Оценка состояния промышленной безопасности при эксплуатации объектов хранения углеводородов в глубинных горизонтах с предложениями по повышению уровня их промышленной безопасности

16

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

ФГОУ ВПО Казанский государственный аграрный университет

Институт механизации и технического сервиса

Кафедра техносферной безопасности

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: «Промышленная безопасность и производственный контроль»

На тему: «Оценка состояния промышленной безопасности при эксплуатации объектов хранения углеводородов в глубинных горизонтах с предложениями по повышению уровня их промышленной безопасности»

Выполнил: студент 325 группы

Курбангалиева А.

Проверил: доцент Гаязиев И.Н.

Казань 2014



Содержание

Введение

1. Анализ организационных мероприятий

2. Оценка состояния безопасности нефтехранилищ

3. Регистрация складов нефтепродуктов

4. Требования к складским зданиям и сооружениям для хранения нефтепродуктов

5. Надзор и контроль

6. Предложение мероприятий по повышению уровня промышленной безопасности на нефтехранилищах

Вывод

Литература

Введение

Активно развивающаяся нефтеперерабатывающая отрасль вызывает потребность в расширении действующих и строительстве новых хранилищ нефтепродуктов. В связи с этим все более необходимыми становятся резервуары для хранения нефтепродуктов. С появлением новых технологий и современных материалов, хранилища для нефтепродуктов проектируются и производятся с учетом достижений технического прогресса.

Хранение углеводородов осуществляется в нефтяных и газовых хранилищах. Предприятия, на которых осуществляется хранение нефти и нефтепродуктов, называются складами нефти и нефтепродуктов, или нефтебазами.

Хранением нефти, нефтепродуктов и газа и обеспечением ими потребителей занимаются специальные структуры нефтяной и газовой промышленности. Снабжением потребителей нефтепродуктами занимаются нефтяные компании через сеть региональных управлений по нефтепродуктообеспечению.

Нефтебазы занимаются не только хранением и обеспечением нефтью нефтепродуктами потребителей, а также:

· перевалкой нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой;

· созданием запасов нефтепродуктов и их хранением на межнавигационный период;

· хранением государственного резерва нефтепродуктов;

· сбором отработанных нефтепродуктов и масел и их регенерацией, то есть восстановлением их качества.

Для выполнения этих операций нефтебазы располагают комплексами специальных сооружений, обеспечивающих прием и отгрузку нефти и нефтепродуктов с любого вида транспорта; резервуарными парками; мощным энергетическим и насосным хозяйством. В большинстве случаев нефтебазы в своем составе содержат региональную сеть автозаправочных и бункеровочных станций.

В настоящее время с возрождением рыночных отношений нефтяным компаниям невыгодно стало содержать убыточные распределительные нефтебазы, и сеть их стала резко сокращаться. Но, с другой стороны, стала развиваться сеть автозаправочных станций, что позволило потребителям сократить транспортные расходы на перевозку топлива и закрыть собственные склады горюче смазочных материалов (ГСМ).

Склады нефти и нефтепродуктов - далее «Нефтебазы», в системе нефтяной промышленности могут быть как самостоятельными предприятиями, так и внутренними подразделениями, например, на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтеперекачивающих станциях магистральных трубопроводов (НПС).



1. Анализ организационных мероприятий

Хранение нефти и нефтепродуктов -- содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Предусматривается при необходимости компенсации неравномерности потребления, оперативного и народно-хозяйственного резервирования. Иногда хранение нефти и нефтепродуктов совмещается с другими технологическими операциями (обезвоживание, обессоливание нефти, смешение, подогрев и т.д.). Осуществляется в ёмкостях на нефтепромыслах, перекачивающих станциях и наливных станциях магистральных нефте- и продуктопроводов, сырьевых и товарных парках нефтеперерабатывающих заводов; в ёмкостях и мелкой таре на нефтебазах и автозаправочных станциях.

Складские предприятия для хранения нефти и нефтепродуктов разделяются на самостоятельные и входящие в состав других предприятий. Величина суммарного объёма резервуарной ёмкости хранилища зависит от грузооборота нефти и нефтепродуктов, интенсивности и характера основных технологических операций, назначения и географического расположения объекта. В основу расчёта ёмкости по сортам нефтепродуктов принимается их годовой грузооборот и графики (планы) завоза и вывоза в местной реализации. Объём хранилищ нефти и нефтепродуктов принимают по нормам технологического проектирования, равным несколько суточным производительностям объекта.

Отношение годового грузооборота по данному нефтепродукту (в м3/год) к суммарному объёму установленной ёмкости называется среднегодовым коэффициент оборачиваемости резервуаров, значение которого колеблется от 0,5 до 150 в год. Коэффициент оборачиваемости характеризует степень использования резервуаров, с его увеличением снижается стоимость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. Малые значения коэффициента оборачиваемости обычно имеют речные и морские нефтебазы, расположенные в замерзающих портах, большие -- перевалочные железнодорожные нефтебазы, а особенно -- расположенные в начале и конце нефтепродуктопроводов. Коэффициент оборачиваемости резервуаров промыслов от 2 до 5 в год, товарных парков НПЗ, ПС, АЗС -- обычно 100-150 в год.

Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов сооружают из несгораемых материалов в наземном, подземном и полуподземном исполнении. Наибольшее распространение получили наземные вертикальные стальные цилиндрические резервуары (тип PBC), на мелких нефтебазах и АЗС -- подземные и наземные горизонтальные цилиндрические резервуары (тип РГС), для хранения нефти и мазута -- железобетонные резервуары (тип ЖБР).

Широко распространены резервуары типа PBC низкого давления со щитовой, конической и сферической кровлей и плоским днищем, так называемые атмосферные. Это в основном типовые резервуары (изготовляются на заводе в виде рулонов, а на месте установки их монтируют на подготовленном фундаменте), рассчитанные на внутреннем избыточное давление до 0,002 МПа и вакуум до 0,00025 МПа; сооружаются объёмом 100-120 000 м3. Для нефти и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров резервуары оборудуются внутренним понтоном (рис. 1) или плавающей крышей (рис. 2) вместо стационарной.



Рис 1.

Рис.2.

Резервуары типа РГС в отличие от вертикальных изготовляют, как правило, на заводах объёмом 3-100 м3 и поставляют на место установки в готовом виде; используют для хранения различных нефтепродуктов и малых количествах. По сравнению с резервуарами типа PBC они более металлоёмки, но хранить нефтепродукты в них можно под высоким избыточным давлением и вакуумом. Типовые резервуары РГС выдерживают избыточное давление до 0,07 МПа и вакуум до 0,001 МПа; их габаритные размеры принимаются с учётом возможности транспортировки в готовом виде железнодорожным транспортом. Резервуары устанавливают под землёй на глубину не более 1,2 м от поверхности площадки. При необходимости самотёчного отпуска нефтепродукта или когда затруднена подземная установка из-за высокого стояния грунтовых вод, их монтируют на опорах и фундаментах.

Подземные хранилища предназначены главным образом для больших запасов нефти и нефтепродуктов. В зависимости от схемы устройства и способа сооружения различают ледогрунтовые, шахтные хранилища, подводные нефтехранилища, а также хранилища, создаваемые способом камуфлетного взрыва или сооружаемые в толще каменной соли способом выщелачивания. Наибольшее распространение в CCCP для хранения нефтепродуктов получили хранилища в отложениях каменной соли (см. соляные хранилища). Минимальную глубину залегания подземных ёмкостей определяют исходя из геологических условий, физических свойств нефти или нефтепродуктов, давления насыщенных паров. Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров и хранилищ обеспечивается специальным оборудованием, монтируемым на них, и поддержанием его, а рабочем состоянии в соответствии с правилами технической эксплуатации. Для охраны окружающей среды вокруг хранилищ нефти и нефтепродуктов организуют санитарно-защитные зоны.

1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.



2. Оценка состояния безопасности нефтехранилищ

Техническое состояние резервуаров характеризуется их несущей способностью, герметичностью, а также работоспособностью их оборудования.

Обследование технического состояния резервуаров и приемных емкостей специализированной организацией с устранением выявленных дефектов производится по графику, но не реже 1 раза в 5 лет.

Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса

(отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

Обследование технического состояния резервуаров и приемных емкостей специализированной организацией с устранением выявленных дефектов производится по графику, но не реже 1 раза в 5 лет.

Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса ( отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводятся после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

Контроль технического состояния резервуаров должен включать проверку герметичности крыш, люков и исправности дыхательных устройств. Отбор проб и замер уровня продукта в резервуаре следует проводить закрытым способом, а при невозможности этого - выбирать время, когда запыленность воздуха минимальна, а ветер отсутствует.

За техническим состоянием резервуаров должен устанавливаться тщательный и систематический контроль. При этом особое внимание необходимо уделять герметичности крыши, замерного люка и исправности дыхательной арматуры.

Комиссия фиксирует техническое состояние резервуара ( целость его конструктивных элементов) и его чистоту. В случае обнаружения в резервуаре посторонних предметов это отмечается в акте осмотра.

В целом техническое состояние обследованных резервуаров оценивалось как работоспособное, остаточный ресурс назначался не менее 8 - 10 лет, а также были даны конкретные рекомендации и проекты по ремонту этих резервуаров.

При определении технического состояния резервуаров необходимо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров, приведенными в Руководстве по обследованию и дефектоскопии

Поэтому анализ технического состояния резервуаров нефтехранилищ, находящихся в эксплуатации, целесообразно проводить по результатам экспертной оценки с использованием показателей и параметров, прямо не входящих в кртериальные уравнения, но характеризующих рассматриваемое явление и определяемых простыми способами.

Важное значение имеет техническое состояние резервуаров и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства.

Если при проверке технического состояния резервуара будут обнаружены дефекты (неудовлетворительное состояние изоляции, коррозионные повреждения), то должны быть разработаны мероприятия, обеспечивающие предотвращение дальнейшего разрушения резервуара, а также по устранению обнаруженных дефектов.

Полный отчет о техническом состоянии резервуаров содержит информацию о характере выявленных дефектов, их местоположении, а также результаты ультразвуковой, дефектоскопии в виде табличных данных с указанием параметров ультразвуковой дефектоскопии, типа датчиков, направления прозвучивания. Рекомендации по дальнейшей эксплуатации объекта предоставляются заказчику через 15 дней после проведения диагностики.

Система контроля и мониторинга технического состояния резервуаров должна обеспечивать систематическое наблюдение, полноту информации и оптимальность параметров, по которым выполняется наблюдения и оценивается их достоверность.

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации.

Разработка оптимального плана проверок технического состояния резервуаров в рамках рассматриваемой стратегии эксплуатации РВС осуществляется при известной функции распределения долговечности (остаточного ресурса) обследуемой технической системы. Таким образом, задача разработки оптимального плана проверок на межремонтном периоде является задачей при полностью известной информации о надежности системы.

На основании результатов обследования определяется техническое состояние резервуара. В основу оценки технического состояния резервуара положены представления о возможных отказах, имеющих следующие причины: наличие в металле и сварных соединениях дефектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или эксплуатации, развитие которых может привести к разрушению элементов резервуара; изменения геометрических размеров и формы элементов ( в результате пластической деформации, коррозийного износа и т.п.) по отношению к первоначальным формам и размерам, вызывающие превышение действующих в металле напряжений по сравнению с расчетными напряжениями; изменения структуры и механических свойств металла в процессе длительной эксплуатации, которые могут привести к снижению конструктивной прочности элементов резервуара ( усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.); нарушение герметичности листовых конструкций в результате коррозийных повреждений.

Применяют полный и частичный контроль технического состояния резервуаров. Частичный контроль выполняется без их вывода из эксплуатации и служит для предварительной оценки состояния емкостей. В его рамках производится внешний осмотр резервуара, изменение толщины и определение геометрической формы его стенок, нивелирование днища, проверка состояния основания и отметки. При полном контроле резервуары выводятся из эксплуатации, опорожняются, зачищаются и подвергаются дегазации. Число контролируемых параметров при полном контроле расширено.

Применяют полный и частичный контроль технического состояния резервуаров. Частичный контроль выполняется без их вывода из эксплуатации и служит для предварительной оценки состояния емкостей. В его рамках производится внешний осмотр резервуара, изменение толщины и определение геометрической формы его стенок, нивелирование днища, проверка состояния основания и отметки. При полном контроле резервуары выводятся из эксплуатации, опорожняются, зачищаются и подвергаются дегазации. Число контролируемых параметров при полном контроле расширено. Дополнительно выполняются осмотр резервуара изнутри; внешний осмотр понтона и плавающей крыши; измерение толщины металла кровли, понтона (плавающей крыши); неразрушающий контроль сварных соединений физическими методами; механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений; химический анализ металла; измерение расстояний между понтоном, плавающей крышей и стенкой резервуара; проверка состояния уплотнения между ними. промышленный безопасность нефтехранилище склад

С учетом положительных результатов обследования технического состояния резервуаров после длительного срока их службы, нами были разработаны предложения по уточнению этих нормативов в части назначения степени агрессивного воздействия сырой нефти и газовоздушной фазы резервуаров на бетон и железобетон, способа установки и размещения опорных конструкций внутри этих сооружений, а также нормативного срока службы железобетонных резервуаров. Основной целью обследования и диагностирования технического состояния резервуара является определение соответствия его состояния требованиям действующей технической документации и установление срока его безопасной эксплуатации при заданных технологических параметрах.

Специализированная организация, производящая обследование технического состояния резервуара, на основании полученных данных об оболочке резервуара (механические свойства металла, фактическая толщина элементов оболочки, дефекты в сварных соединениях оболочки, с которыми возможна эксплуатация резервуара, депланация элементов оболочки), представляют предприятию-владельцу предварительное Заключение о состоянии резервуара - возможности его дальнейшей эксплуатации.

На основе полученных данных о техническом состоянии резервуаров можно будет определить остаточный ресурс их работы, спрогнозировать вероятность аварий, иметь в режиме реального времени данные о напряженно деформированном состоянии любого резервуара. Использование способа позволяет осуществлять контроль и прогнозировать техническое состояние резервуара в процессе его эксплуатации.

Но для решения задач аттестации и прогнозирования технического состояния резервуаров критерий некорректен по целому ряду причин. В этом эксперименте в стенке резервуара были созданы напряжения, почти в два раза превышающие нормативные, при этом резервуар не утратил работоспособность. Во-вторых, критерий не учитывает тех необратимых процессов, которые неизбежно происходят в металле конструкции в период эксплуатации, т.е. на его основании невозможно построить модель оценки изменения работоспособности резервуара в зависимости от времени его эксплуатации. В-третьих, этот критерий в инженерных расчетах применяется только для конструкций, испытывающих статические нагрузки (или квазистатические), таким образом, он непригоден в случаях циклического характера нагружения, а РВС являются именно конструкциями, воспринимающими циклические нагрузки. В зависимости от условия эксплуатации, а также технического состояния резервуаров сроки осмотрового ремонта могут быть сокращены. Поэтому календарный график осмотрового ремонта составляется в каждом конкретном случае с учетом состояния отдельных резервуаров. График ремонта утверждается главным инженером нефтепроводного управления.

Эффективная система технического обслуживания и ремонта ПРГС предполагает мониторинг технического состояния резервуаров. Основной вопрос, требующий ответа, - какая информация является доступной и в какой мере эту информацию можно использовать для прогнозирования технического состояния ПРГС.

Капитальный ремонт резервуаров выполняют по мере необходимости в зависимости от технического состояния резервуара, а сроки определяют на основании осмотровых и текущих ремонтов.

При определении технического состояния резервуаров необходимо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров, приведенными в Руководстве по обследованию и дефектоскопии.

Под аналитическим обеспечением понимается совокупность моделей, методик и программ, позволяющих оценить техническое состояние резервуара, на основании результатов визуального или инструментального обследования.

Методы технической диагностики состояния отдельных конструктивных элементов или узла конструкции открывают возможность проведения ремонта по техническому состоянию резервуара, когда объемы и содержание ремонтных работ устанавливаются или корректируются в соответствии с фактическими потребностями. Чем достовернее и полнее информация о надежности элементов и узлов эксплуатируемой конструкции, тем больше возможностей для обеспечения надежности системы, заложенной при ее конструировании.

На каждый резервуар, намеченный к производству работ по усилению, должен разрабатываться индивидуальный технический проект с учетом технического состояния резервуара. В отдельных случаях допускается увеличение периодичности среднего ремонта не более чем на 30 % от нормативной после осмотра и проверки технического состояния резервуара комиссией под руководством главного инженера предприятия.

В отдельных случаях допускается увеличение периодичности среднего ремонта не более чем на 30 % от нормативной после осмотра и проверки технического состояния резервуара комиссией иод руководством главною инженера предприятия.

Резервуары, предназначенные для других аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов, зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефтепродуктов и техническим состоянием резервуаров. Резервуары зачищают также перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой резервуара к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т.д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков.

При правильно организованной эксплуатации осмотровый и текущий ремонты резервуаров выполняют по календарному графику, который должен быть составлен на каждой нефтебазе с учетом технического состояния резервуаров и особенностей эксплуатации.

Ремонтно-восстановительные работы резервуара (стенки, кровли, днища) с применением сварки допускается только по согласованию с проектной организацией, автором проекта или со специализированной организацией, которая проводит обследование технического состояния резервуара.

3. Регистрация складов нефтепродуктов

1. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице:

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м3	Общая вместимость склада м3
I	-	Св. 100 000
II	-	Св. 20 000 до 100 000 включ.
IIIа	До 5000 включ.	Св. 10 000 до 20 000 включ.
IIIб	'' 2000 ''	Св. 2 000 до 10 000 включ.
IIIв	'' 700 ''	До 2 000 включ.

Общая вместимость складов нефти нефтепродуктов определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объёму.

При определении общей вместимости допускается не учитывать:

промежуточные резервуары (сливные емкости) у сливоналивных эстакад;

расходные резервуары котельной, дизельной электростанции общей вместимостью не более 100 м³; резервуары сбора утечек; резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел общей вместимостью не более 100 куб. м (вне резервуарного парка); резервуары уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации;

2. Категории помещении издании складов нефти и нефтепродуктов по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии с ОНТП 24.86 МВД СССР "Определение категории помещении и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности», ведомственными (отраслевыми) нормами технологического проектирования или по специальным классификациям и перечням, утвержденным в установленном порядке.

3. Резервуары, а также складские здания и сооружения для хранения нефти и нефтепродуктов в таре относятся:

- к подземным (заглубленным, а грунт или обсыпанным грунтом - подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре или разжившейся жидкости в здании или сооружении склада ниже не менее чем на 0,2 м низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара или от стен здания или сооружения);

- к наземным (наземное хранение), если они не удовлетворяют указанным выше условиям.

Ширина обсыпки грунтом определяется расчетом на гидростатическое давление разжившейся жидкости, приютом расстояние от стенки вертикального резервуара (цилиндрического и прямоугольного) до бровки насыпи или от любой точки стенки горизонтального(цилиндрического) резервуара до откоса насыпи должно быть не менее 3 м.

4. Здания и сооружения складов нефти и нефтепродуктов должны быть I, II или III а степеней огнестойкости.

5. При проектировании здании и сооружении на складах нефти и нефтепродуктов следует учитывать требования соответствующих нормативных документов системы строительных норм и правил, если они не определены настоящими нормами, а также отраслевых (ведомственных) норм технологического и строительного проектирования соответствующих предприятий, утверждённых в установленном порядке.

Кроме противопожарных разрывов, установленных настоящими нормами, при назначении расстояний между зданиями и сооружениями складов нефти и нефтепродуктов и другими объектами следует учитывать также расстояния, установленные другими нормативными документами утвержденными в установленном порядке (санитарные, экологические и др.).

4. Требования к складским зданиям и сооружениям для хранения нефтепродуктов

1. Требования настоящего подраздела распространяются на склады нефти и нефтепродуктов и устанавливают противопожарные требования к ним.

Требования настоящего раздела не распространяются на:

- склады нефти и нефтепродуктов негражданского назначения, проектируемые по специальным нормам;

- склады сжиженных углеводородных газов;

- склады нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 93,1 кПа (700 мм рт. ст.) при температуре 20 °С;

- склады синтетических жирозаменителей;

- резервуары и другие емкости для нефти и нефтепродуктов, входящие в состав технологических установок или используемые в качестве технологических аппаратов;

- автозаправочные станции, не относящиеся к топливозаправочным пунктам складов нефти и нефтепродуктов предприятий нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице.

Общая вместимость складов нефти и нефтепродуктов определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему.

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м3	Общая вместимость склада, м3
I	-	более 100 000
II	-	более 20 000, но не более 100 000
IIIа	не более 5000	более 10 000, но не более 20 000
IIIб	не более 2000	более 2000, но не более 10 000
IIIв	не более 700	не более 2000

При определении общей вместимости допускается не учитывать:

- промежуточные резервуары (сливные емкости) у сливоналивных эстакад;

- расходные резервуары котельной, дизельной электростанции, топливозаправочного пункта общей вместимостью не более 100 м3;

- резервуары сбора утечек:

- резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел общей вместимостью не более 100 м3 (вне резервуарного парка);

- резервуары уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

3. Резервуары, а также складские здания и сооружения для хранения нефти и нефтепродуктов в таре относятся:

- к подземным (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом - подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре или разлившейся жидкости в здании или сооружении склада ниже не менее чем на 0,2 м низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара или от стен здания или сооружения);

- к наземным (наземное хранение), если они не удовлетворяют указанным выше условиям.

Ширина обсыпки грунтом определяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости, при этом расстояние от стенки вертикального резервуара (цилиндрического и прямоугольного) до бровки насыпи или от любой точки стенки горизонтального (цилиндрического) резервуара до откоса насыпи должно быть не менее 3 м.

4. Здания складов нефти и нефтепродуктов должны быть I, II степени огнестойкости, а также III или IV степени огнестойкости класса С0.

5. Минимальные расстояния от зданий и сооружений категорий А, Б и В по взрывопожарной и пожарной опасности, а также наружных установок категорий АН, БН, ВН и ГН по пожарной опасности, расположенных на территориях складов нефти и нефтепродуктов, до других объектов принимаются по таблице

Наименование объектов, граничащих со зданиями и сооружениями складов нефти и нефтепродуктов	Противопожарные расстояния от зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов до граничащих с ними объектов при категории склада, м
	I	II	IIIa	IIIб	IIIв
Здания и сооружения граничащих с ними производственных объектов	100	40 (100)	40	40	30
Лесные массивы:
хвойных и смешанных пород	100	50	50	50	50
лиственных пород	20	20	20	20	20
Склады лесных материалов, торфа, волокнистых горючих веществ, сена, соломы, а также участки открытого залегания торфа	100	100	50	50	50
Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки):
на станциях	150	100	80	60	50
на разъездах и платформах	80	70	60	50	40
на перегонах	60	50	40	40	30
Автомобильные дороги общей сети (край проезжей части):
I, II и III категорий	75	50	45	45	45
IV и V категорий	40	30	20	20	15
Жилые и общественные здания	200	100 (200)	100	100	100
Раздаточные колонки автозаправочных станций общего пользования	50	30	30	30	30
Индивидуальные гаражи и открытые стоянки для автомобилей	100	40 (100)	40	40	40
Очистные канализационные сооружения и насосные станции, не относящиеся к складу	100	100	40	40	40
Водозаправочные сооружения, не относящиеся к складу	200	150	100	75	75
Аварийный амбар для резервуарного парка	60	40	40	40	40
Технологические установки категорий А и Б по взрывопожарной и пожарной опасности и факельные установки для сжигания газа	100	100	100	100	100

Расстояния от указанных наружных установок до автозаправочных станций общего пользования уточняются в соответствии с требованиями

СП 8.13130.

6. Расстояния, указанные в таблице 14, определяются:

- между зданиями и сооружениями - как расстояние в свету между наружными стенами или конструкциями зданий и сооружений;

- от сливоналивных устройств - от оси железнодорожного пути со сливоналивными эстакадами;

- от площадок (открытых и под навесами) для сливоналивных устройств автомобильных цистерн, для насосов, тары - от границ этих площадок;

- от технологических эстакад и трубопроводов - от крайнего трубопровода;

- от факельных установок - от ствола факела.

7. При размещении складов для хранения нефти и нефтепродуктов в лесных массивах, если их строительство связано с вырубкой леса, расстояние до лесного массива хвойных пород допускается уменьшать в два раза, при этом вдоль границы лесного массива вокруг складов должна предусматриваться вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м.

8. Расстояния от зданий, сооружений и наружных установок складов нефти и нефтепродуктов до участков открытого залегания торфа допускается уменьшать в два раза от расстояния, указанного в таблице 14, при условии засыпки открытого залегания торфа слоем земли толщиной не менее 0,5 м в пределах половины расстояния от зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов.

9. Складские здания для нефтепродукта в таре допускается располагать по отношению к железнодорожному пути склада в соответствии с габаритами нормативного приближения зданий и сооружений к железнодорожным путям.

10. Расстояния между зданиями, за исключением установленных в настоящем разделе, принимаются в соответствии с подразделом 6.1 настоящего свода правил.

11. Территория складов нефти и нефтепродуктов должна быть ограждена продуваемой оградой из материалов НГ высотой не менее 2 м.

Расстояние от зданий, сооружений и наружных установок склада до ограды склада принимается:

- от сливоналивных железнодорожных эстакад, оборудованных сливоналивными устройствами с двух сторон (считая от оси ближайшего к ограждению пути) - не менее 15 м;

- от административных и бытовых зданий склада - не нормируется;

- от других зданий и сооружений склада - не менее 5 м.

При размещении складов нефти и нефтепродуктов на территории других предприятий необходимость устройства ограды этих складов устанавливается заказчиком в задании на проектирование.

12. Территорию складов нефти и нефтепродуктов необходимо разделять по функциональному использованию на зоны и участки с учетом противопожарных требований.

13. Узлы пуска и приема (приема-пуска) очистных устройств для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, размещаемые на территории складов нефти и нефтепродуктов на отметках выше отметок зданий и сооружений склада, должны быть ограждены со стороны этих зданий и сооружений земляным валом (ограждающей стенкой) высотой не менее 0,5 м.

14. Склады нефти и нефтепродуктов I и II категорий независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух выездов на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути склада или предприятия.

15. По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для подъезда к площадкам сливоналивных устройств проектируются проезды, как минимум, с проезжей частью шириной 3,5 м и покрытием переходного типа.

Для сливоналивных железнодорожных эстакад, оборудованных сливоналивными устройствами с двух сторон, проезд для пожарных машин должен быть кольцевым.

16. На территории резервуарного парка и на участках железнодорожного и автомобильного приема и отпуска нефти и нефтепродуктопроводов планировочные отметки проезжей части внутренних автомобильных дорог должны быть выше планировочных отметок прилегающей территории не менее чем на 0,3 м.

17. На территории складов нефти и нефтепродуктов для озеленения применяются деревья и кустарники лиственных пород.

Не допускается использовать для озеленения территории лиственные породы деревьев и кустарников, выделяющие при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена.

В производственной зоне на участках железнодорожного и автомобильного приема-отпуска, а также в зоне резервуарного парка для озеленения применяются только газоны.

18. При проектировании расходных складов нефтепродуктов, входящих в состав предприятий (промышленных, транспортных, сельскохозяйственных, энергетических, строительных и др.), общая вместимость (резервуаров и тары для хранения нефтепродуктов) не должна превышать значений указанных в таблице.

Хранимые нефтепродукты	Допустимая общая вместимость склада нефтепродуктов предприятия, м3 , при хранении
	наземном	подземном
Легковоспламеняющиеся	2000	4000
Горючие	10000	20000

При наземном и подземном хранении одновременно легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов общая приведенная вместимость расходного склада не должна превышать вместимости, указанной в таблице, при этом приведенная вместимость определяется из расчета: 1 м³ легковоспламеняющихся нефтепродуктов приравнивается к 5 м³ горючих и 1 м³ объема резервуаров и тары при наземном хранении - к 2 м³ объема при подземном хранении.

При определении общей приведенной вместимости не учитываются:

- промежуточные резервуары (у сливоналивных эстакад);

- резервуары сбора утечек;

- резервуары уловленных нефтепродуктов на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

5. Надзор и контроль

Порядок обследования нефтебаз и складов ГСМ, предназначенных для приема, хранения, отпуска потребителям нефти и нефтепродуктов.

1. При взятии под надзор нефтебаз и складов ГСМ следует проводить их комплексное обследование и регистрацию для определения степени соответствия требованиям действующих норм и правил промышленной безопасности.

Нефтебазы и склады ГСМ подлежат регистрации без ограничения объема хранения, за исключением складов ГСМ автозаправочных станций (ГСМ АЗС).

2. В процессе обследования нефтебаз и складов ГСМ проверяется реализация норм, установленных статьями закона "О промышленной опасности опасных производственных объектов" (Приложение п.п.3, 38-43):

- проведение работ по регистрации нефтебаз, складов ГСМ в соответствии со ст.2 (постановление Правительства РФ от 24.11.98 N 1371);

- наличие лицензии на эксплуатацию опасного производственного объекта, выданного органами Госгортехнадзора России в соответствии со ст.6;

- соблюдение установленного порядка применения технических устройств, в том числе иностранного производства, согласно требованиям промышленной безопасности ст.7 (постановление Правительства РФ от 25.12.98 N 1540);

- организация производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности (Постановление Правительства РФ от 10.03.99 N 263, ст.11);

- соблюдение порядка осуществления экспертизы промышленной безопасности ;

- проверка необходимости разработки декларации промышленной безопасности в соответствии со ст.14, принятые меры по ее реализации;

- наличие договора страхования ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии со ст.15.

3. По результатам комплексного обследования нефтебаз и складов ГСМ намечаются текущие и перспективные программы приведения их в соответствие с нормами безопасности. Программы должны быть согласованы с территориальными органами Гocгортехнадзора России.

4. В процессе обследования уточняется наличие проектной документации, соответствие технологических схем проекту, техническим паспортам, правильность разработки технологического регламента или технологической карты в соответствии с действующими требованиями, внесения в них изменений и дополнений, внесения изменений в технологическую схему в период ремонта или реконструкции нефтебаз, складов ГСМ.

5. Нефтебазы и склады ГСМ как сложные многофункциональные системы с объектами различного производственно-хозяйственного назначения должны отвечать следующим требованиям:

6. Иметь лицензию Госгортехнадзора России на эксплуатацию опасного производственного объекта.

7. Обеспечивать поддержание параметров безопасности на всех стадиях приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов в соответствии с действующими Правилами, нормами, стандартами и инструкциями.

8. Иметь средства контроля, противоаварийной защиты (ПАЗ) и сигнализации, обеспечивающих безопасность технологических режимов и эксплуатации оборудования.

9. Обеспечивать противопожарную и экологическую защиту не только по персоналу и территории нефтебазы, склада ГСМ, но и близлежащим строениям и окружающей природной среде.

10. Иметь возможность удаления нефтепродукта из аварийного резервуара, емкости.

11. Обеспечивать обслуживающий персонал личными средствами защиты, специальной одеждой и санитарно-гигиеническими условиями труда.



6. Предложение мероприятий по повышению уровня промышленной безопасности на нефтехранилищах

1. Организация проведения мероприятий по оценке воздействия на окружающую природную среду технологических процессов нефтебазы.

2. Организация работ по оценке пожарных рисков и приведению их значений в соответствие с нормативными требованиями.

3. Организация разработки плана мероприятий и утверждение бюджета расходов по промышленной, пожарной и экологической безопасности на нефтебазе.

4. Обеспечение выполнения мероприятий по экологической безопасности, промышленной безопасности и охране труда на нефтебазе.

5. Постановка и распределение задач, закрепление зон ответственности между работниками нефтебазы в области экологической, промышленной и пожарной безопасности.

6. Обеспечение объектов нефтебазы нормативной и оперативно-технической документацией в области промышленной безопасности.

7. Повышение безопасности эксплуатации производственных объектов нефтебазы на основе внедрения новой техники и технологий.

8. Обеспечение соблюдения персоналом нефтебазы требований промышленной безопасности и охраны труда и инструкций по безопасному ведению работ.

9. Обеспечение организации обучения и аттестации работников нефтебазы в области промышленной безопасности и охраны труда.

10. Организация проведения экспертизы промышленной безопасности нефтебазы.

11. Организация мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий и инцидентов на нефтебазе.

12. Организация расследований, учета и анализа аварий и инцидентов на нефтебазе, разработка мероприятий по их предупреждению.

13. Представление отчетов в органы власти в области экологической и промышленной безопасности.

14. Обеспечение выполнения предписаний органов государственного надзора и контроля, служб промышленной безопасности, служб экологической безопасности и рационального природопользования, служб охраны труда.

15. Необходимые уменияразрабатывать политику нефтебазы в области промышленной безопасности.

16. Разрабатывать локальные нормативные акты и инструкции об обеспечении промышленной и пожарной безопасности на нефтебазе.

17. Разрабатывать политику нефтебазы в области экологической безопасности.

18. Производить проверку нефтебазы и ее проектной документации на соответствие требованиям экологической безопасности, охраны окружающей среды, рационального природопользования.

19. Производить в установленном порядке первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по промышленной, пожарной безопасности и охране труда с работниками нефтебазы.

20. Организовывать выполнение работ повышенной опасности по нарядам-допускам в соответствии с утвержденными на нефтебазе положениями и инструкциями.

21. Оказывать и организовывать первую помощь потерпевшему при несчастном случае на производстве.

22. Анализировать причины аварий и инцидентов на нефтебазе, разрабатывать мероприятия по их предупреждению.

23. Информировать органы надзора об авариях, инцидентах и несчастных случаях на нефтебазе.

24. Необходимые знаниянормативные правовые акты, регламентирующие деятельность нефтебазы.

25. Правила технической эксплуатации нефтебазы.

26. Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов.

27. Нормативные правовые акты в области промышленной безопасности и охраны труда.

28. Нормативные правовые акты в области экологической безопасности, охраны окружающей среды и рационального природопользования.

29. Требования промышленной безопасности к проектированию, строительству, реконструкции, капитальному ремонту, вводу в эксплуатацию, эксплуатации, техническому перевооружению, консервации и ликвидации опасного производственного объекта.



Вывод

Организация хранения нефтепродуктов это в первую очередь опасность для окружающей среды и для природы в целом. Несмотря на современные объекты хранения нефтепродуктов в РВС, способы хранения существуют немаловажные факторы как: человеческая халатность, природные катаклизмы и т.п. Для снижения риска необходимо: неуклонно соблюдать требования технологического регламента и требования пожарной безопасности; проводить планово-предупредительный осмотр и ремонт без нарушений периодичности; вводить мероприятия по снижению выбросов путем их улавливания и переработке различными установками; модернизировать устаревшее оборудование с помощью внедрения новых прогрессивных технологий.



Литература

1. ПБ 09-566-03 «Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением»

Приказ Ростехнадзора от 26.12.2012 N 778 "Об утверждении Руководства по безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением" Москва ПИО ОБТ 2003г.

2. Федеральный закон от 21.07.97 № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"

3. «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья» Шаммазов А.М., д.т.н., проф., ректор УГНТУ, г. Уфа, 2012 г.

4. ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия

5. ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов

6. СП 4.13130.2013 Требования к складам нефти и нефтепродуктов

Размещено на Allbest.ru

...