Проектирование магистральных нефтепроводов

38. По формуле [2] находим среднелогарифмический температурный напор

39. По формуле [2] определяем расчетную поверхность нагрева теплообменного аппарата

40. Каждая секция подогревателя для резервуара диаметром 34,2 м (вместимость 10 000 м³) имеет поверхность нагрева 13 м² при длине секции 6 м и ширине 0,9 м. Для обеспечения заданного теплового потока в течение длительного времени эксплуатации резервуара, когда внутренняя и внешняя поверхности теплообменного аппарата покрываются накипью и загрязняются осадками из нефти, расчетную поверхность теплообменника увеличиваем на 30% , т.е. F=F_т?1,3=377м². Необходимое число секций в этом случае будет равно 29. Принимаем к установке 30 секций, которые монтируем с уклоном 0,005.

41. По таблицам для водяного пара находим его удельную энергию при р=0,39 МПа: i_п=2,736?106 Дж/кг. На выходе из теплообменного аппарата установлены конден-сатоотводчики. Удельная энергия конденсата при указанном давлении i_к = 0,6?106 Дж/кг. По формуле [2] определяем расход пара:

Найденный расход пара - одна из составляющих полного расхода пара, по которому осуществляют подбор котельного оборудования.

42. Если в резервуаре решено установить змеевиковый подогреватель, полная длина труб подогревателя

По формуле [2] определим предельно допустимую длину секции при р₁=294 300 Па, р₂=98 100 Па, и ?_см=0,05:

Тогда минимально допустимое число секций n = 755:422 = 1,8.

Принимаем к сооружению четыре секции змеевика, каждая из которых имеет длину l_с=755:4=189 м. На концах секции должны быть установлены конденсатоотводчики.

3. Программирование и расчет на ЭВМ

Программа расчета трубопровода на прочность выполнена на языке «Паскаль». Результаты расчета совпадают с результатами расчета, приведенного в разделе «Расчетная часть».

Исходные данные для расчета:

D = 630 мм;

R_н1 = 500 МПа;

к₁ = 1,47;

m₀ = 0,75;

к_н = 1;

n₁ = 1,1;

р = 5,494 МПа;

1. Program prim;

uses crt;

var delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;

begin

clrscr;

writeln('Vvedite znacheniya parametrov:');

write('n1 = ');

readln(n1);

write('k1 = ');

readln(k1);

write('p = ');

readln(p);

write('k_n = ');

readln(k_n);

write('m0 = ');

readln(m0);

write('R_n1 = ');

readln(R_n1);

write('D_n = ');

readln(D_n);

writeln;

R1:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}

delta:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}

writeln('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}

writeln ('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta}

readln;

end.

2) Program prim;

uses crt;

var delta,n1,p,D_n,R1,R_n1,m0,k1,k_n :real;

begin

clrscr;

k1:=1.47;

m0:=0.75;

k_n:=1;

n1:=1.1;

p:=5.494;

R_n1:=500;

D_n:=630;

writeln('Znachehiya parametrov:');

writeln('n1 = ',n1:4:3);

writeln('k1 = ',k1:4:3);

writeln('p = ',p:4:3);

writeln('k_n = ',k_n:4:3);

writeln('m0 = ',m0:4:3);

writeln('R_n1 = ',R_n1:6:3);

writeln('D_n = ',D_n:4:3);

writeln;

R1:=R_n1*m0/(k1*k_n); {vichislenie R1}

delta:=n1*p*D_n/(2*(n1*p+R1)); {vichislenie delta}

writeln('Raschetnoe soprotivlenie materiala R1 = ',R1:7:2,' mPa'); {vivod na pechat' R1}

writeln('Neobhodimaya tolschina stenki delta = ',delta:7:4,' mm'); {vivod na pechat' delta}

readln;

end.

Рассчитали необходимую толщину стенки трубопровода на языке «Паскаль». Вывели на печать при запуске с постоянными данными и произволными данными. Результат расчета совпадает с разделом 2.

4. Экономическая часть

Предлагается разработать инвестиционный проект и провести технико-экономическое обоснование строительства ГНПС «Узень» с резервуарным парком 290 тыс. м³ (резервуаров с единичной емкостью 20000 м³ - 10, 10000 м³ - 9). Годовой объем перекачки 8 млн. т. На ГНПС установлено 3 насоса НМ 2500-230.

4.1 Анализ эффективности инвестиционного проекта

Затраты на производство, как известно, складываются из затрат на заработную плату работникам, материальных затрат (топлива и энергии, материалов и запасных частей), амортизации основных фондов и, наконец, из денежных затрат по оплате услуг других предприятий и организаций.

Основанием для решения вопроса о необходимости проектирования строительства новых трубопроводных магистралей для транспорта нефти и нефтепродуктов или реконструкции действующих является план развития нефтяной и газовой промышленности, в котором учитываются перспективные экспортные поставки нефти или снабжение нефтью нефтеперерабатывающих заводов.

Проектирование предприятий транспорта и хранение ведется обычно по двум стадиям составление технического проекта и разработка рабочих чертежей.

При проектировании крупных, наиболее сложных объектов разрабатывается технико-экономическое обоснование (ТЭО), предшествующее составлению технического проекта. ТЭО разрабатывается для установления целесообразности экономической эффективности предлагаемого к строительству ГНПС. В обосновании дается экономический анализ объекта с учетом комплекса технологических, топографических, общестроительных и других факторов, что позволяет принять наиболее правильное и обоснованное решение по принципиальным вопросам строительства объекта.

Развитие производства, его технологическое оснащение связано с капитальными вложениями, которые увеличивают основные производственные фонды предприятия и обуславливают вовлечение в производство дополнительных трудовых, материальных и денежных ресурсов.

Таким образом, результаты производства должны сравниваться с совокупностью затрат живого и общественного труда в процессе производства.

4.2 Определение капитальных вложений

В состав капитальных вложений входят капитальные затраты в перекачивающие станции (головные и промежуточные), насосы и резервуарный парк.

Таблица 1 - Исходные данные к расчету

ПС	Всего КВ, млн. тенге	Срок строительства ГНПС, мес.
Объем перекачки, млн. т.	Норматив уд. КВ, тыс.тг/млн.т.
8,0	87526,31	700,21	14

Определим стоимость резервуарного парка.

20 000 м³ (430 тонн 1200 $ + 45 000 $) 10 = 5 610 000 $

10 000 м³ (225 тонн 1200 $ + 35 000 $) 9 = 2 745 000 $

Стоимость резервуарного парка 8355 000 $ или 1253,25 млн. тенге по курсу 150 тенге/$.

Итого КВ: 1953,46 млн. тенге.

Таблица 2-Расчет пропускной способности

	Годы
	11	22	33	44	55	66	77	88
Проп.способ-ть, млн.т/год	66	66	66	88	88	88	88	88

Пропускная способность не меняется в течение трех лет, в течение последующих лет пропускная способность увеличивается от 6 млн. т до проектной 8 млн.т/год.

4.3 Определение эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на электроэнергию, зарплату, отчисления от зарплаты, затраты на текущий ремонт, амортизацию и потери нефти.

Эксплуатационные затраты просчитать по основным экономическим элементам с учетом естественных потерь на станции в статье «потери нефти» учитываются неизбежные потери нефти на головных станциях при перекачке по магистральным трубопроводам. Затраты на обслуживание и содержание основных производственных фондов учитывать в статье «текущий ремонт».

В статье «прочие расходы» учитываются и планируются такие денежные расходы, которые по своему содержанию не могут быть отнесены ни к одному из выше перечисленных элементов затрат.

Затраты на электроэнергию включают в себя всю энергию, получаемую со стороны для производственных нужд, станций катодной защиты, для освещения производственных зданий и сооружений.

Энергозатраты рассчитывают по формуле:

Э=Q 15,6 3,65,

Где Q - годовой объем перекачки, т/год;

15,6 - энергорасход на перекачку 1000 т, кВт/час;

3,65 - тариф на электроэнергию тг/кВтчас;

Э₁ = 615,63,65 = 341,64 млн. тенге

Э₂ = 815,6 3,65 = 455,52 млн. тенге

Годовой фонд заработной платы определяем по штатному расписанию.

Таблица 3 - Штатное расписание ГНПС «Узень»

Наименование должностей	Кол-во
Начальник станции	1
Заместитель начальника - старший инженер по эксплуатации сооружений	1
Старший инженер - энергетик	1
Старший инженер по КИПиА	1
Лаборант по химанализу	1
Секретарь - делопроизводитель	1
Комендант - кладовщик	1
Шофер	1
Оператор - приборист (дежурный у щита)	5
Товарный оператор	5
Слесарь по КИПиА	2
Электромонтер по обслуживанию энергооборудованием	2
Продолжение таблицы 3
Слесарь по обслуживанию водоснабжения, теплоснабжения, канализации и вентиляции	4
Рабочие по обслуживанию резервуарного парка	11
Уборщик производственных помещений	1
Подсобный рабочий	1
ВСЕГО	39

Штатное расписание составлено на основе «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов». Численность рабочих по обслуживанию резервуарного парка определили по действующим нормам «КазТрансОйла». При среднемесячной зарплате в Западном филиале «КазТрансОйла», 80 000 тенге (с учетом премий в размере оклада - 3 производственных и 3 праздничных).

Годовой фонд зарплаты составит 80 000 3912 = 37,44 млн. тенге

Отчисления от зарплаты берем в размере 22,5% от объема ФОТ.

37,44 млн. тенге 0,225 = 8,42 млн. тенге

21% - социальный налог (идет на пенсионные выплаты действующим пенсионерам, обязательное медицинское страхование, социальное страхование, содействию занятости) и 1,5% работодатель должен зарезервировать на оплату работающим временной нетрудоспособности, отпусков по беременности и родам.

10% от своей зарплаты работающий обязан перечислить в накопительный пенсионный фонд.

Текущий ремонт в размере 5,4% от стоимости ОПФ (нормы «КазТрансОйла»

1953,46 млн. тенге 0,054 = 105,48 млн. тенге

Амортизационные отчисления состоят из отчислений в резервуарный парк и насосные станции.

Амортизационные отчисления в резервуарный парк:

Nа_рп = 8%

А_рп = 0,081253,25 = 114,51 млн. тенге

Амортизационные отчисления на насосные станции (без стоимости магистральных насосов)

Nа = 7%

А_нс= 655,21 0,07 = 45,86 млн. тенге

А_нм = 45 0,2 = 9 млн. тенге

А = А_рп + А_нс + А_нм

А = 114,51 + 45,86 + 9 = 168,87 млн. тенге

Статья «Прочие расходы» составляет 0,25 от ФОТ с начислением

(37,44 + 8,42) 0,25 = 11,46 млн. тенге

Потери нефти на магистральном трубопроводе составляют 0,0015 от годовой перекачки. На ГНПС они происходят в основном в резервуарном парке:

8 млн. тонн 0,0015 8 тыс. тенге = 216 млн. тенге

Расчетный тариф на перекачку определяется по формуле:

Т_ар=, (15)

где КВ - капитальные вложения, млн. тенге

Е_н - нормативный коэффициент эффективности КВ, (15%)

К_н - коэффициент компенсации налогового платежа с прибыли (1,429)

Э_год - годовые эксплуатационные затраты, млн. тенге

Q_пер - годовой объем перекачиваемого продукта, т

Таблица 4 - Эксплуатационные затраты

Затраты, Млн. тенге	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8
Энергорасходы	341,64	455,52
Зарплата	37,44
Начисления на зарплату	8,42
Ремонт	105,48
Прочие	11,46
Потери нефти	162	216
Амортизация	168,87
Экспл.расходы	835,31	1003,19
Тариф на перекачку	209	178

4.4 Определение прибыли и рентабельности ГНПС

Прибыль является важнейшим показателем работы предприятия. Прибыль тесно связана с реализацией нефти, нефтепродуктов. Чем выше объем реализации продукции при прочих равных условиях, тем больше прибыль предприятия.

Налогооблагаемый доход - это доход от основной деятельности предприятия за вычетом текущих затрат и отчислений инвестору и определяется по формуле:

НД = Q Т_тр - 0,15 КВ - ТЗ, (16)

где Q - годовой объем перекачки, млн. т;

Т_тр - тариф на транспортировку, тенге/т;

0,15 - нормативный коэффициент эффективности;

ТЗ - текущие затраты, млн. тенге.

После определения налогооблагаемого дохода определяем чистый доход по формуле:

ЧД = НД - 0,3 НД (17)

Таблица 5 - Определение чистой прибыли

	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8
НД, млн.тенге	125,67	127,77
ЧД, млн.тенге	89,22	89,43

Ожидаемые чистые потоки денежных средств определяются путем вычитания от чистой прибыли 1/3 капиталовложений (в первые три года) и возврата амортизационных отчислений.

ОЧПДС=ЧД - КВ/3 + А, (18)

где ЧД - чистый доход, млн. тенге;

КВ - капитальные вложения, млн. тенге;

А - амортизационные отчисления, млн. тенге.

4.5 Расчет чистой текущей стоимости

Показатель чистой текущей стоимости (ЧТС) является главным критерием доходности инвестиций. ЧТС показывает насколько сумма всех ожидаемых ежегодных денежных доходов, дисконтированных по определенной ставке процента, больше первоначальной суммы инвестиций.

Чистая текущая стоимость инвестиционного проекта определяется как текущая стоимость ожидаемых чистых потоков денежных средств от проекта минус чистые инвестиции по проекту.

ЧТС определяем по формуле:

ЧТС_n=ЧТС_n-1+, (19)

где i - требуемая процентная ставка прибыли инвесторами за вычетом налога.

Таким образом, показатель чистой текущей стоимости определяется как разность между текущей стоимостью поступлений от инвестиций за весь период функционирования проекта и величиной капиталовложений и всех видов расходов за тот же период, дисконтированных на базе расчетной ставки процента.

Для расчета внутренней нормы прибыли (ВНП) необходимо подсчитать ЧТС при больших ставках, чтобы определить при какой ставке проект становится не рентабельным. Далее ВНП считаем по формуле:

ВНП=, (20)

где к₁ - максимальная ставка, при которой проект остается рентабельным;

к₂ - минимальная процентная ставка, при которой предприятие теряет рентабельность;

Полученная ВНП есть та процентная ставка, при которой предприятие не имеет ни доходов, ни убытков.

Облагая доход предприятия налогом на сверхприбыль, который зависит от показателя ВНП, получим остаточную прибыль предприятия.

Эффективность КВ определяется как частное ожидаемых чистых потоков денежных средств и КВ.

ЭКВ= (21)

Если ЭКВ больше ставки дисконта, то предприятие считается рентабельным.

Таблица 6 - Расчет чистой текущей стоимости

	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8
ОЧПДС, млн.тг	-393,06	258,3
ЧТС11%	-354,1	-708,2	-1062,3	-829,6	-596,9	-364,2	-131,5	101,17
ВНП	н/р	11,05

4.6 Определение удельных, условно-постоянных, условно-переменных затрат

Себестоимость - это выраженные в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции. Отношение этих затрат к объему производственной продукции в натуральном выражении характеризует себестоимость единицы продукции, или удельные затраты.

Продукцией трубопроводного транспорта является внепроизводственное перемещение нефти, нефтепродуктов. Затраты, связанные с перемещением, составляют преобладающую долю затрат предприятий трубопроводного транспорта.

Одна из особенностей транспортного производства - отсутствие материально-вещественной формы продукции. В связи с этим в качестве удельных показателей себестоимости транспортной продукции на трубопроводном транспорте, принято использовать себестоимость перекачки газа, перекачки нефти и нефтепродуктов на единицу натуральных показателей к таким натуральным показателям - объем перекачиваемой нефти по трубопроводу и объем транспортной работы.

Удельную себестоимость определяем по формуле:

У_дЗ= (22)

Текущие затраты состоят из условно-постоянных и условно-переменных затрат. Условно-постоянные затраты - это такие затраты, которые не изменяются с изменением объема перекачиваемой нефти. Условно-переменные затраты зависят от годового объема перекачиваемой продукции.

К условно-постоянным затратам относятся: заработная плата, отчисления от зарплаты, амортизационные отчисления. К условно-переменным относятся: расход электроэнергии и потери нефти.

Таблица 7 - Расчет удельных затрат

	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8
Уд.затраты, тг/т	139,21	125,39
Усл.пост.затраты, млн.тг	331,67
Усл-перемен.затр.,млн.тг	503,64	671,52

4.7 Алгебраический расчет точки безубыточности

Точка безубыточности - это такой объем производства или уровень эксплуатации, при котором совокупный доход равен совокупным издержкам.

Алгебраическим путем ТБ вычисляется следующим образом:

Q= (23)

Перем.изд= (24)

Уд.затр.=млн. тенге

Q=млн. тенге/год

Сущность анализа безубыточности полностью раскрывается на графике безубыточности. Пересечение линий совокупного дохода (диагонально наклоненная линия) с линией совокупных издержек определяет точку безубыточности.

Таблица 8 - Технико-экономические показатели ГНПС «Узень»

Наименование показателей	Показатели
1. Годовой объем перекачки нефти ГНПС, млн.т	8
2. Количество установленных насосов марки НМ 2500-230, шт.	3
3. Объем резервуарного парка ГНПС, тыс.м3	290
4. Стоимость капвложений в строительство ГНПС, млн.тг	1953,46
В том числе СМР, млн.тг	1813,39
5. Эксплуатационные расходы в год, млн.тг	1003,19
6. Себестоимость перекачки, млн.тг	125,4
7. Численность производственного персонала человек	39
8. Годовой расход электроэнергии при проектной мощности, млн.кВт/ч	124,8
9. Расчетный тариф, тенге/т	178
10. Срок строительства ГНПС, месяцев	14
11. Срок окупаемости ГНПС, лет	4,8

5. Охрана труда

5.1 Охрана труда

5.1.1 Техника безопасности

Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий работы на предприятии и территории, примыкающей к ней, предусматриваются мероприятия по благоустройству и озеленению:

устройство площадки для отдыха с установкой на ней малых архитектурных форм;

устройство лестниц, переходов через обвалование;

устройство тротуаров шириной 1,0 м с асфальтобетонным покрытием;

устройство лестниц на откосах дорог;

устройство газонов, посадка кустарников и деревьев на свободной от застройки территории.

Территория предприятия ограждается сетчатой оградой типа М4В, в местах проезда автотранспорта устанавливаются ворота.

Размещение инженерных коммуникаций на территории принято в соответствии с основными решениями генерального плана. Прокладка инженерных сетей предусмотрена по эстакаде, в траншеях и каналах за пределами проезжей части автодорог.

Все внутриплощадочные дороги и площадки у зданий и сооружений запроектированы с твердым покрытием - плиты. Проектом предусмотрен запасный выезд. Ко входам в здания, а также к лестницам через обвалование предусмотрены бетонные плиты шириной 1,0 м. Территория огораживается оградой из сетчатых панелей по железобетонным столбам, на месте въезда автомобильного транспорта предусмотрены ворота, а в месте перехода людей - калитка.

Безаварийные и безопасные условия эксплуатации и ремонта технологического оборудования обеспечиваются следующим комплексом технических и организационных мероприятий по охране труда и технике безопасности:

категории производства проектируемых сооружений назначаются в соответ-ствии с классификацией производств по пожаро- и взрывоопасности;

оборудование, работающее в пределах взрывоопасных зон или находящееся в прямом контакте с нефтью принимается во взрывозащищеннном и взрывобезо-пасном исполнении;

монтаж технологических трубопроводов предусматривается с минимальным количеством разъемных соединений;

обслуживание крупногабаритного технологического оборудования осуществля-ется с площадок, имеющих ограждение;

для обслуживания оборудования на крышах резервуаров предусматриваются стационарные площадки с ограждением;

вращающиеся части механизмов ограждаются защитными кожухами;

отвод утечек от насосов и дренаж оборудования осуществляется по закрытой системе в подземную емкость;

проведение операций по монтажу и демонтажу технологического оборудования предусматривается стационарными подъемными механизмами;

металлические площадки и ступени покрываются специальными резиновыми ковриками;

зоны с уровнем звука, превышающий допустимый, ограждаются знаками безопасности, и обслуживающий персонал должен снабжаться средствами индивидуальной защиты от шума;

для удобства обслуживания оборудования предусматриваются металлические переходные площадки и лестницы.

Здание насосного цеха технологической насосной оборудовано краном грузоподъемностью 5 т.

Здание нефтебазы пенотушения и охлаждения оборудовано краном грузоподъемностью 2 т.

Безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивается следующими мероприятиями:

оснащение резервуаров предусмотрено приборами автоматики и контроля, средствами пожаротушения и охлаждения, а также мешалками для предотвращения накопления парафино-смолистого осадка;

для обслуживания оборудования, приборов предусматриваются лестницы и площадки с ограждением;

при проведении ремонтных работ резервуара проводится его дегазация путем открытия люков-лазов и световых люков.

Электроснабжение нефтебазы осуществляется от существующего ЗРУ-6 кВт опорной ПС 220 кВ по двум кабельным линиям 6 кВт протяженностью 2,2 км каждая.

Распределение электроэнергии по объектам нефтебазы осуществляется от собственного закрытого распределительного устройства 6 кВ (ЗРУ-6 кВ - блок контейнерная распределительная высоковольтная подстанция с аккумуляторной батареей производства «Попрад», Словакия).

Для резервирования электроснабжения потребителей особой группы 1 категории и узла связи предусматривается автономный источник электроснабжения - дизельная электростанция (ДЭС) импортного производства расчетной мощностью 60 кВт третьей степени автоматизации.

Для электроснабжения проектируемых токоприемников 0,4 кВт предусматривается комплектная двухтрансформаторная подстанция с трансформаторами мощностью 630 кВА каждый, устанавливаемая в блок-боксе КТП и ЩСУ.

Наружные сети 6 и 0,4 кВ выполняются силовыми и контрольными кабелями. При вводе сетей во взрывоопасные зоны класса В-1 принимаются кабели с медными жилами, во всех остальных случаях - с алюминиевыми.

Распределительный щит собственных нужд переменного тока 380/220 В (поставляется комплектно с ЗРУ), подключается на стороне 0,4 кВ к обеим секциям проектируемой комплектной двухтрансформаторной подстанции 2х630 кВА и оснащается устройством АВР.

К силовому электрооборудованию относятся электродвигатели для привода технологических и сантехнических насосов, вентиляторов, СКЗ, миксеров, технологических и пожарных задвижек.

Все электродвигатели приняты асинхронными с короткозамкнутым ротором.

Питание токоприемников 6 кВ осуществляется от ЗРУ-6 кВ, силовых токоприемников 0,4 кВ от щита 0,4 кВ КТП, щитов станций управления (ЩСУ), а также от распределительных пунктов с автоматическими выключателями.

Щитовые устройства размещаются в щитовых помещениях, как встроенных, так и отдельно стоящих.

Силовые распределительные сети выполняются кабелями с медными жилами в зоне класса В-1, с алюминиевыми жилами - во всех остальных случаях.

Кабели прокладываются по кабельной эстакаде, в траншеях на глубине 1 м без покрытия кирпичом, при пересечении с коммуникациями и дорогами - в асбоцементных трубах.

На напряжении 0,4 кВ используются бронированные кабели в поливинилхлоридной изоляции и оболочке типа ВБВ и АВБВ, на напряжении 6 кВ - кабели типа ВБВнг.

Условия безопасной работы и эксплуатации электрооборудования объекта обеспечиваются:

наличием надежной схемы электроснабжения, соответствующей категорийности потребителей электроэнергии;

наличием резервной электростанции;

применением во всех взрывопожароопасных установках взрывозащищенного оборудования и светильников для соответствующей категории взрывопожароопасности;

защитным заземлением электроустановок и технологического оборудования;

наличием во всех электроустановках защитных приспособлений и предупредительных плакатов;

защитой объектов от ударов молнии.

Для защиты персонала от поражения электрическим током применяется защитное заземление с сопротивлением 4 Ом для Ру-6 кВ. Заземление электрооборудования 6 кВ выполнено стальной полосой, присоединенной к комплексному заземляющему устройству (КЗУ), выполненному из вертикальных электродов, соединенных между собой стальной полосой 40х4.

Величина сопротивления току растекания заземляющих устройств РУ-6кВ и КТП-6,0/0,4 должны быть не более 4 Ом.

Для зануления электрооборудования 0,4 кВ используются нулевые жилы питающих кабелей.

Для АСУ в МДП предусматривается отдельный (локальный) контур заземления.

Молниезащита технических сооружений выполняется согласно РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты здания и сооружения» категории II и III зона Б:

стержневыми молниеприемниками, установленными на кровле резервуара и дренажных емкостях;

молниеприемной сеткой, уложенной на кровле сооружения;

заземлением установок.

Для заземления электрооборудования и молниезащитного устройства предусматриваются комплексные заземляющие устройства. Величина сопротивления растекания тока заземляющего устройства не должна превышать 10 Ом.

Для молниезащиты от вторичных проявлений молний и заноса потенциала металлические корпусы резервуаров, миксеров, задвижек и трубопроводы (на вводах в здания) присоединяются к заземляющим устройствам с сопротивлением растеканию тока не более 50 Ом.

Защита от статического электричества трубопровода осуществляется присоединением их металлических корпусов к заземляющим устройствам.

Сопротивление растеканию тока заземляющих устройств не должно превышать 50 Ом.

Для управления нефтебазой на площадке предусматривается единый местный диспетчерский пункт.

В состав единой АСУ ТП площадки входят:

автономная система измерения уровня в резервуарном парке;

автономные системы управления узлами учета нефти №№1,2,3,4;

автономная система управления установкой улавливания легких фракций;

автономные системы автоматики котельных №№ 1,2 и топливной насосной.

Автономная система управления технологической насосной внутрибазовых перекачек входит в состав нефтебазы.

Функционально АСУ ТП нефтебазы состоит из подсистем управления и охватывает следующие технологические сооружения:

а) подсистема управления насосной станцией: насосный цех; блок-бокс маслосистемы; площадка дренажных емкостей; емкость горизонтальная дренажная; площадка теплообменников; блок фильтров-грязеуловителей; площадка фильтров с узлом защиты; блок РУ-6 кВ; миксеры резервуаров нефти; технологические задвижки.

б) подсистема АСПТ (автоматическая система пожаротушения): резервуарный парк; насосный цех; блок-бокс маслосистемы; насосная станция пенотушения и охлаждения; резервуары противопожарного запаса воды; пожзадвижки; дизельная электростанция; котельные №№ 1,2.

в) подсистема управления очистных сооружений: септик; блок-бокс биологичес-кой очистки; насосная станция перекачки бытовых сточных вод; насосная станция перекачки производственных сточных вод; буферный резервуар; сборник уловленной нефти ЕП-12,5; очистные сооружения производственных сточных вод.

На территории нефтебазы предусматривается организация следующих видов связи и сигнализации:

автоматической телефонной связи;

радиофикация;

прямой диспетчерской связи;

громкоговорящей поисковой связи;

пожарной сигнализации;

периметральной охранной сигнализации.

Телефонизацию проектируемых зданий нефтебазы предлагается осуществить от существующей автоматической телефонной станции емкостью 32 номера с перспективой расширения до 64 номера.

В производственных помещениях проектируемых зданий предусматривается установка аналоговых и цифровых аппаратов.

Радиофикация помещений нефтебазы осуществляется от радиотрансляционного узла мощностью 100 Вт.

В помещениях с постоянным присутствием персонала устанавливаются абонентские громкоговорители мощностью 0,15 Вт.

Для приема передач из эфира предлагается установить наружную антенну на крыше служебного корпуса с узлом связи.

Для оперативного решения вопросов управления технологическими процессами и охраны труда у диспетчера нефтебазы устанавливается пульт диспетчерской связи, в который включаются телефонные аппараты, установленные: у начальника нефтебазы, у оператора ЦПС, в узле связи, насосной станции пожаротушения, в лаборатории анализов, у главных специалистов нефтебазы.

Для оповещения персонала о пожаре, передачи сообщений, распоряжений, поиска персонала на территории нефтебазы, устанавливается комплекс технических средств озвучивания.

Усилитель мощности с пультом объявлений устанавливаются в узле связи нефтебазы.

Абонентские громкоговорители устанавливаются в помещениях с постоянным присутствием персонала (рядом с абонентскими радиотрансляционными громкоговорителями).

Рупорные громкоговорители устанавливаются на территории нефтебазы на осветительных опорах и проектируемых железобетонных столбах высотой 7,5 м.

Для защиты от несанкционированного проникновения посторонних лиц на территорию нефтебазы предлагается строительство технических средств периметральной охранной сигнализации.

Комплекс охранной сигнализации состоит из инфракрасных охранных барьеров и высокочувствительных видеокамер.

Приемное оборудование (приемная охранная централь и видеоконтрольное устройство) устанавливаются в помещении охраны служебного корпуса с узлом связи.

Инфракрасные 4-х лучевые извещатели (барьеры) размещаются с внутренней стороны ограждения нефтебазы в специальных колоннах высотой 2 м.

Видеокамеры размещаются на ограждении нефтебазы и стенах зданий.

5.1.2 Производственная санитария

Источником теплоснабжения нефтебазы является собственная водогрейная котельная, состоящая из двух модульных котельных блоков - отопительного и технологического.

Отопительный блок с двумя котлами ВК-22 теплопроизводительностью 2 МВт предназначен для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и сооружений.

Максимальные часовые расходы теплоты составляют: на отопление 519999 Ккал/ч, на вентиляцию - 277000 Ккал/ч, на горячее водоснабжение 136000 Ккал/ч, на технологические нужды 3300000 Ккал/ч. Источниками потребления теплоты являются: по отоплению - насосный цех, служебный корпус, местный диспетчерский пункт, все блок-боксы (ЩСУ,РУ-6кВ, пожинвентаря и т.д.), насосная станция пенотушения, резервуары буферный и топливный, лаборатория анализа нефти, топливная насосная, сборник уловленной нефти, дизельная электростанция, утепленная стоянка машин и техники, гаражно-ремонтный блок; по вентиляции - лаборатория анализа нефти, блок-боксы вахтенного персонала, утепленная стоянка для машин и техники, гаражно-ремонтный блок, насосная внутрибазовых перекачек; по горячему водоснабжению - служебный корпус, лаборатория анализа нефти, блок-боксы вахтенного персонала; по технологическим нуждам - площадка теплообменников и теплоспутники.

Отопление зданий - водяное с расчетными параметрами теплоносителя 95/70⁰С.

Для технологических нужд (подогрев нефти в теплообменниках) теплоноситель - перегретая вода с расчетными параметрами 115-70⁰С.

Климатологические данные зоны расположения нефтебазы приведены в нижеследующей таблице.

Таблица 10 - Климатологические данные района нефтебазы.

Климатологические показатели	Теплый период года	Холодный период года
Параметр «А»Температура воздуха, 0С	31,7	12
Удельная энтальпия, кДж/кг	53,6	9,2
Параметр «Б»Температура воздуха, 0С	37,4	24
Продолжение таблицы 10
Удельная энтальпия, кДж/кг	58,2	23
Средняя относительная влажность, %	23	72
Расчетная скорость ветра, м/с	2,6	5,4
Продолжительность отопительного периода, сутки	-	168
Средняя температура отопительного периода, 0С	-	3,4
Расчетная географическая широта,0с.ш.	44	44
Расчетное барометрическое давление, ГПа	990	990

В теплый период горячее водоснабжение зданий предусматривается от гелиоустановки с подогревом воды солнечной энергией.

Система теплоснабжения - двухтрубная закрытая, расчетные параметры теплоносителя на выходе из отопительного котельного блока - 95/70⁰С, из технологического блока 117/70⁰С. Подача воды на горячее водоснабжение по циркуляционной схеме с температурой - 55⁰С.

Теплоснабжение насосной внутрибазовых перекачек осуществляется от существующих тепловых сетей ЦПС. Теплоноситель - вода с расчетными параметрами 150/70⁰С.

Отопление помещений решается в зависимости от их назначения, наличия в них обслуживающего персонала, тепловыделений от трубопроводов и оборудования.

В качестве нагревательных приборов используются регистры из гладких стальных труб и конвекторы стальные типа «Универсал». В блок-боксах и помещениях вахтенных комплексов ОК-12 и ОК-16 отопление водяное по проекту БКНС (Словакия).

В помещениях без постоянного обслуживающего персонала предусматривается дежурное отопление на поддержание внутренней температуры воздуха + 5⁰С. Догрев воздуха в магистральной насосной при входе обслуживающего персонала, осуществляется приточными вентиляционными установками.

Для обеспечения установленных санитарными и технологическими нормами метеорологических условий и чистоты воздуха в помещениях предусматривается вентиляция.

В помещении магистральных насосов предусматривается приточная система вентиляции с двумя вентагрегатами (рабочий и резервный), рассчитанная на 3х-кратный воздухообмен в час. Вытяжка естественная из верхней зоны через шахты с дефлекторами и с искусственным побуждением осевыми вентиляторами, которые автоматически включаются при достижении внутренней температуры воздуха +40⁰С.

Предусматривается также аварийная вытяжная вентиляция, рассчитанная на 8-ми кратный воздухообмен в час по полному объему помещений, осевыми вентиляторами, включаемыми по газоанализатору при образовании в воздухе взрывоопасных паров нефти с концентрацией, превышающей 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.

В служебном корпусе с узлом связи по проекту БКНС (Словакия) предусматривается система вентиляции в соответствии с нормативными требованиями.

В лаборатории анализа нефти и помещениях вахтенного персонала ОК-12 и ОК-16 предусмотрена приточно-вытяжная механическая вентиляция по проекту БКНС (Словакия).

В топливной насосной предусматривается вытяжная механическая вентиляция, рассчитанная на 8-ми кратный воздухообмен и естественная вентиляция через шахту с дефлектором. Включение вытяжного вентилятора - ручное перед входом в помещение и автоматическое по газоанализатору (аварийная вентиляция).

В остальных зданиях вентиляция естественная через шахты с дефлекторами или через открывающиеся фрамуги окон.

В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала служебный корпус с узлом связи, МДП для создания благоприятных условий предусмотрена установка кондиционеров-сплит, обеспечивающих охлаждение воздуха летом и подогрев в переходные периоды года.

Предусматривается внутреннее рабочее (U = 220), аварийное (U = 220), ремонтное (U = 36В) и эвакуационное освещение.

В качестве источников света применяются люминесцентные лампы и лампы накаливания. Тип и исполнение светильников выбираются в зависимости от окружающей среды помещений, разрядов и подразрядов зрительных работ.

Во взрывоопасных сооружениях приняты взрывозащищенные светильники, в остальных помещениях - различные светильники промышленного исполнения.

Осветительная сеть выбрана по токам нагрузки и проверена по допустимой потере напряжения и по условиям отключения токов однофазного короткого замыкания.

Защита осветительных сетей от токов КЗ осуществляется автоматическими выключателями.

На территории нефтебазы предусматривается наружное общее равномерное прожекторное освещение с помощью прожекторов, которые устанавливаются на металлических прожекторных мачтах.

Предусматривается охранное и наружное освещение, которое питаются от разных секций ЩСУ.

Расчетная мощность внутреннего освещения определяется методом удельной мощности, наружного - методом изолюкс.

Управление охранным, наружным освещением осуществляется дистанционно из проходной служебного корпуса. Управление охранным освещением, кроме того, сблокировано с периметральной охранной сигнализацией.

Бытовые помещения для персонала приняты согласно штатному расписанию и отвечают требованиям.

Бытовые помещения размещаются в блоках вахтенного персонала ОК-12; ОК-16.

Гардеробы уличной, домашней и спецодежды оборудованы специальными шкафами. Предусмотрены душевые сетки.

Питание работников нефтебазы предусмотрено в столовой, которая размещается в блоке ОК-16.

5.1.3 Пожарная безопасность

Расположение объектов и взаимное размещение зданий и сооружений на генплане выполнено с учетом принципа функционального зонирования в соответствии с последовательностью технологических процессов, с учетом рельефа местности, влияния ветров преобладающего направления, примыкания подъездной автодороги к существующей транспортной сети.

Площадка разделена на следующие зоны:

резервуарного хранения;

производственных зданий и сооружений;

очистных сооружений производственной канализации;

вспомогательных зданий и сооружений;

административных и хозяйственных зданий и сооружений;

аварийно-восстановительного пункта.

По периметру резервуарного парка предусматривается обвалование, высота которого рассчитана на удержание разлившейся в случае аварии нефти в объеме одного резервуара. Высота обвалования составляет 1,5 м. В пределах группы резервуары с общей емкостью 20000 м³ разделяются внутренним обвалованием высотой 1,3 м.

Канализационные очистные сооружения производственных и дождевых сточных вод в составе буферного резервуара емкостью 200 м³, очистных сооружений производственных сточных вод, сборника уловленной нефти, канализационной насосной станции размещены в зоне производственного назначения с западной стороны от резервуарного парка.

Противопожарный комплекс в составе насосной станции пенотушения с двумя резервуарами противопожарного запаса воды емкостью 700 м³ каждый, размещается в северной части площадки на противопожарном разрыве от резервуарного парка.

К восточной стороне нефтебазы примыкает площадка аварийно-восстановительного пункта. На ней, кроме построенных ремонтно-гаражного блока и утепленной стоянки, которые предусматривается использовать по назначению, размещены склад нефтепродуктов, навес для механизмов и площадка для мойки машин и механизмов.

В зоне административных и бытовых зданий и сооружений размещается служебный корпус с узлом связи, лаборатория для анализа нефти, навес для кабеля, котельная, топливная насосная, резервуары для топлива, антенная опора, гелиоустановка, а также канализационные очистные сооружения бытовых сточных вод. После ввода в эксплуатацию служебного корпуса с узлом связи существующий блок связи подлежит ликвидации.

Автомобильные дороги на территории нефтебазы запроектированы по кольцевой схеме с учетом противопожарного обслуживания предприятия и обеспечивают подъезд к зданиям и сооружениям.

Противопожарные проезды вокруг резервуарного парка запроектированы в насыпи не менее 0,3 м выше планировочной отметки земли.

Ширина проезжей части основных дорог - 4,5 м, а второстепенных - 3,5 м, обочин - 2,0 и 1,5 м соответственно.

Покрытие автодорог, проездов и площадок принято асфальтобетонное, обочин из гравийно-песчаной смеси толщиной 0,14 м.

Резервуарный парк состоит из 6 резервуаров единичной емкостью 5000 м³. Резервуары металлические, вертикальные, цилиндрические, рулонной сборки со стационарной кровлей. Их диаметр 20,92 м и высота 14,9 м.

Тепловая изоляция резервуаров выполнена минераловатными матами с покрывным слоем оцинкованными листами.

Основанием резервуара служит послойно уплотненная грунтовая подушка с кольцевым железобетонным фундаментом под стенкой резервуара.

Два резервуара устанавливаются на основание, которое выполнено под заранее запроектированные резервуары емкостью 10000 м³.

Для контроля утечек нефти из-под днища резервуара предусматривается железобетонная плита с воронкой в центре для сбора и отвода нефти в контрольный колодец.

Антикоррозионная защита внутренних и наружных поверхностей резервуаров предусмотрена красками фирмы «Jotun», Норвегия.

Насосный цех и технологическая насосная внутрибазовых перекачек предусматривается в металлических конструкциях заводской готовности.

Размер зданий в плане насосного цеха с венткамерой (6х12м) - 36х12 м и технологической насосной - 18х12 м.

Фундаменты каркаса зданий - сборные железобетонные плиты, монолитные столбчатые.

Фундаменты и опоры под технологическое оборудование - монолитные бетонные и железобетонные.

Здание блок-бокса маслосистемы, блок-бокс кладовая, блок-бокс ЩСУ, блок-бокс биологической очистки, блок-бокс пожинвентаря, топливная насосная, лаборатория для анализа нефти, дизельная электростанция - здания заводской готовности в металлических конструкциях.

Фундаментами под блок-боксы служат плиты сборные железобетонные. Размеры в плане перечисленных блок-боксов составляют, соответственно: 12х3м, 6х3м, 6х3м, 9х3м, 12х3м, 3х3м, 12х6м, 9х3м.

Насосная станция пенотушения и охлаждения предусмотрена в блочно-комплектном исполнении, размером в плане 12х18 м.

Фундаментом каркаса здания служат сборные железобетонные плиты и монолитные столбчатые фундаменты.

Заглубленная часть здания предусмотрена из сборных бетонных блоков.

Фундаменты и опоры под технологическое оборудование - монолитные железобетонные, металлические.

Местный диспетчерский пункт - здание в блочно-комплектном исполнении полной заводской готовности в металлической конструкции.

Размер здания в плане 12х12 м.

Фундаменты - сборные железобетонные плиты.

Блок-боксы вахтенного персонала ОК-16, ОК-12, служебный корпус с узлом связи - здания полной заводской готовности в металлической конструкции. Размеры зданий в плане - 30х12 м.

Фундаментом под здания служат сборные железобетонные плиты.

Загубленный склад нефтепродуктов (для АВП), площадка дренажных емкостей, ЕПП-16, блок хранения масел, сборник уловленной нефти ЕП-12,5 - металлические, заглубленные (горизонтальные резервуары, устанавливаемые на подушку из крупно- или среднезернистого песка).

С целью предотвращения попадания случайных утечек в грунт под резервуарами устраиваются железобетонные поддоны, которые собирают утечки и отводят их в контрольный колодец.

Резервуар противопожарного запаса воды емк. 700 м³ - заглубленная емкость из сборных железобетонных конструкций.

Буферный резервуар емкостью 200 м³ - металлическая вертикальная цилиндрическая емкость, устанавливаемая на грунтовую подушку и фундаментное кольцо.

Резервуар для топлива емкостью 25 м³ - цилиндрическая металлическая горизонтальная надземная емкость, устанавливаемая на опоры из сборных бетонных блоков.

Антенна опора высотой 40 м - металлическая, поставляемая фирмой «Abacus», Англия.

Насосный цех, лаборатория анализа нефти, технологическая насосная внутрибазовых перекачек, маслосистема насосов, насосные станции перекачки производственных сточных вод №№ 1 и 2, топливная насосная относятся к зданиям и сооружениям (процессам) пожаровзрывоопасным категории А; котельная, блок-бокс дизельной электростанции - к категории Г; блок-бокс ЩСУ, местный диспетчерский пункт, насосная станция пенотушения и охлаждения - к категории Д; блок-бокс высоковольтной распределительной подстанции - к категории В. Насосные станции перекачки производственных сточных вод №№ 1 и 2, склад нефтепродуктов, резервуар топлива, буферный резервуар, сборник уловленной нефти, маслосистема насосов, площадка теплообменников, резервуарный парк, узлы с технологическими задвижками, дренажные емкости, узлы учета относятся к взрывоопасным сооружениям класса В-1r, категория и группа взрывоопасной смеси IIАТЗ; насосный цех, блок-бокс регуляторов давления, технологическая насосная внутрибазовых перекачек, топливная насосная - к сооружениям класса В-1r, категория и группа взрывоопасной смеси IIАТЗ; блок-бокс маслосистемы и блок хранения масел - к сооружениям класса П-II; Очистные сооружения производственных сточных вод к сооружениям класса П-I.

Все здания относятся к III А типу по огнестойкости.

Для обеспечения пожарной безопасности при эксплуатации технологического оборудования в проекте предусматриваются:

полы насосного цеха (категории «А») приняты из бетона на щебне известняковых пород, исключающем искрообразование;

эвакуационные выходы, открывание дверей, ширина коридоров отвечают требованиям;

вынос электрооборудования в нормальном исполнении за пределы взрывоопасных зон в соответствии с действующими нормами;

в насосном цехе и технологической насосной внутрибазовых перекачек в помещениях категории «А» предусмотрены наружные легкосбрасываемые ограждающие конструкции, остекление окон;

взрывоопасные помещения выгораживаются газонепроницаемыми противопожарными стенками и перегородками.

Для сигнализации о возникновении пожара на территории нефтебазы предусматривается комплекс технических средств, состоящий из приемного пульта пожарной сигнализации и пожарных извещателей автоматического и ручного действия.

В пожароопасных помещениях устанавливаются автоматические и ручные пожарные извещатели. На территории нефтебазы устанавливаются извещатели ручного действия предназначенные для наружной установки. Приемный пульт пожарной сигнализации устанавливается в помещении МДП нефтебазы.

Для системы пожарной сигнализации нефтебазы рекомендуется радиальная система с коллективной адресацией на базе оборудования швейцарской фирмы «Fittich»:

приемного пульта ВМZ 350;

автоматических тепловых пожарных извещателей WDM 215;

автоматических дымовых пожарных извещателей ORM 130;

ручных пожарных извещателей FT 513 для установки в помещениях и DFM 435 - для наружной установки;

автоматических пожарных извещателей во взрывозащищенном исполнении ORM 130 АЕХ.

Вода на проектируемой нефтебазы расходуется на хозбытовые, вспомогательные производственные (пополнение оборотной системы мойки автомашин) и противопожарные нужды. Вода на технологические нужды не требуется.

Пополнение противопожарного запаса воды производится в течении 96 часов после пожара.

Принятая система пожаротушения обеспечивает тушение резервуаров емкостью 5000 м³ каждый с нефтью, зданий и сооружений, в которых обращается нефть, воздушно-механической пеной средней кратности на основе пенообразователя общего назначения, охлаждение водой резервуаров для нефти емкостью 5000 м³ при пожаре и наружное пожаротушение зданий.

Для резервуаров емкостью 5000 м³ каждый с нефтью, насосного цеха, технологической насосной внутрибазовых перекачек, блок-бокса маслосистемы предусматривается система автоматического пожаротушения и резервуаров - стационарная установка охлаждения.

Для открытых технологических площадок предусматривается стационарная система пенного пожаротушения (неавтоматическая).

Расчетное количество пожаров на нефтебазе принято равным 1.

Максимальные расчетные расходы составляют:

на пенотушение - 42 л/с;

на охлаждение - 78,9 л/с (охлаждается горящий и три соседних).

Расчетное время пенотушения принято равным 10 минутам. Расчетное время охлаждения горящего и соседних резервуаров принято равным 4 часам.

Принципиальная схема пожаротушения следующая: при возникновении пожара на резервуаре датчики пожара выдают автоматический сигнал на включение насосов пенотушения, которые подают раствор пенообразователя в сеть растворопровода. От этого же сигнала открывается электрозадвижка на сети растворопровода - ответвления к резервуару и раствор поступает на стационарно установленные пеногенераторы.

По сигналу датчиков пожара дополнительно включаются насосы охлаждения, которые подают воду в противопожарный водопровод. После открытия соответствующих задвижек с ручным приводом на подключениях к резервуарам, вода поступает на кольца орошения горящего и соседних резервуаров.

Раствор пенообразователя готовится автоматически во время пожара с помощью насосов-дозаторов.

В соответствии с принятой схемой пожаротушения на нефтебазе предусматриваются такие здания и сооружения противопожарного комплекса.

Насосная станция пенотушения и охлаждения:

насосы пенотушения ЦНС 180-85 производительностью 120-220 м³/час, напор 95-75 м с электродвигателем 4АМ250S4, N = 75 кВт (1 рабочий, 1 резервный);

насосы охлаждения 1ДЗ15-75, производительностью 220-380 м³/час, напор 80-65 с электродвигателем 4АМ280S2У3, N = 110 кВт (1 рабочий, 1 резервный);

насосы-дозаторы ВК 4/24, производительностью 4-16 м³/час, напор 75-20 с электродвигателем 4АМ112М4, N = 5,5 кВт (1 рабочий, 1 резервный);

бак пенообразователя.

Резервуар противопожарного запаса воды емкостью 700 м³ - 2 шт, из сборных железобетонных элементов.

Кольцевые сети растворопровода и противопожарного водопровода.

Стационарно установленные на объектах тушения пеногенераторы.

Система автоматизации пожаротушения.

На площадке предусматриваются 100% резерв пенообразователя.

Для хранения противопожарного оборудования и мотопомпы на площадке предусматривается блок-бокс пожинвентаря. Ближайшее пождепо находится на ЦППН.

6. Охрана окружающей среды

6.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на компоненты биосферы

На ГНПС “Узень” основными технологическими операциями будут являться: сбор, хранение и перекачка нефти.

Вспомогательные операции: промывка резервуаров, ремонт, учет нефти.

6.1.1 Воздействие на атмосферу

Источниками загрязнения атмосферы являются:

- резервуары для хранения нефти;

- перекачивающие устройства;

- автотранспорт;

- трубопровод;

- этокада;

- котельная.

Классификация и характеристика потерь нефтепродуктов. При хранении в закрытых емкостях возникают потери вследствие дыханий емкостей, утечки через их не плотности, потери паров при обслуживании емкостей (замеры, отбор проб и пр.); при сливе - из-за “больших дыханий” приемного резервуара, наличия остатков паров нефти или нефтепродуктов в освобождаемой таре (танкере, барже, цистерне), остатка неслитого нефтепродукта при сливе железнодорожных цистерн, теряемого при зачистке, и различных утечек и розлива нефти или нефтепродуктов при сливе; при наливе (отпуске) - в результате потери паров, вытесняемых в атмосферу при наливе в тару (танкер, цистерну и пр.), утечки и розливе при перекачках и наливе, потери от “больших дыханий” мерников (если налив происходит через них).

Потери нефтепродуктов могут быть:

- количественными - от утечек и розливов;

- качественно-количественными - от испарения;

- качественными - при недопустимом смешении.

Помимо прямых потерь при транспортировке и хранении нефтепродуктов большое количество жидкого топлива и смазочных материалов теряется за счет неправильного, нерационального расходования их потребителями.

Потери нефтепродуктов на ГНПС, а также при их транспортировке и потреблении наносят большой ущерб народному хозяйству, поэтому борьба с ними - важнейшая задача. Для успешного осуществления мероприятий по предотвращению потерь нефтепродуктов необходимо точно знать причины их возникновения.

Источники и причины потерь нефтепродуктов. Приведенная выше классификация потерь нефтепродуктов дает примерное представление об источниках и причинах их образования.