-раздаточных патрубках резервуара.

Объемы автоматизации

Объемы автоматизации резервуара 20000 м3 приняты в соответствии с требованиями РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05 "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения".

Проектом предусматривается следующий объем автоматизации:

- дистанционное измерение уровня нефти в резервуаре;

- дистанционное измерение уровня подтоварной воды в резервуаре;

- дистанционное измерение температуры нефти в резервуаре и определение средней температуры;

- дистанционное измерение температуры нефти в пристенном слое резервуара;

- контроль предельных максимальных и аварийных максимальных скоростей наполнения и опорожнения резервуара;

- контроль нормативного верхнего, максимально допустимого, минимально допустимого, нормативного нижнего уровней на основании измерений уровнемера;

- контроль аварийного максимального уровня в резервуаре с помощью сигнализаторов уровня;

- контроль минимального допустимого уровня нефти для работы устройства размыва донных отложений "Диоген";

- автоматическое закрытие задвижки на трубопроводе приема нефти в резервуар при достижении максимально-аварийного уровня нефти в резервуаре, превышении допустимой скорости наполнения резервуара и при пожаре в резервуаре;

- автоматический останов устройства "Диоген" при минимальном уровне нефти и нормативном верхнем уровни нефти в резервуаре, при пожаре;

- дистанционное управление задвижками электроприводными на трубопроводах приема нефти и слива нефти из резервуара и устройством "Диоген" из операторной ССН.

Существующий уровнемер SAAB интегрируется в систему измерения уровня Saab TankRadar L/2, оборудование которой располагается в помещении операторной ССН через модуль полевого соединения FCU. В систему автоматики резервуарного парка информация с проектируемого резервуара обеспечивается с помощью платы релейных программируемых выходов 5140.

Для измерения тока двигателя устройства "Диоген" в РУСМе устанавливается в утепленном приборном шкафу преобразователь тока Е-854В с устройством ввода-вывода КВВ-3. Интерфейсный сигнал с КВВ-3 выводится в операторную на существующий контроллер К-2000. Блокировка устройства "Диоген" по минимальному и нормативному верхнему уровню обеспечивается с помощью платы релейных программируемых выходов 5140, установленную на щите №9.

Для контроля аварийного максимального уровня в резервуаре предусматриваются три датчика ПМП, не связанных с измерителем уровня.

Датчики аварийного уровня и задвижки ПРП 27.1, 27.2 подключаются к существующей системе автоматики на щите №7.

Подключение новых задвижек ПРП 27.3-27.5 и устройства "Диоген" осуществляется на щит КИПиА.

4.2 Приборы и средства автоматизации

В соответствие с РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 "Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб.м" на резервуаре устанавливается следующее оборудование КИПиА:

- измеритель уровня нефти с дистанционной передачей показаний;

- многоточечный датчик температуры нефти с дистанционной передачей показаний, совмещенный с датчиком подтоварной воды;

- термометр сопротивления для дистанционного измерения температуры нефти в пристенном слое первого пояса резервуара;

- сигнализаторы максимального аварийного уровня - 3 шт.

Для непрерывного контроля уровня резервуар оборудуется радарным уровнемером RTG 2940 REX (для установки в направляющих трубах) системы контроля уровня Saab TankRadar L/2. Для ведения точного товарного учета нефти предусматривается многоточечный датчик средней температуры, совмещенный с датчиком подтоварной воды. Для местного контроля уровня и температуры нефти в резервуаре в каре в обогреваемом шкафу устанавливается модуль DAU.

Сигнализация нормативного верхнего и нижнего, максимального и минимального допустимого уровня, минимального уровня, обеспечивающего работу системы размыва донных отложений, сигнализация скорости наполнения/опорожнения резервуара обеспечивается обработкой показаний измерителя уровня.

Для измерения тока двигателя устройства "Диоген" в РУСМе устанавливается преобразователь тока "Е-854В".

Для контроля аварийного максимального уровня в резервуаре предусматриваются три сигнализатора ПМП-022, не связанных с измерителем уровня.

Все применяемые приборы и средства автоматизации имеют: разрешение Госгортехнадзора, соответствующую точность измерения, исполнение по взрывозащите, температуре окружающей среды и сертификаты Госстандарта России об утверждении средств измерений, а также разрешение на применение в системах автоматизации объектов АК "Транснефть".

4.3 Размещение и монтаж средств автоматизации

Радарный уровнемер размещается на патрубке на крыше резервуара в специальной трубе Ду200, смонтированной внутри направляющей трубы понтона Ду500. Также в направляющей трубе на патрубке Ду100 размещается многоточечный датчик температуры.

Сигнализаторы аварийного максимального уровня нефти в резервуаре устанавливаются на специальных патрубках Ду150, равномерно расположенных по периметру крыши резервуара.

Бобышка для монтажа датчика температуры пристенного слоя вваривается в крышку люка-лаза на первом поясе резервуара на высоте, удобной для обслуживания.

Конструкции для установки уровнемера, датчиков температуры, сигнализаторов максимального аварийного уровня, а также конструкции для спуска кабелей по стенке резервуара учтены в проекте марки "КМ".

Основные решения по сетям автоматизации

Проводки системы контроля уровня предусматриваются интерфейсными бронированными кабелями МКЭКШв. Датчик средней температуры подключаются к уровнемеру кабелем МКЭКШв через взрывозащищенную коробку IB36. Для цепей питания и сигнализации используется кабель типа КВКБШв. Кабели по резервуару прокладываются по конструкциям в коробе. Подход кабелей к датчикам и соединительным коробкам выполнен в металлических трубах.

Кабели по территории станции прокладываются:

· в лотках по существующим эстакадам;

· в оцинкованных трубах в пределах обвалования резервуара;

· в асбестоцементных трубах в местах пересечения с дорогой и коммуникациями.

В операторной кабели прокладываются в существующих каналах.

При прокладке кабелей выполняются требования ПУЭ и нормативных документов АК "Транснефть" по разделению цепей различного назначения при совместной прокладке.

Заземление

Для всего оборудования КИПиА, защитных труб, коробов для прокладки кабелей предусматриваются меры по защитному заземлению согласно требованиям ПУЭ и инструкции ТИ.4.25088.17000 "Монтаж систем автоматизации. Производство работ. Монтаж зануления и защитного заземления".

Электропитание оборудования

Электропитание оборудования КИПиА предусматривается от существующего распределительного щита ~220 В, 50 Гц, расположенного в помещении операторной.

4.4 Автоматизация пожаротушения

Общая часть

Настоящим разделом предусматривается подключение оборудование резервуара с защитной стенкой на НПС "Самара-1" объемом 20000 м3 к системе автоматической пожарной сигнализации и пожаротушения (АПТ).

Объемы автоматизации

Объемы автоматизации системы автоматической пожарной сигнализации и пожаротушения приняты в соответствии с РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 "Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб.м", РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05 "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения", а также РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 "Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО АК "Транснефть".

...