16
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