Создание многотопливных автозаправочных станций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения

1.2 Климатические условия

1.3 Потенциальные потребители

2. Технологическая часть

2.1 Прием нефтепродуктов

2.2 Хранение нефтепродуктов

2.3 Отпуск нефтепродуктов

2.4 Участок выдачи ЖМТ на МАЗС

2.4.1 Технологические решения участка выдачи ЖМТ

2.4.2 Резервуары хранения жидкого моторного топлива

2.4.3 Погружной турбинный насос марки Red Jacket

2.4.4 Технологические островки ЖМТ

2.4.5 Сливная ванна

2.4.6 Деаэрация резервуаров, возврат паров

2.4.7 Технологические трубопроводы

2.5 Участок выдачи сжиженного углеводородного газа на МАЗС

2.5.1 Технологические решения участка выдачи СУГ

2.5.2 Блок приема и хранения СУГ

2.5.3 Блок раздачи СУГ

2.5.4 Сбросные и продувочные трубы участка СУГ

2.5.5 Трубопроводы жидкой и паровой фазы СУГ

3. Научная часть

4. Расчетная часть

4.1 Расчет продолжительности слива бензина из автоцистерны самотеком

4.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода

4.3 Расчет на прочность полиэтиленовых труб

4.3.1 Расчетные характеристики полиэтиленовых труб

4.3.2 Расчет нагрузок и воздействия на трубопровод

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

5.2 Расчет зануления сварочного трансформатора

5.3 Охрана окружающей среды

6. Экономическая часть

6.1 Расчет капитальных вложений строительства АЗС-500 заправок в сутки

6.2 Расчет издержек обращения и себестоимости перекачки

6.3 Расчет технико-экономических показателей

Заключение

Список литературы



Введение

деаэрация резервуар нефтепродукт автоцистерна

Рост автомобильного парка России обуславливает интенсивное развитие объектов снабжения транспортных средств топливом - автозаправочная станция (АЗС). В последнее время все больше внимания уделяется использованию альтернативного вида моторного топлива - сжиженного углеводородного газа (СУГ). В соответствии с распоряжениями Правительства РФ от 14 мая 2013 г. N767 от 12 сентября 2014 г. планируется перевести на газ не менее 50% общественного транспорта России для развития газомоторной отрасли, где в качестве оптимального варианта рассматривается создание многотопливных АЗС путем строительства новых или перепрофилирования существующих АЗС. Многотопливная АЗС, как правило, максимально приближена к потребителю и проект МАЗС в этой работе и представлен.



1. Общая часть

1.1 Общие сведения

Строительство МСАЗ планируется в районе центра города Владивосток (рисунок 1 и 2), так как основной поток гражданского автотранспорта ежедневно проезжает через центральный район. МАЗС на территории которой предусмотрена заправка транспортных средств пятью видами топлива, среди которых допускается жидкое моторное топливо (АИ-92, АИ-95, АИ-98, ДТ), сжиженный углеводородный газ (сжиженный пропан-бутан). Наличие сжиженного углеводородного газа позволит расширить розничный рынок продаж СУГ на территории города Владивостока и в тоже время создаст серьезную конкуренцию на рынке с АЗС классического типа. Исходя из информации действующей и единственной АГЗС во Владивостоке ежемесячно количество заправляющихся газом автомобилей неустанно растет, что в очередной раз оправдывает строительство подобного проекта.

Рисунок 1. Кадастровая карта Владивостока[53]



Рисунок 2. Местоположение проектируемой МАЗС[52]

1.2 Климатические условия

В зимний период во Владивостоке господствует сухой и холодный континентальный воздух, обуславливающий ясную морозную погоду. Средняя продолжительность зимнего периода составляет 132 дня, начало приходится на 13 ноября, последний зимний день на 23 марта, что сравнимо с продолжительностью климатической зимы в Москве (133 суток).

В течение зимы в городе бывает обычно около 18 пасмурных дней и примерно 27 дней с осадками. Осадки выпадают в виде снега. Но в отдельные годы возможны смешанные осадки и даже дождь. Метели в городе происходят в среднем на протяжении 8--9 дней. Нередки случаи, когда скорость ветра при метелях возрастает до 15--20 м/с, в этих случаях отмечаются снежные заносы, приводящие к остановке транспорта, прекращению работ. Оттепели в городе наблюдаются в любой зимний месяц. Типичная их продолжительность 1--2 дня.

Весна во Владивостоке продолжительная, длится (с переходом среднесуточной температуры через 0 °C в сторону повышения) с 24 марта по 25 июня, после чего наступает климатическое лето. Средняя суточная температура воздуха выше +5 °C устанавливается, в среднем,15 апреля и достигает +10 °C 17 мая. Ночные заморозки прекращаются обычно в первой половине апреля. Для весны характерно частое чередование потеплений и похолоданий. В некоторые годы наблюдались перепады температуры воздуха от суток к суткам до 10-15 °C. 27 марта 2015 года признан самым тёплым днём за всю историю наблюдений в марте. Во Владивостоке столбик термометра поднимался до отметки +19 градусов. 27 апреля 2015 года температура во Владивостоке установила новый метеорекорд. В этот день температура воздуха превысила отметку 27 °C.

Средняя продолжительность климатического лета во Владивостоке составляет более 88 дней (с периодом среднесуточных температур выше +15 градусов). Начинается лето в среднем 26 июня, на неделю позже, чем в Находке, это связано с большим количеством туманов во Владивостоке в начале лета, а следовательно несколько отстающей температурой из-за большей влажности воздуха в этот период. С 6-го по 20-е августа среднесуточная температура по нормам 1981-2010 гг превышает 20 °C. Последний день летнего периода приходится на 21 сентября^[3].

Для лета характерна неустойчивость погоды. В первую половину лета преобладает облачность и туманы. В августе - сентябре чаще стоит солнечная погода. На летние месяцы приходится большое количество сильных дождей и ливней, которые приносятся с тайфунами, циклонами и фронтальными разделами.

Осень во Владивостоке ясная, сухая и тёплая, относительно короткая. Среднесуточная температура воздуха опускается ниже +10 °C с 13 октября и ниже +5 °C с 30 октября. По нормам 1981-2010 годов осень заканчивается 12-го ноября. Первые заморозки в городе в воздухе случаются обычно в конце октября - начале ноября. Туманы осенью бывают в среднем 2-3 дня. Средняя дата появления снежного покрова 18 ноября. Скорости ветра к осени увеличиваются до 7 м/с. максимальная повторяемость дней с ветром более 15 м/с в ноябре составляет 22 дня.

1.3 Потенциальные потребители

Мировой рынок КПГ по состоянию на ноябрь 2015 г.*

Таблица 1- Мировой рынок КПГ по состоянию на ноябрь 2015 г.*

	страна	Парк ГБА	СР. объем реализации, м3/мес.	Сеть АГНКС	АГНКС в разработке
1	Иран	4068632	630000000	2268	-
2	Китай	3994350	…	6502	2913
3	Пакистан	3700000	245750000	2997	-
4	Аргентина	2487349	239815000	1939	-
5	Индия	1800000	163210000	936	-
..	…	…	…	…	…
17	США	150000	77520000	1615	239
18	Германия	98172	23000000	921	1
19	Россия	90050	33750000	253	15
20	Венесуэла	90000	8152054	166	300

Потребление СУГ в качестве моторного топлива медленными темпами приходят к людям. Исходя из данных полученными «национальной газомоторной ассоциации» в вышеприведенной таблице, парк ГБА на 2015 год составлял 90050 а\м. По данным аналитического агентства Автостат во Владивостоке зарегистрировано 422 600 легковых автомобилей, что ставит его на пятое место по общему количеству легкового транспорта в городе, так же исходя из данных Автостат во Владивостоке находится ориентировочно 950 автомобилей на ГБО данные из таблицы 1. В итоге потенциальны потребителем конечно же будут владельцы легковых и грузовых а\м на территории города Владивосток.



2. Технологическая часть

Планировочные решения размещения сооружений и оборудования АЗС.

Многотопливная автозаправочная станция располагается преимущественно с подветренной стороны ветров преобладающего направления (по годовой «розе ветров») в чертах населенного пункта.

Планировка автозаправочной станции осуществляется с учетом размещения на ее территории зданий и сооружений из условия рационального размещения инженерных коммуникаций, с условием полного исключения возможности растекания аварийных проливов топлива как на территории МАЗС, так и за ее пределы. На въезде и выезде с территории выполнены пологие участки высотой 0,3м и дренажные лотки, отводящие атмосферные осадки, загрязненные нефтепродуктами, в очистные сооружения.

При проектировании многотопливной АЗС учитываются минимальные расстояния до объектов к ней не относящихся в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2. Минимальные расстояния от АЗС до объектов к ней не относящихся

Наименование объектов, до которых определяется расстояние	Расстояние, м (с учетом СУГ)
Производственные, складские и административно-бытовые здания и сооружения промышленных предприятий	40
Лесные массивы хвойных и смешанных пород	50
Лесные массивы лиственных пород	25
Жилые и общественные здания	60
Места массового пребывания людей	60
Автомобильные дороги общей сети I, II и III категории	25
Автомобильные дороги общей сети IV и V категории	20

Так же при проектировании особое внимание уделяется расстоянию между зданиями и сооружениями АЗС: от стенок резервуаров для хранения топлива и аварийных резервуаров, наземного и надземного оборудования, в котором обращается топливо и его пары, корпуса ТРК и раздаточных колонок СУГ, границ площадок для автоцистерны и технологических колодцев, от стенок технологического оборудования очистных сооружений, от границ площадок для стоянки транспортных средств и от наружных стен и конструкций зданий АЗС.

Схема генерального плана АЗС предусматривает одностороннее движение автомобилей, при этом въезд и выезд разносторонние. Так же учитываются:

- возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двухсторонним расположением топливных баков;

- независимый подъезд автотранспортных средств к колонкам;

- минимальная протяженность коммуникаций топлива;

- оптимальные радиусы поворота для автотранспорта.

Принципиальная технологическая схема АЗС представлена на рисунке 1.

Топливо на АЗС завозится бензовозами и сливается через герметичные быстроразъемные муфты и фильтры. Сливные устройства установлены на специальной площадке. Сливные трубопроводы прокладываются подземно с уклоном в сторону резервуаров. Для обеспечения слива бензина без его перелива на территории АЗС предусмотрен аварийный резервуар, объем которого должен быть не менее, чем на 10% превышать объем используемых для завоза топлива автоцистерн. Аварийный резервуар оснащается тем же оборудованием, что и резервуары для топлив.



Рисунок 3. Принципиальная технологическая схема АЗС

1 - резервуар для приема и хранения топлива; 2 - резервуар для сбора аварийных проливов; 3 - ТРК; 4 - сливная ванна; 5 - дыхательный клапан; 6 - огневой предохранитель; 7 - линия наполнении резервуаров; 8 - линия выдачи; 9 - линия рециркуляции.

2.1 Прием нефтепродуктов

Доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется автомобильным транспортом.

Перед началом слива нефтепродуктов оператор обязан:

- убедиться в исправности технологического оборудования и трубопроводов;

- убедиться в исправности резервуара и правильности переключения запорной арматуры, соответствии полученного нефтепродукта продукту, находящемуся в резервуаре, в который он будет слит;

- прекратить заправку машин из резервуара до окончания слива в него нефтепродукта из цистерны;

- измерить уровень и температуру нефтепродукта в резервуаре;

- убедиться в наличии и исправности средств пожаротушения, правильности заземления автоцистерны и исправности ее сливного устройства;

- принять меры по предотвращению разлива нефтепродукта;

- убедиться, что двигатель автоцистерны выключен (при сливе самотеком или насосом АЗС);

- проверить уровень заполнения до планки и убедиться в отсутствии воды с помощью водочувствительной ленты перед сливом нефтепродукта из цистерны, если цистерна не опломбирована;

- отобрать пробу из цистерны и измерить температуру нефтепродукта в ней.

Перед сливом нефтепродукта в резервуар отбирают пробу из отстойника автоцистерны на наличие воды и механических примесей в нефтепродукте. Проба берется в стеклянную тару, к которой прикрепляется табличка с указанием номера АЗС, марки нефтепродукта, номера товарно-транспортной накладной, номер автоцистерны.

В опломбированных автоцистернах подтоварную воду не проверяют, а проверяют сохранность пломб.

В автомобильной цистерне, не имеющей посантиметровой градуировочной таблицы, уровень нефтепродукта не замеряется, а объем определяется по паспорту цистерны полноте её заполнения. Цистерна должна быть заполнена по планку (на горловине цистерны приваривается планка, указывающая уровень наполнения цистерны) При отклонении уровня бензина в автоцистерне от планки (контрольной риски), например, из-за колебания температуры нефтепродукта в пути, измерение объема нефтепродукта в пределах горловины цистерны следует определять с учетом коэффициентов объемного расширения.

Правилами защиты от статического электричества предусматривается заземление автоцистерны перед сливом из нее нефтепродуктов. Из-за опасности искрообразования при подсоединении «заряженной» автоцистерны к заземляющему устройству заземление необходимо выполнять вне взрывоопасной зоны медным проводом, причем его сначала необходимо присоединить к автоцистерне, а затем к специальному выводу заземляющего контура АЗС с помощью болтового зажима.

Во время слива не допускается движение автотранспорта на расстоянии менее 8 м от сливных муфт резервуаров.

2.2 Хранение нефтепродуктов

Нефтепродукты на МАЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах. Время хранения нефтепродуктов на АЗС не установлено, т.е. завоз топлива производится по мере его реализации.

Все изменения о расположение резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главным инженером предприятия, которому подчиняется АЗС и вносится в технологическую схему АЗС.

Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

2.3 Отпуск нефтепродуктов

Заправка автомобилей и других транспортных средств производится через топливораздаточные колонки.

На МАЗС при отпуске нефтепродукта, обязаны:

- следить за исправностью и нормальной работой колонок;

- требовать от водителя заправляемого транспорта наблюдения заходом заправки, не допуская переливов нефтепродуктов и нарушения правил пожарной безопасности на АЗС;

- определять ежемесячно погрешность работы колонок с помощью образцовых мерников 2 разряда; фактическую относительную погрешность колонок (в процентах) записывать, в сменном отчете в графе «погрешность колонки», со знаком «+», если колонка недодает нефтепродукт (разность показаний дозы по счетному ycтpoйству и по шкале на горловине мерника положительна), и со знаком «-» если колонка «передает» нефтепродукт.

- поддерживать чистоту на территории и внутри помещения АЗС.

Поверка топливораздаточных колонок проводиться в соответствии с существующими нормативными документами. Колонки, не удовлетворяющие требования, к эксплуатации не допускаются.

2.4 Участок выдачи ЖМТ на МАЗС

2.4.1 Технологические решения участка выдачи ЖМТ

Участок выдачи ЖМТ проектируемой МАЗС предназначен для заправки легкового и грузового автотранспорта четырьмя видами жидкого моторного топлива: Аи-98, Аи-95, Аи-92, ДТ. Производительность участка выдачи ЖМТ - 300 заправок в сутки, режим работы - круглосуточный.

Основные технологические показатели участка выдачи ЖМТ проектируемой МАЗС сведены в таблицу 2.

Основные технологические решения для участка выдачи ЖМТ:

- хранение жидкого топлива осуществляется в двух двустенных резервуарах: V1=50 м³ (20+30) и V2= 50 м³ (30+20).

- слив топлива из автоцистерн (АЦ) в резервуары хранения осуществляется самотеком через узел слива, оснащенный сливной муфтой, сетчатым фильтром и огнепреградителем;

- слив топлива производится с рециркуляцией паров из резервуара в АЦ и с автоматическим прекращением слива при достижении заданного уровня (95% объема емкости) при помощи клапана перекрытия, расположенного на линии наполнения емкости;

- линия раздачи принята напорная. Продуктовые топливораздаточные колонки (ТРК, 4 шт.) приняты фирмы «GILBARCO VEEDER-ROOT» следующих моделей: SK 700-II OR (4 шт.), производительностью 4х70 л/мин;

- измерение уровня хранимого топлива обеспечивается уровнемером «Струна-М» с выводом информации на компьютер диспетчера, а также при помощи метрштока;

- проектом предусмотрено устройство УЗА-4 для заземления АЦ при сливе топлива;

- на всех линиях слива, раздачи, рециркуляции и деаэрации паров установлены огнепреградители;

- для исключения выбросов паровоздушной смеси топлива в атмосферу при сливных операциях из АЦ применена линия рециркуляции паров по схеме «Резервуар-АЦ» и линия возврата паров «ТРК-Резервуар»;

- контроль герметичности межстенного пространства двустенных резервуаров принят по уровню тосола в расширительных бачках, расположенных в технологических шахтах резервуаров (рабочий агент - тосол);

- подземные топливопроводы, сливные трубопроводы и линия газовозврата приняты гибкими, полиэтиленовыми (подающие топливопроводы и газовозврат от ТРК - двустенные) производства фирмы PetroTechik, Великобритания, имеющие сертификат соответствия Госстандарта России;

- стальные трубопроводы приняты бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8732-78*.

Таблица 3. Технологические показатели участка выдачи ЖМТ

п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	Показатели
1	Пропускная способность АЗС:
	в час «пик»	авт/час	50
	в сутки	авт/сут	200
	в год	авт/год	182500
2	Годовой объем реализации топлива:
	бензин Аи-98	тонн/год	412
	бензин Аи-95	тонн/год	820
	бензин Аи-92	тонн/год	712
	ДТ	тонн/год	331
	СУГ	тонн/год	110
	Всего:	тонн/год	2385
3	Объем хранимого топлива:
	бензин Аи-98	мі	20
	Бензин Аи-95	мі	30
	бензин Аи-92	мі	20
	ДТ	мі	30
	Всего:	мі	100
4	Число ТРК:
	4-х топливная	шт.	2

2.4.2 Резервуары хранения жидкого моторного топлива

К установке на АЗС проектом предусматривается три двустенных двухсекционных подземных резервуара: V1=50 м³ (20+20) и V2= 50 м³ (30+20).

Для каждой секции двухсекционного резервуара (рисунок 3) должны выполняться мероприятия, предусмотренные для однокамерного резервуара. Одновременное хранение бензина и дизельного топлива допускается лишь в различных секциях одного резервуара, секции которого разделены двумя перегородками с обеспечением контроля герметичности межстенного пространства.

Межстенное пространство резервуара заполняется тосолом, что гарантирует высокую коррозионную стойкость внутренних оболочек резервуара и обеспечивает высокую пожарную безопасность. Герметичность резервуаров непрерывно контролируется уровнем тосола в межстенном пространстве при помощи датчика - сигнализатора уровня жидкости в комплекте с расширительным бачком, установленном над межстенным пространством в шахте каждого топливного резервуара. Верхний уровень тосола должен находиться в расширительном бачке.

Резервуары выполнены из листовой стали толщиной 4мм. Наружная оболочка резервуаров и подземная часть технологических шахт покрывается одним слоем наплавленного битумно-полимерного материала марки «Элабит» по грунтовке тип «Праймер П-001». Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров обеспечивается нанесением маслобензостойкой красно-коричневой эмали ВЛ-515 в один слой. Внутренняя и наружная изоляция резервуаров выполнена в заводских условиях.

Рисунок 4. Двухсекционный двухстенный резервуар[56]

1 - линия выдачи; 2 - линия обесшламливания» 3 - линия деаэрации; 4 - линия наполнения; 5 - линия контроля уровня топлива; 6 - линия верхнего уровня; 7 - система контроля герметичности межстенного пространства с жидкостным заполнением в комплекте; 8 - патрубок присоединения линии деаэрации.

Вокруг горловин резервуаров выполняются герметичные квадратные стальные юбки, на которые монтируются технологические шахты с откидными крышками для размещения в этих шахтах технологического оборудования резервуаров. По периметру крышки люков обрамляются искробезопасными прокладками.

Каждый резервуар оборудуется всем необходимым оборудованием для его полной исправной работы (рисунок 5).

Рисунок 5. Оборудование двухстенного резервуара[56]

1 - датчик верхнего уровня топлива; 2 - предохранительный клапан системы герметичности резервуара; 3 - шаровой кран линии выдачи; 4 - муфта соединительная линии выдачи; 5 - крышка зачистной трубы; 6 - труба замерная; 7 - люк технологического лаза; 8 - манометр системы герметичности резервуара; 9 - кран трехходовой; 10 - технологический отсек; 11 - линия наполнения; 12 - обратный клапан линии выдачи; 13 - линия выдачи; 14 - линия обесшламливания; 15 - линия деаэрации; 16 - дыхательный клапан; 17 - вентиль линии деаэрации; 18 - крышка замерной трубы; 19 - клапан линии наполнения; 20 - линия флегматизации; 21 - муфта установки системы контроля герметичности межстенного пространства; 22 - огнепреградитель; 23 - модульная коробка

Для каждого резервуара предусмотрено сливное устройство для слива топлива из автоцистерн, устройство для замера уровня топлива в резервуаре, линия заполнения Ду-80 с ограничителем налива ОН-80А, линия выдачи Ду-50 с огнепреградителем и шаровым краном КШ-50-16, линия газовозврата с огнепреградителем ОП-50АА, погружной насосный агрегат марки Red Jacket линия деарации и рециркуляции, приемная труба топливораздаточной колонки с приемным клапаном внутри резервуара на конце трубы и т.д. Резервуар обязательно оснащается дыхательным клапаном, позволяющим во время эксплуатации поддерживать постоянное рабочее давление внутри резервуара.



2.4.3 Погружной турбинный насос марки Red Jacket

На АЗС используется напорная (нагнетательная) технология. Принципиально напорная система подачи топлива отличается от всасывающей системы тем, что вместо обычного центробежного насоса, установленного в ТРК, применяется герметичный погружной насос, помещаемый в резервуар с топливом. На МАЗС к установке предлагаются насосные агрегаты марки Red Jacket 4” типа P75U17-3 и P200U17-4 производства Veeder-Root (рисунок 6).

Характеристики насосных агрегатов P75U17-3 и (P200U17-4), соответственно:

- Назначение - специальное, для подачи ЖМТ на ТРК

- Производительность Q - 200, (330) л/мин

- Давление Р - 2,4, (3,1) бар.

- Потребляемая мощность N - 0,55, (1,50) кВт.

- Напряжение U - 3ф/380B, 50 Гц.

Насосный агрегат устанавливается на горловину топливного резервуара, таким образом, чтобы точка забора продукта располагалась в нескольких сантиметрах от дна резервуара. Поступив в насос, топливо последовательно проходит через турбину, соединительную штангу и контрольную голову насоса. Турбина насоса под давлением подает топливо по системе трубопроводов к топливораздаточным колонкам.

Рисунок 6. Погружной турбинный насос марки Red Jacket[55]



Конструкция агрегата исключает образование воздушных пробок в системе, что обеспечивает бесшумную и непрерывную струю налива топлива в бак автомобиля клиента и исключает режим кавитации в оборудовании и в трубопроводах. Наличие системы сброса давления и автоматического контроля утечек исключает проливы топлива при эксплуатации и ремонте насосного агрегата. Встроенная система автоматического измерения уровня топлива в резервуарах обеспечивает работу насоса в оптимальном режиме заправки автомобилей. Насос комплектуется обратным клапаном. Исполнение насосного агрегата - взрывозащищенное.

2.4.4 Технологические островки ЖМТ

На АЗС предусматривается установка двух технологических островков, которые состоят из модулей раздачи топлива, включающих в себя четыре двухпостовые раздаточные колонки марок:

SK700-II OR 6/0/6 Е DК VRS DP (4 шт.). В составе модулей имеются аварийные запорные клапаны ? 2? BSPT на входе в ТРК, трубопроводы выдачи топлива и газовозврата с системой запорной арматуры и огнепреградителей, электрические коммуникации и система автоматики, собранные в водонепроницаемых отсеках. Кроме того, колонки снабжены:

- блокирующими муфтами на шланге топливораздаточных пистолетов;

- топливораздаточными пистолетами, оборудованными системой автоматического отключения подачи продукта при заполнении бака клиента.

Присоединение модулей к разводящим трубопроводам производится в ваннах, расположенных под островком ТРК. Соединение элементов труб производится при помощи специальных сварочных фасонных изделий производства PetroTechnik. Наружная облицовка наземной части островка производится панелями из нержавеющей листовой стали, обеспечивающей эстетический вид и искробезопасность.

После монтажа ТРК пространство между ванной и облицовкой заполняется бетоном, островок оборудуется дугами безопасности, что обеспечивает прочность и сохранность его в случае наезда транспорта.

2.4.5 Сливная ванна

Доставка топлива на АЗС производится автоцистернами. До начала слива АЦ подключается к заземляющему устройству УЗА-4, имеющему световую сигнализацию подтверждения заземления. Слив производится самотеком, закрытым способом.

Устройство слива топлива из АЦ выполнено в виде законченного модуля (рисунок 7), размещенного в сливной ванне № 1 (для бензинов) и № 2 (для дизельного топлива) в непосредственной близости от стоянки АЦ. В сливных ваннах смонтированы:

- линии слива продукта, оснащенные узлами слива со встроенной сливной муфтой, сетчатым фильтром, огнепреградителем и запорной арматурой. Линии слива выполнены независимо для каждого вида топлива и соединяются трубами с соответствующими отсеками резервуаров;

- линия рециркуляции паров, оснащенной огнепреградителем Ду-50, обратным клапаном (в технологической шахте) и запорной арматурой;

- приямок для сбора утечек топлива, которые направляются в подземную аварийную емкость V=10м³.



Рисунок 7. Сливное устройство[61]

1 - патрубок сливной; 2 - муфта сливная; 3 - фильтр сливной; 4 - задвижка; 5 - предохранитель огневой; 6 - линия наполнения

Сливная ванна расположена на отметке, обеспечивающей уклон сливных трубопроводов не менее 0,003 в сторону резервуаров.

Конструкция сливной ванны выполняется из стального листа, крышки ванны - с прокладками из искробезопасной стали по ее периметру.

2.4.6 Деаэрация резервуаров, возврат паров

Линия деаэрации - комплекс оборудования, с помощью которого обеспечивается сообщение с атмосферой свободного пространства резервуара.

Система деаэрации паров бензина от топливных и аварийного резервуаров выведена рядом с каждой технологической шахтой на расстоянии 5,55 м от площадки автоцистерны.

Трубопроводы деаэрации выведены на 2,5 м над уровнем площадки, оборудованы дыхательными клапанами с огневыми предохранителями.

2.4.7 Технологические трубопроводы

На проектируемой МАЗС приняты к укладке следующие виды труб:

- двустенные коаксиальные гибкие трубы Д-75/63 производства PetroTechnik для подающих топливопроводов и трубопроводов газовозврата от ТРК, прокладываемых подземно на глубине не менее 0,6 м. Трубы укладываются на песчаное основание Н=100 мм, засыпаются песком толщиной не менее 150 мм.

- одностенные полиэтиленовые трубы с внутренним покрытием Д-90 производства Petro-Technik для сливных трубопроводов, прокладываемых в непроходных каналах, заполненных сухим песком и закрытых бетонными крышками. Все стыки элементов канала тщательно замоноличиваются. Наружная поверхность каналов обмазывается горячим битумом толщиной не менее 4 мм. Контроль загазованности внутри каналов производится при помощи переносных газоанализаторов в местах вывода контрольных трубок из каналов.

- стальные бесшовные трубы Ду-50, 80, 100 по ГОСТ 8732-78* из стали марки 20, изготовленной по группе Б, ГОСТ 8731-74 для системы обвязочных трубопроводов.

Наружная изоляция подземных стальных трубопроводов - полимерная липкая лента, усиленная. Надземные участки труб окрашиваются эмалью ПФ-115 по грунтовке ГФ-021. Стальные трубы внутри технологических шахт и в сливной ванне окрашиваются маслобензостойкой эмалью по грунтовке ГФ-021.

Монтаж и испытание трубопроводов и арматуры производить по СНиП 3-05-05-84, ПБ 03-585-03 и в соответствии с указаниями по монтажу труб производства PetroTechnik. Давление гидравлического испытания Рисп=1,5Рраб, для стальных труб и Рисп=1,25Рраб для полиэтиленовых труб; Рраб - от 3,1 до 2,4 кг/см². (СНиП 3.05.05-84, п. 5.4). После испытания резервуары просушить, трубопроводы продуть воздухом.

Межстенное пространство двустенных труб заполняется азотом. Наличие азота в межстенном пространстве двустенных трубопроводов контролируется системой автоматики.

Расстояние между осями труб, уложенных в одной траншее, принять не менее одного диаметра наибольшей трубы. Минимальный радиус изгиба полиэтиленовых труб линейной части подземных трубопроводов - 1,5 м.

2.5 Участок выдачи сжиженного углеводородного газа на МАЗС

2.5.1 Технологические решения участка выдачи СУГ

На участке МАЗС предусматривается заправка автомобилей одорированным сжиженным углеводородным газом, соответствующим ГОСТ 27578-87 и ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления». Газы доставляются на АЗС одорированными с интенсивностью запаха не менее трех баллов.

Доставка одорированного этилмеркаптаном сжиженного газа на площадку МАЗС предусматривается транспортной автоцистерной СУГ.

Проектируемые сооружения участка СУГ размещаются в пределах отведенной территории МАЗС из условия рационального размещения инженерных коммуникаций, оптимального технологического режима эксплуатации оборудования и с соблюдением взрывоопасных и санитарных норм в соответствии с нормативными документами.

Согласно решению при проектировании производительность участка СУГ составляет 200 заправок в сутки. Годовое потребление СУГ составляет 110 тонн.

В соответствии с техническими условиями на проектирование проектом предусмотрен монтаж следующего технологического оборудования (рисунок 8):

- резервуар горизонтальный стальной (2шт.) V=9.2 м³, каждый для приема и хранения СУГ;

- насосный агрегат типа SIHI (1шт.), производительностью 50л/мин;

- электронная двухпистолетная топливораздаточная колонка тип FAS-230 (1 шт.), производительностью 50 литров в минуту.

Рисунок 8. План размещения технологического оборудования СУГ[56]

1 - ТРК СУГ; 2 - резервуары для приема и хранения СУГ; 3 - площадка для автоцистерны; 4 - сбросная свеча; 5 - насосный агрегат

Для заправки баллонов автомобилей клиентов сжиженным углеводородным газом предлагается комплектная газовая заправочная станция производства фирмы «FAS». Данная технологическая топливозаправочная система представляет собой наземное расположение комплектной заправочной станции, состоящая из отдельных модулей, которые на месте монтируются на отдельные рамы.

Так же проектом предусматривается монтаж технологических надземных трубопроводов между блоком приема и блоком раздачи СУГ, продувочной свечи, сбросных труб от системы предохранительных клапанов, а также строительство площадки для автоцистерны и сетчатого ограждения технологической площадки участка СУГ.

2.5.2 Блок приема и хранения СУГ

Блок приема и хранения СУГ состоит их двух резервуаров. Блок имеет в своем составе аппаратуру контроля уровня, запорно-регулирующую арматуру, систему безопасности, средства КИП и А, арматуру для отбора паровой фазы, предохранительную арматуру, обвязочные трубопроводы.

Резервуары приняты цилиндрической формы Д-1200мм, V9,2 м³. Все оборудование устанавливается на бетонную площадку, огражденную бордюром (рисунок 9).

Конструкция резервуаров предусматривает возможность очистки, промывки и полного опорожнения от жидкой и паровой фазы СУГ при проведении ремонта, технического обслуживания и освидетельствования в установленном порядке.

Рисунок 9. Рама под резервуар СУГ[56]

Насосный агрегат для СУГ принят горизонтальный самовсасывающий, открыто вихревого исполнения с обратной ступенью типа «SIHI» с электродвигателем во взрывозащитном исполнении, установленных на общую раму. Насосный агрегат имеет следующие характеристики:

- назначение - специальное, для перекачки СУГ;

- производительность - 40/100 л/мин;

- температурный диапазон - от минус 40⁰С до плюс 50⁰С;

- максимальное давление - 4,0 МПа;

- мощность электродвигателя - 3,6/6,8 кВт;

- число оборотов - 1450 об/мин;

- электрообеспечение - переменный ток, 380/600 В, 50 Гц;

- вес агрегата - 85/95 кг.

Резервуары для хранения СУГ фирмы «FAS» представляются единым модулем в комплекте с насосным агрегатом, устанавливаются надземно, крепятся на общей раме, которая устанавливается на фундамент и подлежит заземлению.

Стандартная комплектация надземно размещенного сосуда СУГ включает:

- наполняющий клапан - служит для наполнения резервуара СУГ с автоцистерны;

- клапан для отбора паровой фазы СУГ - служит для отбора паровой фазы СУГ и контроля переполнения резервуара. Клапан оборудован манометром и контрольным клапаном для визуального определения предельного уровня наполнения;

- угловой клапан - служит для отбора паровой фазы СУГ;

- указатель уровня - служит для процентного определения уровня жидкой фазы СУГ в резервуаре;

- предохранительный клапан - служит для предотвращенения недопустимого роста давления в сосуде, давление открытия составляет 1,84 МПа;

- два ревизионных люка, расположенных в сферических днищах по центральной оси резервуара;

- люк-лаз - расположенный в сферических днищах верхней оси резервуара;

- трубопроводы жидкой фазы СУГ (подающий трубопровод к насосному агрегату) с быстродействующим запорным устройством, защищенных от механических повреждений и действия пламени;

- шаровой клапан;

- угловой клапан.

После монтажа резервуары теплоизолируют минераловыми прошивными матами толщиной 300мм, с защитным слоем из тонколистовой оцинкованной стали S=1,5мм до первой запорной арматуры от резервуара (рисунок 10).

При заправке емкостей используют автоцистерны СУГ, оборудованные донным клапаном. При наполнении резервуаров СУГ работа АЗС приостанавливается.

Рисунок 10. Тепловая изоляция резервуара СУГ[56]

Заправочные островки оборудованы сигнализаторами довзрывоопасных концентраций с порогами срабатывания превышающим 10% НКПР с подачей звукового и светового сигнала, автоматическим прекращением слива СУГ из автоцистерны и отключением топливораздаточных устройств.

2.5.3 Блок раздачи СУГ

Блок раздачи СУГ состоит из одной электронной газовой топливораздаточной колонки с двумя дисплеями, одним электронным блоком, двумя счетными устройствами и двумя заправочными пистолетами (рисунок 11).



Рисунок 11. Общий вид электронной газовой заправочной колонки фирмы «FAS»[58]

Техническая характеристика электронной двусторонней двухрукавной газовой заправочной колонки типа «FAS-230» используемой на МАЗС:

- назначение - специальное, для заправки СУГ баллонов автомобилей;

- производительность - 5/50 л/мин;

- номинальная заправка - 5л;

- максимальное рабочее давление - 25 бар;

- электрообеспечение - 230В/50 Гц.

Номинальный уровень наполнения - 85% общего объема газовой емкости автомобиля. Контроль уровня происходит с помощью контрольного клапана предельного наполнения.

Соединительные узлы для подающего (жидкая фаза) и обратного (газовая фаза) должны быть соединены с соответствующими узлами стационарного трубопровода.

Раздаточная колонка устанавливается на раме заправочного островка, которая представляет собой сварную конструкцию высотой 200мм. Торцевые части блока закруглены. Подвод трубопроводов жидкой и паровой фазы СУГ к ТРК осуществляется снизу. Для защиты ТРК от повреждений транспортными средствами на заправочном островке устанавливаются защитные дуги. Крепление защитных дуг к оборудованию, к его фундаментам и опорным конструкциям не допускается.

На МАЗС для приема, хранения и выдачи СУГ допускается заправка баллонов только газобаллонных автомобилей. Заправка других баллонов, в том числе бытовых категорически запрещается. Так же запрещается работа МАЗС при температуре ниже минус 40⁰С.

2.5.4 Сбросные и продувочные трубы участка СУГ

При выходе рабочих параметров внутри резервуара для СУГ за пределы допустимых значений и на случай возникновения аварийных ситуаций в составе поставки оборудования СУГ предусмотрена установка клапанов на резервуарах хранения СУГ. Сброс газа производится в сбросную трубу.

Высота сбросной трубы паров СУГ должна отвечать следующим условиям:

- быть выше пешеходных дорог АЗС, расположенных в радиусе 150d по горизонтали от указанной трубы ( где d - диаметр сбросной трубы) и прилегающей к сбросной трубе площадки не менее чем на 2+50d, но не менее чем на 3 м;

- быть выше максимальной высоты транспортного средства допускаемого проектом АЗС для заправки е менее чем на hм+50d (где hм -максимальная высота транспортного средства), в случае если проезды для указанных транспортных средств, расположены по отношению к сбросной трубе на расстоянии менее 150d по горизонтали.

Проектом предлагается монтаж единой для обоих резервуаров сбросной трубы 57х3,5 высотой 5м, которая монтируется на площадке резервуаров и крепится к опоре, установленной на монолитный фундамент (рисунок 12). Сброс продувочных газов из системы оборудования СУГ предлагается производить через продувочную свечу Ду-25, высотой 6,5 м.



Рисунок 12. Сбросная свеча резервуара СУГ[57]

Сбросная труба должна быть защищена в следствии пожара теплоизоляцией в виде полуцилиндров толщиной 40мм, внутренним диаметром 57 мм марки ПЦ 100-1000.57.40. Теплоизоляцию фиксировать навивкой проволоки диаметр на 2 мм.

2.5.5 Трубопроводы жидкой и паровой фазы СУГ

На МАЗС разрешается надземная и подземная прокладка трубопроводв.

Подземно прокладываются:

- газопроводы СУГ от насосного агрегата до ТРК для подачи топлива потребителям. Трубопроводы прокладываются в лотках и заглублены в технологических шахтах на глубине не менее 0,7м, исключающих возможность проникновения жидкой фазы топлива ( при возможных утечках) за их пределы. Лотки следует заполнять, с уплотнением негорючим материалом, например песком при толщине подушечки не менее 100мм и засыпкой на толщину не менее 300мм с последующим перекрытием лотков армированным бетоном, в местах опусков и подъемов устанавливаются контрольные трубки;

- трубопроводы СУГ и его паров, проходящие в зоне возможного присутствия водителей и пассажиров прокладываются в футляре, оснащенном контрольной трубкой.

Надземно разрешается прокладывать трубопроводы на опорах не менее 0,5м в местах защищенных от механических повреждений, например по газонам на расстоянии 1,5 м от проезжей части.

Трубопроводы жидкой и паровой фазы СУГ к ТРК запроектированы из стальных бесшовных труб по ГОСТ 8732-78* (группа В). Надземные участки трубопроводов СУГ окрашены эмалью в заводскихвой условиях и оснащаются теплоизоляцией, обеспечивающей предотвращение прогрева стенок. Трубопроводы СУГ от технологического блока до раздаточных колонок прокладываются подземном (каналах), исключающих их повреждения от транспортных средств.



3. Научная часть

В научной главе выпускной квалификационной работы стоит задача привнесения новизны в проект МАЗС. Для решения основных проблем как необходимость обоснованной с точки зрения малого времени заправки, минимальных потерь жидкости, ограниченного сброса газа в окружающую среду и возможности коммерческого учёта количества заправленного СПГ

Источником информации послужила диссертация под названием «Разработка и исследование технологии заправки автотранспорта сжиженным природным газом» выполненная в Московском государственном техническом университете имени Н. Э. Баумана представленная в «приложении А»

Основной задачей которого было оптимизация процесса заправки автомобиля путем предварительного понижения температуры газа в криогенном баке.

Рисунок 13. принципиальная схема расположения оборудования [приложение А]

1 - заправочная емкость, 2 - контур наддува, 3 - теплообменник наддува, 4 - заправочная линия, 5 - криогенный бак, 6 - дренажная линия, 7- манометр, 8 - панель бака, 9 - указатель уровня, 10 - вентиль наддува, 11 -весы, 12 - расходомер



Климатические условия являются осложняющими факторами при работе с сжиженными углеводородными газами. Ведь температура кипения у пропана является - 42,1С^о, а у бутана -0,5 С^о. Для эксплуатации газовой смеси с такими температурами кипения давление в резервуаре намеренно подминают для поднятия температуры кипения. В весенне-летний период, при повышенной температуре воздуха, плотность сжиженного углеводородного газа уменьшается, тем самым уменьшая номинальное количество заправляемого продукта.

В случае применение схемы (рисунок 13) заправки автомобиля где из резервуара для хранения сжиженного углеводородного газа (1) продукт по заправочной линии (4) наполняет криогенный бак, где вес наполненного продукта измеряется весами (11) на которых расположен криогенный бак, из которого охлажденный газ уже двигается к топливораздаточной колонке, проходя датчик давления - манометр (7) и расходомер (12). Криогенный бак оснащен указателем уровня, благодаря которому в криогенном поддерживается постоянный уровень продукта, для потребителя. Так же криогенный бак оснащен панелью бака (8) в которой расположены манометр и указатель уровняю, что обеспечит нужной информацией операторов работающих на МАЗС.

Данная схема позволит обеспечит низкую температуру, а в следствии и большее количество литров топлива при заправке автомобилей, путем понижения температуры, а так же повышения плотности. С учетом того что запрещается заправлять больше чем 85% бака. Что окажет полезное воздействие на работу МАЗС в весенне-летний период когда температура воздуха держится выше 0 С^о

Так же данная система обеспечит дополнительный учет количества отпущенного топлива



4. Расчетная часть

4.1 Расчет продолжительности слива бензина из автоцистерны самотеком

Исходные данные:

Марка автоцистерны АЦ-8,5-255;

Длина приемного трубопровода резервуара

Диаметр приемного трубопровода резервуара

Длина сливного патрубка

Диаметр сливного патрубка

h(0)=4;

Давление при сливе нефтепродукта S=53000 Па;

Плотность бензина

Потери в трубопроводе

Начальный взлив в резервуаре АЗС равен 1,2 м;

Объем резервуара V=30;

Резервуар оснащен дыхательным клапаном СМДК-50

Различием диаметров местных сопротивлений и приемного трубопровода пренебречь.

Для АЦ-8,5-255 находим:

А=2,17м; В=1,22м;

Для дыхательного клапана СМДК-50

Коэффициент гидравлического сопротивления рукава автоцистерны определяем по формуле

(1)



где: d_у - диаметр рукава автоцистерны.

Рисунок 14. Схема слива топлива из автоцистерны самотеком[38]

Полагая, что течение бензина происходит в зоне смешанного трения турбулентного режима, находим величину функции

(2)

где: d_т - диаметр приемного трубопровода резервуара;

d₀ - диаметр сливного патрубка.

Принимая в первом приближении , вычисляем коэффициент расхода сливной коммуникации

=

(3)



Параметры приемного резервуара на АЗС:

диаметр

(4)

Отсюда начальный объем бензина в приемном резервуаре

= (5)

Так как вместимость автоцистерны равна 8,5, то после завершения слива объем бензина в приемном резервуаре станет равным . Следовательно, на момент окончания слива

(6)

Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения



Рисунок 15. График для определения величин

Методом последовательных приближений находим, что в данном случае z=0,66. Следовательно, изменение высоты взлива в резервуаре

(7)

Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива

м/с; (8)

(9)

где: P_s - давление газового пространства, Па;

P_а - атмосферное давление, Р_а= 101325 Па;

Р_кдА - давление срабатывания дыхательного клапана, Па.

Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубороводе

(10)



Число Рейнольдса и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода

(11)

Так как в данном случае

(12)

где: k_э - эквивалентная шероховатость, для пластиковых труб k_э =0,0003;

d-диаметр рукава автоцистерны.

(13)

то в среднем слив происходит зоне квадратичного трения турбулентного режима и поэтому

(14)

Уточненная величина функции по формуле

(15)



Уточненная величина коэффициента расхода

(16)

Так вновь найденное значение отличается от первоначального

(17)

Что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%), а значит уточнять величину средней скорости нет необходимости.

Площадь сечения сливного трубопровода

(18)

Время полного слива автоцистерны

(19)

4.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода

Гидравлический расчет будем вести при среднеминимальной температуре нефтепродукта Аи-92

Кинематическая вязкость ;

Длина всасывающей линии L = 10,7 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода D_вс =0,063 м;

Толщина стенки трубопровода м;

Геодезическая отметка резервуара z рез = 324,7 м;

Геодезическая отметка ТРК м;

Эквивалентная шероховатость труб ;

Производительность насоса Q=0,0033

Таблица 4. Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество
Фильтр	0	1,7
Задвижка	3	0,15
Поворотов	5	0,3

Находим внутренний диаметр трубопровода

(20)

Скорость движения потока

(21)

Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе

(22)

Критические значения числа Рейнольдса

(23)



Так как , режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле

Потери напора по длине трубопровода

Потери напора на местные сопротивления

Потеря напора на преодоление сил тяжести

Полная потеря напора на всасывающей линии

Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполнятся, чтобы не произошло срыва потока



(29)

где: Па-давление насыщенных паров бензина при 26,9 С

Па - атмосферное давление.

Условие выполняется

4.3 Расчет на прочность полиэтиленовых труб

4.3.1 Расчетные характеристики полиэтиленовых труб

Расчетное сопротивление материала труб R следует определять по формуле

, (31)

где: R^H -- нормативное длительное сопротивление разрушению материала труб из условия работы на внутреннее давление, R^H =1,3Мпа

K_Y -- коэффициент условий работы трубопровода, K_Y =0,5;

К_с -- коэффициент прочности соединения труб, К_с =0,95[13].

Модуль ползучести материала труб Е, принимается с учетом его изменения при длительном действии нагрузки и температуры на трубопровод по формуле

(32)



где: Е₀-модуль-ползучести материала трубы при растяжении, Е₀ =32 МПа,в зависимости от проектируемого срока службы трубопровода и величины действующих в стенке трубы напряжений;

К_е-коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала труб, К_е =0,40.

4.3.2 Расчет нагрузок и воздействия на трубопровод

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации.

Рассчитаем нормативную нагрузку от массы 1 м трубопровода

где: _T--плотность материала трубопровода, кг/м³;

D-- наружный диаметр трубы, м;

--толщина стенки трубы, м.

В тех случаях, когда для трубопровода требуется устройство наружной изоляции, в нормативную нагрузку q^H_T следует включать нагрузку от массы изолирующего слоя.

Нормативная вертикальная нагрузка от давления грунта на трубопровод

где: _ГР -- плотность грунта, кг/м³;

h -- расстояние от верха трубопровода до поверхности земли, м, назначаемое из условия исключения возможности воздействия на трубопровод динамических нагрузок.

Нормативную нагрузку от гидростатического давления грунтовых вод, вызывающую всплытие трубопровода

(35)

где: _В -- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, Н/м³ (кгс/м³),

D -- наружный диаметр трубопровода с учетом изоляционного покрытия, м.



5. Безопасность жизнедеятельности

Вопрос безопасности на МАЗС является очень важным. В связи с тем что количество автозаправочных станций во всем мире очень велико. А факторов которые могут навредить организму человека. В связи с чем есть необходимость анализа безопасности жизнедеятельности.

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Анализ опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.003-74* (2015 г.) ССБТ и мероприятия по их предупреждению.

Опасные и вредные производственные факторы по природе воздействия на организм человека подразделяются на группы:

1. Физические;

2. Химические;

3. Биологические;

4. Психофизиологические.

I. Физические опасные и вредные производственные факторы:

1) Движущиеся машины и механизмы(автомобили, бензовозы); подвижные части производственного оборудования(насосы открытого типа); передвигающиеся изделия, заготовки, материалы(продукт, запасные часит оборудования);

Мероприятия:

Все машины и механизмы должны двигаться по заранее разработанным схемам. В соответствии с ГОСТ 12.3.009-76* (2016) должно быть твердое основание, обеспечивающее устойчивость подъемно-транспортного оборудования. Места производства погрузочно-разгрузочных работ должны быть обозначены предупредительными знаками безопасности в соответствии с ГОСТ 12.4.026-2015* (2017). При перемещении груза подъёмно-транспортным оборудованием нахождение рабочих на грузе и в зоне его возможного падения не допускается по ГОСТ 12.3.009_76* (2016). Рабочий персонал при различных технических работах должен, находится в защитной каске. Защитные каски должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.087-84* (2016).

2) Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

Пониженная температура воздуха рабочей зоны (отрицательные температуры при ведении работ в зимнее время).

Мероприятия по предупреждению: наличие теплых бытовок, обеспечение рабочих специальной зимней одеждой, применение утеплённых касок по ГОСТ 12.4.128-83* (2017).

3) Повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов (работы в холодную погоду)

Мероприятия по предупреждению: применение перчаток, рукавиц, специальных держателей. ГОСТ Р 12.4.236_2011* (2016). Во избежание локального охлаждения рабочие обеспечиваются рукавицами утепленными по ГОСТ 12.4.010_75* (2016), обувью по ГОСТ 28507-90* (2017)

4) Отсутствие или недостаток естественного света - при производстве работ во вторую смену, а также при выполнении работ в затемненных участках здания.

Мероприятия по предупреждению: установка достаточного количества осветительных прожекторов и других, в том числе переносных осветительных устройств по ГОСТ Р 55392-2012 (2017) , своевременная замена перегоревших ламп. Для общего равномерного освещения строительных площадок необходимо применят прожекторы и светильники наружного освещения по ГОСТ Р 54350-2015* (2017).

5) Повышенный уровень статического электричества;

Мероприятия по предупреждению:

Нейтрализация заряда путем использования различных средств защиты от статического электричества по ГОСТ 12.4.124-83* (2017). Применение средств индивидуальной защиты рабочих по ГОСТ 12.4.283-2014* (2017). Отключение электрооборудования в автоматическом режиме согласно ГОСТ 12.2.007.0-75* (2016). Заземляющие устройства для защиты от статического электричества разрешается объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. ГОСТ 12.1.030-81* (2017) , ГОСТ 21130-75* (2017)