Стоимость нефтеперерабатывающего завода

ПЯТИГОРСК, 29 ноября. /ТАСС/. Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Махачкале, запуск которого неоднократно откладывался с сентября 2016 года, получил лицензию на эксплуатацию от Ростехнадзора, сообщил ТАСС в среду заместитель руководителя кавказского управления ведомства Дмитрий Заварзин.

“Проблема заключалась в исполнительной документации, был неполный комплект. И никак не могли оформить ее. В итоге все сделали, завод привел всю документацию в порядок, и лицензия им была выдана”, – сказал Заварзин, не уточнив деталей.

НПЗ стоимостью 6,5 млрд рублей и мощностью переработки 1 млн тонн в год планируется запустить в Махачкале до конца 2017 года. Первоначально запуск планировали на сентябрь 2016 года, но открытие неоднократно откладывалось. Постановлением правительства Дагестана в 2011 году проект получил статус приоритетного.

Новый НПЗ будет обеспечивать не только Дагестан, но и другие северокавказские регионы. Кроме того, республика получит топливо стандарта “Евро-4” и “Евро-5”. НПЗ находится на территории перевалочной нефтебазы ОАО “Дагнефтепродукт” в Махачкале.

После сдачи объекта в эксплуатацию республика получит до 500 рабочих мест и до 500 млн рублей налоговых отчислений в год в бюджеты разных уровней. Инвестором строительства завода выступает компания “Дагнотех”.

Реализация проекта ведется за счет средств частных инвесторов и заемных средств. Среди совладельцев предприятия числятся основатель ФК “Анжи” и экс-спикер дагестанского законодательного собрания Магомед-Султан Магомедов.

Http://tass. ru/ekonomika/4770401

Настоящий дипломный проект разработан на строительство резервуарного парка 2 пускового комплекса Антипинского НПЗ.

Проектные и технические решения в принятые данном дипломе соответствуют самым прогрессивным и экономичным видам строительства, соответствуют требованиям НТД, экологическим нормам, а так же нормам промышленной безопасности.

1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта

2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства

2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов

2.2.5 Основные положения при сборке под сварку и сварке монтажных сварных соединений

2.2.7 Рекомендации по сварочно-монтажным работам в условиях отрицательных температур

2.2.9 Технологическая последовательность монтажа металлоконструкций резервуара

2.2.16 Порядок производства работ по теплоизоляции резервуаров мазута

4.1 Расчет сметной стоимости для проведения строительства резервуарного парка

5.1 Характеристики пожаровзрывоопасности нефтей и нефтепродуктов

5.3 Требования безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ

5.4 Требования безопасности при производстве газорезательных работ

5.5 Требования безопасности при производстве электросварочных работ

5.9 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения

Проект I пускового комплекса Антипинского НПЗ «Блочная нефтеперерабатывающая установка производительностью 400 тыс. т/год» был разработан институтом «Нефтехимпроект» в 2005 году.

Второй очередью строительства Антипинского НПЗ предполагается увеличение производственной мощности предприятия по первичной переработке нефти до трех миллионов тонн в год. Также предполагается расширение номенклатуры выпускаемой продукции вследствие применения технологии смешения продуктов первичной переработки нефти.

Для обеспечения увеличения производительности и номенклатуры выпускаемой продукции требуется строительство ряда новых объектов и реконструкция части существующих сооружений, а именно:

1) строительство технологических объектов по переработке нефти и перевалки нефтепродуктов:

– установка электрообессоливания и атмосферной разгонки нефти (ЭЛОУ-АТ2) производительностью 2.5 млн. т/год;

– установка стабилизации бензина, с учётом поступающей бензиновой фракции с ранее запроектированной установки «Петрофак» (АТ-1);

2) строительство объектов складского назначения (товарно-сырьевой склад):

1.1 Краткая характеристика объекта 1.1.1 Физико-географическая характеристика

В административном отношении ЗАО «Антипинский НПЗ» находится в лесной зоне, в п. Антипино Тюменской области в 6 км от г. Тюмени. Климат лесной зоны влажный, с умеренно теплым летом и холодной снежной зимой. Высокий снежный покров защищает почву от глубокого промерзания. Сильные ветры здесь наблюдаются реже, чем на остальной территории Тюменской области.

Работы проводятся на территории ЗАО «Антипинский НПЗ». Площадка проводимых работ представляет собой застроенную территорию действующего промышленного предприятия.

1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта

Район строительства характеризуется следующими климатическими данными:

Инженерно-геологические изыскания на площадке строительства проводились в августе-сентябре 2007 года ОАО «Нефтехимпроект».

По данным инженерно-геологических изысканий сводный геологический разрез участка представлен следующими слоями:

ИГЭ № 1 Насыпной грунт, состоит из песка, пылеватого, маловлажного светло-коричневого цвета; вблизи строящихся зданий и сооружений с включением строительного мусора; мощностью от 0.0 до 2.2 м;

ИГЭ № 2 Супесь, светло-коричневая, твердая, плотная, легкая, песчанистая, с линзами и промазками пылеватого, маловлажного песка; мощностью от 0.0 до 3.2 м;

ИГЭ № 3 Супесь светло-коричневая, пластичная, легкая, песчанистая, с маломощными линзами пылеватого влажного песка; мощностью от 1.3 до 9.1 м;

ИГЭ № 4 Песок, светло-коричневый, светло-желтый, пылеватый, маловлажный; мощностью от 0.0 до 3.2 м;

ИГЭ № 5 Песок, светло-коричневый, пылеватый, влажный, с маломощными линзами пластичной супеси; мощностью от 0.0 до 0.8 м;

ИГЭ № 6 Суглинок, светло-коричневый, коричневый, твердый, плотный, песчанистый, с маломощными линзами пылеватого, маловлажного песка; мощностью от 2.2 до 6.7 м;

Работы по строительству должна осуществлять специализированная подрядная организация, имеющая опыт выполнения подобных работ и лицензию Ростехнадзора России на право выполнения этих работ, а также для монтажа систем пожаротушения, соответствующую лицензию.

К руководству работ допускаются инженерно-технические работники, прошедшие аттестацию на знание «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов» [1] в соответствии с положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Ростехнадзору «России».

Руководство сварочными работами и работами по контролю качества сварных соединений должно возлагаться на специалистов, имеющих специальное образование и прошедших аттестацию на знание «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов» [1] и «Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства», утвержденных Ростехнадзором России.

К сварочным работам допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с действующими «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства»[2].

Технология производства работ определяется проектом производства работ. Проект производства работ утверждается Заказчиком и согласовывается заинтересованными организациями в соответствии со [3] «Строительные нормы и правила. Организация строительного производства».

Для обеспечения безопасности и качества работы рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

-преимущественное использование элементов конструкций резервуара, трубных узлов заводского и базового изготовления;

-использование машин и механизмов с наименьшим удельным давлением ходовой части на грунт;

-применение инвентарных временных вспомогательных сборочных приспособлений минимальным использованием сварки при их установке;

Использование сварочных выпрямителей, электрифицированного монтажного оборудования;

-применение безогневых способов резки труб на местах подключения к существующим трубопроводам.

СМР должны производиться в строгом соответствии с требованиями рабочего проекта, проекта производства работ, правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов [1], нормативно-технической документации.

В процессе подготовки к производству работ выполняются следующие мероприятия:

-организация связи между подрядчиком и ЗАО «Антипинский НПЗ» на время проведения строительно-монтажных работ;

-комплектация оборудованием и материалами согласно рабочего проекта и проекта производства работ;

-организация устройства временных бытовых и производственных помещений (мест для переодевания и кратковременного внутрисменного отдыха рабочих, хранения оборудования, материалов и инструмента), питания персонала;

-обеспечение персонала оснасткой, инструментом, вспомогательными материалами, согласно проекта производства работ;

-сварщики и специалисты должны быть аттестованы до начала производства работ;

-устройство освещения зоны производства работ и внутренней поверхности резервуара.

-произвести устройство не менее двух временных въездов на монтажную площадку;

-подготовить площадки вокруг основания резервуара для работы кранов и других механизмов в соответствии с требованиями по монтажу конструкций резервуара;

-грунтовые площадки в местах работы крана при подъеме листового металла и других конструкций резервуара должны быть уплотнены до состояния, соответствующего требованиям технических характеристик применяемых кранов;

-обеспечить отвод поверхностных ливневых вод из зоны монтажной площадки;

-оградить и обозначить зону монтажа предупредительными знаками согласно «Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ» [4];

Перед началом монтажа уточнить расположение подземных коммуникаций, при необходимости уложить над ними дорожные плиты по слою из песчано-гравийной смеси в местах движения транспорта и по осям движения монтажных кранов.

Для монтажа конструкций резервуара приняты автомобильный кран КС3579, МКГ -25 и KATO NK750.

Приобъектный склад резервуарных и других конструкций располагают на спланированной площадке, где погрузо-разгрузочные работы выполняет кран КС3579. Грузовысотные характеристики крана кс 3579 можно посмотреть на Рис. 1.1. На площадке складирования конструкций выполняется также подготовка отдельных элементов конструкций к монтажу.

Все работы по монтажу конструкций необходимо выполнять в строгом соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ при соблюдении требований по монтажу [1], [5] и безопасности [6] и [7].

Бытовое и медицинское обслуживание работающих людей предусматривается в существующем административно-бытовом корпусе и в вновь проектируемом лабораторном корпусе № 2.

Состав бытовых помещений принят на основании численности работающих (общей и в максимальную смену) и в соответствии с требованиями норм [8].

Питание работающих предусматривается в столовой, расположенной в существующем административно-бытовом корпусе.

Для медицинского обслуживания в административно-бытовом корпусе предусматривается медпункт.

При проведении работ в охранной зоне действующих коммуникаций необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в следующих документах:

– Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт;

– Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности [9].

Перед началом работ необходимо получить письменное разрешение эксплуатирующей организации ЗАО «Антипинский НПЗ» на производство работ в охранной зоне действующих коммуникаций. Производство работ без разрешения или по разрешению, срок действия которого истек, запрещается.

До начала работ необходимо вызвать представителя эксплуатирующей организации НПЗ для установления и обозначения точного местонахождения и фактической глубины заложения действующих коммуникаций, определения их технического состояния, а также взаиморасположения действующих коммуникаций с новым запроектированным трубопроводом, сооружением.

Оси действующих коммуникаций в границах зоны производства работ должны быть закреплены знаками высотой 1,5-2,0 м, с указанием фактической глубины заложения.

До обозначения осей коммуникаций знаками безопасности, производство работ не допускается.

По результатам проведенной работы по уточнению местоположения действующих коммуникаций и их сооружений составляется акт с участием представителей генподрядной и эксплуатирующей организации. К акту прилагается ситуационный план (схема) участка с указанием местоположения, диаметра и глубины заложения действующих коммуникаций и их сооружений, а также их необходимые характеристики, привязки коммуникаций, сооружений, вырытых шурфов и установленных закрепительных знаков, а также стадий работ, на каких должен присутствовать представитель эксплуатирующей организации. В ситуационном плане (схеме) должны быть четко указаны расстояния между действующими и строящимися коммуникациями. После подписания акта ответственность за сохранение коммуникаций и предупреждающих знаков при проведении работ несет организация, выполняющая работы.

Перед началом работ приказом по подрядной организации из числа инженерно-технических работников должно быть назначено лицо, ответственное за производство работ, под постоянным руководством которого в охранной зоне действующих коммуникаций должны выполняться все виды работ.

Весь персонал, занятый в работах в охранной зоне действующих коммуникаций, должен пройти дополнительное обучение по безопасным методам труда, инструктаж по последовательности безопасного выполнения технологических операций и проверку знаний независимо от сроков предыдущего обучения. Обучение, инструктаж и проверка знаний по промышленной безопасности должны быть оформлены документально (журналы инструктажа, протоколы по проверке знаний, удостоверения и т. д.). Персонал, не прошедший обучения, инструктажа и проверки знаний по охране труда, к работе в охранной зоне не допускается.

Кроме этого, всем рабочим следует выдать на руки производственные инструкции, которые должны быть изучены и строго выполняться, при производстве работ, всех работающих необходимо также ознакомить с местонахождением действующих коммуникаций и их сооружений, с их обозначением на местности и с проектом производства работ.

Перед началом работ на действующем объекте на бригаду выдается наряд-допуск. Наряд-допуск выдается также машинистам бульдозеров, экскаваторов, трубоукладчиков, тракторов, водителям автомашин и машинистам всех других механизмов, применяемых в охранной зоне действующих коммуникаций.

Объём и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения, меры безопасности при выполнении огневых работ, порядок проведения анализа воздуха, средства защиты, а также ответственные лица за подготовку и проведение огневых работ определяются совместным приказом подрядной организацией и НПЗ.

Наряд-допуск составляется в двух экземплярах и передается ответственному за подготовку и проведение работ для выполнения намеченных мероприятий.

Наряд-допуск согласовывается с пожарной охраной объекта в части обеспечения мер пожарной безопасности и наличия на месте проведения огневых работ первичных средств пожаротушения.

Исполнители приступают к проведению работ только при наличии наряд-допуска, после получения указания ответственного лица за проведение работ. При подготовке к огневым работам ответственные по совместному приказу за подготовку и проведение этих работ определяют опасную зону, границы которой чётко обозначаются предупреждающими и запрещающими знаками и надписями.

Площадки металлоконструкций, конструктивные элементы зданий, которые находятся в зоне проведения огневых работ, должны быть очищены от пожаро-взрывоопасных продуктов. Сливные воронки, выходы из лотков и другие устройства, связанные с канализацией, в которых могут быть горючие газы и пары, должны быть перекрыты.

Место проведения огневых работ должно быть очищено от горючих веществ и материалов в зависимости от высоты расположения точки сварки (резки). Сгораемые настилы полов, конструкции из горючих материалов, должны быть защищены от попадания на них искр экранами, асбестовым полотном, металлическими листами, пенами или другими негорючими материалами, а при необходимости политы водой.

Места проведения огневых работ должны быть обеспечены необходимыми первичными средствами пожаротушения. Перед началом производства огневых работ, после перерывов в работе и во время проведения работ не реже одного раза в час производить замеры загазованности. Места отбора проб, проведения анализа газо-воздушной среды определены лицом, выдающим наряд-допуск. Концентрация паров не должна превышать ПДК (300 мг/м3).

Проезд строительной техники и автотранспорта над действующими технологическими трубопроводами и коммуникациями допускается только по специально оборудованным переездам в местах, согласованных с эксплуатирующей организацией. На участках, где действующие коммуникации заглублены менее 0,8 м, должны быть дополнительно установлены знаки с надписями, предупреждающими об особой опасности.

Над кабелями выполняется подсыпка щебня шириной 6 м. При этом общая толщина слоя над кабелем должна быть не менее 0,9 м. Проезд техники и машин в необорудованных переездами местах запрещается.

При пересечениях с подземными коммуникациями земляные работы следует производить только вручную в присутствии представителей эксплуатирующих организаций. Разрабатывать грунт механизмами на расстоянии ближе 2 м от трубопроводов и кабелей запрещается.

Для выполнения земляных работ ответственный за проведение работ, обязан показать машинисту бульдозера или экскаватора обозначенные вешками границы работ механизма и расположение действующих трубопроводов.

При работе вблизи воздушных электрических линий машинисты строительных машин должны следить за тем, чтобы из-за неровности местности не произошло резкого наклона рабочего органа машин в сторону проводов воздушных линий, и их опор.

Не допускается работа грузоподъемных машин вблизи воздушных линий при ветре, вызывающем отклонение на опасное расстояние свободных (без груза) тросов и канатов.

Не допускается пребывание на месте работы в охранной зоне людей, не имеющих прямого отношения к проводимой работе.

Необходимым условием начала строительных работ является наличие зарегистрированного в территориальном органе Ростехнадзора проекта.

Строительные работы на объекте должны вестись подрядчиком, имеющим соответствующую лицензию, выданную Госстроем России.

Подрядная организация составляет, и не менее чем за 10 дней до начала работ, направляет на согласование эксплуатирующей организации:

– приказ о назначении ответственных лиц за организацию и безопасное производство работ;

– документы, подтверждающие квалификацию инженерно-технического персонала и рабочих;

– документы подтверждающие исправность применяемых при работе машин и механизмов и наличие их технического освидетельствования.

ЗАО «Антипинский НПЗ» за 5 дней до начала строительных работ обязано уточнить и обозначить ось прохождения, фактическую глубину заложения подземных коммуникаций, зданий и сооружений и по результатам составляет акт закрепления и акт передачи площадки и передает их подрядчику.

-ведомость глубины заложения действующего трубопровода, его сооружений;

-необходимые характеристики, привязки трубопроводов, сооружений, коммуникаций, вырытых шурфов и установленных закрепительных знаков;

ЗАО «Антипинский НПЗ» совместно с представителями подрядчика должны оформить акт-допуск по форме стандарта [6] (приложение 3). В акте-допуске должны быть указаны мероприятия по охране труда, промышленной и пожарной безопасности, обеспечивающие безопасность проведения работ.

Ответственность за соблюдение мероприятий, предусмотренных актом – допуском, несет подрядная организация.

При наличии согласованного проекта производства работ, оформленных акта закрепления площадки, акта передачи площадки и акта-допуска. ЗАО «Антипинский НПЗ» оформляет «Разрешение на производство работ в охранной зоне нефтепровода».

После передачи объекта подрядчику ответственность несет подрядчик.

-маршруты движения и места переезда техники через действующий нефтепровод, оборудование переездов;

-меры, предупреждающие просадку трубопровода и грунта при его разработке в непосредственной близости от действующего трубопровода;

Разрешение на производство работ оформляется в двух экземплярах и утверждается главным инженером ЗАО «Антипинский НПЗ». Один экземпляр разрешения хранится в ЗАО «Антипинский НПЗ», другой передается подрядчику.

ЗАО «Антипинский НПЗ», перед началом производства работ обязано назначить приказом и обеспечить своевременную явку к месту работ руководителя или специалиста, ответственного за подготовительные работы и надзор за производством работ. Ответственность за соблюдение мер безопасности и сохранность оборудования на территории, переданной для строительных работ, несет руководитель подрядчика.

Все работники подрядчика (руководители, специалисты, рабочие), допускаемые к работам должны пройти вводный инструктаж по охране труда, пожарной безопасности и первичный инструктаж по обеспечению безопасности производства работ на объекте ЗАО «Антипинский НПЗ».

После оформления всех разрешительных документов необходимо оформить «Ордер на право производство работ в охранной зоне инженерных коммуникаций», в котором за подписями владельцев земли и инженерных коммуникаций удостоверяется выполнение всех необходимых мероприятий по обеспечению безопасности производства работ.

Ордер оформляется в двух экземплярах. По одному экземпляру хранятся у производителя работ и в ЗАО «Антипинский НПЗ». Срок хранения ордера 6 месяцев.

При привлечении сторонней подрядной организации к проведению огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности:

– издается совместный приказ ЗАО «Антипинский НПЗ» и подрядной организации, в котором назначаются руководящие работники и ИТР эксплуатирующей организации обязанные утверждать наряды-допуски, ответственные за организацию и безопасное производство работ, обязанные выдавать наряды-допуски и допускать к работам, ответственные за подготовку работ, а также ИТР подрядной организации, ответственные за проведение работ и лица, обязанные проводить анализ воздушной среды;

– выдавать наряд-допуск, проводить подготовку объекта к проведению работ и допускать к работам обязан начальник структурного подразделения или лицо, его замещающее;

– ИТР подрядной организации, ответственные за проведение работ по наряду допуску, должны пройти проверку знаний правил и норм безопасности в комиссии филиала с участием представителя Ростехнадзора и выдачей протокола.

Эта обязанность подрядчика должна быть включена в особые условия договора подряда.

Запрещается назначение лица, ответственного за подготовку к работам из числа ИТР другого структурного подразделения или подрядной организации.

При нарушении подрядчиком мероприятий, указанных в разрешении на производство работ, наряде-допуске, представитель ЗАО «Антипинский НПЗ» должен немедленно остановить работы.

При возникновении в процессе выполнения работ опасных или вредных производственных факторов, не предусмотренных нарядом-допуском, или изменении условий производства работ подрядчик или представитель ЗАО «Антипинский НПЗ» должны остановить работы и аннулировать наряд-допуск.

Работы могут быть возобновлены только после устранения причин и оформления нового наряда-допуска в установленном порядке.

Проектные решения по установке атмосферной разгонки нефти ЭЛОУ-АТ-2 разработаны субподрядной организацией ЗАО «ИПН» г. Москва. Исходные данные для проектирования технологического процесса атмосферной разгонки нефти разработаны фирмой «КОХ-ГЛИТЧ» по прямому договору с Заказчиком.

Состав и основные параметры технологических сооружений комплекса объектов общезаводского хозяйства (резервуарные парки, насосные, эстакады налива нефтепродуктов) предусмотренные настоящим проектом, рассчитаны и приняты на основании действующих норм технологического проектирования и приведены на принципиальных технологических схемах.

Технологическая схема предусматривает выполнение следующих технологических операций:

-приготовление различных нефтепродуктов методом смешения в потоке с применением системы автоматизированного управления;

-автоматизированный налив нефти и нефтепродуктов в ж. д. цистерны с помощью грузовых насосов;

-внутрипарковая перекачка в пределах группы резервуаров, занятых одним типом продукта;

Для надёжного выполнения технологических операций проектом предусмотрена установка резервного оборудования.

Объемно-планировочные и конструктивные строительные решения зданий и сооружений разработаны в соответствии с требованиями

Нормативных документов, архитектурно-планировочного задания и технических условий.

Блокировка производственных и вспомогательных зданий и сооружений выполнена с учетом требований технологии производства, санитарно-гигиенических и противопожарных норм, а также в увязке с построенными сооружениями по ранее выданному проекту по первому пусковому комплексу.

Основное технологическое оборудование располагается на открытых площадках, имеющих твердое покрытие с ограждением бортиком из бордюрного камня или бетонных блоков с уклоном покрытия площадок к трапам. Размещение оборудования, для которого необходима положительная температура и защита от атмосферных воздействий, предусмотрено в зданиях. Технологические насосные располагаются под навесами.

-капитальные, с кирпичными несущими стенами и железобетонными конструкциями;

-легкие, с несущим металлическим каркасом арочного типа и ограждающими конструкциями «сэндвич».

Фундаменты под здания и оборудование приняты свайными с монолитными ж. б. ростверками или со стальными оголовками, из буронабивных свай (вблизи существующих сооружений) и из сборных бетонных блоков по монолитной ж. б. плите.

-на естественном основании с устройством монолитного ж. б. кольца под стенку резервуара на песчаной и грунтовой подушках. Высота подушек принята в соответствии с характеристикой и мощностью грунтов для каждого резервуара;

-на свайном основании с укладкой сборных ж. б. плит по металлическим ростверкам из прокатных профилей, установленных на стальные оголовки свай. Высота фундаментов принята не менее 1.5 м от уровня земли для обеспечения естественного проветривания.

Существующие железнодорожные наливные эстакады подлежат реконструкции:

-односторонняя ж. д. эстакада налива светлых нефтепродуктов удлиняется и расширяется в связи с устройством второго наливного фронта. Для эвакуации через эстакаду предусматривается переходной мост;

-для эстакады налива нефти и темных нефтепродуктов предусматривается устройство дополнительных фундаментов под оборудование и креплений для трубопроводов.

Площадки обслуживания ж. д. эстакад приняты из стальных прокатных профилей и элементов по серии 1.450.3-7.94 на свайных фундаментах. Несущие конструкции оштукатуриваются по сетке для обеспечения требуемой степени огнестойкости по аналогии с ранее выпущенным проектом.

Проектом предусматривается расширение ряда существующих зданий и сооружений:

Реконструкция существующих зданий и сооружений предусматривается по следующим позициям:

Для сооружения инженерных сетей принята совмещенная надземная прокладка трубопроводов и кабельных трасс по отдельным несгораемым опорам и стойкам. Стойки и траверсы приняты из стальных прокатных профилей. Фундаменты приняты свайными с металлическими оголовками из труб. Над узлами задвижек проектом предусматривается устройство навесов с грузоподъемным оборудованием.

Разработанные проектом здания и сооружения содержат полный комплекс мероприятий по взрывопожарной безопасности:

-в принятых проектом решениях обеспечивается необходимая степень огнестойкости зданий;

-во всех зданиях и сооружениях предусматриваются эвакуационные выходы с учетом количества эвакуируемых людей и требованиями норм;

-в помещениях с категорией «А» обеспечена нормативная площадь легко сбрасываемых ограждающих конструкций – окон и легкой сбрасываемой кровли;

-опоры под емкости и технологические трубопроводы предусматриваются из несгораемых материалов;

-для конструкций технологических эстакад предусматривается огнезащита металлоконструкций: штукатурка цементным раствором по сетке или окраска огнезащитной краской «Силотерм ЭП-6»;

-ограждение каре резервуаров выполняется из сборных бетонных блоков высотой по расчету на розлив;

-несущие конструкции площадок обслуживания эстакад налива оштукатуриваются по сетке для обеспечения требуемого предела огнестойкости;

-в соответствии с требованиями норм и правил территория, занятая наливной ж. д. эстакадой, ограждается бортиком и имеет твердое бетонное покрытие, усиленное в зоне расположения ж. д. путей;

-навесы открытых насосных (категории А) ограждаются по периметру стальным профилированным настилом, площадь которого составляет не более 50% площади боковой поверхности навеса из условия обеспечения естественной вентиляции.

-технологические площадки имеют твердое покрытие – бетонное или железобетонное (в отдельных случаях с устройством антикоррозийной защиты);

-по периметру площадки ограждаются бордюрным камнем или бетонными блоками (для предотвращения попадания в грунт нефтепродуктов при их разливе в аварийных ситуациях);

-помещения насосных имеют плинтус и бортик в дверных проёмах с устройством пандусов.

-марка стали для металлоконструкций принимается в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха в соответствии с таблицей 50* [10];

-металлоконструкции имеют антикоррозийное покрытие из лакокрасочных материалов;

-для защиты бетона от воздействия щёлочи (NaОН с концентрацией 42%) в проекте предусматривается покрытие «Полиплан 108», выпускаемое ЗАО «НМГ-Поликом» г. Обнинск.

Для приёма, хранения и отгрузки нефти и нефтепродуктов проектом предусматривается расширение товарно-сырьевого склада. Объёмы хранения нефти и нефтепродуктов на складе определены исходя из требований норм технологического проектирования.

Номенклатура используемых резервуаров (РВС-11000, РВС-7000, РВС-6000) определена из условия размещения максимально возможных объёмов хранения на ограниченной территории Антипинского НПЗ.

Каждый резервуар оснащен оборудованием, необходимым для его эксплуатации, в соответствии с правилами [1] в составе:

-люками-лазами монтажными в стенке резервуаров и световыми на крыше с шарнирно-поворотными устройствами;

-люками на крыше резервуара для установки контрольно-измерительных приборов.

Резервуары для мазута теплоизолируются и оборудуются греющими регистрами, которые устанавливаются на днище резервуара и мешалками (по три мешалки на резервуар).

Все резервуары оборудованы приборами для измерения температуры продукта, контроля уровня, сигнализаторами минимального, максимального уровня.

По максимальному аварийному уровню продукта отключаются подающие продукты насосы в резервуар. По минимальному уровню – происходит отключение насосов подачи продуктов на ж. д.эстакады.

Дренаж подтоварной воды производится в систему производственно-дождевой канализации.

Каждая группа резервуаров окружена защитным бетонным ограждением.

Площадка внутри ограждения имеет водонепроницаемое основание и регулируемый выпуск атмосферных осадков в производственно-дождевую канализацию.

Коренные ручные задвижки устанавливаются у резервуаров и находятся в открытом положении. Управляющие электроприводные задвижки устанавливаются за обвалованием с дистанционным управлением и автоматическим закрытием при максимальном уровне в резервуарах соответствующих задвижек.

Трубопроводная обвязка резервуаров обеспечивает возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой, в случае аварийной ситуации.

По площадкам предусматривается разводка пара и азота с целью пропарки и продувки аппаратов и трубопроводов в ремонтный период.

Промывка резервуаров в ремонтный период будет осуществляться по договору со специализированными организациями с использованием безотходной технологии на основе технического моющего средства компании «Чистый Мир М». Деятельность компании по реализации программы очистка резервуаров, грунтов и других объектов от углеводородных нефтяных соединений и отходов» регламентируется лицензией министерства природных ресурсов РФ № М02/0006/л от 24.05.2002г.

Характеристики дыхательных клапанов представлены в Приложении Таблица 2.

На монтажную площадку с завода – изготовителя металлоконструкции резервуара поставляют в следующем виде:

-днище – выполнено в виде рулонируемой центральной части и листовых кольцевых окраек;

– стенка – состоит из двух полотнищ, изготовленных на заводе и свернутого в рулон для транспортировки;

– кольцевая лестница площадки обслуживания и ограждения – транспортабельными деталями;

– люки, патрубки – в комплекте с ответными фланцами (заглушками), усиливающими листами, крепежными изделиями (укомплектованными метизами).

2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства

Руководство сварочными работами и работами по контролю качества сварных соединений должно возлагаться на специалиста, имеющего специальное образование и в обязательном порядке прошедшего аттестацию, с обязательной записью в аттестационном удостоверении на знание [1], [12], утвержденных Ростехнадзором РФ.

Руководитель сварочными работами назначается совместным приказом по монтажной организации (предприятию) и ОАО «Антипинский НПЗ». Копияприказа должна быть приложена к журналу контроля качества монтажносварочных работ (исполнительной документации на изготовление резервуарных конструкций).

Перед началом монтажно-сварочных работ руководитель сварочных работ обязан:

-укомплектовать объект в соответствии с ППР сварочным и вспомогательным оборудованием, инструментом и сварочными материалами и проверить их качество;

-отобрать для сварки резервуара сварщиков, имеющих допуск к сварке ответственных конструкций, провести их инструктаж и организовать сварку каждым сварщиком контрольных образцом соединений, которые им предстоит выполнять.

Окончательное решение о допуске сварщиков к сварке соответствующих типов сварных соединений на резервуаре принимается руководителем сварочных работ на основании результатов контроля образцов, выполненных каждым сварщиком.

Допуск к сварке резервуара на каждого сварщика должен быть оформлен соответствующей записью в журнале контроля монтажно-сварочных работ с указанием сварных швов, к выполнению которых он допущен.

Сварщики, допускающие нарушения технологии производства сварочных работ, а также низкое качество сварных соединений отстраняются от работы.

Сварные соединения, выполненные этими сварщиками, подвергаются контролю физическими методами по всей длине.

По решению руководителя сварочных работ сварщик может быть переведен на сварку соединений, требующих меньшей квалификации или направлен на прохождение внеочередной аттестации с целью дополнительного обучения и сдачи общего специального и практического экзаменов для получения допуска к выполнению сварочным работам, указанных в его аттестационном удостоверении.

Сварщики, допущенные к механизированной электродуговой сварке, должны сварить по два контрольных образца размером 250x600x15, 250x600x13, 250x600x9 со скосами кромок, тождественными тем, на которых будет выполняться сварка стенки на монтаже. Материал для контрольных образцов должен соответствовать маркам стали 09Г2С-12 толщиной 15, 13, 9 мм. Образцы свариваются механизированной электродуговой сваркой в вертикальном и горизонтальном положениях на вертикальной плоскости. Механические свойства сварных соединений должны быть не ниже механических свойств свариваемого металла.

Разрешение на сварку контрольного соединения выдает член аттестационной комиссии после приемки качества его сборки, о чем делается отметки в «Журнале учета работ при аттестации сварщиков».

Контроль качества контрольных сварных соединений должен выполняться контролерами (дефектоскопистами, специалистами, непосредственно выполняющими контроль, лаборантами), аттестованными в установленном порядке на выполнение контроля конкретными методами.

Визуальный контроль выполняют в соответствии с требованиями нормативных документов и методиками контроля, согласованными с Ростехнадзором России.

К радиографическому, а также контролю разрушающими методами (испытание на излом, испытание на изгиб) контрольных соединений разрешается приступать при условии удовлетворительных результатов визуального и измерительного контроля.

Из сваренных контрольных образцов после просвечивания изготовить и испытать образцы для механических испытаний по стандарту [14].

При изготовлении образцов необходимо принимать меры, исключающие возможность изменения свойств металла в результате нагрева или наклепа, при механической обработке.

По результатам контроля каждым методом должно оформляться заключение (акт, протокол).

Оценку качества контрольных сварных соединений выполняют по нормам, установленным действующими нормативными документами Ростехнадзора России и указанным в заявке на проведение аттестации.

Качество контрольных сварных соединений считают неудовлетворительным, если при контроле каким-либо методом будут выявлены недопустимые внутренние или наружные дефекты.

-механизированная сварка в среде защитного газа проволокой сплошного сечения марки OK Autorod-12.51 диаметром 1,2 мм для стали 09Г2С-12 и Ст3сп5.

Для прихваток и сварки вспомогательных конструкций и приспособлений:

– ручная электродуговая сварка покрытыми электродами типа Э50А для стали 09Г2С-12, типа Э42А диаметром 2,5 мм, 3,0 мм, 3,2 мм для стали СтЗсп5, аттестованные ВНИИСТом.

Сварка должна выполняться на режимах, отработанных при аттестации технологии сварки основных соединений конструкций резервуара и при сварке контрольных образцов.

2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов

Сварочные материалы должны хранится отдельно рассортированными по маркам, партиям и диаметрам в условиях, обеспечивающих температуру воздуха не ниже плюс 15 °С и влажности, не превышающей 50% в помещении, защищающем их от воздействия атмосферных осадков, почвенной влаги, коррозии, загрязнений и механических повреждений.

Сварочная проволока должна быть очищена от ржавчины и обезжирена от масел и других загрязнений и заправлена в кассеты полуавтоматов.

Все электроды, перед употреблением должны быть прокалены в печи. Температура прокалки 350-370°С в течение 1,5-2 часов с последующим размещением в термостатах.

Электроды из сушильного шкафа выдаются в количестве, необходимом не более чем для односменной работы.

Полученные электроды следует держать во влагозащищенном закрытом пенале. Электроды могут находиться на открытом воздухе не более 8 часов, после чего они должны быть повторно прокалены. Прокалка электродов допускается не более двух раз.

Сварочный флюс перед применением необходимо просушить при температуре 300 – 400 °С в течении 1,0-2,0 часов в количестве, необходимом для работы в одну смену. Прокаленный флюс хранить в сушильном шкафу или в герметичной таре.

2.2.5 Основные положения при сборке под сварку и сварке монтажных сварных соединений

До начала сварочных работ все соединения конструкции резервуар, должны быть проконтролированы и приняты под сварку по следующим конструктивным и технологическим критериям:

– соответствие металла требованиям проекта и заводской маркировки;

– соответствие собираемых элементов монтажной схеме, проектным размерам и геометрической форме;

– геометрические параметры кромок элементов, подготовленных под сварку (величина угла скоса кромок, зазор в стыке, величина притупления, смещение кромок) должны укладываться в поле допусков, предусмотренных проектом;

– поверхность кромок, а также прилегающая к ним зона шириной 20 мм с каждой стороны соединения должны быть зачищены от любых загрязнений, окалины, ржавчины до чистого металла;

– кромки свариваемых элементов должны быть закреплены с помощью сборочных приспособлений;

– прихватки, применяемые для сборки перед сваркой, должны быть удалены или после визуального контроля качества зашлифованы и переплавлены в процессе сварки.

Приемку соединений под сварку осуществляет руководитель сварочных работ. Обнаруженные отклонения должны быть устранены до начала сварки.

Сварку на монтаже следует выполнять в местном укрытии защищающем свариваемые поверхности конструкции от дождя, снега, ветра.

– Собранные стыки элементов, с соответствии с указаниями проекта необходимо прихватывать в нескольких местах. Прихватки на пересечении швов не допускаются;

– Прихваточные швы выполнять тем же способом и применять то же оборудование и материалы, что и для выполнения основных сварочных швов;

– К качеству прихваток предъявляют такие же требования, как и к сварному шву. Качество прихваток контролировать визуально. Возможно применение лупы с увеличением не более 10. Прихватки, имеющие дефекты, должны быть удалены механическим способом;

– Прихватку должен выполнять сварщик, допущенный к сварке данного шва;

– Прихватку необходимо выполнять с полным проваром, переваривать или удалять при наложении основного шва.

Начало и конец каждого последующего слоя сварочного шва должны быть смещены по отношению к предыдущему на 25-50 мм.

При многослойной сварке каждый предыдущий слой должен быть тщательно очищен от шлака и проверен внешним осмотром. Особенно тщательно осматривать кратеры и места обрыва дуги.

В процессе сварки необходимо обеспечить плавный переход от на плавленного металла к основному. Величина усиления стыковых швов не должна превышать требований госта [16]. В случае, если высота усиления сварных швов превышает допустимую, сварные швы следует зачистить шлифмашинкой до требуемых величин.

При наличии влаги на свариваемых кромках перед началом сварки их необходимо высушить при помощи газового пламени, температура металла не более 250 °С.

Сварку следует производить при стабильном режиме. Предельные отклонения заданных значений силы сварочного тока и напряжения дуги не должны превышать ± 5%.

Колебания напряжения питающей сети электрического тока, к которой подключено сварочное оборудование не должны превышать ± 5%.

Участки шва с порами, трещинами должны быть зашлифованы и заварены.

При двусторонней механизированной или ручной сварке соединений с полным проплавлением кромок необходимо перед выполнением шва с обратной стороны удалить его корень до чистого бездефектного металла.

Поверхность металла и выполненных сварных швов, после окончания сварки, необходимо очищать от шлака, брызг и наплывов (натеков) расплавленного металла.

Качество швов сварных соединений, крепления сборочных приспособлений, определяемое внешним осмотром, должно быть не ниже качества основных сварных соединений.

Сварочными работами должен руководить квалифицированный специалист по сварке, имеющий опыт сооружения резервуара полистовым методом.

Сварочный участок необходимо укомплектовать оборудованием, инструментом и материалами в соответствии с ведомостью сварочного оборудования.

-установить силовые пункты питания электроэнергией (электросборки) и проверить все сварочное оборудование. Питание сварочных машин осуществлять от отдельных фидеров;

– опробовать оборудование и сварочные материалы, подобрать режимы на образцах;

– оградить свариваемые поверхности конструкций и рабочее место сварщика от атмосферных осадков и ветра;

-проверить состояние изоляции сварочных кабелей и правильность присоединения их к клеммам источников постоянного тока;

-соединение кабелей, при наращивании, выполнять на соединительных муфтах;

– проверить арматуру газовых баллонов, рукава для кислорода, горючих газов, защитного газа, а также инструмент для газопламенной обработки.

Прораб (мастер), в соответствии с требованиями промышленной безопасности, должен проверить наличие и состояние лесов, подмостей, на рабочем месте сварщика должны быть созданы безопасные условия труда.

2.2.7 Рекомендации по сварочно-монтажным работам в условиях отрицательных температур

-При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и завалы должны быть не более 0,5 мм;

-Исправлять кромки следует абразивным инструментом, при этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки;

-При температуре воздуха минус 40 °С кислородную резку деталей из низколегированной стали, кромки которых подлежат в дальнейшем механической обработке, рекомен­дуется выполнять с подогревом до температуры 120-160 °С;

-При заготовке отдельных деталей резервуара в зимних условиях правка металла в холодном состоянии ударными инструментами, а также резка его ножницами при температуре ниже минус 25 °С запрещается.

При температуре окружающего воздуха ниже указанных в таблице 2.1 сварку металлоконструкций производить с предварительным, сопутствующим и последующим подогревом до температуры 120-160 °С.

Толщина свариваемых элементов Максимально допустимая температура окружающего воздух °С, при сварке конструкций Листовых объемных и сплошностенчатых из углеродистой стали Листовых объемных и сплошностенчатых из низколегированной стали с пределом текучести до 390 МПа 1 2 3 До 16 -30 -20 1 2 3 Св. 16 до 25 -20 0 Св. 25 до 30 -20 0 Св. 30 до 40 -10 +5 Св.40 0 +10

Подогрев металла производить в зоне сварки на ширину 100 мм по обе стороны от соединения, длина подогреваемого участка не более 800-1000 мм.

Предварительный подогрев рекомендуется производить горелками типа ГВПН либо газопламенными горелками с наконечниками №6 или №7, температуру подогрева контролировать термокарандашами или пирометрами типа ТП-2.

Последующий подогрев сварного шва (после выполнения сварного шва) производить в течение 1,0-1,5 часа с постепенным снижением интенсивности подогрева.

При температуре окружающего воздуха ниже минус 5°С сварку производить без перерыва, за исключением времени, необходимого на смену электрода или электродной проволоки и зачистку шва в месте возобновления сварки. Недопустимо прекра­щать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять не сваренные участки шва. В случае вынужденного прекращения работ, процесс сварки может быть возобновлен только после повторного подогрева металла в зоне стыка до температуры 120 – 160 °С.

Входной и операционный контроль следует выполнять согласно «Журнала пооперационного контроля», [1].

Контроль качества сварных соединений конструкций осуществлять согласно ЖПК.

Вся исполнительная документация и справки о результатах контроля, а также все рентгенограммы, должны быть представлены Заказчику и представителям авторского надзора для согласования, которое оформляется актом на контроль качества сварных соединений резервуара.

По требованию авторского надзора, технического надзора Заказчика или инспекции Ростехнадзора, после ознакомления с документацией и материалами по контролю, может быть назначен дополнительный выборочный контроль качества сварных соединений. При этом способ и объем дополнительного выборочного контроля определяется соответствующей надзорной службой.

Если при выборочном контроле будет установлено несоответствие представленных результатов полученным, назначается повторный контроль сварных соединений.

По внешнему виду качество сварных соединений должно удовлетворять требованиям табл. 41 [17].

Перед выполнением контроля необходимо очистить шов и прилегающие к нему участки на ширину 20 мм по обе стороны от оси шва от шлака, брызг наплавленного металла и других загрязнений.

Внешний осмотр сварных швов выполнять в объеме 100% с целью выявления наружных дефектов. При двустороннем подходе к шву осмотр выполнять с двух сторон.

Контроль швов сварных соединений неразрушающими методами проводить после исправления недопустимых дефектов, обнаруженных внешним осмотром.

Контролю герметичности подлежат все сварные швы, обеспечивающие герметичность резервуара.

При вакуумном способе контроля герметичности сварных швов вакуум – камера должна создавать над контролируемым участком разрежение не менее 250 мм вод. ст. Неплотность сварного шва обнаруживается по образованию пузырьков в нанесенном на сварное соединение мыльном или другом пенообразующем растворе. Вакуумированием контролируются монтажные и заводские швы днища и настила кровли, окрайки в зоне примыкания к стенке резервуара не менее 250 мм, уторный шов сопряжения стенки с днищем в объеме 100 %.

Контроль избыточным давлением производится путем создания воздушного давления от 400 до 4000 мм вод. ст. в зазоре между стенкой резервуара и усиливающей накладкой через контрольное отверстие в накладке. При этом на сварные швы наносится пенообразующее вещество. Избыточным давлением контролируются сварные швы приварки усиливающих листов на стенке резервуара в объеме 100%.

Капиллярным методом (проба «мел-керосин») контролируются сварные швы приварки патрубков к стенке в объеме 100 %.

Контроль герметичности сварных соединений настила крыш резервуаров рекомендуется проводить в процессе гидравлического испытания за счет создания избыточного давления воздуха внутри резервуара до 150-200мм вод. ст.

К моменту окончания работ по монтажу резервуара, до проведения гидравлических испытаний, сварные швы должны быть проконтролированы в следующем объеме:

При выборе зон контроля преимущественное внимание уделять контролю качества мест пересечения швов. Все радиальные швы кольцевых окраек днищ должны контролироваться в зоне примыкания нижнего пояса стенки (один снимок на радиальный шов).

Если в сварном соединении установлен уровень дефектности более 10 % то объем контроля таких швов удваивается.

Согласно правилам [1] допускается вместо радиографического контроля применять контроль ультразвуковой дефектоскопией. Ультразвуковой дефектоскопией все стыковые сварные швы стенки резервуара, радиальные швы опорного кольца в объеме 100 %.

Трещины всех видов и размеров в швах сварных соединений конструкций не допускаются и должны быть устранены с последующей заваркой и контролем.

Контроль швов сварных соединений конструкций неразрушающимися методам следует проводить после исправления недопустимых дефектов, обнаруженных внешним осмотром.

В случае обнаружения недопустимого дефекта следует выявить его фактическую длину, дефект исправить и вновь проконтролировать.

При повторном выявлении дефекта контролю подлежит все сварное соединение.

Дефектные участки сварных швов надлежит удалять механизированной зачисткой абразивным инструментом. Все ожоги поверхности основного металла сварочной дугой следует зачистить абразивным инструментом на глубину 0,3 мм, но не более минусового допуска.

Временные конструктивные элементы на стенке должны быть удалены до гидравлических испытаний, а возникающие при этом повреждения или неровности стенки должны быть устранены зачисткой абразивным инструментом шероховатостью не более Rz 80. Зачистка поверхности допускается на глубину, не выводящую толщину проката за пределы минусовых допусков. После зачистки данные участки контролировать методами визуально-измерительным и цветной дефектоскопией -100%.

При гидравлическом испытании резервуара фиксируются и бракуются все места где появляются течи и отпотины. После слива воды частичного или полного в эти местах производится необходимый ремонт и контроль.

Для обеспечения требуемого уровня качества необходимо производить:

-контроль исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной арматуры (входной контроль);

-систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый процессе сборки и сварки;

При операционном контроле в процессе сварки осуществляют наблюдение за обеспечением строгого соблюдения режимов сварки, порядка наложения слоев и: количество, применяемых материалов и т. д.

Все (100%) сварные соединения трубопроводов после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются визуальному контролю и обмеру.

Сварные стыки трубопроводов подвергаются 100% контролю радиографическим методом. Гарантийные стыки подключения к существующим трубопроводам подвергаются 100% контролю радиографическим и ультразвуковым методами.

Контроль качества сварных стыков соединений электросварных труб должен производиться в объеме 100% качества сварных стыков трубопроводов методом неразрушающего контроля.

При контроле сварных соединений, выполняемых при отрицательной температуре, особое внимание следует уделять пооперационному контролю.

Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуара следует проводить через 3-4 дня после окончания сварки. Кроме того, рекомендуется проводить 2-3 дополнительных контрольных осмотра конструкций и сварных соединений после резкого похолодания, наступившего после окончания сварочных работ.

2.2.9 Технологическая последовательность монтажа металлоконструкций резервуара

Монтаж металлоконструкций резервуара производят в следующей технологической последовательности:

К монтажу площадок обслуживания на стенке резервуара приступить после завершения сварочно-монтажных работ стенки резервуара.

Строповку элементов площадок обслуживания осуществлять при помощи 4-х ветвевого стропа.

Поднять и установить площадку в проектное положение. Приварить подкосы к площадке, затем приварить подкладные листы к стенке резервуара, площадку и подкосы к ним.

Установить лестницу в проектное положение. Приварить лестницу к площадке, затем приварить подкладные листы к стенке резервуара, лестницу к ним.

Монтаж переходной площадки от шахтной лестницы на кровлю резервуара предусмотрен совместно с монтажом кольцевой площадки, площадок обслуживания пожарных извещателей, перехода от кольцевой площадки обслуживания к площадке обслуживания ГПСС.

Монтаж кольцевой площадки обслуживания производится из готовых секций.

Установить секцию прилегающую к кольцевой площадке. Приварить ее к кольцевой площадке, приварить подкладные пластины к кровле резервуара, секцию к ним, приварить ограждение к площадке.

По окончании монтажа резервуар подвергается гидравлическому испытанию с целью проверки прочности, устойчивости и герметичности конструкций. Испытание резервуара проводится согласно требованиям [1], [17] и [18] а так же данной программы.

Перед испытанием резервуара следует провести следующие мероприятия:

-проверка и анализ технической документации на монтируемые конструкции и сварочные материалы;

-измерение отклонений стенки резервуара от вертикали, нивелирование наружного контура и поверхности днища.

Гидроиспытания проводить в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз", инструкции «Методы ремонта элементов конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации» и в соответствии с утвержденной программой, разработанной проектной организацией.

Гидравлические испытания проводятся при положительной температуре окружающего воздуха.

Работы по испытанию резервуара следует выполнять после вывода персонала и основной ремонтной техники из опасной зоны.

Испытания трубопровода, а также все действия председателя комиссии по организации работ по очистке полости и удаление воды производить в соответствии с требованиями [17], [19]. Гидравлические испытания проводит ООО «Энергостроимонтаж». До начала испытаний совместным приказом ООО «Энергостроимонтаж» и ЗАО «Антипинский НПЗ», с привлечением при необходимости специалистов других организаций, создается комиссия по проведению испытаний, назначается руководитель испытаний, определяется порядок проведения испытаний и меры безопасности.

До начала гидравлических испытаний ООО «Энергостроимонтаж» предоставляет рабочей комиссии комплект приемо-сдаточной документации.

Согласно этих требований председатель комиссии руководит подготовкой резервуара к испытанию, устанавливает дежурство при подъёме уровня воды, расставляет посты наблюдения, обеспечивает бесперебойную радиосвязь и работу всех агрегатов при заполнении водой, руководит устранением выявленных утечек и других дефектов.

Кроме того, председатель комиссии укомплектовывает бригады по испытанию людьми, техникой и обеспечивает их помещением, питанием, круглосуточной радиосвязью.

-Организовать проверку по исполнительной документации и готовности объекта к испытанию и удалению воды;

-Рассмотреть совместно с членами комиссии «Программы по испытанию резервуара;

-Организовать изучение "Программы. " всеми членами комиссии, ИТР, рабочими, участвующими в работе;

-Обеспечить безопасность работников, населения, а также машин, оборудования и сооружений в зоне испытаний.

Весь персонал и механизмы, занятые при испытании и удалении воды вне зависимости от ведомственной принадлежности на время проведения этих работ поступают в полное оперативное подчинение председателю комиссии. Все распоряжения, отдаваемые председателем комиссии или по его поручению одним из членов комиссии, имеющим на это письменное полномочие председателя комиссии, является обязательным для всех, занятых на испытании.

Представители вышестоящих и контролирующих организаций могут отдавать распоряжения или указания персоналу, занятому на испытании только через председателя комиссии.

В аварийных ситуациях распоряжение может отдавать дежурный член комиссии, если он имеет на это полномочия.

При подготовке резервуара к заполнению водой проверяется завершение монтажа всей предусмотренной проектом арматурой.

На место закачки воды на спланированной площадке монтируется узел подключения насосного агрегата за пределами опасной зоны.

Шлейфы и узел подключения насосного агрегатов испытать на давление 2,5 кг/см.

В течение всего периода гидравлического испытания все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара должны быть открыты.

До начала испытаний должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

-с корпуса резервуара должны быть удалены все монтажные приспособления, а места их приварки зачищены;

-удалить и зашлифовать все выступающие заусенцы оставшиеся от монтажной оснастки заподлицо с основным металлом;

-все вырывы, кратеры и другие дефекты, приводящие к уменьшению толщины стенки, должны быть подварены и зашлифованы заподлицо с основным металлом;

-зашлифовать все неровности, чешуйчатость заводских и монтажных стыков стенки обеспечивая плавный переход к основному металлу.

Резервуар должен быть освобожден от всех посторонних предметов, а днище и стенка очищены от грязи.

Смонтировать и испытать временный подводящий трубопровод подачи воды (схема гидроиспытания резервуара). Использование проектных трубопроводов для проведения испытания необходимо согласовать с эксплуатирующей организацией.

Налив воды в резервуар должен осуществляться со скоростью не более 350 м3/час. Проверить систему слива воды из резервуара.

Смонтировать трубопровод аварийного сброса воды из резервуара, вывести его за пределы обвалования. Диаметр трубопровода и приемные коммуникации должны обеспечить максимально возможный сброс воды из резервуара.

Обеспечить освещение резервуара и поста управления, а также наличие технических средств связи.

Подготовить технические средства для проведения осмотра стенки по всей ее высоте из-за пределов обвалования.

Установить временный указатель уровня воды в резервуаре и нанести контрольные метки на стенке. Заглушить люки и патрубки на стенке резервуара.

Все лица, принимающие участие в испытаниях должны пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ с соответствующим письменным оформлением.

До начала испытаний комиссией должна быть выполнена приемка резервуара под прочностные испытания. Для этого необходимо:

-проверить готовность персонала к прочностным испытаниям резервуара.

Установлены границы опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара (68,8 м.) внутри которой не допускается присутствие людей, не связанных с испытанием. Зона должна быть обозначена знаками безопасности установленной формы по стандарту [20]. Ограждение опасной зоны выполнить в виде стоек с протянутыми между ними канатом, на котором крепятся флажки. Места и размеры элементов ограждения должна устанавливать администрация НПЗ по согласованию с местными органами технадзора;

Смонтировать временный подводящий трубопровод Ду 200 мм для подачи и слива воды из резервуара, выведенный за пределы обвалования в противопожарный или временный водоем. Трубопровод Ду 200 мм испытать давлением Р=1,25 Рисп.

Обеспечить освещение резервуара и поста управления, а также наличие технических средств связи.

Подготовить технические средства для проведения осмотра стенки резервуара по всей ее высоте.

Установить временный указатель уровня воды в резервуаре и нанести контрольные метки на стенке.

Перед гидроиспытанием проверить отсутствие воды в колодцах системы контроля утечек.

До начала испытаний должны быть выполнены работы по проверке геометрических параметров резервуара. В точках-марках, размещенных по периметру резервуара с шагом не более 6м, выполняется инструментальный контроль:

Г) нивелировка центральной части днища с точностью съемки не менее 5 мм и расстоянием между точками съемки не более 2 м.

Программу проведения гидроиспытания резервуаров согласовать с эксплуатирующей организацией за 20 дней до начала работ.

Гидроиспытания выполняются в соответствии с утвержденной программой, разработанной проектной организацией.

Трубопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность.

Очищенные технологические трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и проверку на герметичность.

Технологические трубопроводы должны быть испытаны на прочность давлением Рисп=1,25 Рраб=1,25·1,6=2,0МПа в течение 24 часов и на герметичность давлением Рисп=Рраб=1,6МПа в течении времени необходимом для осмотра трубопроводов, но не менее 12 часов.

Трубопроводы пожаротушения испытать на прочность гидравлическим способом давлением Рисп=0,9МПа, согласно [21].

Перед приведением гидравлического испытания резервуара составляется акт готовности резервуара к проведению гидроиспытаний. Испытание резервуара следует производить гидравлическим способом. До испытания резервуара должны быть выполнены врезка, приварка всех патрубков для подключения трубопроводов, оборудования устанавливаемого на стенках резервуара и завершены работы по устройству обвалования. После гидроиспытания проведение сварочных работ на металлоконструкциях резервуара запрещается.

Испытание резервуара проводится после окончания всех работ по монтажу, контролю, устройству обвалования, перед присоединением к нему трубопроводов (за исключением временных трубопроводов для подачи и слива воды после гидроиспытаний).

До начала проведения гидравлического испытания резервуара, должен быть выполнен пооперационный контроль в объеме комплексной дефектоскопии, с последующей выдачей заключения экспертизы промышленной безопасности.

Испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5° С. В течение всего периода гидравлического испытания все люки и патрубки стационарной крыше резервуара должны быть открыты.

Гидравлическое испытание проводится наливом воды до проектного уровня. Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

Технологическая схема закачки (откачки) воды в резервуар предусматривает:

Налив воды осуществлять с остановкой налива на 2 и 4 поясах на время, необходимое для осмотра.

Резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытывают на гидростатическое давление с выдержкой под этой нагрузкой (без избыточного давления) 72 часа.

Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум резервуара проводят после гидравлического испытания и понижения уровня воды от испытательного на 2 метра.

Избыточное давление принимается на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, а именно: избыточное давление 250мм. вод ст., вакуум 37.5мм. вод. ст. Продолжительность нагрузки – 30 минут. По окончании испытаний на избыточное давление и вакуум люки и патрубки на кровле должны быть вновь открыты, что должно быть оформлено актом.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление производят контроль 100% сварных швов стационарной крыши резервуара.

Контроль давления и вакуума осуществляют U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

Определение отклонений вертикальных отметок фундамента резервуара от проектных производится нивелировкой. Нивелировка производится до начала испытаний, при прохождении 2-го, 4-го и 6-го пояса, а также после полного опорожнения резервуара.

Все результаты измерений, выполненных за время проведения испытаний, должны быть записаны в журнал пооперационного контроля.

На время испытания установить и обозначить предупредительными знаками границы опасной зоны, считая от центра резервуара составляет не

Менее 2-х диаметров (68,8 м). Нахождение людей в этой зоне, не связанных с испытаниями, не допускается.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки, вентили временных трубопроводов для проведения испытания должны находится за пределами обвалования.

Лица, производящие испытания, должны находится за пределами опасной зоны.

Допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

При обнаружении течи из под края днища или появлении мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня в случаях:

-при обнаружении дефекта во втором-шестом поясах – на один пояс ниже расположения дефекта.

Закрыть задвижку аварийного сброса воды. Начать заполнение резервуара.

После заполнения резервуара до проектной отметки провести нивелировку резервуара по периметру днища в 19 точках. Полный резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытать на гидростатическое давление с выдержкой 24 часа. При этом задвижка 1 должна быть закрыта.

После выдержки резервуара под гидростатическим давлением в течение 24 часов провести нивелировку днища по периметру резервуара в 19 точках.

Резервуар считают выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания: на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи и если уровень воды не снижается; предельные отклонения формы и размеров металлоконструкций и фундаментов при незаполненном и заполненном резервуаре не будет превышать допустимых пределов представленных в таблице 2.2.

На резервуар, прошедший испытания, составляется акт завершения монтажа конструкций.

Наименование параметров Предельное отклонение, мм Контроль (метод, вид регистрации) 1 2 3 4 1 Днище резервуара

Измерительный. Геодезическая исполнительная схема 2. Высота хлопунов (предельная площадь хлопуна 5 180 Измерительный. Геодезическая исполнительная схема 2. Стенка резервуара 1. Отклонение внутреннего диаметра на уровне днища: ±40 Измерительный. Геодезическая исполнительная схема 2. Отклонение высоты при монтаже ±20 Измерительный. Геодезическая исполнительная схема Стационарная крыша Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок и ферм на опорах 20 Измерительный. Геодезическая исполнительная схема 3. Стационарная крыша Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок и ферм на опорах 20 Измерительный. Геодезическая исполнительная схема

Технологическая схема обвязки резервуара при проведении гидроиспытания представлена на рис. 2.1.

2.2.16 Порядок производства работ по теплоизоляции резервуаров мазута

Работы по теплоизоляции резервуара должна выполняться специализированной организацией в соответствии с требованиями [22] "Изоляционные и отделочные покрытия".

Работы по выполнению теплоизоляции резервуара разделяются на два этапа: проводимые до гидравлического испытания и окраски резервуара и после него.

До гидравлических испытаний необходимо приварить элементы крепления изоляции к резервуару. Минимальное расстояние от швов приварки подкладных листов до вертикальных швов стенки должно быть не менее 110мм.

После проведения гидравлических испытаний, антикоррозионной защиты и оформления акта на сдачу резервуара под теплоизоляцию проводятся работы, по теплоизоляции стенки начиная с яруса, расположенного выше отметки. 0.500 в следующей последовательности:

-закрепить с одного края по Вертикали профилированный лист к кольцевым элементам из уголка 50×5 самонарезающими винтами;

-уложить между стенкой резервуара и профлистом без зазоров минераловатные плиты, прижать их профлистом и закрепить последний самонарезающими винтами с шагом

-установить внахлест на одну волну второй профлист и повторить операцию укладки минераловатных плит;

-по мере установки профилированных листов и укладки минераловатных плит вертикальные нахлесточные соединения профлистов соединять комбинированными заклепками с шагом

Верхний ярус теплоизоляции выполняется в следующей последовательности:

-между кольцевым поясом и Верхним кольцевым уголком уложить минераловатные плиты;

-подсунуть под кольцевую полосу профлист, прижать к теплоизоляции и закрепить самонарезающими винтами аналогично креплению листов нижележащих ярусов;

-для удобства монтажа допускается закрепить минераловатные плиты на уголках проволокой.

-карты из оцинкованного листа соединять между собой одинарным фальцем с помощью комбинированных заклепок;

-нахлесточные соединения оцинкованных листов промазать мастикой "Тиксопрол AM 03" или аналогичной;

-к опорным полосам и воротникам патрубков. Листы крепить самонарезающими винтами с уплотнительными прокладками с шагом 300мм. Нахлесты герметизировать мастикой "Тиксопрол AM 03" или аналогичной.

Теплоизоляция крыши должна быть выполнена до установки площадок на крыше. До укладки теплоизоляции на крыше должны быть установлены только элементы площадок, непосредственно привариваемые к настилу крыши.

Вырезы в профлистах для прохода люков, патрубков, кронштейнов лестниц, стоек площадок выполнить по месту. Гидроизоляцию в местах примыкания покровного листа к кронштейнам лестницы, люкам, патрубкам, площадкам и в других местах Возможного скопления влаги выполнять герметиком "Тиксопрол AM 03" или аналогичным.

В качестве теплоизоляционного материала приняты плиты теплоизоляционные из минеральной вата на синтетическом связующем марки П125. Толщина теплоизоляции на стенке – 95мм. Для теплоизоляции стенки используются плиты с размерами 1000×500. С учетом обжатия используются плиты толщиной 100мм. Толщина теплоизоляции на крыше – 100мм. Для теплоизоляции крыши используются плиты размером 1000×500. Минераловатные плиты на крыше укладываются без обжатия.

Для покровного материала теплоизоляции стенки применяются профилированные листы С18—1000 —0,7. Покровный материал теплоизоляции крыши – оцинкованный лист 0,8×1200.

Для удержания от сползания минераловатных плит, а также для крепления профилированного листа, на стенке резервуара устанавливаются кольцевые пояса из вальцованных по радиусу уголков 50×5 с шагом 1,5м, которые привариваются к кронштейнам. Для крепления покровного материала на крыше через косынки привариваются полосы 4×40.

Крепление покровных листов к кольцевым поясам на стенке и к опорным конструкциям на крыше производится с помощью самонарезающих винтов В6х25 с шайбой с шагом

300. Самонарезающие винты В6х25 устанавливаются в совместно просверленные в листе и поясе отверстия диаметром 4,8мм.

Нахлесточные соединения покровных листов выполняются с использованием комбинированных заклепок ЗК 4,8x8x40 с шагом

Поддерживающие конструкции окрасить совместно с резервуаром до укладки утеплителя.

В связи с требованием [23] о необходимости осмотра уторного сварного соединения днища со стенкой предусмотрены съемные элементы теплоизоляции и покровного листа.

Проектом предусматривается строительство трёх насосных станций, с узлами задвижек:

-расширение насосной станции перекачки нефти (поз.42) для выполнения технологических операций с нефтью;

-насосная станция перекачки мазута (поз. А22) для выполнения технологических операций с мазутом;

-насосная станция светлых нефтепродуктов (поз. А23) для выполнения технологических операций со светлыми нефтепродуктами (дизельное топливо, печное топливо).

Все насосные станции и узлы задвижек приняты открытого типа под навесом с лёгким ограждением для защиты от ветра и атмосферных осадков.

Все насосные агрегаты приняты с торцевым уплотнением вала и снабжены централизованной системой сбора утечек, выведенной в специальные дренажные ёмкости (для каждого нефтепродукта).

Ёмкости сбора утечек оборудованы датчиками уровня, сигнализацией и погружными насосами.

Для монтажа и обслуживания оборудования в насосных станциях предусмотрены кран-балки.

Технологическая схема насосной станции с узлом задвижек обеспечивает выполнение следующих технологических операций:

Исходя из производительности установки АТ-2 к установке приняты центробежные насосы (Н-21) со следующими характеристиками:

С учётом обеспечения бесперебойности подачи сырья на установку переработки АТ-2 и в случае необходимости в сырьевые резервуары установки АТ-1 к установке приняты 3 насоса.

Технологическая схема насосной с узлом задвижек обеспечивает выполнение следующих технологических операций:

– подачу мазута и судовых топлив на эстакаду налива в ж. д. цистерны;

-подачу некондиционных продуктов на узел смешения для обеспечения требуемого качества.

Для выбора насосов принят вариант максимально возможной загрузки – одновременный налив 2-х маршрутов (по 16 цистерн) на эстакаде налива в ж. д. цистерны.

К установке приняты винтовые насосы (Н-22, Н-25) со следующими характеристиками:

Технологическая схема насосной обеспечивает выполнение следующих технологических операций:

-подачу дизельного и печного топлив на эстакаду налива в ж. д. цистерны;

-перекачку продуктов из вновь проектируемых резервуаров в существующие резервуары товарно-сырьевого склада;

-подачу некондиционных продуктов на узел смешения для обеспечения требуемого качества;

Для выбора насосов приняты варианты максимально возможной загрузки на эстакадах налива в ж. д. цистерны:

-для дизельных топлив одновременный налив 2-х маршрутов по 15 цистерн.

Исходя из этого к установке приняты центробежные насосы со следующими характеристиками:

Диаметры трубопроводов для транспорта жидкостей приняты исходя из нормативных скоростей движения жидкости:

Трубопроводы приняты по [24], [25]. Материал труб – сталь 10Г2, 09Г2С, сталь 10 группы В.

Трубопроводы, транспортирующие пар, конденсат паровой, воду теплофикационную, приняты по [24], материал – сталь 10

Трубопроводы сброса с предохранительных клапанов, газа на факел, нефти, мазута прокладываются с теплоспутниками и теплоизолируются.

Предохранители огневые на газовых линиях также обогреваются и теплоизолируются.

Категория и группа трубопроводов приняты согласно [5] и приводятся в экспликации трубопроводов.

Расчетные сроки эксплуатации технологических трубопроводов и запорной арматуры определяются по [5] исходя из:

Расчетные сроки эксплуатации трубопроводов и сроки ревизии приведены в экспликации трубопроводов.

Для запорной арматуры, в зависимости от типа, в каталоге «Промышленная трубопроводная арматура» указывается:

Средний срок службы запорной арматуры принимается от 8 до 12 лет.

Монтажные работы, промывку, продувку и испытания трубопроводов на прочность, плотность и герметичность с определением падения давления производить согласно [19], [26] и [5].

Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии применяется битумно-полимерное покрытие весьма усиленного типа по [27].

Ведомости изоляции оборудования и трубопроводов в проекте прилагаются.

Для блочной нефтеперерабатывающей установки 2 пускового комплекса предусматривается управление технологическим процессом автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП).

В составе АСУТП 2 пускового комплекса предусмотрено два автоматизированных рабочих места(АРМ):

-сбор информации о значениях параметров технологического процесса, о состоянии положения исполнительных механизмов;

-передачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы регулирующих клапанов и пусковые устройства электроприводов;

-локальные системы автоматизации блочно-комплектного оборудования;

-местную световую и звуковую сигнализацию о загазованности на открытых площадках.

-отображение на экране монитора текущих значений измеряемых параметров и сигнализацию их выхода за установленные пределы;

-выработку сигналов управления исполнительными устройствами регулирующих клапанов, пусковыми устройствами электроприводов насосов и электрозадвижек.

Для предотвращения аварийных ситуаций проектом предусматривается следующий объём контроля, сигнализации и блокировок:

-контроль загазованности на эстакадах налива, на площадках резервуаров, в насосных, в местах установки дренажных емкостей со световой и звуковой сигнализацией по месту установки датчиков или групп датчиков;

-сигнализация верхнего аварийного уровня нефти в железнодорожных цистернах с автоматическим закрытием запорно-регулирующего клапана на стояке;

-сигнализация оператору о предельном верхнем уровне в резервуарах

Р-15. Р-36, с автоматическим закрытием соответствующих электроприводных задвижек при предельном уровне нефти в резервуаре;

-контроль температуры подшипников насосов с отключением работающего насоса при перегреве его подшипников;

-автоматическое отключение насосов при достижении аварийного уровня вибрации или при повышенных утечках;

-автоматическое отключение любого из работающих насосов при низком давлении на выкиде насоса или отсутствии перекачиваемой жидкости (защита от "сухого хода");

-сигнализация оператору о предельном верхнем уровне в емкостях КР-5, КО-1/3, КО-2, КБ-1.

Электропитание системы автоматики обеспечивается от распределителей питания переменным током частотой 50 Гц напряжением 220 В по особой группе 1-й категории надежности с АВР и предусмотрено в электротехнической части проекта.

В составе системы автоматики предусматриваться устройства бесперебойного электропитания.

Устройство бесперебойного электропитания обеспечивает работу системы автоматики при уменьшении или полной потере входного питающего напряжения в течение времени не менее 60 минут с момента пропадания напряжения питания.

Источник бесперебойного электропитания имеет в своем составе аккумуляторные батареи необходимой емкости, снабженные специальными газорегенерационными устройствами, или имеющие специальный электролит на гелиевой основе, полностью исключающими выделения газов при зарядке или разряде батарей.

Время заряда аккумуляторных батарей не более 24 часов с момента восстановления питания.

Источник бесперебойного электропитания обеспечивает световую сигнализацию на блоке питания, а также сигнализацию на АРМ оператора режимов работы (работа от сети, работа от батареи, заряд батареи), а также неисправностей в сети электропитания и источника бесперебойного электропитания.

На реконструируемой площадке были запроектированы и в настоящее время построены следующие сооружения пожаротушения:

-первая для подачи воды на наружное пожаротушение установлены насосы марки 1Д500-63 Q=500 м3/ч Н=63 м. вод. ст. Два насоса рабочих, один резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое;

-вторая группа для подачи раствора пенообразователя. К установке приняты насосы 1Д 200-90а Q=180 м3/ч Н=74 м. вод. ст. Один насос рабочий, второй резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое;

-третья группа насосов предназначена для дозирования пенообразователя из емкостей хранения запаса пенообразователя во всасывающую линию насосов, подающих раствор пенообразователя. К установке приняты насосы НД 2,5Р 10000/10Е1 Q=10000 л/ч, Н=100 м. вод. ст. Один насос рабочий, второй резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое с одновременным включением насосов 1Д 200-90а;

Также на площадке запроектированы кольцевые сети противопожарного водопровода диаметром 300 и кольцевые сети раствора пенообразователя диаметром 200.

Для вновь проектируемых сооружений система пенотушения достаточна, только дополняется блоками задвижек. Систему противопожарного водоснабжения необходимо дополнить установкой дополнительного насоса, блоками задвижек и лафетными стволами. Согласно [28] пункт 8.29 устанавливаются дополнительные резервуары противопожарного запаса воды V=400 м3 и V=1000 м3.

Расчетные расходы воды и раствора пенообразователя на тушение и охлаждение вновь проектируемых резервуаров определяются в соответствии со [21] и [28]. На площадке предусматривается единая система автоматической противопожарной защиты.

На площадке предусматривается два пожара. Один на резервуарном парке, второй на установке АТ-2 или АТ-1.

Энерго – и ресурсосбережение является одним из основных направлений технической политики в мире. В энергосбережении большое значение отводится повышению теплозащиты оборудования и сооружений.

При выборе теплоизоляционного материала учитывают прочностные и деформационные характеристики резервуара, расчетные допустимые нагрузки на фундамент и другие элементы изолируемой поверхности. Так, при изоляции стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов допустимая нагрузка от изоляции ограничена.

Требования пожарной безопасности определяются нормами технологического проектирования конкретных отраслей промышленности. Для таких отраслей промышленности, как газовая, нефтехимическая, химическая, производство минеральных удобрений, ведомственные нормы допускают применение только негорючих и трудногорючих материалов в составе теплоизоляционных конструкций. При выборе материалов учитывается не только показатели горючести теплоизоляционного слоя и защитного покрытия, но и поведение теплоизоляционной конструкции в условиях пожара в целом.

Пожарная опасность теплоизоляционных конструкций наряду с другими факторами зависит от температуростойкости защитного покрытия, его механической прочности в условиях огневого воздействия. Негорючие волокнистые теплоизоляционные материалы при определенных условиях могут поглощать горючие вещества (нефтепродукты, масла и др.), которые влияют на горючесть конструкции и способны самовоспламеняться, что также учитывается.

В настоящее время для теплоизоляции резервуаров в основном применяют минераловатные утеплители. Предлагаю заменить минераловатный утеплитель на жидкую сверхтонкую керамическую теплоизоляцию.

Этот материал представляет собой микроскопические (0,03-0,08 мм) пустотелые керамические шарики, обладающие исключительными свойствами, как при нагревании, так и при охлаждении, которые находятся во взвешенном состоянии в жидкой композиции, состоящей из синтетического каучука, акриловых полимеров и неорганических пигментов. Эта комбинация делает материал легким, гибким, растяжимым. Материал обладает хорошей адгезией к покрываемым поверхностям. Материал представляет собой суспензию белого цвета, которая после высыхания образует эластичное покрытие.

На современном рынке теплоизоляционных материалов доля таких покрытий составляет лишь 3 %, однако за этим направлением будущее. Обладают уникальными теплоизоляционными, антикоррозионными, гидроизоляционными и звукоизоляционными свойствами. Приведенный коэффициент теплопроводности 0,001 Вт/м °С. Жидкая теплоизоляция по консистенции напоминает обычную краску, поэтому ее можно наносить на любую поверхность. После высыхания образуется эластичное полимерное покрытие, которое обладает уникальными теплоизоляционными свойствами, обеспечивая еще антикоррозионную защиту. Покрытия этой серии наносятся послойно кистью, валиком или распылителем (пневматическим и безвоздушным). Толщина одного технологического слоя — не более 0,4 мм. Норма расхода при однослойном покрытии — 1 литр на 1-1,5 м2. Трудоемкость нанесения соизмерима с трудоемкостью покраски.

Срок службы тепловой изоляции при нормальной эксплуатации не менее 20 лет. Покрытие влагонепроницаемо, поэтому легко моется при загрязнении.

Материал наносятся на все виды поверхностей, любой конфигурации, температуры которых находятся в пределах от +7 до +150°С, это обеспечивает возможность нанесения изоляции без остановки технологического процесса. Материалы эксплуатируются при температурах от -60° С до +260°С. Область применения – тепловая изоляция технологических трубопроводов и оборудования, трубопроводов горячего/холодного водоснабжения, технологического оборудования котельных; наружных ограждающих конструкций промышленных, общественных и жилых зданий, как нового строительства, так и реконструкции, для защиты любых металлических поверхностей от коррозии. Значительно упрощается эксплуатация и техническое обслуживание трубопроводов и запорной арматуры, вследствие быстрого обнаружения мест утечек, свищей.

Расчет потерь тепла при охлаждении теплоносителя определяем по формуле:

Если задана температура теплоносителя, температура окружающего воздуха, толщина и коэффициент теплопроводности не изоляционного слоя, тепловые потери составят:

Ан – коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающий воздух 29Вт/(м2·°С) [33]

Тепловые потери при не изолируемом резервуаре превышают допустимые нормы. Необходимо выполнить тепловую изоляцию резервуара.

3.3 Определение потерь тепла при изолированном резервуаре и толщину слоя изоляции

Расчет тепловых потерь с использованием жидкой керамической теплоизоляции:

Для обеспечения тепловой защиты резервуара необходимо выполнить нанесение одного технологического слоя толщиной – 0,4 мм

4.1. Сравнительный анализ показателей экономической эффективности затрат на тепловую изоляцию резервуаров

Для сравнения показателей экономической эффективности затрат на тепловую изоляцию резервуаров рассмотрим два варианта.

1.Вариант. Выполнение тепловой изоляции ограждающих конструкций резервуаров минераловатными плитами.

Виды работ, осуществляемые для монтажа данного вида утеплителя, следующие:

Сводный сметный расчет стоимости теплоизоляции из минераловатных плит (утеплитель 1) представлен в таблице 4.1.

Гарантийный срок службы тепловой изоляции из минераловатных плит – 5 лет, по истечении данного срока материал рассыхается, распадается и осыпается вниз.

Эксплуатационные затраты на монтаж данного вида утеплителя представлены в таблице 4.2.

2.Вариант. Выполнение тепловой изоляции ограждающих конструкций резервуаров сверхтонким теплоизоляционным покрытием.

Виды работ, осуществляемые для монтажа данного вида утеплителя, следующие:

Сводный сметный расчет стоимости теплоизоляции из сверхтонкого теплоизоляционного покрытия (утеплитель2) представлен в таблице 4.3

Эксплуатационные затраты на монтаж данного вида утеплителя представлены в таблице 4.4.

Используя данные по объему резервуара (из расчетной части) можем определить необходимую общую стоимость работ. Объединим данные показатели в таблицу 4.5.

Расчет стоимости монтажа и нанесения тепловой изоляции резервуара

1750 700 -1050 2 Срок службы лет 5 20 -15 3 Эксплуатационные затраты

1616,8 1616,8 6 Общая стоимость работ Руб. 2829400 1131760 -1697640

Используя информацию по экономическим характеристикам двух видов теплоизоляционных материалов можно сделать вывод, что экономичным в данной ситуации является Жидкое теплоизоляционное керамическое покрытие. Применение данного покрытия при расчете на один резервуар позволит предприятию сэкономить затраты на работы по монтажу на 1050 руб. / м2 , эксплуатационные затраты на 441,5 руб. / м2 руб. / м2 , капитальный ремонт соответственно не потребуется. Ну и самый яркий показатель-это экономия на общей стоимости работ на сумму 1 697 640,00 руб.

Оценим экономическую эффективность монтажа покрытия одного резервуара (из необходимых четырех резервуаров по проекту) методом чистой текущей стоимости (ЧТС):

Ti, годы Инвести-ции Иi, тыс. руб Чистая прибыль Прi, тыс. руб Аморти-зация, тыс. руб.

1 2 3 4 5 6 7 8 2009 1131,76 460,30 151,90 -519,56 1,000 -519,56 -519,56 2010 460,30 151,90 612,2 0,869 532,00 12,44 2011 460,30 151,90 612,2 0,756 462,82 475,26 2012 460,30 151,90 612,2 0,657 402,22 877,48 2013 460,30 151,90 612,2 0,572 350,18 1227,66 2014 460,30 151,90 612,2 0,496 303,65 1531,31

Чистая текущая стоимость показывает, достигнут ли инвестиции за экономический срок их жизни желаемого уровня отдачи:

– положительное значение чистой текущей стоимости показывает, что за расчетный период дисконтированные денежные поступления превысят дисконтированную сумму капитальных вложений и тем самым обеспечат увеличение ценности проекта;

– отрицательное значение чистой текущей стоимости показывает, что проект не обеспечит получения нормативной (стандартной) нормы прибыли и, следовательно, приведет к потенциальным убыткам.

По данным таблицы 4.6, рассчитанной на 6 лет, а также из графика (рис.4.3) видно, что проект окупается через 1 год. Отсюда следует вывод, что проект экономически эффективен. ЧТСакк проекта за 1 год составит 12,44 тыс. руб. Если учесть, что необходимо использование теплоизоляции на четырех резервуарах, то соответственно в 2010 году ЧТСакк составит 12,44*4=49,76 тыс. руб.

Генеральный подрядчик обязан с участием Заказчика и субподрядных организаций разработать и утвердить мероприятия по промышленной безопасности и производственной санитарии, обязательные для всех организаций, участвующих в производстве работ.

Для обеспечения требований промышленной безопасности и соблюдения промышленной санитарии при производстве демонтажных и монтажных работ весь персонал, связанный с производством работ, должен пройти дополнительный инструктаж по безопасным методам ведения работ.

Эксплуатирующая организация – ЗАО «Антипинский НПЗ» уточняет и обозначает в границах всей зоны производства работ все действующие подземные коммуникации и обеспечивает контроль загазованности в зоне производства работ.

Эксплуатирующая организация – ЗАО «Антипинский НПЗ», перед началом производства работ, обязана назначить приказом ответственного представителя для осуществления надзора за соблюдением мер по сохранности действующих коммуникаций, расположенных в зоне производства работ. Подрядная организация, перед началом производства работ, обязана назначить приказом руководителя работ (старший прораб или прораб) и ответственного исполнителя за проведение сварочно-монтажных и огневых работ на объекте (прораб или мастер), прошедших проверку знаний правил производства сварочно-монтажных работ, охраны труда и промышленной безопасности в квалификационной комиссии строительно-монтажной организации.

До начала работы персонал, производящий работы, обязан пройти аттестацию по промышленной безопасности в территориальной комиссии Ростехнадзора.

Перед началом работ, руководитель должен проинструктировать исполнителей по правилам безопасного ведения работ.

На строительной площадке следует обозначить опасные зоны, в пределах которых постоянно действуют или потенциально могут действовать опасные производственные факторы. ямы и траншеи, вырытые при работах, должны быть ограждены, а в ночное время освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

При производстве работ необходимо предусматривать технологическую последовательность производственных операций так, чтобы предыдущая операция не становилась источником производственной опасности при выполнении последующих.

Перед началом работ ответственный исполнитель должен получить наряд-допуск на производство работ повышенной опасности в соответствии со [6].

Рабочие, руководители, специалисты и служащие должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты.

Все лица, находящиеся на монтажной площадке, должны носить каски [29]. Работники без касок к работе не допускаются.

5.1 Характеристики пожаровзрывоопасности нефтей и нефтепродуктов

Пожароопасность нефтей и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 "С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 "С – к горючим. Под температурой воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10-50 "С выше температуры вспышки. Под температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т, > 450 "С; = 300 – 450 "С; Т., – 200 – 300 "С; = 135 – 200 "С; = 100 -135 "С.

Взрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости – это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой ие происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4 – 8 кВт.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применением изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

Организационно-технические мероприятия при проведении работ выполнять в соответствии с нормативно-техническими документами:

-«Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

-«Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных нефтепроводов Министерства нефтяной промышленности» [9].

Эксплуатирующая организация – ОАО «Антипинский НПЗ», перед началом производства работ, обязана назначить приказом ответственного представителя для осуществления контроля за выполнением подрядной организацией требований пожарной безопасности. Подрядная организация, до начала производства огневых работ, обязана назначить приказом ответственное лицо за пожарную безопасность при работе на и ответственных исполнителей за проведение огневых работ на объекте.

До начала работ персонал подрядчика обязан пройти вводный, целевой инструктаж по пожарной безопасности и пожарно-технический минимум с представлением протокола.

Во время выполнения сварочных и других огневых работ работники обязаны иметь при себе талон по технике пожарной безопасности, а также наряд на право проведения временных работ в конкретном месте.

Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при работе на резервуаре возлагается на руководителя работ подрядной организации.

До начала огневых работ ответственный за их проведение обязан согласовать эти работы с местной пожарной охраной, службой промышленной безопасности и сделать анализ воздуха на отсутствие взрывоопасных концентраций газа (паров) приборами «Колион-1М», организовать выполнение всех мер пожарной безопасности и обеспечить место проведения огневых работ первичными средствами пожаротушения, которые расположены на пожарном щите:

-огнетушители порошковые марки ОП-10, или ОВП(10 л)-10 шт. или ОП-50 2 шт.;

-носилки для песка – 2 шт. и ящик с песком объёмом не менее 2 мЗ – 1 шт. расположены рядом со щитом.

Места проведения ремонтных и огневых работ на взрывопожароопасных объектах должны быть обеспечены надежной связью.

При подготовке к огневым работам, руководитель НПЗ, совместно с ответственным за подготовку и проведение этих работ определяют опасную зону, границы которой четко обозначаются предупреждающими и запрещающими знаками, надписями.

Приступать к производству работ допускается после получения удовлетворительного анализа воздушной среды (ПДК – 300 мг/м3). Анализ

Воздушной среды на отравляющие вещества и взрываемость производить по наряду – допуску перед началом рабочего дня и не реже 1 раза в час, а также после перерывов в работе с ведением журнала учета данных анализов.

Место проведения огневых работ должно быть очищено от горючих веществ и материалов. Места разлива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны быть тщательно очищены и засыпаны сухим песком или грунтом в радиусе 10 м от места работы.

Пропитавшейся грунт нефтью (ЛВЖ или ГЖ) следует зачищать путем снятия слоя земли толщиной, превышающей на 1-2 см глубину проникновения в грунт нефти (ЛВЖ или ГЖ). Выбранный грунт должен быть удален в специально отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпана свежим грунтом или песком.

Машины и механизмы, используемые в резервуарном парке, должны иметь исправное электрооборудование, а их выхлопные трубы, должны быть оборудованы искрогасителями.

5.3 Требования безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ

Стреловые самоходные краны должны быть зарегистрированы в органах Ростехнадзора, и пройти техническое освидетельствование в соответствии с правилами [30].

Персонал, обслуживающий кран, должен быть обеспечен инструкциями по его эксплуатации.

К управлению краном, а также к работе по строповке и зацепке грузов допускаются только лица прошедшие медицинское освидетельствование, специальное обученные, сдавшие экзамены квалификационной комиссии с участием инспектора Ростехнадзора, указанные лица обязательно во время работы должны иметь при себе соответствующее удостоверение.

К строповке грузов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, соответствующее обучение и проверку знаний с получением удостоверения стропальщика.

Для подачи сигналов машинисту крана стропальщик обязан пользоваться знаковой сигнализацией, рекомендуемой Ростехнадзором России. При обслуживании крана несколькими стропальщиками сигналы машинисту должен подавать старший стропальщик. Сигнал «Стоп» может быть подан любым работником, заметившим опасность.

Перед подачей сигнала машинисту крана о подъеме груза стропальщик обязан убедиться:

-в отсутствии на грузе незакрепленных деталей, инструмента и других предметов;

-в том, что груз не защемлен, не завален другими грузами, не примерз к земле или другим грузам;

-в отсутствии людей между поднимаемым грузом и неподвижными предметами (стеной здания, штабелем), а также в отсутствии людей вблизи поворотной части крана.

При перемещении груза краном стропальщику, а также другим людям запрещается:

-нагружать и разгружать транспортные средства при нахождении в кабине людей.

Установка стрелового крана на краю откоса (канавы) разрешается только при соблюдении установленных правилами безопасности минимально допустимых расстояний, в зависимости от глубины откоса канавы или после их укрепления.

Установка крана производиться так, чтобы при его работе расстояние между конструкцией стрелы или поворотной частью крана при любом его положении было не менее 1 м от строений, штабеля грузов и др. предметами.

Самоходными стреловыми кранами допускается подъём и перемещение грузов ведомость которых приведена на чертеже. Масса поднимаемых грузов с учётом грузозахватных приспособлений не должна превышать максимальной (паспортной) грузоподъёмности крана при данном вылете стрелы. Если масса поднимаемого груза близка к предельной, для данного вылета стрелы груз следует поднять на высоту 100 – 300 мм, а затем (после проверки устойчивости крана, надёжности работы тормозов подъёма груза, стрелы, правильности положения и надёжности стропов) на требуемую отметку.

5.4 Требования безопасности при производстве газорезательных работ

К газорезательным работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение, имеющие соответствующее квалификационное удостоверение и талон по пожарной безопасности

Газорезчик в процессе работы обязан соблюдать следующие требования безопасности:

-шланги должны быть защищены от соприкосновений с токоведущими проводами, стальными канатами, нагретыми предметами, масляными и жирными материалами. Перегибать и переламывать шланги не допускается:

Перед зажиганием горелки следует проверить правильность перекрытия вентиля (при зажигании сначала открывают кислородный вентиль, после чего пропановый, а при тушении – наоборот);

Во время перерывов в работе горелка должна быть потушена и вентили на ней перекрыты, перемещаться с зажженной горелкой вне рабочего места не допускается;

– во избежание сильного нагрева горелку, предварительно потушив, следует периодически охлаждать в ведре с чистой водой;

– емкости, в которых находились горючие жидкости, разрешается сваривать (резать) только после их очистки, промывки и просушки. Запрещается производить сварку, резку и нагрев открытым пламенем аппаратов, сосудов и трубопроводов под давлением;

– во избежание отравления окисью углерода, а также образования взрывоопасной газовоздушной смеси запрещается подогревать металл горелкой с использованием только пропана без кислорода;

Разрезаемые конструкции и изделия должны быть очищены от горючих материалов с обеих сторон во избежание воспламенения этих материалов вдоль всей поверхности конструкций;

– трубопроводы, на поверхностях которых имеются остатки нефти, а также трубопроводы, состояние поверхностей которых неизвестно допускается резать только безогневыми способами (с применением оборудования типа «Fain»);

– разрезаемые конструкции и изделия должны быть очищены от краски, масла, окалины и грязи с целью предотвращения разбрызгивания металла и загрязнения воздуха испарениями газа;

– при резке должны быть приняты меры против обрушения разрезаемых элементов конструкций;

-при обратном ударе (шипении горелки) следует немедленно перекрыть сначала пропановый затем кислородный вентили, после чего охладить горелку в чистой воде;

– разводить огонь, курить и зажигать спички в пределах 10 м от кислородных и пропановых баллонов не допускается.

При газопламенных работах в закрытых емкостях или полостях конструкций газорезчик обязан выполнять следующие требования:

– выполнять работы со страхующими, которые должны находиться вне емкости и держать один конец веревки, второй конец должен быть прикреплен к предохранительному поясу газорезчика;

– провести проверку в местах возможного скопления взрывопожароопасных газов до начала производства работ;

– не допускать одновременно производства газопламенных и электросварочных работ.

При использовании газовых баллонов газорезчик обязан выполнять следующие требования безопасности:

– хранение, перевозка и выдача газовых баллонов должны осуществляться лицами, прошедшими обучение по обращению с ними;

– перемещение баллонов с газом следует осуществлять только в предохранительных колпаках на специальных тележках, контейнерах или других устройствах, обеспечивающих устойчивость положения баллонов;

– хранить газовые баллоны – в сухих и проветриваемых помещениях, исключающих доступ посторонних лиц;

– производить отбор кислорода из баллона до минимально допустимого остаточного давления – 0,5 атм.

При производстве газопламенных работ с применением пропан-бутановых смесей газорезчик обязан выполнять следующие требования:

– применять в работе газовые баллоны, редукторы и регуляторы, окрашенные в красный цвет;

– не допускать нахождения более одного баллона с пропан-бутановой смесью на рабочем месте;

– следить за тем, чтобы окалина не попадала в сопло, а перед каждым зажиганием выпускать через резак образующуюся в шланге гремучую смесь паров, газов и воздуха.

5.5 Требования безопасности при производстве электросварочных работ

К электросварочным работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение, имеющие соответствующее квалификационное удостоверение, талон по пожарной безопасности и прошедшие обучение по программе ПТМ.

Электросварщик обязан выполнять работы при соблюдении следующих требований безопасности:

– место производства работ, а также нижерасположенные места должны быть освобождены от горючих материалов;

– при производстве электросварочных работ вне помещений (во время дождя или снегопада) над рабочим местом сварщика и местом нахождения сварочного аппарата должен быть установлен навес;

– электросварочные работы на высоте должны выполняться с лесов и подмостей с ограждениями. Запрещается производить работы с приставных лестниц;

– сварка должна осуществляться с применением двух проводов, один из которых присоединяется к электрододержателю, а другой (обратный) – к свариваемой детали. Запрещается использовать в качестве обратного провода сети заземления металлические конструкции зданий, технологическое оборудование, трубы санитарно-технических сетей (водопровод, газопровод и т. п.);

-сварочные провода должны соединяться способом горячей пайки, сварки или при помощи соединительных муфт с изолирующей оболочкой. Места соединений должны быть заизолированы; соединение сварочных проводов методом скрутки не допускается;

– сварочные провода должны прокладывать так, чтобы их не могли повредить машины и механизмы. Запрещается прокладка проводов рядом с газосварочными шлангами и трубопроводами, расстояние между сварочным проводом и трубопроводом кислорода должно быть не менее 0,5 м, а трубопроводом горючих газов – 1 м.

Перед сваркой электросварщик должен убедиться, что кромки свариваемого изделия и прилегающая к ним зона (20-30 мм) очищены от ржавчины, шлака и т. п. При очистке необходимо пользоваться защитными очками. Свариваемые детали до начала сварки должны быть надежно закреплены. При резке элементов конструкций электросварщик обязан применять меры против случайного падения отрезаемых элементов.

Емкости, в которых находились горючие жидкости до начала электросварочных работ должны быть очищены, промыты, просушены с целью устранения опасной концентрации вредных веществ.

Запрещается производить сварку на сосудах, находящихся под давлением. Сварку (резку) свежеокрашенных конструкций и деталей следует производить только после полного высыхания краски.

При выполнении электросварочных работ в закрытых емкостях или полостях конструкций электросварщик обязан соблюдать следующие требования безопасности:

– применять освещение напряжением не выше 12 В, устанавливая трансформатор вне емкости;

– работы необходимо осуществлять с применением предохранительного пояса с креплением его к веревке, другой конец которой должен держать страхующий снаружи емкости;

– электросварочный аппарат должен иметь электроблокировку, обеспечивающую автоматическое отключение напряжения холостого хода или ограничение его до напряжения 12 В с выдержкой времени не более 0,5с;

– сварщик при работе должен пользоваться диэлектрическими перчатками, калошами, ковриком, а также изолирующим шлемом;

– держатели электродов и реостаты должны быть заводского изготовления.

При работе в одном месте нескольких электросварщиков их рабочие места необходимо ограждать светонепроницаемыми щитами из несгораемого материала.

Запрещается одновременная работа электросварщика и газосварщика (газорезчика) внутри закрытой емкости или резервуара.

Во время перерывов в работе электросварщику запрещается оставлять на рабочем месте электрододержатель, находящийся под напряжением, сварочный аппарат необходимо отключать, а электрододержатель закреплять на специальной подставке или подвеске. Подключение и отключение сварочных аппаратов, а также их ремонт должны осуществляться специальным персоналом через индивидуальный рубильник.

Токоведущая сеть сварочных установок (к сварочным постам, трансформаторам и особенно к передвижным сварочным установкам) не должна иметь изношенных, оголенных или голых проводов, которые могут стать причиной поражения током не только сварщиков, но и посторонних лиц.

Прокладка проводов к трансформатору, при котором изоляция провода не защищена, а сам провод доступен для прикосновения, запрещается.

Не допускается прокладка к свариваемой детали в качестве заземления провода без изоляции. Запрещается подача напряжения к свариваемому изделию через систему последовательно соединенных металлических листов, рельсов и т. п.

На участке производства сварочных работ должны вывешиваться таблички с предупреждающей надписью и не должны находиться посторонние лица.

Сварщик должен быть защищен от воздействия лучей сварочной дуги, от поражения электрическим током, выплесков расплавленного металла, брызг, искр от ожогов рук, тела как средствами коллективной, так и индивидуальной защиты.

Электрододержатели должны быть легкими, удобными, не утомлять руку и не стеснять движений сварщика, должны выдерживать не менее 8 тыс. зажимов электродов и обеспечивать смену электрода не более чем за 4 с. Электродержатели, применяемые при ручной дуговой электросварке металлическими электродами, должны удовлетворять требованиям [31].

Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность электрододержателя, надежность изоляции его рукоятки, исправность предохранительной маски с защитным стеклом и светофильтром, а также состояние изоляции проводов, плотное соединение контактов сварочного провода и наличие заземление сварочного аппарата или агрегата.

Место установки сварочного трансформатора должно быть ограждено и находиться в стороне от проходов и проездов, но близко к месту к производству электросварочных работ. Максимальная длина сварочного провода (первого) не должна превышать 50 м.

До начала испытаний должно быть назначено ответственное лицо – руководитель испытаний и выписан наряд-допуск на проведение гидравлического испытания, а все работники, принимающие в ней участие, должны пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ непосредственно на местах их выполнения с соответствующим их письменным оформлением.

На все время испытаний устанавливается обозначенная сигнальными знаками граница опасной зоны с радиусом от центра резервуара не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.

Лица, проводящие гидравлическое испытание, в период заполнения резервуара водой должны находиться вне опасной зоны.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов, для проведения испытаний, должны быть расположены за пределами обвалования на расстоянии не менее двух диаметров резервуара и сконцентрированы в одном месте под навесом.

Весь персонал, привлекаемый к гидравлическим испытаниям, должен пройти внеочередной инструктаж по ОТ, ознакомиться с приказом по испытанию, целями, задачами и особенностями предстоящих испытании, а также порядком действий и обязанностями при возникновении аварийных ситуаций при испытаниях.

В процессе испытаний персонал, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной зоны.

Лица, не принимающие участие в проведении гидроиспытания, за пределы опасной зоны не допускаются.

Для контроля за процессом испытаний необходимо предусмотреть наземные посты наблюдения, расположенные по всей окружности, а также в местах возможного появления людей. Посты наблюдения должны иметь связь с пунктом управления испытаниями. Для наблюдения за состоянием конструкций во время испытания в ночное время сам резервуар, лестницы, проходы и пост управления должны быть хорошо освещены (не менее 50лк).

На весь период испытаний на постах наблюдения должно быть обеспечено круглосуточное дежурство наблюдателей. В состав каждой дежурной смены должно входить не менее двух наблюдателей. Отлучаться с поста наблюдателям запрещается.

При проведении испытаний в темное время суток рабочие площадки, посты наблюдения, приборы и сам резервуар должны быть освещены.

Допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 минут после достижения установленных графиком отметок.

Для прохода на рабочие места, а также перехода в процессе работы с одного рабочего места на другое работники должны использовать оборудованные системы доступа (лестницы, трапы, мостики).

Переход по строительным конструкциям или находящимся на них лестницам, трапам, мостикам, а также пребывание на них работников допускается при условии закрепления конструкции по проекту производства работ. Нахождение работников на элементах строительных конструкций, удерживаемых краном, не допускается.

При выполнении работ, не требующих частого перехода с одного места на другое, предохранительный пояс следует закреплять к элементам строительных конструкций одним из способов:

– стропом в обхват конструкции с закреплением карабина за боковое кольцо на предохранительном поясе;

Во всех случаях крепление предохранительного пояса следует осуществлять таким образом, чтобы высота возможного падения работника была минимальной.

До начала работы необходимо убедиться в отсутствии людей внизу, в зоне возможного падения предметов.

Не допускается совмещение работ по вертикали при отсутствии оборудования нижерасположенных мест защитными настилами, сетками, козырьками.

В процессе работы следует поднимать элементы конструкций или материалы наверх веревкой или грузоподъемным краном. Работники, находящиеся внизу, при подъеме деталей наверх обязаны предотвращать их раскачивание и зацепление за встречающиеся на пути препятствия с помощью оттяжек.

Не допускается выполнение верхолазных работ в зонах, где не допускается перемещение груза грузоподъемным краном во время его перемещения.

Выполнение работ или переход с одного места на другое по незакрепленным или свежеокрашенным конструкциям, складирование материалов и изделий на строительные конструкции в количествах, превышающих допустимые нагрузки, не допускается.

Приставные лестницы без рабочих площадок допускается применять только при переходе между отдельными ярусами строящегося здания, сооружения или при выполнении работ, не требующих упора. Масса инструмента или материалов, применяемых при выполнении работ в положении стоя на лестнице, не должна превышать 5 кг.

Не допускается выполнять работы с лестниц, установленных вблизи незащищенных от случайного прикосновения токоведущих частей, находящихся под электрическим напряжением, а также находящихся под лестницей, с которой выполняются работы.

Доступ для посторонних лиц (непосредственно не занятых на данных работах) в зону, где устанавливаются или разбираются леса, должен быть закрыт.

Леса высотой больше 4 метров допускаются к эксплуатации после приемки их комиссией с оформлением акта.

Акт приемки лесов утверждается главным инженером организации, принимающий леса в эксплуатацию. Допускается утверждение акта приемки лесов, сооружаемых подрядной организацией для своих нужд, начальником участка этой организации. До утверждения акта работа с лесов не допускается.

Для обеспечения устойчивости стойки лесов по всей высоте прикрепляются к прочным частям здания или конструкции. Места и способы крепления стоек указываются в проекте производства работ.

Нагрузка на настилы лесов не должна превышать установленных паспор­том значений, а ширина настила на лесах должна быть не менее 1 м.

Перила ограждения лесов и другие предохранительные сооружения, настилы, поперечины, лестницы должны легко устанавливаться и надежно крепиться.

Проведение работ по строительству резервуара сопровождается определенным уровнем воздействия на экологию прилегающего района. Негативному воздействию подвергается:

Уровень загрязнения атмосферного воздуха является важным показателем негативного воздействия на окружающую среду.

В процессе проведения работ производятся сварочные работы. Сварка производится на открытом воздухе, источник выброса загрязняющих веществ в атмосферу неорганизованный. Основные загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу, – компоненты сварочного аэрозоля (железа оксид, марганец и его соединения и т. д.), диоксид азота.

Для проведения строительных работ задействован определенный парк транспортной и строительно-монтажной техники. Основными источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу являются работающие двигатели автотранспорта. Основные загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу, – оксид углерода, диоксид азота, оксид азота, сажа, сернистый ангидрид, углеводороды (бензин, керосин).

Работы по реконструкции резервуара включают и устройство антикоррозийной защиты. Защита от коррозии выполняется с использованием импортных покрывных материалов, содержащих в небольшом количестве летучие компоненты (уайт-спирит). Покраска производится методом воздушного распыления, при этом в атмосферу выделяется аэрозоль краски, которая нормируется по взвешенным веществам. Кроме того, часть работ по покраске производится с использованием отечественных красок. При их нанесении выделяются в атмосферу летучие компоненты – ксилол, сольвент-нафта. При подготовке поверхностей к нанесению защитного слоя производится дробеструйная и пескоструйная очистка от ржавчины и окалины при этом выделяется пыль органическая, которая нормируется по оксиду железа, и соответственно пыль неорганическая, содержащая двуокись кремния выше 70 %. До начала покрасочных работ проводится обезжиривание поверхностей уайт-спиритом.

При производстве строительно-монтажных работ вода используется для проведения гидроиспытаний ремонтируемого резервуара и трубопроводов обвязки, а также для хозяйственно-бытовых и производственных нужд строителей.

Забор воды для проведения гидроиспытаний производится из существующего пожарного гидранта на НПЗ. Сброс воды после испытаний производится в промышленную канализацию НПЗ. Вода после проведения гидроиспытаний содержит взвешенные вещества в виде окалины и ржавчины, другие загрязняющие вещества отсутствуют.

С целью снижения вредного воздействия на окружающую среду проектом предусматриваются следующие мероприятия по защите водной среды:

-слив горюче-смазочных материалов в специально отведенных и оборудованных для этих целей местах;

-оборудование рабочих мест и бытовых помещений контейнерами для бытовых и промышленных отходов;

-своевременный и правильный сбор и хранение производственных и бытовых отходов;

-санкционированный вывоз отходов в специальные места хранения и утилизации;

-запрещение мойки и ремонта машин и механизмов в не предусмотренных для этих целей местах;

-устройство противофильтрационного экрана в основании резервуара;

При соблюдении проектных решений и вышеперечисленных мероприятий воздействие на водную среду будет минимальным.

Работы по сооружению резервуара производятся на ранее отведенной в долгосрочное пользование территории резервуарного парка НПЗ.

-захламление территории строительными материалами, отходами и мусором, загрязнение токсичными веществами;

-выбросы в атмосферу газов, утечки по поверхности почвы или с грунтовыми водами нефти и других загрязнителей;

Все земли после проведения строительно-монтажных работ благоустраиваются в соответствии с правилами пожарной и санитарной безопасности, а также безаварийной эксплуатации объектов.

В целом воздействие на земельные ресурсы можно считать минимальным.

Ответственным за сбор, временное хранение, отгрузку и вывоз отходов для утилизации и захоронения в период проведения работ является подрядная строительная организация.

Вывоз отходов строительного производства с участка проведения работ, твердых бытовых отходов производится на полигон ТБО, транспортом подрядчика.

Подрядная строительная организация самостоятельно заключает договор на вывоз данных видов отходов с предприятиями, принимающими отходы как на захоронение, так и на переработку и имеющими лицензии на право осуществления данных видов деятельности.

На площадке производства работ образуются, накапливаются за смену, сутки определенное количество промышленных и бытовых отходов.

Условия сбора и хранения отходов являются важным фактором степени воздействия отходов на окружающую природную среду. Степень воздействия отходов на окружающую среду напрямую связана со степенью соблюдения требований нормативных документов в области сбора и хранения отходов.

В зависимости от токсикологической и физико-химической характеристики отходов и их компонентов отходы временно хранятся:

-остатки и огарки стальных сварочных электродов – в закрытой металлической емкости, которые собираются после каждой рабочей смены;

-строительные и твердые бытовые отходы – на площадке для временного накопления отходов. Для сбора мусора на территории предусмотрены раздельные контейнеры с крышками, установленные на площадках с твердым покрытием;

-в закрытой металлической емкости с надписью «ветошь» – обтирочный материал, загрязненный маслами. Контейнер под ветошь должен иметь поддон.

Сбор и условия временного хранения отходов осуществляется в зависимости от класса опасности и дальнейшей их передаче, а именно, подлежат к захоронению на городской свалке собираются совместно с бытовыми в стандартном металлическом контейнере V=1m3. Для крупнотоннажных отходов (лом черных металлов), а также отходов, являющихся вторичными ресурсами предусмотрены условия селективного сбора.

Образующиеся отходы в период проведения работ по строительству, в основном, являются малоопасными, нелетучими, нерастворимыми в воде, что не требует специальных условий для их временного хранения, тем более, что после образования они сразу же вывозятся по назначению.

Объем временного хранения отходов на участке проведения работ при строительстве определяется мощностью мест промежуточного складирования.

Демонтированные конструкции (исключая лом черных металлов) складируются на временной площадке. Вывоз будет осуществляться силами Заказчика.

Отходы изолированных проводов и кабелей, остатки и огарки стальных сварочных электродов, железные бочки (лом цветных и черных металлов), потерявшие потребительские свойства являются вторичным сырьем. Подрядная строительная организация, осуществляющая работы по строительству, заключает договор на вывоз данных видов отходов с организациями, принимающими отходы на переработку и имеющими лицензии на право осуществления данных видов деятельности.

В местах временного хранения отходов предусмотрены мероприятия по механизации погрузки отходов в специализированный транспорт.

Ответственным за сбор, временное хранение, отгрузку, вывоз отходов, а так же контроль, за состоянием окружающей среды в период проведения работ по строительству является субподрядная строительная организация.

Вывоз отходов после проведения работ как на полигон для захоронения, так и на предприятия по переработке в период строительства осуществляется транспортом Подрядчика, согласно требованиям санитарных норм, правил и инструкций по транспортировке отходов.

Договоры на вывоз отходов в период проведения работ заключаются между службой Подрядчика, предприятиями-переработчиками и администрацией полигона, принимающими отходы, как на переработку, так и на захоронение. Подрядная строительная организация заключает договор на вывоз отходов с организациями, имеющими лицензии на право осуществления данных видов деятельности.

Транспортировка отходов должна осуществляться способами, исключающими возможность их потерь в процессе транспортировки, создания аварийных ситуаций, причинение вреда окружающей среде, здоровью людей, хозяйственным и иным объектам.

Платежи за загрязнение среды (загрязнение атмосферного воздуха, размещение отходов, сброс загрязняющих веществ) производит Подрядчик.

Перед производством работ подрядчик заключает договор на передачу и утилизацию отходов.

5.9 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения

При взрыве газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей (Rспл), радиус безопасного удаления Rбу, где

; – расстояние от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Давление во фронте ударной волны в зоне ударной волны определяются по таблице 5.11.

1 1,05 1,1 1,2 1,4 1,6 2 3 4 6 8 10 12 15 20 30 900 900 486 297 207 162 99 86 45 26 14 9 7 5 4,5 2,7 1,8

Рис. 5.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

Взрывы кислородных баллонов сопровождаются сильными разрушениями. Попавшее в баллон масло (жир) быстро окисляется сжатым кислородом; этот процесс сопровождается интенсивным выделением тепла. В результате резкого повышения температуры масло вспыхивает, а кислород поддерживает и усиливает горение. Поскольку при этом в баллоне повышается давление, то может произойти окисление его стенки и взрыв. Большинство применяемых на практике смазочных материалов воспламеняется в кислороде при давлении выше 30атм. Наиболее склонны к воспламенению в кислороде вазелин, тяжелые масла, парафиновое масло, масла и жиры животного и растительного происхождения. Особенно огнеопасно нагревание баллонов теплоизлучающими поверхностями печей, топок и прямыми солнечными лучами. При падении, ударах и толчках резко возрастают нагрузки на металл баллона в месте удара, и если металл не обладает необходимой вязкостью или подвергся сильной коррозии, то баллон может взорваться. Зона безопасного удаления в данном случае составляет 31,65м.

1. ПБ 03-605-03 Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов.

2. ПБ-03-273-99 Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства.

3. СНиП 12-01-2004 Строительные нормы и правила. Организация строительного производства.

4. ГОСТ 23407-78 Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ.

5. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

9. ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности

11. ГОСТ 22727-88 Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля

12. ПБ-03-278-99 Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства

13. ГОСТ 7512-82* Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

14. ГОСТ 6996-66* Сварные соединения. Методы определения механических свойств

16. ГОСТ 14771-76* Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

18. ВСН 311-89 Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3

19. СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

20. ГОСТ Р 12.4.026-2001 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная

21. СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

23. РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов

26. СН 527-80 Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа

27. ГОСТ 9.602-89* ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

28. ВУПП 88 Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

29. ГОСТ 12.4.087-84 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия

30. ПБ. 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов

31. ГОСТ 14651-78* Электрододержатели для ручной дуговой сварки. Технические условия

Http://samzan. ru/47796

ОАО «Хабаровский Нефтеперерабатывающий завод» — российский НПЗ, ведущий дальневосточный производитель моторного и котельного топлива.

Строительство Хабаровского НПЗ было начато 27 сентября 1930 года. Предприятие должно было обеспечивать растущие потребности Дальнего Востока в топливе. НПЗ изначально проектировался с учетом последних технологий. В результате, Хабаровский НПЗ был одним из самых современных в те годы в СССР.

Строительство предприятия началось в январе 1931 года, но продвигалось очень медленно из-за массы проблем: природно-климатических, технологических, технических, кадровых и пр. В конце 1933 года к строительству предприятия были привлечены военные специалисты. А уже 5 августа 1935 года были запущены первые установки НПЗ.

Первая нефть, поступавшая на НПЗ, добывалась на Сахалине. Доставка осуществлялась баржами по морю и далее по Амуру. В связи с этим, поставки сырья находились в сильной зависимости от навигационного периода и метео условий.

Так как предприятие остро нуждалось в квалифицированных кадрах, обучение персонала шло, зачастую, без отрыва от производства. Так же шло строительство социальной инфраструктуры: строится жилой поселок для рабочих и их семей, клуб, детский сад, зимой заливается хоккейное поле.

В 1939 году производится модернизация установки № 1, производительность которой повышена в 2,5 раза.

К началу ВОВ на предприятии было внедрено более 150 рационализаторских предложений работников завода.

За годы Великой Отечественной войны на фронт ушло более половины рабочих завода. Нехватка рабочих рук компенсировалась введением 12 часового рабочего дня в 2 смены и активное использование женского труда. Нехватка квалификации новых рабочих восполнялась здесь же на предприятии, на специальных курсах.

Важность предприятия в годы войны была обусловлена потерей значительного числа мощностей на Кавказе и угрозой нефтеперерабатывающему комплексу Поволжья.

В этот период предприятия активно развивается. Мощность предприятия к концу войны возросла по сравнению с 1935 годом в 3,5 раза. Прибыль предприятия выросла более чем в 2 раза.

В 1950 году предприятие переходит на работу с каспийской нефтью, которая поставлялась по железной дороге. Это позволило перейти от сезонной работы к круглогодичной.

Благодаря постоянному развитию к середине 60-х годов производство светлых нефтепродуктов выросло с 9 до 50 %, выпуск нефтебитума увеличился в 11,4 раза, выработка сжиженного газа — в 4 раза.

В 70-е годы объем производства продукции увеличился в 2,1 раза, переработка нефти выросла в 2 раза.

В начале 1990-х годов предприятие активно экспортировало свою продукцию (такое право завод получил в 1989 году). Объем экспорта составлял до 500 тыс. т. продукции в год. Однако, фиксированный курс рубля привел к тому, что мировые цены на продукцию нефтепереработки стали ниже, чем внутрироссийские. В связи с этим к середине 1995 года предприятие полностью прекратило экспорт.

Положение завода усугублялось и отсутствием внутреннего платёжеспособного спроса. Также препятствием для нормальной работы предприятия был устаревших производственный фонд: если новейшая установка была запущена в 1988 году, то установка первичной переработки нефти работала ещё с 1935 года.

Как следствие, некоторые регионы Дальнего Востока переходят на импортную продукцию, более дешёвую и более качественную. В результате, в 1994 году НПЗ переработал лишь 1,9 млн т. нефти (мощность 4,7 млн т.).

К 1995 году был разработан совместно с японскими специалистами план реконструкции предприятия стоимость $400 млн. Но найти источников финансирования так и не удалось.

Однако, давние традиции рационализаторства позволили произвести обновление риформинга. Стоимость данных работ оценивалась в $100 млн, а предприятие потратило на это лишь 12 млн рублей.

Второе дыхание заводу дал кризис 1998 года. Резкий рост курса доллара относительно рубля сделал невыгодным импорт. В результате на продукцию завода возник платёжеспособный спрос.

С началом нормального функционирования предприятия начинается и его постепенная модернизация: была установлена новая печь вертикально-факельного типа взамен двух устаревших шатрового типа; проведена реконструкция риформинга с заменой катализатора, позволившая начать выпуск неэтилированных бензинов; сдана в эксплуатацию новая установка по производству сжиженного газа; на установке первичной переработки нефти произведена замена старой атмосферной колонны на новую, позволившая увеличить глубину переработки сырья, также заменена часть насосного оборудования; на основных технологических объектах внедрена электронная система управления процессами.

К 2000 году предприятие вошло в состав ОАО «Группа Альянс». Глубина переработки нефти в 2000 году составила лишь 54,4 %. В этой связи на предприятии была принята новая программа реконструкции, рассчитанная до 2010 года стоимостью более $500 млн. К 2003 году глубина переработки нефти достигла 63,4 %. В 2009 году была принята новая программа реконструкции завода, предусматривающая увеличение объема переработки нефти до 4,5 млн тонн в год после модернизации, увеличение глубины переработки нефти с 63 % до 92 %, увеличение выхода светлых нефтепродуктов с 56 % до 72 %, производство продукции высших экологических стандартов, соответствующих «Евро-4» и «Евро-5». Программа общей стоимостью 1,3 млрд долларов США, реализовывалась при активной поддержке Внешэкономбанка, выдавшего ОАО «Группа Альянс» кредит на 780 млн долларов. В 2010 году британский журнал Trade Finance, входящий в группу Euromoney, присудил проекту Внешэкономбанка по привлечению у синдиката иностранных банков средств для финансирования реконструкции Хабаровского НПЗ звание «сделка года».

В 2001 году ХНПЗ переработал 2 млн 509 тыс. тонн сырья, в 2002 году — 2 млн 711 тыс. тонн, в 2003 году впервые за последнее десятилетие переработано более 3 млн тонн нефти.

Управляющий — Лемеха Виктор Геннадьевич, кандидат экономических наук, заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности, награжден Медалью ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени.

Хабаровский край — в составе РСФСР. Образован 20 октября 1938. Расположен в центральной части южной половины Советского Дальнего Востока, у Тихого океана. Граничит с Китаем на Ю. З.; с В. омывается Охотским и Японским морями, проливами Татарский и… … Большая советская энциклопедия

Кировский район (Хабаровск) — У этого термина существуют и другие значения, см. Кировский район. Кировский Герб … Википедия

ХНПЗ — Хабаровский нефтеперерабатывающий завод ОАО г. Хабаровск, организация, энерг. ХНПЗ Херсонский нефтеперерабатывающий завод энерг … Словарь сокращений и аббревиатур

Группа Альянс — ОАО «Группа Альянс»  многопрофильный холдинг, основанный в апреле[1] 1998 года[2] Зией Бажаевым[3]. Работает в России, Казахстане, Киргизии, на Украине. Имеет активы в строительной, текстильной, пищевой, финансовой сферах и в медиа… … Википедия

Филиппов, Павел Дмитриевич — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Филиппов. Филиппов Павел Дмитриевич … Википедия

Шалавин, Николай Тимофеевич — Бывший генеральный управляющий АО Хабаровский нефтеперерабатывающий завод (1997 2000); родился 17 декабря 1946 г. в г. Ленинске Кузнецком Кемеровской области; окончил Томский политехнический институт (ТПИ) в 1970 г.; до 1972 г. работал в ТПИ; с… … Большая биографическая энциклопедия

Комсомольск-на-Амуре — В этой статье не хватает ссылок на источники информации. Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена. Вы можете … Википедия

Список заслуженных рационализаторов Российской Федерации — Приложение к статье Заслуженный рационализатор Российской Федерации Содержание 1 … Википедия

Http://biograf. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/697006

Основные технологические вызовы в нефтепереработке сегодня связаны с масштабными программами модернизации НПЗ, которые сегодня реализуют все нефтяные компании России. В рамках национального проекта «Газпром нефть» создает новое катализаторное производство, а также разрабатывает уникальную технологию, значительно повышающую безопасность производства высокооктанового экологичного бензина

Все вторичные процессы нефтепереработки проходят в присутствии катализаторов. «Газпром нефть» — единственная нефтяная компания в СНГ, обладающая собственным производством катализаторов каталитического крекинга мощностью 3 тыс. тонн в год. Этого достаточно только для обеспечения потребностей собственных НПЗ компании. Большая часть других российских нефтеперерабатывающих производств закупает их за границей, а катализаторы гидропроцессов (гидрокрекинга и гидроочистки), вообще, стопроцентный импорт.

«Газпром нефть» сегодня фактически создает новую отрасль, развивая производство катализаторов на Омском НПЗ. Проектная мощность нового производства 21 тыс. тонн катализаторов в год: 15 тыс. тонн катализаторов каткрекинга, 4 тыс. тонн — катализаторов гидроочистки и 2 тыс. тонн продукции для гидрокрекинга. В 2015 году Министерство энергетики РФ присвоило этому проекту статус национального.

Для проведения научно-исследовательских работ в рамках нацпроекта «Газпром нефть» привлекла к партнерству ведущие российские научные центры. С помощью ученых Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения (СО) РАН (ИППУ СО РАН) компания обновляет номенклатуру катализаторов каткрекинга.

Например, катализаторы марки «М» испытали на установке в независимом исследовательском центре CPERI (Греция), где они продемонстрировали лучшие показатели выхода светлых по сравнению с иностранными аналогами. Осваивается производство улучшенной версии катализатора «Авангард», показатели которого выше, чем у всех ранее выпускавшихся в Омске марок.

Разработкой катализаторов гидропроцессов занимается новосибирский Институт катализа им. Г. К. Борескова СО РАН и московский Институт нефтехимического синтеза им. А. В. Топчеева. Сибирские ученые уже создали катализаторы гидроочистки средних дистиллятов, позволяющие получать продукт С содержанием серы не более 10 ppm, то есть полностью соответствующий стандарту «Евро-5». Эти катализаторы успешно прошли промышленные испытания на Омском НПЗ. Разработка катализаторов гидрокрекинга вакуумного газойля сейчас находится в стадии лабораторных испытаний.

Для испытания новых марок катализаторов на ОНПЗ создана уникальная пилотная установка каталитического крекинга — полный аналог промышленного оборудования, но с меньшей производительностью и габаритами

Как известно из школьного курса химии, бензин — один из продуктов перегонки нефти. Однако бензин прямой перегонки имеет очень низкое октановое число (50-60), да и эффективность такого способа крайне низка — выход бензина составляет порядка 20%. Поэтому для производства бензина сейчас используют гораздо более эффективные вторичные процессы — каталитический крекинг и каталитический риформинг.

Однако и бензин каткрекинга, и риформаты по своим характеристикам, химическому составу не дотягивают до требований, предъявляемым к топливу для современных автомобилей. Поэтому они смешиваются (компаундируются) с различными высокооктановыми компонентами. Один из таких компонентов — алкилат.

Сегодня используются две технологии производства алкилата — сернокислотное и фтористоводородное алкилирование. Эти процессы эффективны, однако небезопасны. Катализаторами в них выступают, соответственно, фтористый водород и серная кислота, работа с которыми требует соблюдения особых мер промышленной безопасности. Проблема повышения безопасности технологических процессов особенно актуальна для нефтеперерабатывающих производств, расположенных в городской черте, а к таким относятся все НПЗ «Газпром нефти».

На базе московского завода компании специалисты «Газпром нефти» совместно с учеными Института нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева (ИНХС РАН) разрабатывают уникальную технологию твердокислотного алкилирования с применением безопасного катализатора на основе цеолита. В рамках проекта уже создан катализатор с достаточным для организации производственного процесса временем активной работы порядка суток. Сейчас новые катализаторы проходят опытно-промышленные испытания на установке мощностью 300 тонн алкилата в год.

Повышение эффективности — одна из важнейших стратегических задач «Газпром нефти» во всех направлениях бизнеса. На ее решение направлено создание в Санкт-Петербурге уникального для отрасли Центра управления эффективностью нефтепереработки и сбыта (ЦУЭ). Стратегическая цель проекта — построение единой цифровой платформы управления эффективностью цепочки добавленной стоимости — от поступления нефти на нефтеперерабатывающие заводы до реализации нефтепродуктов конечному потребителю. Эта задача решается за счет использования инструментов предиктивного анализа, технологий нейросетей и искусственного интеллекта при формировании цифровых двойников производственных объектов.

В непрерывном режиме ЦУЭ обрабатывает данные, поступающие с контрольно-измерительных приборов и датчиков систем автоматизированного мониторинга производственных процессов, охватывая 90% технологических параметров и материальных потоков. Мониторинг и анализ качества и количества углеводородного сырья и готовой продукции на каждом этапе цепочки добавленной стоимости позволяет определять источники возможных отклонений и своевременно внести необходимые коррективы.

Производство модифицированного битума и новых битумных продуктов, разработка неэтилированного авиабензина, масло G-Energy Racing

Энергообеспечение активов, полезное использование ПНГ, геотермальные станции в Сербии, ветропарк NIS

Http://www. gazprom-neft. ru/technologies/oil-refining/

Может кто сталкивался? Хотелось бы литературу почитать об оборудовании НПЗ или с каким-нибудь проектом ознакомиться. В интернете в основном книги про технологию (описываются что и как получается из исходного сырья), а хотелось бы посмотреть перечень зданий и сооружений с габаритными размерами, или что то в этом роде.

Проект на НПЗ относится к конфиденциальной информации, к тому же он представляет из себя помещение примерно на 200м2 все до потолка в технической документации. Приближенно можно получить представление о зданиях и сооружениях из сборника на проектные работы нефтехимия и переработка. А по сборникам РЭСН на ремонт нефтехимического оборудования (НТЦ ОПТИМО) о применяемом оборудовании. Если сборники сложно достать, то на сайте НТЦ ОПТИМО выложено содержание сборников (Что эксплуатируем – то и ремонтируем).

В архиве нашел Разное: Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа Разное: Оборудование НПЗ и его эксплуатация

Мир не без добрых людей )) Да к тому же существует как правило и электронная документация..

Построй свой НПЗ! коллеги, подскажите кто сталкивался, с определением стоимости строительства НПЗ по укрупненным расценкам, отталкиваясь от мощности завода в тыс. тонн перерабатываемого сырья, чем можно пользоваться? Возможно ли в данной ситуации использовать смету на ПИР по нефтеперерабатывающему заводу? Спасибо.

Это вам на надо. тут очень разные варианты могут быть стоимости в зависимости от того, что делать будете. чем пользоваться? – есть спец журналы, где указывается стоимость комплексов вводимых в эксплуатацию. есть даже сайты, где продаются готовые нпз. а стоимость проектирования: берут текущую ориентировочную сумму строительства нужного комплекса сооружений (или у вас НПЗ с нуля?, бгг), и пляшут около 5-10% от стоимости смр.

С очень большой натяжкой. Если только у вас есть готовый полностью сосчитанный объект аналог, который построен, на него есть исполнительная сметная документация, в т. ч. ПИРы. Тогда, имея задание на проектирование и смету на ПИР, пропорционально можно взять стоимость строительства нового завода с непредвиденными не менее 10%. Если ничего подобного нет, то придется гадать, лучше в ночь под Рождество. Добавлено (04.06.2013, 10:34)———————————————papama, я бы принял 5-6%, учитывая наличие дорогостоящего оборудования.

Ох. вы серьезно? где вы такое видели-то? аналог НПЗ. бгг. они все индивидуальны. исполнительная сметная документация. лол в первый человек, которого я знаю, кто предлагает такой способ. никто так не делает! Добавлено (04.06.2013, 10:37)——————————————— это 5-6 чего? и от чего?

Все остальные варианты – пальцем в небо. Поэтому можно не заморачиваться с точностью определения будущего итога ССР на стадии предпроектной проработки. А 5-6% составляют как правило ПИРы от стоимости крупного объекта с наличием дорогостоящего оборудования. При таком способе определения разброс может составлять и до 30%. Вообще, без проекта можно назвать любую стоимость, кто проверит?

Для тех, кто в танке. Есть данные по стоимости по всем комплексам сооружений для НПЗ. Они известны всем, кому это надо. От этих цифр все и пляшут, а не наоборот. на любом серьезном совещании вас серьезно никто не воспринимал после таких слов. Все считается ДО проектной документации, а не после. еще раз: стоимости основных комплексов известны. Никаких пальцем в небо. Ценник в 10 раз не зарядить.

А кто-то предлагал заряжать? По-моему, это мое предложение, взять готовый комплекс и от него пересчитать новый, а Вы уверяли два сообщения назад, что они все индивидуальны и такой способ невозможен. Говорить на совещаниях так противоречиво еще допустимо, и то могут обратить внимание, а уж в письменной форме с точностью до наоборот в соседних абзацах – совершенно несерьезно воспринимается, как-то по манагерски.

Prorybl, эх, батенька, как всегда на форуме, неправильно истолковываете. айяяй Внимательнее: НПЗ индивидуальны. Комплексы сооружений, из которых НПЗ состоят, не индивидуальны. так стоимость НПЗ и считается – собирают из комплексов единый нпз. Готов обменяться с вами данными полного комплекса строительства НПЗ, от 0 до флага. Есть у вас такое? Кстате, форумчане, у кого есть заинтересованность, предлагаю обмен данными по НПЗ.

Спасибо, пока не нужно. У меня все больше ПИРы сейчас клюют и на другие темы. Видать, нефтяники в моих водоемах на нерест еще не пошли.

Здравствуйте! Нужны РЕМобы для НПЗ для Гранд-сметы. Говорят, что есть, но никто не может сказать шифр этой базы для Гранда. Может кто подскажет?

Это база, примерно из 15 сб., разработанная в Уфе..специально под ремонты на НПЗ. Основа – сборники союзные ПО “Башнефтехимзаводов”

Http://400days. ru/info2.php? ID=13206

Задайте его! Персональный менеджер свяжется с Вами и поможет решить любую задачу

Актуальные бизнес-планы – залог успешного развития Вашего бизнеса! В рамках сотрудничества с проектом MegaResearch в данном разделе представлен самый полный в интернете каталог готовых бизнес-планов. По состоянию на 20 апреля 2018 г. в нашем магазине собрано 4136 бизнес-планов. Любой отчет Вы можете купить в онлайн-режиме, воспользовавшись формой заказа.

    ввведения в действие нового предприятия в любой сфере; инвестиционных проектов модернизации производства, с целью увеличения объема продаж и качества выпускаемой продукции

    NEW! ГОТОВЫЕ БИЗНЕС-ПЛАНЫ (4094)

      Безопасность, связь и коммуникации (73)

        БИЗНЕС-ПЛАН: Организация оказания услуг спутниковой связи (предоставление каналов связи, передача данных, доступ к ресурсам Internet) Бизнес-план Служба доставки на дом продуктов и товаров из супермаркетов и создание тематического интернет-портала Бизнес-план открытия радиостанции в регионе Все исследования

      Бизнес, финансы, страхование, маркетинг и реклама (155)

        Бизнес-план: Организации предприятия по продаже банковского оборудования и монтажу систем управления очередью Бизнес-план: торговые сети. Создание торговой сети Бизнес-план страховой компании Все исследования

      Бумажное производство, тара и упаковка (79)

        Бизнес-план производства бумажной тары для яиц Бизнес-план: Организация производства полиэтиленовых пакетов Технико-экономическое обоснование (ТЭО) создания предприятия по производству вторичного сырья ПЭТФ и производству готовых изделий ПЭТ Все исследования

      Деревообработка/ лес (76)

        Бизнес-план: Инвестиционный проект по организации деревообрабатывающего предприятия в Ленинградской области Технико-экономическое обоснование (ТЭО): Открытие деревообрабатывающего предприятия БИЗНЕС-ПЛАН РАЗВИТИЕ СУЩЕСТВУЮЩЕГО БИЗНЕСА (ПИЛОРАМЫ) Все исследования

      Другое (153)

        Бизнес-план зоомагазина – 2013 (с финансовой моделью) ФРИЛАНСЕР. Бизнес-план. Реклама БИЗНЕС-ПЛАН: Открытие сети салонов красоты Все исследования

      Издательство/ полиграфия (28)

        ТИПОВОЙ БИЗНЕС-ПЛАН КНИЖНОГО МАГАЗИНА – 2014г. Бизнес-план: изготовление визиток Технико-экономическое обоснование (ТЭО): изготовление визиток Все исследования

      Информационные технологии, компьютеры и оборудование (23)

        Анализ рыночной целесообразности развития портала объявлений для русскоязычного населения в США ТИПОВОЙ БИЗНЕС-ПЛАН АУДИО И ВИДЕО ПРОДУКЦИИ Бизнес-план. IT-компания Все исследования

      Легкая промышленность (248)

        Технико-экономическое обоснование швейного цеха в Твери БИЗНЕС-ПЛАН: организация производства полиэтиленовых труб и фитингов Разработка бизнес-плана производства детских трикотажных изделий Все исследования

      Машиностроение (75)

        Бизнес-план: Открытие представительства завода в Москве Бизнес-план: Магазин запчастей для отечественной сельхозтехники Бизнес-план: производство оборудования для горнодобывающей отрасли Все исследования

      Медицина/ Фармакология (211)

        Типовой бизнес-план стоматологической клиники.2011 Типовой бизнес-план открытия медицинского центра (с фин. расчетами) – 2016г. Бизнес-план создания медицинского центра (Подмосковье) Все исследования

      Металлы/ металлоизделия (136)

        Технико-экономическое обоснование (ТЭО): Открытие организации по производству алюминиевого и стального профиля Бизнес-план предприятия по производству железобетонных изделий и конструкций – 2015г. Бизнес-план: Открытие мини-сталелитейного завода (с финансовой моделью) Все исследования

      Наука/Исследования/Образование (36)

        Типовой бизнес-план частного детского сада с финансовой моделью Бизнес-план школы Бизнес-план “Создание производственно-технологического учебного центра” Все исследования

      Недвижимость, строительство и архитектура (571)

        Технико-экономическое обоснование (ТЭО) производства раздвижных дверей Бизнес-план производства геотекстильного полотна (дорнита) Типовой бизнес-план строительства коттеджного поселка в Крыму Все исследования

      Офис/ дом (99)

        Типовой бизнес-план химчистки с тремя приемными пунктами Типовой бизнес-план открытия эконом-парикмахерской Бизнес-план прачечной (с финансовой моделью) Все исследования

      Перевозки/ логистика/ таможня (51)

        Бизнес-план: Оценка эффективности проекта склада под сырье (термобумага для производства кассовой ленты) Бизнес-план: Развитие предприятия по грузо и пассажироперевозкам, вылову и продажи рыбы Бизнес-план: Открытие предприятия по грузоперевозкам Все исследования

      Продовольствие/ пищевая промышленность (646)

        Технико-экономическое обоснование (ТЭО) производства готовых салатов Бизнес-план: производство шаурмы Бизнес-план производства мороженого Все исследования

      Сельское хозяйство (499)

        Бизнес-план фермы по откорму мясных пород КРС – 2013г. Бизнес-план: Переработка технической конопли Типовой бизнес-план организации осетровой фермы Все исследования

      Спорт/отдых/туризм (316)

        Типовой Бизнес-план открытия конюшни Бизнес-план туристической компании Бизнес-план: Строительство круглогодичного детского лагеря на 1200 мест в Московской области Все исследования

      Сырье, полуфабрикаты (98)

        Технико-экономическое обоснование (ТЭО): производство нефтеполимерных смол Открытие искусcтвенных соляных пещер Бизнес-план: Разработка концепции проекта и расчет точки безубыточности предприятия по добыче и реализации песка в РФ Все исследования

      Топливо и энергетика (115)

        Технико-экономическое обоснование (ТЭО): производство теплосчётчиков Бизнес-план: создание бизнеса по очистке резервуаров от нефтешламов Бизнес-план: Строительство завода по производству ионистров (суперконденсаторов) в Республике Казахстан, г. Астана Все исследования

      Транспорт (211)

        Бизнес-план транспортно-экспедиторской компании – 2014г. (с финансовой моделью) Технико-экономическое обоснование (ТЭО): производство аккумуляторов Бизнес-план: Открытие специализированного магазина Audi – VW Все исследования

      Химия (53)

        БИЗНЕС-ПЛАН ПРОИЗВОДСТВО МЕТАЛЛИЧЕСКОГО КАЛЬЦИЯ (вариант 2) МАРКЕТИНГОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ: анализ рынка лакокрасочных материалов (сегмент защитных покрытий) Бизнес-план производства серной кислоты Все исследования

      Экология (44)

        Бизнес-план: организация предприятия по утилизации оргтехники, электроники и бытовой техники Бизнес-план организации торговой сети биотуалетов Бизнес-план: организация предприятия по переработке оргтехники, электроники и бытовой техники Все исследования

      Электротехника (98)

        Бизнес-план: производство силовых кабелей Бизнес-план создания интернет-магазина сетевого оборудования Технико-экономическое обоснование (ТЭО): производство холодильного оборудования Все исследования

Http://rmnt. net/analytics/bp. php? parent=rubricator&child=getresearch&id=24164

Премьер открыл российско-американское производство автомобильных двигателей.

Премьер открыл российско-американское производство автомобильных двигателей.

Владимир Путин объявил вчера в Набережных Челнах, на КамАЗе, антикризисную программу автомобильной отрасли. Так совпало, что КамАЗ первым и начал выходить из кризиса.

В ходе посещения предприятия Путин заявил, что по крайней мере для КамАЗа антикризисная программа сработала. Чего нельзя сказать об АвтоВАЗе, новые меры спасения которого будут объявлены в ближайшее время.

«Нам сильно помогли госзаказ, защитные импортные пошлины и закупка автомобилей в лизинг», – рассказал директор департамента по связям с общественностью КамАЗа Олег Афанасьев. Сегодня падение продаж у завода – около 50%, тогда как в среднем на рынке грузовиков – 80%.

Как позже пояснил премьер, из 12,5 млрд. государственных рублей на госзаказ 3 млрд. пошли на покупку «КамАЗов», а из 25 млрд., направленных дополнительно «Росагролизингу», -5 млрд. рублей.

Но Путин приезжал на КамАЗ не просто так. Премьер теперь посещает только те предприятия, которые запускают новое производство или рапортуют о внедрении передовых технологий. В Набережных Челнах премьер запустил конвейер по производству дизельных двигателей на совместном российско-американском предприятии «КамминзКАМА». В следующем году, как ожидается, оно выпустит 7 тыс. двигателей, а к 2015 году ежегодный выпуск достигнет 25 тыс. двигателей.

Общая стоимость проекта, включая внебюджетные средства, составляет 2,7 млрд рублей, а окупаемость – шесть с половиной лет.

В дальнейших планах КамАЗа – разработка новой кабины, коробки передач и полноприводной платформы. «Сейчас на инвест-проекты нам необходимо 10 млрд рублей. Мы уже подали заявку в ВЭБ», – заявил Олег Афанасьев. По его словам, новая кабина появится к 2013 году, но с января 2010 года в продажу поступят рестайлинговые «КамАЗы». Они уже стоят в ангаре, но журналистам их наотрез отказывались показывать. Машины удалось увидеть только в щелку двери ангара. Квадратные линии кабины грузовиков стали более плавными.

Вчера премьер также посетил предприятие «Нижнекамскнефтехим», на котором провел совещание «О мерах по развитию нефтехимии и газохимии в России». Предприятия отрасли будут укрупнять и консолидировать, заявил Путин. «Россия занимает 9 – 10% мирового экспорта сырой нефти. Но доля ее в полимерах, например, менее 1%. Более трети внутреннего потребления продуктов нефтехимии приходится на импорт», – отметил премьер. После чего обнародовал программу развития нефтехимии.

Прежде всего, по словам Путина, необходимо привести в порядок ситуацию с ценами в отрасли. Компании должны договориться и раскрыть информацию – речь идет об отношениях компаний, которые продают нефть, с компаниями, которые ее покупают для переработки. При этом, по словам Путина, «за сегодняшний день удалось решить одну из сложных проблем, за что хочу поблагодарить всех участников процесса, которые работали сегодня в течение дня. Поручаю вице-премьеру Игорю Сечину и ФАС довести до конца достигнутые здесь договоренности с компаниями. Речь идет о ценах, сроках и объемах поставки сырья».

Как пояснил позже пресс-секретарь премьера Дмитрий Песков, речь идет об устранении разногласий между «Сибуром» и «Казаньоргсинтезом» по объемам и ценам поставки сырья.

«В России в последнее время происходило дробление производственных комплексов. А конкурентоспособность на современном рынке не обеспечить малыми силами. На повестке дня – укрупнение и консолидация отрасли», – продолжил Путин. По словам министра энергетики Сергея Шматко, крупные проекты сейчас уже реализуют «Салаватнефтеоргсинтез» и «Каустик» в Стерлитамаке. А «Газпром», «Роснефть» и «Сибур Холдинг» рассматривают возможность строительства мощностей на Балтике, близко крынку сбыта. Крупный проект по созданию комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов реализуется в Нижнекамске. Акционеры – «Татнефть» (91%) и «Связьинвестнефтехим» (представляет правительство Татарстана, 9%). Общий объем капвложений в проект оценивается в 222,7 млрд рублей.

Путин подчеркнул, что государство не будет вкладывать деньги в развитие нефте – и газохимии: «Для модернизации отрасли не требуется больших прямых вливаний со стороны государства. Это очень высокорентабельная отрасль, и ресурсы на рынке найти несложно». Помощь, по мнению премьера, нужно оказывать только состоявшимся конкурентоспособным компаниям.

Http://archive. premier. gov. ru/premier/press/ru/4240/print/

Оптовые цены на топливо продолжают бить рекорды, при этом вскоре на этот рост отреагирует розница, и ценники на АЗС резко взлетят, предрекает “За рулем. РФ”. Чиновники разводят руками — такова рыночная конъюнктура.

Хоть Россия и является крупной нефтедобывающей страной, простые потребители топлива этого давно не замечают. Низкие мировые цены на нефть – в России ценники растут, так как нефтяники компенсируют потери. Высокие мировые цены на нефть – в России ценники снова растут, так как нефтяным компаниям выгоднее продавать топливо на экспорт.

Основным индикатором розничных цен на АЗС служат показатели на Санкт-Петербургской товарно-сырьевой бирже, где нефтяники продают часть топлива оптом. И там практически с начала года там наблюдается феноменальный рост топлива, который бьет все рекорды. Сейчас средняя стоимость тонны топлива приблизилась к 50 тыс. руб. А это означает, что вскоре на такой рост отреагирует и розница.

При этом нефтяники логично обосновывают всё экономическими принципами, а вернее понятием «экспортный netback»: равнодоходность поставок на экспорт и внутренний рынок. На мировом рынке цены выросли, что сделало экспорт более выгодным, одновременно обвалился курс рубля, что еще больше ухудшило ситуацию. Нефтеперерабатывающие заводы получают сырье по рыночной цене, то есть после его переработки в топливо вообще уходят в убытки.

«Мы понимаем, что резко поднять цены в опте было бы неправильно, но и получать убытки по заводам, в модернизацию которых мы вложили сотни миллиардов рублей, тоже неправильно», — заявил газете «КоммерсантЪ» представитель одной из крупных нефтяных компаний.

Пока рост розничных цен отстает от оптовых, но владельцы АЗС, в первую очередь независимых, говорят, что так не может продолжаться бесконечно. Они сдерживали рост уже несколько месяцев, но называют ускорение роста цен неизбежным.

Чиновники же пока остаются спокойными и говорят, что по крайней мере физического дефицита топлива, как это было в 2011 и 2015 годах, не будет, а ситуация «остается стабильной”. Впрочем, на прошлой неделе в ФАС все же решились на более активные действия и разослали «Роснефти», «Сургутнефтегазу», ТАИФ и «Фортинвесту» предупреждение о необходимости поставок топлива на биржу в необходимых объемах.

Аналитики пока не берутся предсказывать, насколько именно вырастут цены. Надеются, что ситуация улучшится в мае, когда закончится плановый ремонт на Рязанском и Самарском НПЗ, которые принадлежат «Роснефти».

Http://vk. com/@avtomobilnaj_stolica-ceny-na-benzin-vyrastut-uzhe-skoro-prichem-rezko

АО «ННК-Хаба́ровский нефтеперераба́тывающий заво́д» — российский НПЗ, ведущий дальневосточный производитель моторного и котельного топлива. Входит в состав АО «ННК». Мощность предприятия — 4,35 млн тонн нефти в год. Продукция Хабаровского нефтеперерабатывающего завода поставляется в северные регионы РФ, Амурскую область, Хабаровский и Приморский край. Штаб-квартира — в Хабаровске.

Строительство Хабаровского НПЗ было начато 27 сентября 1930 года. Предприятие должно было обеспечивать растущие потребности Дальнего Востока в топливе. НПЗ изначально проектировался с учетом последних технологий. В результате, Хабаровский НПЗ был одним из самых современных в те годы в СССР.

Строительство предприятия началось в январе 1931 года, но продвигалось очень медленно из-за массы проблем: природно-климатических, технологических, технических, кадровых и пр. В конце 1933 года к строительству предприятия были привлечены военные специалисты. А уже 5 августа 1935 года были запущены первые установки НПЗ.

Первая нефть, поступавшая на НПЗ, добывалась на Сахалине. Доставка осуществлялась баржами по морю и далее по Амуру. В связи с этим, поставки сырья находились в сильной зависимости от навигационного периода и метео условий.

Так как предприятие остро нуждалось в квалифицированных кадрах, обучение персонала шло, зачастую, без отрыва от производства. Так же шло строительство социальной инфраструктуры: строится жилой поселок для рабочих и их семей, клуб, детский сад, зимой заливается хоккейное поле.

В 1939 году производится модернизация установки № 1, производительность которой повышена в 2,5 раза.

К началу ВОВ на предприятии было внедрено более 150 рационализаторских предложений работников завода.

За годы Великой Отечественной войны на фронт ушло более половины рабочих завода. Нехватка рабочих рук компенсировалась введением 12 часового рабочего дня в 2 смены и активное использование женского труда. Нехватка квалификации новых рабочих восполнялась здесь же на предприятии, на специальных курсах.

Важность предприятия в годы войны была обусловлена потерей значительного числа мощностей на Кавказе и угрозой нефтеперерабатывающему комплексу Поволжья.

В этот период предприятия активно развивается. Мощность предприятия к концу войны возросла по сравнению с 1935 годом в 3,5 раза. Прибыль предприятия выросла более чем в 2 раза.

В 1950 году предприятие переходит на работу с каспийской нефтью, которая поставлялась по железной дороге. Это позволило перейти от сезонной работы к круглогодичной.

Благодаря постоянному развитию к середине 60-х годов производство светлых нефтепродуктов выросло с 9 до 50 %, выпуск нефтебитума увеличился в 11,4 раза, выработка сжиженного газа — в 4 раза.

В 70-е годы объем производства продукции увеличился в 2,1 раза, переработка нефти выросла в 2 раза.

В начале 1990-х годов предприятие активно экспортировало свою продукцию (такое право завод получил в 1989 году). Объем экспорта составлял до 500 тыс. т. продукции в год. Однако, фиксированный курс рубля привел к тому, что мировые цены на продукцию нефтепереработки стали ниже, чем внутрироссийские. В связи с этим к середине 1995 года предприятие полностью прекратило экспорт.

Положение завода усугублялось и отсутствием внутреннего платёжеспособного спроса. Также препятствием для нормальной работы предприятия был устаревший производственный фонд: если новейшая установка была запущена в 1988 году, то установка первичной переработки нефти работала ещё с 1935 года.

Как следствие, некоторые регионы Дальнего Востока переходят на импортную продукцию, более дешёвую и более качественную. В результате, в 1994 году НПЗ переработал лишь 1,9 млн т. нефти (мощность 4,7 млн т.).

К 1995 году был разработан совместно с японскими специалистами план реконструкции предприятия стоимость $400 млн. Но найти источников финансирования так и не удалось.

Однако, давние традиции рационализаторства позволили произвести обновление риформинга. Стоимость данных работ оценивалась в $100 млн, а предприятие потратило на это лишь 12 млн рублей.

Второе дыхание заводу дал кризис 1998 года. Резкий рост курса доллара относительно рубля сделал невыгодным импорт. В результате на продукцию завода возник платёжеспособный спрос.

С началом нормального функционирования предприятия начинается и его постепенная модернизация: была установлена новая печь вертикально-факельного типа взамен двух устаревших шатрового типа; проведена реконструкция риформинга с заменой катализатора, позволившая начать выпуск неэтилированных бензинов; сдана в эксплуатацию новая установка по производству сжиженного газа; на установке первичной переработки нефти произведена замена старой атмосферной колонны на новую, позволившая увеличить глубину переработки сырья, также заменена часть насосного оборудования; на основных технологических объектах внедрена электронная система управления процессами.

К 2000 году предприятие вошло в состав ОАО «Группа Альянс». Глубина переработки нефти в 2000 году составила лишь 54,4 %. В этой связи на предприятии была принята новая программа реконструкции, рассчитанная до 2010 года стоимостью более $500 млн. К 2003 году глубина переработки нефти достигла 63,4 %. В 2009 году была принята новая программа реконструкции завода, предусматривающая увеличение объема переработки нефти до 4,5 млн тонн в год после модернизации, увеличение глубины переработки нефти с 63 % до 92 %, увеличение выхода светлых нефтепродуктов с 56 % до 72 %, производство продукции высших экологических стандартов, соответствующих «Евро-4» и «Евро-5». Программа общей стоимостью 1,3 млрд долларов США, реализовывалась при активной поддержке Внешэкономбанка, выдавшего ОАО «Группа Альянс» кредит на 780 млн долларов. В 2010 году британский журнал Trade Finance, входящий в группу Euromoney, присудил проекту Внешэкономбанка по привлечению у синдиката иностранных банков средств для финансирования реконструкции Хабаровского НПЗ звание «сделка года».

В 2001 году ХНПЗ переработал 2 млн 509 тыс. тонн сырья, в 2002 году — 2 млн 711 тыс. тонн, в 2003 году впервые за последнее десятилетие переработано более 3 млн тонн нефти.

Http://http-wikipediya. ru/wiki/%D0%A5%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Мощность Орского НПЗ составляет 6 млн тонн нефти в год. В состав предприятия входят 3 установки первичной переработки нефти, 2 установки каталитического риформинга, установка гидроочистки керосина, установка дизельного топлива, битумное производство.

В 2017 году Орский НПЗ переработал 4 млн 744 тыс. тонн нефтяного сырья. За отчетный период было произведено 744,28 тыс. тонн бензинов, в том числе 44,72 тыс. тонн бензина марки «Премиум-95»; 625,84 тыс. тонн – «Регуляр-92»; 73,72 тыс. тонн ‒ Нормаль-80. Объем производства дизельного топлива по итогам 2017 года составил более 1 млн 896 тыс. тонн, реактивного топлива – более 27 тыс. тонн, битума ‒ 297 тыс. тонн.

Стратегия развития Орского НПЗ определяется комплексной Программой модернизации, предусмотренной на 2012-2024 годы. Ее цель – улучшение качества моторных топлив и увеличение глубины переработки нефти в соответствии с требованиями Технического регламента. Реализация Программы стала возможна благодаря поддержке акционера предприятия ‒ АО «ФортеИнвест».

Итогом первого этапа, который включает пять из восьми предусмотренных комплексов, стал выпуск топлив класса «Евро-5», значительное снижение производства мазута, увеличение глубины переработки нефти до 81%, выхода светлых нефтепродуктов до 64%. Второй этап программы (6 и 7 пусковые комплексы) позволит увеличить выход светлых нефтепродуктов до 72%. С завершением третьего, заключительного этапа модернизации, глубина переработки превысит 90%, а выход светлых нефтепродуктов перешагнет порог в 85%.

На сегодняшний день в рамках реализации Программы модернизации для обеспечения надежного электроснабжения предприятия и подключения вновь вводимых объектов завершено строительство центральной распределительной подстанции ЦРП-1А. Закончена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000, что позволяет производить дизтопливо стандартов Евро-4 и Евро-5. Проведена реконструкция установки четкой ректификации бензинов 22-4М, которая предназначена для подготовки сырья для установок риформинга и изомеризации.

Завершено строительство значимого объекта ‒ Комплекса изомеризации. Его пуск призван обеспечить получение изомеризата, являющегося необходимым компонентом для производства экологически чистых бензинов класса Евро-4 и Евро-5. Введена в эксплуатацию установка висбрекинга, цель которой ‒ снижение объемов производства мазута, увеличение производства вакуумного газойля, выработка дополнительных объемов бензина. Введен в эксплуатацию блок компримирования водородсодержащего газа, а также установка производства водорода, которая позволит выпускать водород высокой чистоты для нужд установки гидрокрекинга.

В настоящее время идёт строительство Комплекса гидрокрекинга вакуумного дистиллята.

Http://www. ornpz. ru/o-kompanii/proizvodstvo. html

Добавить комментарий