«Реконструкция АЗС, № 30 ОАО «Красноярскнефтепродукт» г. Красноярск» содержит

метки: Оборудование, Управление, Руководство, Резервуар, Дистанционный, Внутренний, Система, Контур

Дипломный проект на тему реконструкции СТО No. 30 ОАО «Красноярскнефтепродукт» выполнено на основании задания на проектирование.

Цели реконструкции:

•  повышение уровня пожаровзрывобезопасности объекта;
•  повышение уровня герметизации оборудования с целью соблюдения санитарных норм и обеспечения защиты поверхностных и подземных вод от истощения и загрязнения.

Задачи реконструкции:

•  замена пяти одностенных РГС на три двустенных двухсекионных РГС (оборудовать резервуары датчиками предельного уровня, системой автоматической отсечки топлива в линии наполнения слива бензовозов);
•  замена технологических трубопроводов;
•  изменение планировки технологической зоны заправки;
•  реконструкция трех заправочных островков;
•  замена четырех топливораздаточных колонок;
•  реконструкция здания операторной;
•  устройство навеса над зоной обслуживания автомобилей;
•  молниезащита, заземление.

На существующей АЗС учет количества нефтепродуктов ведется с помощью ручных средств измерения, а отпуск нефтепродуктов – через топливораздаточные колонки старого образца с относительной погрешностью измерения 0,4, что приводит к снижению точности учета нефтепродуктов на АЗС [5].

Применение ТРК фирмы «Dresser», модель «Global star» позволит повысить точность учета нефтепродуктов (относительная погрешность измерения составляет 0,25), производительность, надежность, облегчает сервисное обслуживание.

Кроме того, существующий резервуарный парк устарел, резервуары находятся в эксплуатации 20 лет, следовательно, требуется их замена, а технологическая зона заправки не имеет навеса, это доставляет определенные неудобства клиентам АЗС (особенно в погоду с осадками).

экономически целесообразно заменить пять одностенных РГО на три двустенных двустенных секции — это уменьшает площадь зоны застройки.

Реконструкция обеспечит уровень безопасности АЗС в соответствии с существующими стандартами, а также увеличит доходную часть за счет своевременного привлечения и обслуживания большего числа клиентов.

1 Общие сведения

1.1 Технико–экономическое обоснование

Реконструируемая АЗС № 30 находится по ул. Свердловская, 25А, на участке рядом с автодорогой с большой проходимостью транспортных средств; предназначена для заправки легковых автомобилей. Режим работы – круглосуточный. Технико–экономические показатели АЗС представлены в таблице 1.1.

Диплом управление инвестициями предприятия

... части, проведён аудит инвестиционного менеджмента предприятия; выявлены тенденции текущего положения. В третьей части представлены рекомендации по совершенствованию системы управления инвестициями и инвестиционного бизнеса фирмы. В заключении ...

Таблица 1.1 – Технико–экономические показатели АЗС Наименование технико–экономических показателей Един. изм. Значение Количество заправок в сутки 500 Емкость резервуарного парка м³ 180 Годовой объем реализации топлива м³ 6300 Объем средней разовой заправки литры 35 Количество топливозаправочных колонок шт. 3 Количество технологических заправочных мест шт. 16 Общее время заправки мин. 2 Количество заправок на одном заправочном месте в час. 12

Предусмотренные проектом работы выполняются на территории существующей АЗС с учетом существующей городской застройки и существующих коммуникаций.

АЗС предназначена для приема, хранения и выдачи нефтепродуктов. Согласно требованиям [1], реконструируемая АЗС классифицируется как традиционная, с подземным расположением резервуаров и разнесенными от них топливораздаточными колонками. Завоз топлива осуществляется автотранспортом.

К реконструкции принята традиционная АЗС в соответствии с классификацией [1], на 500 заправок автомобилей в сутки жидким моторным топливом АИ–80, АИ–92, АИ–95, Аи–98 и дизельным топливом наземных транспортных средств.

В проекте принято оборудование отечественного и зарубежного производства. Проектом предусматривается автоматизация процесса отпуска нефтепродуктов потребителю, контроля наполнения резервуаров и обеспечение требований действующих норм и правил технической, пожарной, экологической и санитарной безопасности [2].

Климат района резко континентальный с холодной зимой и жарким летом. Наиболее холодные месяцы: декабрь, январь, наиболее жаркие: июнь, июль. Средняя сумма годовых осадков 436 мм. Преобладающее направление ветров – западное и юго–западное.

В соответствии с классификацией [3] для промышленных объектов и производств, являющихся источниками воздействия на среду обитания и здоровье человека, размер санитарно–защитной зоны для АЗС составляет 50 м, промышленный объект 5 класса, согласно разделу 7.1.12., п. 8 [3].

Район строительства характеризуется следующими климатическими условиями:

климатический подрайон 1В,

расчетная температура зимнего наружного воздуха 40 °С,

нормативная снеговая нагрузка 1,8 КПа

нормативная ветровая нагрузка 0,38 КПа

глубина сезонного промерзания грунтов 2,5м

На территории АЗС расположено:

•  здание операторной (реконструируемое);
•  навес над зоной обслуживания автомобилей (новое строительство);
•  топливораздаточные колонки фирмы «НАРА 28» 16 Б – 4 шт. (двухрукавные) (замена на колонки «Dresser» – 3 шт);
•  подземно расположенные резервуары для приема, хранения и выдачи топлива: РГС–25 м3 – 5 шт. (замена на 3 РГСД-60);
•  подземно расположенный горизонтальный резервуар, емкостью 25 м 3 для приема возможного аварийного пролива топлива (замена на РГСД-25);
•  локальные очистные сооружения в составе: сливной колодец с решеткой, колодец с гидрозатвором;
• фильтр проточного типа;
• емкость очищенных сточных вод;

Капитальные строения АЗС характеризуются в соответствии с [4]:

По прочности и долговечности:

степень долговечности II

Диплом пожарные риски

... требования пожарной безопасности, установленные техническими регламентами, принятыми в соответствии ФЗ69, и пожарный риск не превышает допустимых значений, ... пожара. Нормативное значение пожарного риска: в зданиях и сооружениях величина индивидуального пожарного риска не должна превышать значения 10-6 ... или внесения в нее) источников зажигания. Топливо означает среду, которая может воспламениться при ...

уровень ответственности II

По пожарной безопасности:

класс конструктивной пожарной опасности СО

класс функциональной пожарной опасности Ф5

степень огнестойкости III

категория по взрывопожарной и пожарной опасности В

класс по ПУЭ В–1г

коэффициент надежности по назначению 0,95

2 Архитектурно – компоновочные решения

Проект автозаправочной станции разработан для строительства в следующих природно–климатических условиях:

•  расчетная зимняя температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки – 40 оС [6]);
•  ветровой район – III, нормативное значение ветрового давления;
•  Wo = 38 кг/м2 (0,38 кПа), в соответствии с [7];
•  cнеговой район – III, расчетное значение веса снегового покрова на 1 м горизонтальной поверхности земли – Sg = 180 кг/м2 (1,8 кПа) [7];
•  сейсмичность – 6 баллов [8];
•  нормативная глубина промерзания грунтов – 2,5 м;
•  грунтовые воды пройденными выработками не вскрыты.

В основании фундаментов встречаются песчаные глины и твердые пластичные глины. Грунтовые условия по просадочности I типа. Начальное просадочное давление – 0,15 МПа.

Архитектурный ансамбль СТО организован из легких металлоконструкций и конструкций полной заводской готовности. Здание диспетчерской с магазином оснащено необходимыми инженерными и коммуникационными системами, имеет полный цикл внутренних отделочных работ.

Архитектурно–компоновочные решения приняты исходя из рельефа

площадки, с созданием необходимых санитарных и противопожарных разрывов между сооружениями и окружающей застройкой.

Подразделение зданий и сооружений должно выполняться по линейным привязкам к существующему зданию диспетчерской. Показатели генерального плана представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Показатели генерального плана

Наименование показателя Значение Площадь участка, м². 3693,43 Площадь застройки, м². 379,3 Площадь дорожных покрытий – асфальт, м². 3081 Площадь дорожных покрытий – бетон, м². 280 Площадь озеленения, м². 233

Объемные планировочные решения зданий и сооружений принимаются исходя из условий их соответствия функциональному назначению, унификации конструктивных элементов.

Здание операторной – одноэтажное, облицованное профлистом, прямоугольной формы с размерами по наружным граням стен: длина – 13,45 м; ширина – 7,20 м; высота – 3,60 м.

Здание кирпичное, облицованное профлистом. Внутренние перегородки существующие – кирпичные, вновь устраиваемые – из ГВЛ. Стены производственных помещений должны быть окрашены, чтобы снизить утомляемость рабочего и улучшить освещение.

Утепление крыши запроектировано из негорючих минераловатных плит.

Несущие элементы каркаса — колонны, балки обработаны сертифицированным огнезащитным покрытием.

Наружные окна и двери из металлопластика белого цвета.

Внутренние двери деревянные, покрытые шпоном.

Полы – линолеум многослойный, керамическая плитка, мозаичный бетон.

Несущие и ограждающие конструкции – из несгораемых материалов.

Благоустроена территория СТО, заасфальтированы проезды и пешеходные зоны. Площадки в зоне обслуживания (заправки) автомобилей и площадка для слива топлива из автоцистерн выполняются из бетона, стойкого к воздействию нефтепродуктов при возможном аварийном его проливе.

Управление товарно-материальными запасами предприятия

... инвестиции. Для поддержания высокой прибыльности и ликвидности значительную роль играет управление оборотными активами предприятий, особенно управление запасами. Управление складом направлено на повышение рентабельности и скорости обращения вложенного капитала. Оно предусматривает ...

По периметру территории АЗС и на островках безопасности устраиваются газоны, которые, в соответствии с п. 12.4.2 [9], необходимо периодически скашивать и скошенная трава должна немедленно удаляться с территории АЗС.

3 Конструкторская часть

3.1 Расчет нормы запаса нефтепродуктов. Выбор резервуаров

Для АЗС норму запаса следует принимать в объеме, соответствующем не менее 2–х суточному потреблению среднемесячной реализации и страхового запаса от этой потребности в размерах нормы страхового запаса, принятого для предприятия, с которого будут поступать нефтепродукты [10].

Таким образом, исходя из условия, что пропускная способность АЗС составляет 500 автомобилей в день, а также то, что каждый автомобиль заправляет в среднем 35 литров топлива, то норма запаса нефтепродуктов будет равна, м3:

VЗАП  т  n  vср , (3.1)

где n – количество автомобилей в сутки; vср – среднее количество литров заправляемых одним автомобилем. m – длительность срыва поставки нефтепродуктов на АЗС в днях.

В результате расчета получим следующее

 500  35  3

VЗАП  8     140 м .

 1000 

С учетом коэффициента использования емкости резервуара норма запаса является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка (резервуара) для каждой марки (сорта) нефтепродукта, которая определяется по формуле

Vi

Vpi  , (3.2)



где V pi – расчетная вместимость (емкость) резервуарного парка (резервуара) для i–го нефтепродукта, м3;

• Линия деаэрации — это комплект оборудования, с помощью которого обеспечивается противопожарная и взрывозащищенная связь с атмосферой свободного пространства резервуара. Линия состоит из надземного участка стального трубопровода, конец которого оборудован выпускным клапаном и запорной арматурой перед выпускным клапаном, и участка, расположенного в колодце, соединяющего паровое пространство резервуара с надземной частью. Запорный клапан предназначен для закрытия этого трубопровода при проверке системы на герметичность, а также для замены и безопасного обслуживания дыхательного клапана. Пороги срабатывания дыхательного клапана: вакуум 100–150 Па;
• давление 1400  50 Па. Дыхательный клапан устанавливается в конце линии. Высота установки от поверхности площадки равна 2,5 м. Скорость потока в линии контролируется с помощью вакуумметра с запорной арматурой.

Линия обесшламливания – комплекс оборудования с помощью которого обеспечивается удаление из резервуара подтоварной воды с твердыми частицами (шлама).

Линия применяется также для полного опорожнения резервуара от остатков нефтепродуктов (при уровне нефтепродукта ниже места его забора линией выдачи) и при механизированной зачистке резервуара закрытым способом. Линия обесшламливания состоит из:

•  стационарной части, представляющей собой трубопровод Ду 40, с одной стороны оканчивающийся коллектором для пластового забора подтоварной воды, проходящего на расстоянии 10 мм от дна резервуара, а с другой стороны – штуцером с герметично закрывающейся заглушкой и предназначенным для подсоединения шланга насоса откачки шлама или моющего раствора;

•  переносной части, состоящей из шланга откачки, ручного насоса, шланга слива и переносной емкости для сбора шлама.

4.2 Технологические трубопроводы

Стимулирование сбыта продукции предприятия (на материалах ОАО ...

... современного российского предприятия; - дать маркетинговую характеристику и провести анализ системы стимулирования сбыта продукции ОАО «Промприбор»; - выработать рекомендации по совершенствованию стимулирования сбыта. Предметом исследования является маркетинговая деятельность ОАО «Промприбор».Объектом исследования является ...

Технологическая трубопроводная сеть АЗС позволяет принимать и доставлять шесть видов топлива из цистерн в цистерны, из цистерн в ТРК потребителям.

Точки входа патрубков в баки находятся выше номинального уровня их заполнения топливом.

На всасывающих линиях ТРК установлены обратные клапаны, чтобы перекачиваемая жидкость не двигалась в обратном направлении.

Соединения трубопроводов с резервуарным оборудованием и топливораздаточными колонками осуществляется фланцами по [14], исполнение 4 («шип–паз»), должны быть плотно затянуты на прокладках из бензомаслостойкого паронита. Надежность соединений соответствует требованиям эксплуатационных документов; соединения опломбированы и оснащены устройствами, исключающими их саморазъединение;

• Сальники для крышек и других устройств следует регулярно проверять с добавлением или заменой набивки сальникового сальника.

Технологические трубопроводы монтируются из бесшовных стальных труб [15], поставляемых по группе В ст. 10 [16].

Трубопроводы между резервуарным оборудованием, отстойником и ТРК соединяются сваркой и проложены в каналах с уклоном 0,004 в сторону резервуаров. Основание канала уплотняется, выравнивается песком; после укладки также засыпаются песком с последующей трамбовкой.

Трубопроводы прокладываются на песчаной подушке толщиной 100 мм и покрываются усиленной изоляцией в следующем составе: грунтовка ГТ–832; лента поливинилхлоридная ПХВ – Л – в 3 слоя; покрывной слой – пленка оберточная.

Подземные участки коммуникации имеют антикоррозийное покрытие. Наземные участки – окрашены.

Сварку трубопроводов производить электродами типа Э–42 [17].

Запорная и регулирующая арматура, установленная на трубах, изготовлена ​​из стали. В качестве запорной арматуры используются краны шаровые. Задвижки, краны, задвижки и другие запорные устройства должны содержаться в исправном состоянии и обеспечивать возможность надежной и быстрой остановки трубопроводов. Неисправности в запорных устройствах должны немедленно устраняться.

На запорной и регулирующей арматуре нанесена нумерация, соответствующая технологической схеме. На запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах, наносятся указатели крайних положений. Все технологические трубопроводы должны быть откалиброваны в соответствии с методическими указаниями «Пропускная способность технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений».

В процессе эксплуатации технологических трубопроводов необходимо:

•  не допускать повышение давления сверх установленного проектом;
•  открывать и закрывать задвижки трубопроводов с помощью маховиков или специальных ключей, не применяя каких–либо дополнительных рычагов;
•  следить, чтобы в трубопровод не попала труда, во избежание его размораживания.

Осмотр трубопроводов должен проводиться ежедневно. Особое внимание должно уделяться фланцевым и муфтовым соединениям.

Течи топлива из трубопровода и отпотины немедленно устраняются путем:

•  постановки аварийной муфты и хомутов;
•  сварки;
•  подтягиванием болтов или заменой прокладок во фланцевых соединениях с предварительным освобождением трубопровода;
•  ремонта трубопровода с помощью пластмасс на основе эпоксидных смол.

Не реже одного раза в год паровоздушные трубы необходимо продувать воздухом для очистки от отложений и проверять на герметичность один раз в 5 лет.

Про устройство и эксплуатацию автомобиля

... габаритных размеров рулевого управления. Рулевой механизм автомобиля На следующем рисунке показано устройство рулевого механизма. Основной ... шаровых или цилиндрических шарниров. 3. Устройство и работа рулевых механизмов, Рулевой механизм с передачей типа червяк ... рулевым валом 5. К нему в верхней части кожуха закреплен корпус 6 регулирующего клапана гидроусилителя. Управляющим элементом в клапане ...

Требования к технологическим трубопроводам АЗС установлены [1], герметичность и прочность соответствует [18], а антикоррозийная защита подземных участков в соответствии с [19].

Приемку и испытания трубопроводов выполнять в соответствии с требованиями [20].

Для трубопроводов составлена ​​принципиальная схема технологических трубопроводов.

Таблица 4.1 – Характеристика покрытий трубопроводов

Наименование изоляционных работ Толщина слоя, мм/ Кол. слоев Битумная грунтовка не нормируется 1 Битумно – полимерная мастика с армирующей

не менее 3 2 обмоткой стеклохолстом Битумно – полимерная мастика 2,5…3,0 1

в зависимости от Наружная обертка бумагой или бризолом 1

материалов

4.3 Резервуары хранения топлива

Для приема, хранения и выдачи топлива на данной АЗС приняты 3 двустенных двухсекционных резервуара (стальных горизонтальных подземной установки) вместимостью 60 м3 каждый. В каждом резервуаре будет храниться 2 вида топлива: Аи–98, Аи–95; Аи–92, Аи–80; ДТлет, ДТЗарк.

Для приема любых аварийных разливов топлива применен стальной горизонтальный резервуар емкостью 25 м3, расположенный под землей.

Резервуары устанавливаются под землей, верхняя отметка корпуса резервуара находится на глубине 0,65 м от поверхности острова. Резервуарное оборудование монтируется в прямоугольные металлические колодцы с размерами в плане 1000 1200 мм, устанавливаемые на резервуары. Корпус скважины приварен к корпусу резервуара электродуговой сваркой. Для защиты от коррозии поверхность резервуара и отстойников покрыта усиленной антикоррозийной изоляцией.

Для защиты от статических электрических зарядов и блуждающих токов резервуары снабжены специальным заземлением.

4.3.1 Оборудование резервуаров

Утечка топлива из автоцистерны осуществляется через шланг, оборудованный штатным патрубком, подключенным к сливному патрубку заправочного агрегата.

Сливное устройство состоит из быстроразъемного сливного патрубка и сливного шланга. Сливной штуцер быстросъемный МС-1 предназначен для соединения подающего шланга автоцистерны со сливным шлангом цистерны; он состоит из крышки с эксцентриковым зажимом, который также действует как ключ для зажимной гайки.

Муфта оборудована фильтром и маслобензостойким уплотнением.

Сливную трубу устанавливают на расстоянии 200 мм от днища резервуара. Для предотвращения попадания наружного воздуха в баке под клапаном на всасывающей линии устанавливается выхлопная магистраль, что дает возможность обойтись без специального гидрозатвора.

Всасывающий патрубок монтируется в резервуаре на расстоянии 200 мм от дна резервуара. К всасывающей трубе на резьбе крепится обратный клапан, в корпусе которого имеются входные порты и отверстия для направления штока клапана.

Заправочная установка используется для оснащения резервуаров, предназначенных для хранения светлых нефтепродуктов, и представляет собой соединение между трубой цистерны и трубой наливной магистрали.

Конструкция заправочного узла включает гидравлический топливный затвор и поплавковый клапан, предотвращающие распространение пламени по линии заправки бака. Запорный поплавковый клапан предназначен для закрытия линии розлива при достижении уровня нефтепродуктов 95% объема резервуара. Клапан устанавливается на участке трубопровода линии наполнения, находящемся непосредственно в резервуаре.

Устройство и работа рулевого управления

... классификация рулевого управления Рулевое управление используется для изменения направления движения автомобиля путем поворота передних рулевых колес. Оно состоит из рулевого механизма и рулевого привода. На тяжелых грузовиках в системе рулевого управления используется гидроусилитель руля, ...

На резервуаре устанавливается датчик контроля переполнения ПМП–046.

Нижний конец сливной трубы имеет скос углом и устанавливается на высоте 100 мм от дна резервуара; сливная труба устанавливается таким образом, чтобы скошенная часть была в противоположную сторону от всасывающего устройства.

Подача топлива из бака погружным насосным агрегатом в распределитель топлива осуществляется по напорной магистрали с клапанно-распределительным устройством и пламегасителем.

Горловины резервуаров необходимо плотно закрыть крышками на прокладках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по [21].

При отсутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из паронита толщиной 3–4 мм.

Дверца индикатора бака должна быть постоянно закрыта крышкой на прокладке и опломбирована. Он открывается только при отборе проб горючего.

Резервуары для хранения топлива и сбора аварийного пролива нефтепродуктов оборудуются системами предотвращения переполнения нефтепродуктами резервуаров путем установки датчиков предельного уровня, обеспечивающих автоматическую сигнализацию (звуковую и световую) при достижении 90 % заполнения и автоматическое прекращение наполнения резервуара не менее, чем через 5 секунд, при достижении 95 % заполнения.

Датчики предельного уровня подключаются по кабельным линиям через готовые клеммные колодки для сигнализации станций управления типа PKU, установленных в диспетчерской. При аварийном уровне (0,45 м от верха резервуара) на соответствующем ПКУ загорается сигнальная лампочка и включается звонок.

Дыхательное устройство служит для поддержания давления до определенных значений (200 мм рт. ст.) в камерах резервуара при «больших» и «малых» дыханиях. Дыхательное устройство состоит из совмещенного клапана с огневым предохранителем и патрубком со всасывающей трубой, опущенной на расстояние 350 мм от днища резервуара (на 50 мм выше уровня воды).

Патрубок закрыт герметичной фланцевой заглушкой. При перекачке аварийного разлива топлива крышка снимается и к патрубку присоединяется фланец шланга насосного агрегата для перекачки.

Устанавливаем на бак комбинированный механический дыхательный клапан СМДК, который имеет тарельчатое запорное устройство для поддержания избыточного давления и вакуума, перемещающегося по направляющим стержням. В случае избыточного давления срабатывает нагнетательный клапан, в случае переполнения — вакуумный клапан.

Определим диаметр условного прохода клапана СМДК на основании следующего расчета

4.3.2 Подбор предохранительных клапанов

Предохранительные клапаны подбираются по площади проходного сечения, которая определяется по формуле [10]

FC  G /15,9 ( p1  p2 ) p , (4.1)

где Fc – площадь проходного сечения, равная наименьшей площади сечения в проточной части, мм2; G – максимально возможная пропускная способность паров, кг/ч; α – коэффициент избытка газа или жидкости под клапаном; β – коэффициент, учитывающий расширение среды; р1 – максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном, МПа; ρ – плотность жидкости, кг/м³ p2 – избыточное давление за предохранительным клапаном, МПа.

Диплом автоматизированная система управления котельной

... были проинформированы о прекращении производственной деятельности старой котельной и намерении ООО «НовометСтрежевой» построить новую котельную и новые тепловые сети с учетом заявок ... 40С трубопроводах при расчетной температуре наружного воздуха tно (для Томска); система теплоснабжения закрытая. Климатологические данные, необходимые для расчета отопительновентиляционных тепловых нагрузок и ...

Избыточное давление внутри резервуара определяется по формуле

p2=рр+0,15рр+0,1, (4.2)

где рр – рабочее давление резервуара, МПа.

В результате расчета получим следующее

p2=0,15+0,15·0,15+0,1=0,2725 Па.

Определим нагрузку G, действующую на стенки резервуара, кг/см², по формуле для ориентировочных расчетов

G=300D(L+0,5D), (4.3)

где D – диаметр резервуара, м; L – длина резервуара, м.

В результате расчета получим следующее

G=300·2,8(11,28+0,5·2,8)=10651,2 кг/см².

Подставим полученное значение G в формулу (4.1) и вычислим площадь проходного сечения предохранительного клапана Fс, мм2

10651,2

Fс   820

15,9  0,6  0,04 (1,65-0,15)  792

Проходное сечение клапанов для полно–подъемных клапанов равно

Fc=π·dc²/4, (4.4)

где dc – диаметр клапана, мм.

d с  4  Fс / , (4.5)

В результате расчета получим следующее

dс  4  820/3,14  32

Принимаем клапан СМДК с проходным диаметром 40 мм.

4.3.3 Установка резервуаров в грунт

Горизонтальные резервуары располагаем подземно. Встроенные резервуары для хранения снижают риск возгорания и сокращают потери топлива при испарении. Расстояние от поверхности земли до верха обечайки 1,2 м.

Толщина песчаной подушки под нижней образующей 200 мм, угол охвата образующей резервуара песчаной подушкой 90°. Заполнение пространства между стенками корпуса и цистернами осуществляется песчано-гравийной смесью, способной впитывать топливо при разгерметизации баков до высоты водонепроницаемой стенки оболочки. Дальнейшая засыпка выполняется местным грунтом.

Под каждым резервуаром днище оболочки выполняется с уклоном в сторону лотка, а лоток выполняется с уклоном в сторону смотровой асбестоцементной трубы диаметром 150 мм. Нижняя часть асбоцементной трубы перфорирована на высоте 200 мм для приема и обнаружения нефтепродуктов при разгерметизации резервуара.

Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями [22].

Установка резервуаров в грунт производится в следующей последовательности:

•  зачистка внутренней поверхности резервуара;
•  очистка от краски и ржавчины наружной поверхности резервуара;
•  пневматическое испытание резервуара (Ри = 0,05…0,07 МПа).

При пневмоиспытании резервуар считается исправным, если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течении 15–20 мин. В случае снижения давления необходимо определить место утечки воздуха с помощью мыльного раствора, который наносят на сварные швы, вмятины и другие подозрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают повторному испытанию;

•  нанесение противокоррозионного покрытия. Защитное покрытие наносится на тщательно очищенную и обезжиренную поверхность резервуара. Очищенная стальными щетками поверхность резервуара вначале покрывается слоем праймера, являющегося грунтовкой, а после его высыхания – двумя слоями нефтебитума;
•  подготовка котлована глубиной на 0,5 м выше грунтовых вод;
•  устройство песчаной подушки в котловане высотой не менее 0,5 м;
•  установка резервуара на песчаную подушку;
•  устройство заземления резервуара и проверка его сопротивления. Общее сопротивление растеканию тока промышленной частоты должно быть менее 100 Ом;
•  засыпка резервуара грунтом;
•  устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара;
•  планировка обсыпки резервуара с уклоном 1:1,5;

—  устройство подъездов и оборудование площадок средств перекачки горючего. Платформа для приема топлива из автоцистерн выполнена из искробезопасного бетона и уложена на песчаном грунте с уклоном 0,01 в сторону ямы для сбора разливов.

Автоматизация процесса производства диплом – Диплом Автоматизированная ...

... система управления доменной печью Автоматизированная система управления процессом обогащения угля в тяжелых средах Автоматизированная система управления роликовой печи для условий цеха листоотделки ОАО … Автоматизированная система управления технологическим процессом хранения сырой нефти Автоматизированная система учета ... Автоматизации производственных процессов Дизайн диплома - важнейший и ...

Для доступа к оборудованию над горловиной бака устанавливается бетонная яма. Вокруг стенки колодца устраивается глиняный замок толщиной 0,2м. При угрозе затопления колодец снизу заливается цементным раствором. Высота колодца над грунтом должна быть не менее 0,15м. Трубопроводные коммуникации можно вести через стену или крышку колодца. К колодцу крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрывания и пломбирования. На крышке колодца должны быть надписи с указанием порядкового номера резервуара, базовой высотой (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.

4.3.4 Защита резервуаров от коррозии

Коррозия металлических стальных резервуаров резко снижает эксплуатационную надежность резервуаров, сокращает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкции и может привести к утечкам топлива.

Работы по защите металлических конструкций от коррозии должны соответствовать требованиям Инструкций по защите резервуаров от коррозии «Правил технической эксплуатации резервуаров».

Антикоррозионную защиту наружных поверхностей подземных сооружений АЗС осуществлять согласно [23] комплексно путем нанесения покрытий на основе битумных материалов.

Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из одного слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.

Для приготовления праймера берем 1 часть нефтебитума марки 3 или 4 на 3 части бензина (по объему).

Нефтебитум нагревается до температуры 170–200 оС, хорошо перемешивается. После охлаждения до 50-70 ° С вливаем в нее бензин и перемешиваем до полного растворения маслянистого битума.

Битумная изоляция состоит из 85% битума 4-го сорта или смеси 3-го и 5-го классов и 15% молотого каолина или известняка. Изоляцию наносим в два слоя толщиной 1,5–2 мм каждый, с помощью кисти [24].

Предусмотренная проектом защита от коррозии должна быть проведена до ввода в эксплуатацию подземных сооружений.

При выполнении работ по защите подземных резервуаров АЗС от коррозии следует руководствоваться [24, 25].

Антикоррозионная защита внутренних поверхностей резервуаров осуществляется маслобензостойкими покрытиями ХС-717 и ХС-5133.

Состояние защитных покрытий подземных сооружений необходимо контролировать согласно [24].

4.3.5 Ввод в эксплуатацию резервуаров

Приемку нового резервуара должна проводить специальная комиссия из представителей строительной организации, заказчика, пожарной части и других заинтересованных органов.

Комиссии должны быть предъявлены следующие документы:

•  рабочие и деталировочные чертежи стальных конструкций;
•  заводские сертификаты на поставленные металлические конструкции;

 документы о согласовании отступлений от чертежей, допущенных при изготовлении и монтаже

 акты приемки скрытых работ ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями (по устройству насыпной подушки, изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и т. д.);

•  сертификаты, удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных при монтаже и вошедших в состав сооружений;

•  журналы промежуточной приемки работ;
• монтажные, сварочные, подготовки поверхности под покраску и др., которые ведутся линейным инженерно–техническим персоналом или ОТК;

•  акты испытаний: на герметичность сварных соединений днища, стенок резервуара в соответствии с требованиями [26];
• на прочность наливом воды до высоты, предусмотренной проектом;

•  акты контроля качества сварных соединений, предусмотренного [26];
•  описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, с указанием присвоенных им номеров или знаков [26];
•  заключение по просвечиванию монтажных швов проникающих излучений со схемами расположения мест просвечивания;
•  акты приемки смонтированного оборудования;
•  схема и акт испытания заземления резервуара;
•  акты на окраску, выполненную при монтаже;
•  акт на скрытые работы по изоляции корпуса;
•  акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;
•  документы, подтверждающие марку бетона подтверждающие основания резервуара.

На каждый резервуар, вводимый в эксплуатацию должны быть:

•  технический паспорт в соответствии со СНиП;
•  градуировочная таблица;
•  журнал учета текущего обслуживания.

В паспорте СТО записываются данные о резервуарах, их обслуживании, калибровке, очистке и проверках.

Каждый танк поставляется с полным комплектом оборудования, предусмотренным данным проектом.

4.4 Топливораздаточные колонки

В качестве топливозаправочных колонок приняты колонки типа «Global Star» фирмы «Dresser» с дискретностью дозировки 1,0 л, напорные, модель ННС 33–33 D и HHC 22–22 D VR2.

Колонны состоят из следующих основных элементов: гидравлической части, электрооборудования с системой управления, электронного блока, заправочного патрубка со шлангом и корпуса.

Колонны представляют собой металлический каркас, на лицевых сторонах которого расположены раздаточные клапаны с патрубками, а в нижней и верхней части — соответственно гидравлический и электронный блоки. Обеспечение безопасной эксплуатации колонок достигается засчет применения в блоке гидравлики электрооборудования во взрывозащищенном исполнении; размещения блока электроники в отдельной оболочке со степенью защиты IP 54, которая отделена от блока гидравлики воздушным промежутком; прокладки кабелей между блоками гидравлики и электроники в специальном коробе с герметичными перегородками, на которых установлены сертифицированные кабельные вводы ECDEP и A2Fс маркировкой взрывозащиты ExeIIU и ExdIICU, соответственно, со степенью защиты IP 23; применения антистатических материалов при изготовлении шлангов раздаточных кранов.

Гидравлический агрегат выполнен в стальном корпусе, закрытом крышками с замками. Внутри корпуса гидроагрегата находятся: топливный фильтр, электромагнитный клапан, топливный насос с приводом от электродвигателя Elnor, счетчик жидкости с газоотделителем, датчик импульсов WIP и система трубопроводов, соединяющих элементы гидроагрегата. Выпускной трубопровод с помощью штуцера соединяется с антистатическими шлангами типа «Listed» с раздаточным краном.

Колонка имеет следующие функции по каждому посту налива:

•  отпуск топлива потребителю по заданному объему в литрах или на заданную сумму денег;
•  отображение информации по цене одного литра топлива, о заданной или отпущенной дозе топлива в физических и денежных единицах, при разовом отпуске;
•  аварийное прекращение выдачи дозы непосредственно с колонки или внешнего управляющего устройства;
•  продолжение отпуска заданной дозы после устранения аварии с разрешения оператора;
•  аварийное отключение электронасоса и закрытие клапана при отсутствии поступления импульсов от датчика расхода (преобразователя вращения) в течение 30 секунд с возможностью программного изменения этого промежутка времени.

В таблице 4.2 представлены основные технические характеристики топливораздаточных колонок «Global Star» ННС 33–33 D и HHC 22–22 D.

Таблица 4.2 – Основные технические характеристики колонки

ННС 33–33 D HHC 22–22 D

Наименование показателя

Значение показателя Тип колонки напорная Количество кранов 6(1) 4 Количество видов топлива 3 2 Номинальный расход через 1 кран, л/мин 40/+10/–5 130 Минимальная доза выдачи, л 2 2 Номинальная тонкость фильтрования, мкм 20 20 Окончание таблицы 4.2

ННС 33–33 D HHC 22–22 D

Наименование показателя

Значение показателя Длина раздаточного рукава, м 4,0+0,1 4,0+0,1 мощность, кВт 0,55 0,55 напряжение, В 380 380 Частота вращения синхронная, мин 1500 1500

4.5 Резервуар для приема аварийных проливов топлива

Для приема аварийного пролива нефтепродуктов принят одностенный стальной резервуар 25 м3, установленный в котловане на песчаную подушку и оборудованный смотровой трубой для обнаружения утечек нефтепродуктов при разгерметизации резервуара.

Трубопровод для приема проливов топлива оканчивается на расстоянии 100 мм от нижней образующей резервуара и оснащается задвижкой.

Резервуар оборудован дыхательным, замерным и зачистным устройством. Аналогично оборудованию резервуаров для топлива.

В процессе эксплуатации аварийный резервуар заполняется водой на высоту 300 мм.

4.6 Реконструкция здания операторной

Здание операторной предназначено для размещения персонала автозаправочной станции. В здании размещены следующие помещения: рабочее место операторов; комната отдыха персонала; свободное помещение, которое может быть использовано в качестве магазина или центра сервисного обслуживания; помещение для биотуалета; тамбур; электрощитовая.

Здание существующей операторной представляет собой одноэтажное кирпичное здание прямоугольной формы с размерами по наружным граням стен:

•  длина 13,45 м;
•  ширина 7,20 м;
•  высота 3,60 м.

Здание отапливаемое.

За относительную отметку 0,000 принята отметка пола I этажа и соответствует абсолютной отметке 200,65.

Фундаменты – свайные из буронабивных свай и столбчатого монолитного ростверка.

Класс конструктивной пожарной опасности СО;

• Степень огнестойкости по [27] II;
• Уровень ответственности здания операторной II;
• Коэффициент надежности по назначению 0,95;
• степень огнестойкости III;
• Класс функциональной пожарной опасности Ф5.

Проект реконструкции включает:

•  демонтаж существующих оконных блоков и установка новых;
•  демонтаж существующих дверных блоков и установка новых;
•  частичная разборка существующих перегородок;
•  частичная заделка существующих оконных и дверных проемов;
•  устройство металлической перемычки в наружной стене и кирпичной перегородки;
•  обдирка существующей отделки стен и потолков;
•  демонтаж существующих полов;
•  демонтаж существующей кровли до уровня плит покрытия;
•  демонтаж существующей наружной отделки;
•  устройство новой конструкции кровли;
•  устройство новой конструкции полов;
•  устройство новой отделки помещений.

В проекте приняты архитектурно–строительные решения, конструкции, материалы, изделия по действующим типовым проектным решениям, типовым материалам для проектирования, которые не требуют проверки на патентную чистоту и патентоспособность, т.к. включены в Федеральный фонд массового применения.

Здание облицовано профлистом. Внутренние перегородки существующие – кирпичные, вновь устраиваемые – из ГВЛ по металлическому каркасу и остекленные. Стены производственных помещений должны быть окрашены, чтобы снизить утомляемость рабочего и улучшить освещение.

Утепление крыши запроектировано из негорючих минераловатных плит. Несущие элементы каркаса — колонны, балки обработаны сертифицированным огнезащитным покрытием. Наружные окна и двери из металлопластика белого цвета. Внутренние двери деревянные, покрытые шпоном. Полы – линолеум многослойный, керамическая плитка, мозаичный бетон.

Отделка помещений:

•  потолок – потолочные панели «Армстронг», металлическая рейка;
•  стены: плиты МДВ по металлическому каркасу, обои, керамическая плитка.

Облицовка металлических конструкций: алюминиевые композитные панели «Alucobond» и профлист с лакокрасочным покрытием.

Несущие и ограждающие конструкции – из несгораемых материалов. Каркас подвесных потолков – из несгораемых материалов.

Из помещений 1 этажа предусмотрено два выхода наружу. Отделка помещений на путях эвакуации – из несгораемых материалов;

• С наружной стороны цоколя – отмостка из брусчатки шириной 1,5 м.

4.7 Технологические процессы на АЗС

4.7.1 Прием нефтепродуктов

Доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется автоцистерной. Слив топлива предусматривается через сливные устройства, установленные в технологическом колодце.

В соответствии с требованиями [1], сливные устройства на каждый вид топлива комплектуются быстроразъемной муфтой герметичного слива МС – 1, фильтром, огнепреградителем ОП – 80 и запорной арматурой.

Во время слива топлива с автоцистерны в резервуар эксплуатация АЗС приостанавливается, прекращается заправка автотранспорта через топливозаправочные колонки, связанные с заполняемым резервуаром до окончания слива в него нефтепродукта из автоцистерны. В технологической системе АЗС при сливе топлива предусматривается линия рециркуляции паров бензинов из резервуара а автоцистерну. На линиях предусмотрена установка запорной арматуры, огнепреградителей и дыхательных клапанов.

Прием нефтепродуктов из автоцистерн проводится не менее, чем двумя работниками.

При подготовке к сливу нефтепродуктов оператор:

•  организует установку автоцистерны на площадку для слива;
•  открывает задвижку для приема нефтепродукта в резервуар аварийного пролива;
•  закрывает задвижку на трубопроводе отвода дождевых вод в очистные сооружения с площадки для автоцистерны;
•  обеспечивает место слива нефтепродуктов первичными средствами пожаротушения;
•  принимает меры к предотвращению разлива нефтепродуктов, локализации возможных последствий случайных или аварийных разливов нефтепродуктов (наличие сорбента, песка и др.);
•  присоединяет автоцистерну к заземляющему устройству;
•  убеждается в том, что двигатель автоцистерны выключен;
•  проверяет время следования автоцистерны от нефтебазы и делает отметку о времени прибытия на АЗС;
•  проверяет сохранность и соответствие пломб на горловине и сливном вентиле (задвижке);
•  проверяет уровень заполнения автоцистерны «по планку». С использованием водочувствительной ленты или пасты определяет уровень подтоварной воды, отбирает пробу, измеряет температуру нефтепродукта в ней.

В случае положительного решения вопроса о сливе оператор:

•  убеждается в исправности технологического оборудования и трубопроводов;
•  убеждается в исправности технологического оборудования автоцистерны (сливные устройства, сливные рукава, заземление);
•  убеждается в исправности резервуара, правильности включения запорной арматуры, соответствии полученного нефтепродукта продукту, находящемуся в резервуаре, в который он будет слит, исправности устройств для предотвращения переливов;

•  прекращает заправку автотранспорта через ТРК, связанную с заполняемым резервуаром до окончания слива в него нефтепродукта из автоцистерны;
•  измеряет уровень и определяет объем нефтепродукта в резервуаре;
•  подсоединяет рукава автоцистерны к сливному устройству;
•  принимает меры для исключения возможности движения автотранспорта на расстоянии ближе 3 метров от места слива нефтепродукта в резервуары.

В ходе и по завершении слива нефтепродуктов в резервуары АЗС необходимо:

•  снять пломбы с горловины и сливного вентиля;
•  открыть горловину настолько, чтобы был обеспечен доступ атмосферного воздуха в пространство над нефтепродуктом;
•  начало слива, характеризующееся заполнением сливных рукавов и приемных трубопроводов, выполнять при малом расходе, с постепенным его увеличением по мере заполнения трубопроводов;

•  выполнить слив нефтепродуктов из автоцистерны;
•  обеспечить постоянный контроль за ходом слива нефтепродукта и уровнем его в резервуаре, не допуская переполнения или разлива;
•  по завершении слива оператор лично убеждается в том, что нефтепродукт из автоцистерны и сливных рукавов слит полностью;
•  отсоединить сливные рукава;
•  после отстоя и успокоения нефтепродукта в резервуаре(не менее 20 минут)произвести замер уровня и определить объем фактически принятого продукта по градуировочной таблице;
•  внести в журнал поступления нефтепродуктов, в сменный отчет и товарно–транспортную накладную данные о фактически принятом количестве нефтепродукта;

—  при отсутствии расхождения между фактически принятым количеством (в тоннах) нефтепродукта и количеством (в тоннах), указанным в товарно– транспортной накладной, расписаться в накладной, один экземпляр которой остается на АЗС, а три экземпляра возвращаются водителю, доставившему нефтепродукты. При выявлении несоответствия поступивших нефтепродуктов товарно–транспортной накладной составить акт на недостачу в трех экземплярах, из которых первый приложить к сменному отчету, второй – вручить водителю, доставившему нефтепродукты, а третий остается на АЗС.

4.7.2 Хранение нефтепродуктов

Хранение нефтепродуктов предусматривается в трех двустенных двухсекционных стальных горизонтальных резервуарах для подземной установки емкостью 60 м3 каждый. В соответствии с требованиями [1] резервуары для топлива устанавливаются в железобетонную оболочку на песчаную подушку [1].

Защита резервуара от коррозии выполнена путем нанесения усиленного антикоррозионного покрытия [25].

4.7.3 Отпуск нефтепродуктов

Отпуск нефтепродуктов предполагается тремя топливораздаточными колонками «Global Star», модель ННС 33–33, с количеством сортов на входе и на выходе, равным трем и количеством пистолетов, равным шести.

Управление колонками осуществляется дистанционно из операторной с компьютера (кассового аппарата).

Колонки комплектуются пультом дистанционного управления. Пульт позволяет оператору задавать требуемую дозу топлива, следить за ходом его отпуска, а при необходимости прекратить выдачу. Индикация количества отпускаемого топлива и отключение колонки после отпуска дозы выполняются автоматически.

Местное управление топливораздаточными колонками осуществляется кнопками управления, расположенными непосредственно на ТРК.

4.8 Организация учета нефтепродуктов на АЗС

Учет количества нефтепродуктов на ЗАС осуществляется в соответствии с действующей нормативной документацией по учету нефтепродуктов на АЗС. Приказом (распоряжением) по организации по обеспечению учета нефтепродуктов на АЗС определяются:

•  порядок организации учета нефтепродуктов;
•  материально–ответственные лица из числа персонала АЗС;
•  лица, осуществляющие контроль за организацией, порядком и правильностью осуществления учета нефтепродуктов;
•  состав инвентаризационной комиссии;
•  периодичность проведения инвентаризации и порядок предоставления результатов;
•  порядок учета нефтепродуктов, находящихся в технологических трубопроводах.

Для автоматизации производства на АЗС устанавливаем систему автоматизированного отпуска и коммерческого учета «АССОЛЬ». Внедрение системы автоматизированного отпуска нефтепродуктов позволяет значительно увеличить пропускную способность АЗС за счет уменьшения в 1,5–2 раза времени обслуживания клиентов, ведение быстрого и точного учета поступлений и продажи нефтепродуктов. Наименование основных операций по учету нефтепродуктов приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Основные операции по учету нефтепродуктов Наименование Периодичность Руководящие документы

операции проведения 1. Измерение уровня При приеме неф- Инструкция о порядке поступления, нефтепродуктов в тепродуктов (до и хранения и учета нефти и нефтепродуктов резервуарах после слива).

При на нефтебазах и автозаправочных станций

проведении тех- Госкомнефтепродукта СССР. Утверждены

нологических пе- Зам. Председателя Госкомнефтепродукта

рекачек из одного СССР 15.08.1985 г. Правила технической

резервуара в другой. эксплуатации стационарных, контей При приеме (сдаче) нерных и передвижных автозаправочных

смены. Перед станций. Введены в действие приказом

проведением закачки Главного управления по госпоставкам и

резервуара. коммерческой деятельности ГП

«Роснефть» от 24.12.1993 г. 2. Измерение При приеме неф- ГОСТ 3900–85 плотности неф- тепродуктов тепродуктов 3. Измерение При приеме неф- ГОСТ 3900–85 температуры тепродуктов. При нефтепродукта приеме (сдаче) смены 4.Отбор проб из При приеме неф- ГОСТ 2517–85 автоцистерны тепродуктов 5. Измерение уровня При приеме неф- Инструкция о порядке поступления, подтоварной воды тепродуктов. При хранения и учета нефти и нефтепродуктов

приеме (сдаче) смены на нефтебазах и автозаправочных станциях

системы Госкомнефтепродукта СССР.

Утверждены Зам. Председателя

Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985 г. 6. Проверка по- При приеме (сдаче) Инструкция о порядке поступления, грешности ТРК с смены хранения и учета нефти и нефтепродуктов помощью образцо- на нефтебазах и автозаправочных станциях вого мерника II раз- системы Госкомнефтепродукта СССР. ряда Утверждены Зам. Председателя

Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985 г.

(п. 6.16) ГОСТ 8.400–80, МИ 1864–88 7. Снятие суммар- При приеме (сдаче) Инструкция о порядке поступления, ных показаний всех смены хранения и учета нефти и нефтепродуктов топливораздаточных на нефтебазах и автозаправочных станциях колонок системы Госкомнефтепродукта СССР.

Утверждены Зам. Председателя

Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985 г. 8. Оформление до- При приеме неф- Инструкция о порядке поступления, кументации тепродуктов (до и хранения и учета нефти и нефтепродуктов

после слива).

При на нефтебазах и автозаправочных станциях

приеме (сдаче) смены. системы Госкомнефтепродукта СССР.

Перед проведение Утверждены Зам. Председателя

зачистки резервуара Госкомнефтепродукта СССР 15.08.1985 г.

Учет нефтепродуктов на АЗС осуществляется:

•  по наличию в резервуарах (учитывается количество нефтепродуктов по каждому резервуару и суммарно по нефтепродуктам каждой марки);
•  по результатам отпуска через топливораздаточные колонки;
•  по наличию в технологических трубопроводах;
•  по документам, отражающим движение нефтепродуктов и иных товаров.

Учет фасованных нефтепродуктов осуществляется по фактическому наличию.

4.9 Автоматизация технологических процессов на АЗС

В настоящее время существуют системы автоматизированного отпуска и коммерческого учета топлива, позволяющие автоматизировать весь комплекс работ по приему, хранению, выдаче и учету нефтепродукта таблица 4.3 [28].

Для автоматизации производства на АЗС устанавливаем систему автоматизированного отпуска и коммерческого учета «АССОЛЬ», в состав которой входят:

•  комплекс управления для АЗС;
•  дополнительное оборудование к базовому комплексу – система оперативного контроля нефтепродуктов «Струна 1М»;
•  считыватель пластиковых карт;
•  считыватель штрих кода;
•  процессинговый центр.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

•  одновременное управление до 16 ТРК отечественного и зарубежного производства;
•  сопряжение с фискальными регистраторами;

 автоматический учет реализованного нефтепродукта с выдачей справочной

 информации по ТРК, резервуарам, топливу, приему нефтепродукта, деньгам и электронным картам без остановки процесса выдачи нефтепродуктов;

•  контроль количества нефтепродуктов в резервуарах по уровню, объему и массе [25].

Сменный отчет установленной формы формируется данной системой с расшифровками по следующим параметрам:

•  наименование и код нефтепродукта (НП);
•  поступление НП за смену (в литрах, килограммах);
•  наименование поставщика и документы;
•  номера подключенных ТРК;
•  показания счетчиков на начало и конец смены;
•  расход (в литрах, килограммах);
•  номера резервуаров и уровень НП в мм;
•  наличие подтоварной воды;
•  расчетный остаток в литрах;
•  баланс по массе, излишки и недостача в резервуарах (в литрах);
•  погрешность ТРК (в литрах и процентах).

Процессинговый центр обеспечивает работу с электронными картами:

•  формирование и передачу учетно–отчетной информации;
•  разграничения доступа к установкам, настройкам и информации;
•  эмиссию электронных карт с защитой денежных средств клиента;
•  ведение договоров с клиентами;
•  формирование и предоставление клиентам отчетной документации и ведение лицевых счетов;
•  формирование баланса за отчетный период;
•  ведение справочников;
•  централизованный сбор информации о заправках.

Отчетные документы выдаются на принтер и сохраняются на жестком диске.

Для установки системы в базовом варианте не требуется специальной монтажной работы, остановка технологических процессов на АЗС, изменения в электромонтажной схеме проводки. Аппаратура монтируется в течение 30 минут. Проведение сопряжения с новыми внешними устройствами (ТРК, «Струна 1М», платежные терминал) не вызывает сложностей.

Внедрение системы автоматизированного отпуска нефтепродуктов позволяет:

•  значительно увеличить пропускную способность АЗС за счет уменьшения в 1,5–2 раза времени обслуживания клиентов;
•  ведение быстрого и точного учета поступлений и продажи нефтепродуктов и сопутствующих товаров [29];
•  оперативная передача информации с АЗС в центральный диспетчерский пункт по существующим каналам связи;
•  определение критического запаса топлив на АЗС;
•  оперативный контроль электронного оборудования системы выдача заявок на обслуживание;
•  оперативный контроль запаса нефтепродуктов и выдача заявок на его потребность;
•  формирование отчетной документации по движению ГСМ [29].

Для автоматизации 95% уровня топлива применяются регуляторы – сигнализаторы ЭРСУ–3, по команде которых отключаются электромагнитные клапаны подачи топлива.

Применение современных топливозаправочных колонок «Global Star» позволяет автоматизировать отпуск топлива в топливные баки автотранспортных средств и тару потребителя в режиме самообслуживания, кроме того, колонки оснащены автоматическим топливным краном, служащим для предотвращения перелива бензобака автомобиля.

4.10 Подготовка АЗС к эксплуатации в осенне–зимний период

Для обеспечения бесперебойной эксплуатации АЗС в осенне–зимний период необходимо [23]:

•  отремонтировать, опробовать и подготовить системы отопления зданий и подогрева масла;
•  утеплить колодцы водопроводных систем и пожарные гидранты;
•  огнетушители перенести в отапливаемое помещение и вывесить плакат с надписью «Здесь находятся огнетушители»;
•  подготовить системы водостоков и очистных сооружений;
•  утеплить дверные и оконные проемы зданий;
•  заменить летние сорта нефтепродуктов на зимние или всесезонные;
•  подготовить инвентарь для уборки территории во время гололеда;
•  откачать подтоварную воду из резервуаров;
•  заготовить и просушить песок для противопожарных нужд, для посыпки площадок и подъездных дорог при гололеде.

С наступлением осенне–зимнего периода необходимо:

•  пустить в эксплуатацию систему подогрева масел и отопления зданий;
•  своевременно очищать от снега сооружения, оборудование и площадки АЗС;
•  посыпать площадки и подъездные дороги песком при образовании гололеда.

По окончании зимнего периода необходимо:

•  принять меры, предотвращающие затопление территории АЗС и подъездных дорог к ним;
•  принять меры по предупреждению «выброса» либо деформации заглубленных в землю резервуаров: заполнить и поддерживать на максимальном уровне заполнения нефтепродуктами резервуар;
• в случае отсутствия в достаточном количестве нефтепродуктов допускается залив резервуара водой при условии обязательного вывода из эксплуатации резервуара;

•  обеспечить надежную герметизацию резервуаров, исключающую попадание в них воды и утечку нефтепродуктов из них до наступления паводка;
•  очистить от мусора и льда все колодцы и приямки производственно– ливневой канализации;
•  снять утеплители колодцев водопроводной сети и пожарных гидрантов;
•  отключить подогрев масел при установившихся плюсовых температурах окружающего воздуха;
•  провести техническое обслуживание огневых предохранителей и дыхательных клапанов резервуаров;
•  установить огнетушители в места летнего их нахождения;
•  произвести при необходимости окраску оборудования АЗС, а также здания и сооружения.

5 Безопасность и экологичность проекта

5.1 Производственная безопасность

5.1.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов (производственная санитария)

АЗС является сложной многофункциональной системой повышенной опасности, поскольку оказывает услуги по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

Персонал АЗС подвержен воздействию следующих физических и химических опасных и вредных производственных факторов:

•  движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования;
•  повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, нефтепродуктов;
•  повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
•  повышенный уровень шума на рабочем месте;
•  повышенный уровень вибрации;
•  повышенная или пониженная влажность воздуха;
•  повышенная или пониженная подвижность воздуха;
•  повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
•  повышенный уровень статического электричества;
•  недостаточная освещённость рабочей зоны;
•  пожар, взрыв.

Основным опасным и вредным химическим фактором является токсичность многих нефтепродуктов и их паров.

Бензин относится к ЛВЖ и представляет собой прозрачный летучий нефтепродукт с характерным запахом. Скорость распространения пламени по поверхности зеркала бензина при обычных условиях составляет 10–15 м/с.

Класс опасности – IV, ПДК в рабочей зоне – 100 мг/м3 [30].

Человек с нормальным обонянием ощущает запах паров бензина при концентрациях их в воздухе около 400 мг/м 3. Легкое отравление парами бензина может наступить после 5–10 мин пребывания человека в атмосфере с концентрацией паров бензина в пределах 900–3612 мг/м3. При этом появляются головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, беспричинная вялость, легкие подергивания мышц, дрожание рук, мышечные судороги. При непродолжительном вдыхании воздуха с концентрацией паров бензина 5000–10000 мг/м3 уже через несколько минут появляются: головная боль, неприятные ощущения в горле, кашель, раздражение слизистых оболочек носа, глаз. Кроме того, первыми признаками острого отравления парами бензина являются понижение температуры тела, замедление пульса и другие симптомы. При концентрации паров бензина в воздухе свыше 2,2 % (30 г м3) после 10–12 вдохов человек отравляется, теряет сознание; свыше 3 % (40 г/м3) происходит молниеносное отравление (2–3 вдоха) – быстрая потеря сознания и смерть.

С повышением температуры окружающего воздуха сила токсического воздействия бензина резко повышается. При воздействии на кожу бензин обезжиривает ее и может вызвать кожные заболевания – дерматиты и экземы. Бензин не накапливается в организме, но ядовитые вещества, растворенные в нем (тетраэтилсвинец), остаются в организме.

При отравлении бензином через рот у пострадавшего появляются жжение во рту и пищеводе, жидкий стул, иногда боли в области печени.

Если бензин попадает в дыхательные пути, через 2–8 ч развивается бензиновое воспаление легких (боли в боку, кашель с выделением бурой мокроты, повышение температуры тела, запах бензина изо рта).

При отравлении парами дизельного топлива наблюдаются те же признаки, что и при отравлении парами бензина. Частое и длительное воздействие дизельного топлива раздражает слизистую оболочку и кожу человека.

Согласно [31] по санитарной характеристике технологический процесс относится к группе 1б – процесс, вызывающий загрязнение тела и рук. В зависимости от группы технологического процесса по санитарной характеристике для персонала предусматриваем санитарно–бытовые помещения.

Персонал обеспечивается спецодеждой, спецобувью и другими СИЗ в соответствии с Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты и Типовыми отраслевыми нормами таблица 5.1 их бесплатной выдачи.

Таблица 5.1 – Перечень специальной одеждой, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты

Наименование Срок носки по годам

специальной одежды, Колич по климатическим районам

специальной обуви и ество Профессия

других средств (штук,

I II III IV V «особый»

индивидуальной пары)

защиты Оператор Куртка 1 На 2 На 2 – – – – заправоч хлопчатобумажная на года года ных утепляющей прокладке станций со сквозной стежкой

Сапоги кирзовые 1 На 2 На 2 На 2 На 2 На 2 На 2 года

года года года года года Окончание таблицы 5.1

Плащ Дежурный

непромокаемый

Перчатки До износа

резиновые

Рукавицы 1 На 2 На 2 На 2 На 2 На 2 На 2 мес

брезентовые мес мес мес мес мес

Куртка 1 На 3 На 3 На 3 На 3 На 2 На 2 года

хлопчатобумажная года года года года года

зимняя на ватине с

меховым воротником

Шапка ушанка 1 – – – – – На 3 года

Брюки 1 – На 3 На 2 На 2 На 2 На 2 года

хлопчатобумажные на года года года года

утепляющей прокладке

со сквозной стежкой

Сапоги валяные 1 – На 3 На 2 На 2 На 2 На 2 года

года года года года

Галоши к сапогам 1 – На 3 На 2 На 2 На 2 На 2 года

валяным года года года года

Для защиты органов дыхания работники обеспечены средствами индивидуальной защиты органов дыхания

Выдача работникам молока или других равноценных пищевых продуктов, спецпитания, мыла осуществляется в установленном порядке. Нефтебазы, склады ГСМ самостоятельно, на основе коллективного договора, решают вопросы производственного и социального развития, в том числе все вопросы, связанные с бесплатной выдачей молока или других равноценных продуктов, с учетом следующих условий:

•  молоко выдается по 0,5 л за смену независимо от ее продолжительности в дни фактической занятости работника на работах, связанных с производством или применением химических веществ, предусмотренных в перечне;

•  не допускается оплата молока деньгами, замена его другими товарами или продуктами, кроме равноценных (кефир, простокваша и т. п.);

•  не допускается выдача молока за одну или несколько смен вперед, равно как и за прошедшие смены, и отпуск молока на дом;
•  молоко не выдается работникам, получающим бесплатно лечебно– профилактическое питание за особо вредные условия труда.

Средства коллективной защиты работников включают средства нормализации условий работы и средства снижения воздействия на работников вредных производственных факторов:

•  воздушной среды;
•  освещения;
•  уровня шума;
•  защиты от поражения электрическим током и от статического электричества;
•  защиты от взрыва и пожара.

Нормируемая освещённость подъездных путей к АЗС с дорог категории Б –10 лк, места заправки и слива нефтепродуктов – 20 лк, переходно–скоростных полос – 15 лк, на остальной территории АЗС, имеющей проезжую часть – 10 лк [31].

Питание наружного освещения принято от линии уличного освещения КТП. В отношении обеспечения надёжности электроснабжения электроприемники относятся к III категории.

5.1.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (техника безопасности)

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагаются в соответствии с Трудовым кодексом Российской Федерации на работодателя.

Работодатель обязан обеспечить:

•  безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования, осуществлении технологических процессов, а также применяемых в производстве сырья и материалов;

•  применение средств индивидуальной и коллективной защиты работников, соответствующие требованиям охраны труда и условиям труда на каждом рабочем месте;
•  режим труда и отдыха работников в соответствии с законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации;
•  приобретение за счет собственных средств и выдачу спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты (СИЗ), смывающих и обезвреживающих средств в соответствии с установленными нормами работникам, занятым на работах с вредными или опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением;

•  обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочих местах работников и проверку их знаний требований охраны труда, недопущение к работе лиц, не прошедших в установленном порядке указанное обучение, инструктаж, стажировку и проверку знаний требований охраны труда;

•  организацию контроля за состоянием условий труда на рабочих местах, а также за правильностью применения работниками средств индивидуальной и коллективной защиты;
•  проведение специальной оценки рабочих мест по условиям труда;
•  недопущение работников к выполнению ими трудовых обязанностей без прохождения обязательных медосмотров и при медицинских противопоказаниях;
•  информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах, о существующем риске повреждения здоровья и полагающихся им компенсациях и СИЗ;
•  предоставление органам государственного управления охраной труда, органам государственного надзора и контроля за соблюдением требований охраны труда информации и документов, необходимых для осуществления ими своих полномочий;
•  проведение за счет собственных средств обязательных предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в течение трудовой деятельности) медосмотров работников, внеочередных медицинских осмотров (обследований) работников по их просьбам в соответствии с медицинскими рекомендациями с сохранением за ними места работы (должности) и среднего заработка на время прохождения указанных медицинских осмотров;
•  принятие мер по предотвращению аварийных ситуаций, сохранению жизни и здоровья работников при возникновении таких ситуаций, в том числе по оказанию пострадавшим первой помощи;
•  расследование в установленном Правительством Российской Федерации порядке несчастных случаев на производстве и профзаболеваний;
•  санитарно–бытовое и лечебно–профилактическое обслуживание работников в соответствии с требованиями охраны труда;
•  беспрепятственный допуск должностных лиц органов государственного управления охраной труда, органов государственного надзора и контроля за соблюдением требований охраны труда, органов Фонда социального страхования Российской Федерации, а также представителей органов общественного контроля в целях проведения проверок условий и охраны труда в организации и расследования несчастных случаев на производстве и профзаболеваний;

•  выполнение предписаний должностных лиц органов государственного надзора и контроля за соблюдением требований охраны труда;
•  обязательное социальное страхование работников от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний;
•  ознакомление работников с требованиями охраны труда.

Работник обязан:

•  соблюдать требования охраны труда;
•  правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты;
•  проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний требований охраны труда;
•  проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медосмотры;

—  немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае, происшедшем на производстве, или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе и о появлении признаков острого профзаболевания (отравления).

Аварийной ситуацией на АЗС является:

•  загорание АЗС;
•  неисправность в электрооборудовании;
•  утечки нефтепродукта из топливораздаточной колонки, резервуара;
•  загазованность (свыше 100 мг/м3) в здании АЗС;
•  пролив и перелив при приёме нефтепродуктов.

Требования пожарной безопасности при эксплуатации АЗС соответствуют требованиям, предъявляемым правилами пожарной безопасности в Российской Федерации и правилами пожарной безопасности при эксплуатации организаций нефтепродуктообеспечения.

Степень огнестойкости АЗС – III.

Класс конструктивной пожарной опасности – С0.

Класс функциональной пожарной опасности – ФЗ.

Для построения системы пожарной сигнализации и оповещения людей о пожаре используются прибор «Сигнал–20П SMD».

АЗС обеспечена автоматической модульной установкой порошкового пожаротушения рисунок 5.1 согласно [32], которая обеспечивает возможность тушения пожара вокруг топливораздаточной колонки на площади возможного розлива бензина, равной S = 63 м2.

Рисунок 5.1 – Схема границ обзора модулей порошкового пожаротушения на

АЗС

Взрывобезопасность производственных процессов обеспечивается предупреждением возникновения взрывоопасной ситуации, а также взрывозащитными и организационно–техническими мероприятиями.

Определим потенциал статического электричества на поверхности цистерны емкостью = 60000 л, в которую производится слив бензина со скоростью V = 100 л/мин. Скорость электризации q = 10–8 А/мин на 1 л продукта. Электрическая емкость цистерн, применяемых в практике для слива– налива нефтепродуктов, С = 10–9 Ф.

Полный заряд, передаваемый электризованным бензином, цистерне

Q=q. , (5.1)

В результате расчета получим следующее

Q = 10–8 . 1000 = 60–4 к.

Потенциал статического электричества на поверхности цистерны

U = Q/C, (5.2)

В результате расчета получим следующее

U = 60–5/10–9 = 60000 B.

Тепловая энергия искры

Е = С . U2/2, (5.3)

В результате расчета получим следующее

Е = 10–9 . 6 . 1016/2 = 3 . 107 Дж.

Вывод: энергия искры значительно превышает энергию, необходимую для воспламенения паров нефтепродуктов.

В соответствии с действующим законодательством ответственность за обеспечение пожарной безопасности возлагается на руководителя.

Для каждого взрывопожароопасного объекта разработаны планы ликвидации аварий и планы тушения пожаров – планы быстрого реагирования (ПБР).

Курение на территории АЗС запрещается и может быть разрешено только в специально отведенных и оборудованных местах, обозначенных надписью «Место для курения».

Во всех местах, представляющих опасность, установлены предупреждающие и запрещающие знаки безопасности.

5.2 Экологичность проекта

Источником загрязнения окружающей среды на АЗС являются испарения нефтепродуктов («большие и малые дыхания»), а также выхлопы отработанных газов автотранспорта. Источниками выделения углеводородов на АЗС являются резервуары для хранения нефтепродуктов и топливные баки автомобилей при их заправке.

Максимальный выброс (г/с) углеводородов в атмосферу от указанных источников определяется по формуле

M = C ·V, (5.4)

где V (м3/с) – объем газовоздушной смеси, выбрасываемой из резервуара в единицу времени во время его закачки; принимается равным производительности закачки, определяемой исходя из объема принятого в резервуар нефтепродукта и продолжительности закачки;

• C – максимальная концентрация углеводородов в выбросах, г/м3.

Выбросы паров нефтепродуктов определены в соответствии с [33].

Максимальные выбросы паров нефтепродуктов с учетом их разделения по группам углеводородов и индивидуальным веществам рассчитываются по формуле

M1 = M

• C1
• 10–2, (5.5)

где C1 – концентрация i–того загрязняющего вещества, % масс.

Так как одновременно операции по наливу нефтепродуктов в резервуары и заправке в топливные баи автомобилей не выполняются, то за максимальный выброс принимается больший из двух. При этом необходимо учитывать максимальное число автомобилей, в которые может одновременно производиться заправка топливом.

Годовые выбросы паров нефтепродуктов с учетом их разделения по группам углеводородов и индивидуальным веществам рассчитываются по формуле

G1 = G

• C1 ·10–2 , (5.6)

где C1 – концентрация i–того загрязняющего вещества, % масс.

Реконструируемая автозаправочная станция рассчитана на 500 заправок в сутки. Расположена она в климатической подгруппе 2–1. Годовая реализация моторного топлива составляет 6300 м3, в том числе:

 бензина 4392 м3, в том числе:

• в осенне–зимний период 2196 м3;
• в весенне–летний период 2196 м3;

 дизельного топлива 1908 м3, в том числе:

• в осенне–зимний период 954 м3;
• в весенне–летний период 954 м3.

Нормы естественной убыли автомобильного бензина при приеме, хранении и отпуске на АЗС для климатической подгруппы 2–1 в весенне– летний период составляют n8 = 0,97кг/т, в осенне–зимний период – n9 = 0,54 кг/т. Расчет выбросов паров бензина.

Годовой выброс углеводородов в атмосферу на АЗС составит, т/год:

G = {(0,97 ·2196

• 0,72) + (0,54
• 2196
• 0,72)}
• 10–3 = 2,387.

Годовой выброс паров бензина с учетом их разделения по группам углеводородов и индивидуальным веществам составит:

углеводороды C1–C5

G = 2,387

• 75,47/100 = 1,8 т/год;

углеводороды С6–С10

G = 2,387

• 18,38/100 = 0,438 т/год;

амилен (непредельные)

G = 2,387

• 2,5/100 = 0,059 т/год;

бензол

G = 2,387

• 2,0/100 = 0,047 т/год;

толуол

G = 2,387

• 1,45/100 = 0,034 т/год;

ксилол

G = 2,387

• 0,15/100 = 0,003 т/год;

этилбензол

G = 2,387

• 0,05/100 = 0,001 т/год.

Для уменьшения испарения нефтепродуктов следует:

•  поддерживать в полной технической исправности резервуары и технологическое оборудование и обеспечивать их герметичность;
•  регулировать дыхательные клапаны резервуаров на требуемое избыточное давление и вакуум и следить за их исправностью;
•  оборудовать резервуары с бензином газовой обвязкой;
•  герметично закрывать сливные и замерные устройства, люки смотровых и сливных колодцев после приема нефтепродуктов и измерения уровня, температуры, плотности;

•  не допускать переливов нефтепродуктов при заполнении резервуаров и заправке автомашин;
•  сливать нефтепродукты из автоцистерн только с применением герметичных быстроразъемных муфт.

На территории АЗС периодически проверяют загазованность окружающего воздуха согласно руководству по контролю источников загрязнения атмосферы. Отбор и анализ проб проводят в соответствии с требованиями и «Методики по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР ».

В процессе реконструкции и эксплуатации комплекса сооружений АЗС образуются отходы производства и производственного потребления, связанные с производственной деятельностью по строительству и эксплуатации объекта, а также бытовые отходы. К отходам проектируемого объекта относятся следующие:

•  отходы (осадки) очистных сооружений поверхностных сточных вод;
•  всплывающая пленка из нефтеуловителей;
•  мусор от уборки территории;
•  мусор от уборки бытовых помещений;
•  шлам от зачистки резервуаров (3 класс опасности);
•  отработанные люминесцентные лампы (ртуть содержащие отходы).

Отходы производства, образующиеся при проведении строительных работ: строительный мусор (4 класс опасности), лом черного металла (4 класс опасности), не нормируются, сдаются по факту. Строительный мусор вывозится по договору на полигон ТБО, лм черных металлов сдается на предприятие вторчермета, имеющее лицензию на данный вид работ.

Отработанные люминесцентные лампы (1 класс опасности) предполагается хранить в герметичной металлической упаковке на стеллажах в подсобном помещении и по мере накопления сдавать на демеркуризацию по договору с лицензированной организацией.

Бытовые отходы и отходы от уборки территории(4 класс опасности) временно хранятся в металлических контейнерах на специальной площадке, с вывозом с периодичностью 2 раза в неделю на полигон ТБО г. Красноярска по договору с коммунальной службой города.

АЗС оборудована производственно–ливневой канализацией для сбора производственных и дождевых стоков.

Очистные сооружения эксплуатируют в соответствии с производственной инструкцией, составленной на основании требований типового проекта АЗС и [34].

Сброс неочищенных стоков в водоемы категорически запрещается.

Смену фильтрующих материалов, а также удаление уловленных нефтепродуктов и осадка из очистных сооружений, необходимо производить по мере необходимости.

Продукты зачисток резервуаров, осадки очистных сооружений, загрязненные фильтрующие материалы и прочие отходы производства, подлежащие захоронению или уничтожению, отводятся в места, определяемые решением органов местного самоуправления по согласованию со специально уполномоченными на то государственными органами Российской Федерации в области охраны природной окружающей среды и санитарно– эпидемиологического надзора.

Охрана поверхностных вод от загрязнения обеспечивается следующими мероприятиями:

•  организован сбор вод с территории АЗС (заправочные островки, резервуарный парк, проезды и т.п.) с отведением их в проектируемую сеть ливневой канализации АЗС;
•  герметизированный слив топлива из автоцистерн осуществляется через сливные быстроразъемные муфты типа МС–1;
•  использование очищенных стоков для полива территории АЗС.

Концентрация загрязнения дождевых сточных вод до очистки в соответствии с [30] составляет по взвешенным веществам – 300 мг/л, по нефтепродуктам – 40 мг/л.

Очистка поверхностных стоков с территории АЗС производится в локальных очистных сооружениях в составе отстойника с фильтром и резервуаром – накопителем.

Концентрация загрязнения очищенных дождевых сточных вод после очистки: по взвешенным веществам – 37 мг/л, по нефтепродуктам – 0,68мг/л.

Осадок, образующийся в грязеотстойнике по мере накопления, вывозится на полигон по захоронению твердых бытовых отходов.

Охрана подземных вод и почв от загрязнения нефтепродуктами обеспечивается мероприятиями:

•  предусмотрена локализация возможных источников загрязнения путем устройства ливневых канализаций;
•  сети выполнены с применением материалов и конструкций, обеспечивающих безаварийную их работу и исключающих возможность утечек в грунт, а также загазованность воздушной среды;
•  площадка, примыкающая к топливораздаточным колонкам, и площадка для АЦ выполнены со стойким к бензину покрытием (бетон).

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

На АЗС должен быть разработан план ликвидации возможных аварий, в котором, с учетом специфических условий, необходимо предусмотреть оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийной ситуации, а в случае их возникновения – по ликвидации, исключению загораний и взрывов, максимальному снижению тяжести последствий и эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварий.

Аварийной ситуацией на АЗС следует считать:

•  загорание АЗС;
•  неисправность в электрооборудовании;
•  утечки нефтепродукта из топливораздаточной колонки, резервуара;
•  загазованность (свыше 100 мг/м3) в здании АЗС;
•  пролив и перелив при приеме нефтепродуктов.

Во всех аварийных ситуациях оператор обязан немедленно отключить общий рубильник и прекратить заправку автотранспорта.

При возникновении пожара оператор обязан вызвать пожарную команду, приступить к тушению пожара имеющимися средствами, привлекая на помощь водителей транспорта, сообщить диспетчеру нефтебазы.

Оператору запрещается производить какой–либо ремонт электрооборудования на АЗС. В случае неисправности электрооборудования следует вызвать слесаря–электрика.

При обнаружении утечки нефтепродукта в топливораздаточной колонке необходимо немедленно отключить колонку и вызвать специалистов для ремонта. До устранения неисправности работа колонки запрещается.

При обнаружении утечки нефтепродукта из резервуара оператор должен вызвать аварийную службу, освободить территорию АЗС от автотранспорта, сообщить диспетчеру нефтебазы, сделать запись в журнале приема и сдачи смены.

В случае обнаружения загазованности в здании АЗС следует проветрить здание естественной вентиляцией (открыть двери, окна), определить источник повышенной загазованности, сообщить диспетчеру нефтебазы, сделать запись в журнале приема и сдачи смен.

При проливе (переливе) нефтепродуктов оператор обязан прекратить все технологические операции, освободить территорию АЗС от автотранспорта, удалить пролитый нефтепродукт, место пролива засыпать песком. При невозможности ликвидировать аварийную ситуацию своими силами – сообщить диспетчеру нефтебазы и вызвать аварийную службу.

Пожарная безопасность объектов АЗС обеспечивается комплексом мероприятий, направленных на предупреждение пожара и взрыва, а также создание условий, обеспечивающих успешное тушение, эвакуацию людей и материальных ценностей.

Проектом предусмотрено:

•  устройство подъездных автодорог обеспечивает возможность свободной эвакуации транспортных средств;
•  для хранения топлива принято подземное расположение резервуаров;
•  предусмотрены пожарные посты первичных средств пожаротушения в составе 2–х пожарных щитов ЩП–В (инвентарь на 1 щит).

Первичные средства пожаротушения:

• ящик с песком 0,5(м3) 1 шт.;
• рулон асбестовой ткани или кошмы размером 1,0  2,0 м 1 шт.;
• огнетушитель типа ОП–10 1 шт.;
• огнетушитель типа ОП–5 2 шт.;
• лопаты совковые 1 шт.;
• огнетушитель типа ОВП–10 2 шт.

Дополнительно к щитам площадка оборудуется двумя огнетушителями типа ОВП 100.

Наружное пожаротушение осуществляется от 2–х пожарных гидрантов сети водопровода, расположенных в 100 и 150 метрах от территории АЗС.

В проекте применено:

•  технологическое оборудование и материалы, снижающие пожарную опасность (дыхательные клапана типа СМДК);
•  быстроразъемные муфты МС–1, обеспечивающие герметичность слива;
•  пожарная сигнализация;
•  соблюдением нормативных требований пожарной безопасности по размещению объекта и взаимное расположение его отдельных блоков;
•  обеспечение возможности пожаротушения от существующих пожарных гидрантов и обеспечение первичных средств пожаротушения;
•  организацию свободной эвакуации персонала и транспортных средств;
•  устройство молниезащиты;
•  заземление с удельным сопротивлением растеканию тока не более 4 Ом согласно [35].

При разработке рабочего проекта предусмотрены конструктивные и объемно–планировочные решения, обеспечивающие пожарную безопасность здания операторной, а именно:

•  несущие и ограждающие конструкции – из несгораемых материалов;
•  утепление крыши запроектировано из негорючих минераловатных плит;
•  несущие элементы каркаса – колонны, балки обрабатываются огнезащитным сертифицированным покрытием;
•  наружные и внутренние стены выполнены из кирпича;
• Из помещений 1 этажа предусмотрено два выхода наружу;

— Проектом предусматривается оборудование автоматической пожарной сигнализации операторной АЗС. В помещении оператора установлен приемно– контрольный охранно–пожарный прибор «ВЭРС–ПК4». В помещениях установить дымовые извещатели типа Ип212–41 и ручные типа ИПР–3СУ. Оповещение персонала о пожаре предусмотрено звуковым оповещателем.

Согласно [36] предусматривается молниезащита II категории (молниеприемник) резервуаров со светлыми нефтепродуктами, топливораздаточных колонок. Молниеприемник устанавливается из стальных труб разного диаметра и двумя спусками присоединяется к наружному защитному контуру заземления АЗС.

6 Экономическая часть

В экономической части дипломного проекта необходимо рассчитать затраты на реконструкцию автозаправочной станции № 30 ОАО «Красноярскнефтепродукт», расположенной по адресу г. Красноярск, ул. Свердловская 25А.

В объем работ по реконструкции входит:

•  реконструкция резервуарного парка (замена шести одностенных РГС на три двустенных двухсекционных РГС, замена резервуаров аварийного пролива и пожарного резервуара);
•  замена топливораздаточных колонок;
•  замена технологических трубопроводов;
•  устройство навеса над зоной обслуживания автомобилей;
•  реконструкция здания операторной;
•  устройство молниезащиты, заземления;
•  строительство автодорог и площадок;
•  пуско–наладочные работы.

Предусмотренные проектом работы выполняются на территории существующей АЗС с учетом существующей городской застройки и существующих коммуникаций.

Затраты на реализацию проекта складываются из единовременных капитальных вложений и текущих затрат.

К единовременным капитальным вложениям относятся: выполнение строительно–монтажных и пуско–наладочных работ (СМР и ПНР).

Текущими затратами являются затраты, которые возникают в процессе эксплуатации уже реконструированной АЗС, при этом при эксплуатации значительно снизятся затраты на ремонт и изменятся амортизационные отчисления.

Расчетная стоимость строительства объекта определяется в ценах на I квартал 2016 г.

Предполагаемый годовой оборот нефтепродуктов на АЗС № 30 составляет (данные брались со сметного расчета типовой АЗС):

 бензина 4583 м3, в том числе:

• АИ92 – 3 560 т/год;
• А80 – 37 т/год;
• АИ95 – 856 т/год;
• АИ98 – 130 т/год.

 дизельного топлива 1908 м , в том числе:

• в осенне–зимний период ДТЗ– 954 м3;
• в весенне–летний период ДТА – 954 м3.

Количество работников для обслуживания АЗС с автомастерской – 8 человек. Продолжительность строительства – 6 мес.

Потребность строительства в кадрах – 36 чел

Примерный перечень работающих занятых на производстве работ по реконструкции АЗС представлен в таблице 6.4. Потребность строительства в кадрах рабочих специальностей определена по набору, исходя из перечня работ.

Таблица 6.4 – Примерный перечень работающих Перечень работающих по профессиям Количество человек Машинист экскаватора 2 Бульдозерист 1 Сварщик 2 Машинист крана 1 Бетонщик 2 Монтажник 6 отделочные работы 4 дорожные работы 4 Рабочие подсобные 2 Сантехник 2 Слесарь 2 Электромонтажник 2 Водитель 1 Тракторист 1 Инженерно–технический персонал 2 Охрана 1

Таким образом, для строительства объекта потребуется 36 человек: 32 рабочих, 2 охранника и 2 сотрудника ИТР.

Состав парка и количество основных, транспортных средств определен на основании объемов работ представлен в таблице 6.5.

Таблица 6.5 – Состав парка и количество основных механизмов, машин и транспортных средств Наименование машин, механизмов, станков, инструментов и Ед. изм. Количество

материалов Экскаватор Э0332 шт. 1 Бульдозер Четра Т9 МП шт. 1 Пневматическая трамбовка ИП–4503 шт. 1 Автокран КС–55717Б шт. 1 Передвижной компрессор с дизельным приводом серии UMD–10 шт. 1 Э/сварочный аппарат СТН–500 шт. 1 ЭлектрокраскопультСО–71 В шт. 1 Лебедка шт. 1 Пневм.затирочная машина СО–54 шт. 1 Окрасочный агрегат АВД–2600 шт. 1 Автосамосвал ЗиЛ–ММЗ–45085 шт. 1 Виброрейка СО – 131 шт. 1 Штукатурно–смесительный агрегат СО–38 шт. 1 Дизель – молот С–330 (на ЭО–5119) шт. 1

Операторы

ФЗП  15000  4500  4500  24000 руб.

Итого за год  24000 12  4  1152000 руб.

Примем оклад слесаря–наладчика АЗС в размере 13 000 рублей и рассчитаем годовой фонд заработной платы.

ФЗП  13000  3900  3900  20800 руб.

Итого за год  20800 12  2  499200 руб.

Примем оклад электрика АЗС в размере 10 000 рублей и рассчитаем годовой фонд заработной платы.

ФЗП  10000  3000  3000  16000 руб.

Итого за год  16000 12  2  384000 руб.

Примем оклад дворника АЗС в размере 8 000 рублей и рассчитаем годовой фонд заработной платы.

ФЗП  8000  2400  2400  12800 руб.

Итого за год  12800 12  153600 руб.

Таблица 6.8 – Расчет годового фонда заработной платы работников АЗС

Заработная плата Категория персонала Количество Итого за год, руб.

(месячная), руб. Операторы 4 24000 1152000 Слесарь–наладчик 2 20800 499200 Электрик 2 1600 384000 Дворник 1 12800 153600 Итого: 9 2188800

Годовой фонд оплаты труда составляет 2 188 800 рублей.

Расчет страховых взносов.

Базой для расчета страховых взносов является фонд заработной платы.

Ставка для расчета налога составляет 30 %  в том числе:

•  22 %  в пенсионный фонд;
•  2,9 %  в ФСС;
•  5,1 %  в территориальный ФОМС;
• Страховые взносы, Зстр.вз., расчитываем по формуле

ФЗП  30

Зстр. з.  , (6.4) где ФЗП–то же, что и в формуле (6.3); 30 – ставка для расчета налога (30%).

2188800  30

Зстр. з.   656640 руб.

Расчет взносов на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, ЗПнс, по ставке 0,6%.

ФЗП  0,6

ЗП с  , (6.5) где ФЗП – то же, что и в формуле (6.3).

2188800  0, 6

ЗПнс   13132,8 руб.

Обеспечение строительной площадки энергоресурсами осуществляется электроэнергией от рядом расположенной трансформаторной подстанции. Расчет производится по формуле

Пэ / э  Тэ / э  (Q  л 12 ) , (6.6)

где Пэ/э – плата за электроэнергию в рублей. Тэ/э – тариф за электроэнергию составляет 3,38 руб./кВт ч [5].

Q –л – потребление электроэнергии 1480 кВт в месяц.

Пэ / э  3,38  ( 1480 12 )  60028,8 руб.

Затраты на электроэнергию составляют 60028,8 рублей.

Рассчитаем затраты на текущий ремонт оборудования

Затраты составляют 10 % от стоимости оборудования, по которому осуществляется текущий ремонт, перечень которого приведен в таблице 6.9

Таблица 6.9 – Перечень оборудования

Кол– Стоимость

Наименование затрат во, без НДС, Всего, руб.

шт. руб. Резервуар РГСД – 60 м3 3 665000 1995000 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический 1 190780 190780 где П п/ – плата за питьевую воду в руб.; Т п/ – тариф за питьевую воду руб./м.куб.; Qп/ – среднее потребление питьевой воды, м.куб.

Пп /  15,39  80 12  11774, 4 руб.

Расчет платы за сброс бытовых стоков. АЗС относятся к потребителям третьей категории тариф за сброс бытовых стоков составляет 25,37 руб./м. куб. Средний сброс бытовых стоков АЗС за год 182 м. куб. Расчет производится по формуле

Пб / с  Тб / с  Об / c , (6.9)

где Пб/с – плата за сброс бытовых стоков, руб.; Тб/с – тариф за сброс бытовых стоков, руб/м3; Qб/с – сброс бытовых стоков, м3.

Пб/с= 25,37∙182 = 4617,34 руб.

Все эксплуатационные затраты сведены в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 – Эксплуатационные затраты

Наименование затрат Стоимость, руб. Амортизация ОС 328597 Оплата труда 2188800 Страховые взносы 656640 Отчисления на производственный травматизм и профессиональный

13132,8 риск Электроэнергия 328597 Текущий ремонт оборудования 596972,5 Водоснабжение 11774,4 Бытовые стоки 4617,34 Итого: 4129131,04

Эксплуатационные затраты составили 4 129131,04 рублей.

6.3 Расчет затрат на приобретение нефтепродуктов и расчет срока окупаемости АЗС

Рассчитаем затраты на приобретение нефтепродуктов в стоимостном выражении в таблице 6.11.

Пч = 11 268 253,28 – 2 253 650,66 = 9 014 602,624 руб.

Расчет периода окупаемости инвестиционного проекта

К

Т , (6.13)

Пч

где К – единовременные капитальные вложения, руб.; Пч – то же, что и в формуле (6.12).

35 297 165

Т  3,91 лет.

9 014 602,624

Таким образом, единовременные затраты составили 35 297 165 рублей, по ценам на 2016 год, в связи с этим срок окупаемости составляет 3,91 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данная бакалавровская работа выполнена в соответствии с заданием на проектирование. В работе произведены все необходимые расчеты и даны соответствующие рекомендации по реконструкции зданий и сооружений АЗС, а также решены следующие задачи:

•  разработаны архитектурно-компоновочные решения;
•  разработана конструкторскую часть (расчет нормы запаса нефтепродуктов, выбор резервуаров по вместимости, механический и гидравлический расчет резервуаров и трубопроводов и т. д.);
•  подобрано технологическое оборудование;
•  заменены: пять одностенных РГС на три двустенных двухсекционных РГС;
• технологические трубопроводы;

•  изменена планировка технологической зоны заправки;
•  заменены четыре ТРК на три современные;
•  произведена реконструкция здания операторной;
•  разработаны мероприятия по антикоррозионной защите технологического оборудования;
•  разработана технология работы АЗС;
•  разработать план мероприятий по вводу АЗС в эксплуатацию;
•  разработаны мероприятия по безопасности жизнедеятельности и экологичности проекта;
•  проведен расчет капиталовложений на реконструкцию.

Замена ТРК с переводом АЗС на напорную схему подачи топлива (с применением погружных насосов) позволит снизить очереди особенно в «час пик», решить проблему «паровых пробок». Установка нового облицовочного покрытия Alucobond, придание фирменного стиля позволит придать АЗС дружелюбный современный вид вызывающий положительные эмоции и привлекающий клиентов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://management.econlib.ru/referat/sistemyi-i-rukovodstvo-vnutrennie-i-vneshnie-konturyi-upravleniya/

1 НПБ 111–98 Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности. – Взамен НПБ 102–95; введ. 1.05.1998. – Москва, 1998. – 41 с.

2 ВНТП 5–9 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).

– Введ. 3.04.1995. – Волгоград, 1995. – 54 с.

3 Санитарно–защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200–03. – Введ. 29.04.2003. – Москва, 2003. – 29 с.

4 Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов СНиП 2.11.03–93. – Введ. 01.07.1993. – Москва, 1993. – 75 с.

5 Волгушев, А. Н. Автозаправочные станции. Оборудование. Эксплуатация / А. Н. Волгушев. – Москва, 2001. – 108 с.

6 СНиП 23–01–99 Строительная климатология. – Взамен СНиП 2.01.01– 82; введ. 1.01.2000. – Москва, 2000. – 67 с.

7 CНиП 2.01.07–85 Нагрузки и воздействия. – Взамен СНиП 2–6–74; введ. 29.08.1989. – Москва, 1987. – 55 с.

8 СНиП 2–7–81 Строительство в сейсмических районах. – Взамен СНиП 2–12–69 ; введ. 01.01.1982.– Москва, 2000. – 93 с.

9 Правила пожарной безопасности в РФ [Текст]: ППБ–01–03: утв. постановлением Правительства РФ от 25 апреля 2012 г. N 390 (Письмо МЧС РФ от 18 мая 2012 г. N 19-2-4-1940): ввод. в действие с 30.06.2003.– Москва, 2003. – 51 с.

10Грознов, Г. А. Строительство нефтебаз и автозаправочных станций / Г. А. Грознов, Ю. Б. Вашукин. – Москва : Недра, 1980. – 419 с.

11ГОСТ 17032–71 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и размеры. – Введ. 11.06.1971.– Москва, 1992. – 7 с.

12ГОСТ 14249–69 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. – Введ. 01.01.1990. – Москва, 1990. – 55 с.

13Коваленко, В. Г. Автозаправочные станции: Оборудование. Эксплуатация. Безопасность / В. Г. Коваленко. – Санкт–Петербург : НПИКЦ, 2003. – 280 с.

14ГОСТ 12815–80 Фланцы арматуры, соединительных частей трубопроводов на Py от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2).

Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей. – Введ. 01.10.1992. – Москва, 1981. – 20 с.

15 ГОСТ 8733–89 Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные. – Взамен ГОСТ 8733–66 ; введ. 01.01.1976. – Москва, 1990. – 11 с.

16ГОСТ 1050–88 Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. – Введ. 01.01.1991. – Москва, 1989 – 23 с.

17ГОСТ 9467–75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы. – Взамен ГОСТ 9467–60 ; введ. 01.01.1977. – Москва, 1977. – 8 с.

18Технологическое оборудование и технологические трубопроводы СНиП 3.05.05–84. – Введ. 01.01.1985. – Москва, 1985. – 19 с.

19ГОСТ 25812–83 Трубопроводы стальные. Общие требования к защите от коррозии. – Введ. 01.01.1984. – Москва, 1983. – 18 с.

20Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов [Текст]: ПБ 03–585–03: утв. постановлением Госгортехнадзора России от 10.06.03 № 80: ввод в действие с 19.06.2003 – Москва, 2003. – 83 с.

21ГОСТ Р ИСО 7378–93 Изделия крепежные. Болты, винты и шпильки. Отверстия под шплинты и отверстия под контровочную проволоку. – Введ. 01.01.1995. – Москва, 1994. – 5 с.

22СНиП 3.02.01–87 Земляные сооружения, основания и фундаменты. – Взамен СНиП 3.02.01–83; введ. 01.01.1988. – Москва, 1988. – 75 с.

23 Правила технической эксплуатации автозаправочных станций [Текст]: РД 153–39.2–080–01: утв. приказом Минэнерго РФ от 1 августа 2001 г. № 229: ввод в действие с 01.10.2001. – Москва: Стандартинформ, 2001. – 26 с.

24Строительные нормы и правила : СНиП 2.03.11–85 Защита строительных конструкций от коррозии. – Взамен СНиП 2–28–73 ; введ. 01.01.1986. – Москва, 1986. – 27 с.

25ГОСТ 9.602–89 ЕСКЗС Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. – Взамен ГОСТ 9.015–74 ; введ. 01.01.1991. – Москва, 1990. – 22 с.

26СНиП III–18–75 Металлические конструкции. – Взамен СНиП III–18– 62; введ. 01.01.1975. – Москва, 1975. – 103 с.

27СНиП 21–01–97 Пожарная безопасность зданий и сооружений. – Взамен СНиП 2.01.2–85 ; введ. 01.01.1998. – Москва, 1997. – 24 с.

28ГОСТ 13196–93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня, отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний. – Взамен ГОСТ 13196–85 ; введ. 21.10.1990. – Москва, 1993. – 23 с.

29Рекомендации по контролю качества нефтепродуктов в системе нефтепродуктообеспечения Минтопэнерго РФ. – Москва, 1997. – 54 с.

30ПУЭ Правила устройства электроустановок, издание седьмое. – 88 с.

31Кондрасенко, В. Я. Безопасность жизнедеятельности: учеб. пособие. 2– е изд., испр. / В. Я. Кондрасенко, Л. Н. Горбунова. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. – 246 с.

32Безопасность и экологичность проекта: метод. указания по преддипломной практике и дипломному проектированию для студентов укрупненной группы направления подготовки специалистов 190000 – «Транспортные средства» (спец. 190205.65, 190602.65) / сост. Л. Н. Горбунова. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. – 28 с.

33Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений СанПиН 2.2.4.548–96. – Введ. 01.10.1996. – Москва, 1997. – 16 с.

34ГОСТ 9573–96 Плиты из минеральной ваты на синтетическом связующем теплоизоляционные. Технические условия. – Взамен ГОСТ 9573– 82; введ. 31.03.1997. – Москва, 2000. – 13 с.

35СНиП 2.04.01–85 Внутренний водопровод и канализация зданий. – Взамен СНиП 2–30–76 ; введ. 01.01.1986. – Москва, 1985. – 80 с.

36Естественное и искусственное освещение СНиП 23.05–95. – Введ. 01.01.1996. – Москва, 1996. – 14 с.

37Николадзе, Г. И. Водоснабжение / Г. И. Николадзе. – Москва: Стройиздат, 1989. – 496 с.

38ГОСТ Р 50571.3–94 Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражения электрическим током. – Введ. 31.10.1994. – Москва, 1994. – 18 с.

39СО 153–34.21.122–2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. – Введ. 30.06.2003. – Москва, 2003. – 29 с.

40ГОСТ 12.1.030–81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление. – Введ. 01.07.1982. – Москва, 1982. – 20 с.

41Руководящие указания по расчету зон защиты стержневых и тросовых молниеотводов [Текст]: РД 34.21.121: утв. Минэнерго СССР 04.10.1972: ввод в действие с 04.10.1972. – Москва, 1973. – 13 с.

42ГОСТ 12.1.018–93 ССБТ. Пожаровзрывоопасность статического электричества. Общие требования. – Взамен ГОСТ 12.1.018–86 ; введ. 01.01.1995. – Минск, 2000. – 17 с.

43ГОСТ 12.2.007.0–75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности. – Введ. 10.09.1975. – Москва, 1976. – 11 с.

44Водоснабжение. Наружные сети и сооружения СНиП 2.04.02–84. – Введ. 01.01.1985. – Москва, 1987. – 166 с.

45Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений [Текст]: РД 34.21.122–87: утв. Главтехуправлением Минэнерго СССР 12.10.87: ввод в действие с 12.10.1987. – Москва, 1987. – 10 с.

46 Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров, 1999. – 106 с.

47Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов перекачивающих станций и АЗС, 1988. – 247 с.

48ВСН 01–89 Предприятия по обслуживанию автомобилей. – Введ. 15.01.1990. – Москва, 1990. – 22 с.

49Сооружения промышленных предприятий СНиП 2.09.03–85. – Введ. 01.01.1987. – Москва, 1987. – 91 с.

50МДС–81–35–2004 Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации. – Введ. 09.03.2004. – Москва, 2004. – 27 с.

51ТЕР–2001 Территориальные единичные расценки. – Введ. 01.01.2001. – Рязань, 2001.– 117 с.