Усовершенствование системы очистки сточных вод и разработка плана по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на Сальской нефтебазе ЗАО 'ТНК Юг Менеджмент'
ФЕДЕРАЛЬНОЕ
АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ДОНСКОЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра
«Безопасность жизнедеятельности и защита окружающей среды»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ
ЗАПИСКА
к
дипломному проекту на тему:
Усовершенствование
системы очистки сточных вод и разработка плана по ликвидации аварийных разливов
нефтепродуктов на Сальской нефтебазе ЗАО «ТНК Юг Менеджмент»
Автор
дипломного проекта
Горбачева
Е.Е.
Ростов-на-Дону
2008г.
ЗАДАНИЕ
на дипломный
проект
Студент Горбачева Е.Е, Код 3302Группа ГИЭ-51
Тема: Усовершенствование системы очистки сточных вод и разработка
плана по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на Сальской нефтебазе ЗАО
«ТНК ЮГ Менеджмент»
Утверждена приказом по ДГТУ№ 340-СТ с 16 апреля 2008 г.
Срок представления проекта к защите“16 ” июня 2008 г.
Исходные данные для дипломного проекта:
Содержание пояснительной записки:
Введение: Общие сведения о предприятии. Источники и характеристика
вредных сбросов. Методы снижения их концентрации.
1. Разделы основной части:
1.1 Технологическая. Характеристика системы очистки сточных вод,
анализ существующих установок по очистке использованной воды, новые направления
в системе очистки сточных вод. Особенности оборудования для очистки сточных вод
от нефтепродуктов, механических частиц и др. примесей.
1.2 Расчетно-конструкторская. Расчет очистного оборудования,
существующего на предприятии (решетки, песколовка, тонкослойный отстойник,
зернистый фильтр).
Расчет и обоснование уровней аварийных разливов
нефтепродуктов, методы устранения разливов.
2. Безопасность и экологичность проекта. Безопасность технологического
процесса, проведение инструктажа по безопасности труда. Техника безопасности
при чрезвычайных ситуациях. Техника безопасности при эксплуатации предлагаемой
установки очистки сточных вод. Пожарная безопасность.
3. Экономическое обоснование. Экономическое обоснование проекта
5. Заключение. Выводы о выполненной работе, оценка результатов
6. Перечень графических материалов:
1. План-схема площадок Сальской нефтебазы с указанием мест
временного хранения отходов
2. Схема расположения Сальской нефтебазы с указанием границ
зон повышенного риска и районов приоритетной защиты
. Габаритный чертеж очистных сооружений поверхностных сточных
вод на нефтебазе
.Чертеж тонкослойного отстойника
. Схема работы установки «КЛЮЧ. 5Н»
. Габаритный чертеж установки «КЛЮЧ. 5Н»
. Чертеж модернизированной системы очистки сточных вод
нефтебазы
. Экономика - график экономического обоснования проекта
Руководитель проекта Пустовая Л.Е.
Консультанты по разделам:
Экономическое обоснование Сафронов А.Е.
Безопасность и экологичность проекта Пустовая Л.Е..
Задание принял к исполнению Горбачева Е.Е.
Содержание
Введение 7
. Общая характеристика
предприятия 10
.1 Основные характеристики
организации 10
.2 Краткая характеристика
расположения нефтебазы, физико-географических и климатических условий района 15
.3 Санитарно защитная зона 18
. Характеристика
технологических процессов 21
. Воздействие производства на
окружающую среду и человека 24
.1. Основные загрязнители
окружающей среды Сальской нефьебазы 24
.2. Характеристика
неблагоприятных последствий чрезвычайной ситуации для населения, окружающей
среды и объектов экономики 28
. Сооружения очистки сточных
вод нефтебазы 32
.1 Состав сточных вод
нефтебазы 32
.2 Общая характеристика
очистных сооружений нефтебазы 35
.3 Система очистки ливневых,
смывочных, подтоварных и паронагревательных сточных вод 37
.3.1 Решетки 37
.3.2 Песколовка 39
.3.3 Тонкослойный отстойник 41
.3.4 Устройство для сбора
нефтепродуктов с поверхности воды 45
.3.5 Фильтр с зернистой
загрузкой 48
.4 Эффективность очистки 49
. Модернизация системы очитки
сточных вод 51
.1 Обоснование необходимости
модернизации существующей системы очистки сточных вод на нефтебазе 51
.2 Общая характеристика и
описание предлагаемой установки 51
.2.1 Установка «КЛЮЧ. 5Н» 51
.2.2 Описание технологических
процессов очистки 53
.2.3 Схема работы установки 55
.2.4 Монтаж и подготовка к
работе установки 57
.2.5 Регулировка и
обслуживание установки 58
.3 Технические решения
модернизации системы очистки сточных вод 60
. Безопасность
жизнедеятельности на Сальской нефтебазе 61
.1 Меры безопасности при
работе на очистных установках 61
.2 План ликвидации аварийных
разливов нефтепродуктов на Сальской нефтебазе 63
.2.1 Возможные источники
чрезвычайных ситуаций 63
.2.2 Прогнозирование объемов
и площадей разливов нефтепродуктов 64
.2.3 Мероприятия по
предотвращению чрезвычайных ситуаций 71
.2.4. Организация локализации
разливов нефтепродуктов 72
.2.5. Пожарная безопасность 83
. Экономическое обоснование
дипломного проекта 85
.1 Определение объема
первоначальных капитальных вложений на покупку и установку КЛЮЧ 5Н 86
.2 Определение
эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ 86
.2.1 Расчет заработной платы
производственных рабочих (Зо) 87
.2.2 Определение объема
первоначальных капитальных вложений, эксплуатационных издержек и себестоимости
выполняемых работ 89
.2.3 Определение приведенных
затрат по проекту 91
.3 Определение
эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ до модернизации
системы очистки сточных вод 92
.3.1 Расчет заработной платы
производственных рабочих (Зо) 93
.3.2 Определение объема
первоначальных капитальных вложений, эксплуатационных издержек и себестоимости
выполняемых работ 94
.3.3 Определение платы за сбросы
сточных вод 97
.4 Определение экономии в
сумме выплат за загрязнение окружающей среды 98
.4.1 Предполагаемая плата за
сбросы сточных вод после модернизации 98
.4.2 Определение условного
экономического эффекта в результате внедрения очистных сооружений 100
.4.3 Определение условного
срока окупаемости первоначальных капитальных вложений 100
.4.4 Определение
эколого-экономического эффекта 101
Заключение 102
Список используемых
источников 103
Введение
нефтебаза очистка сточный безопасность
Основными источниками загрязнений нефтью и нефтепродуктами являются
добывающие предприятия, системы перекачки и транспортировки, нефтяные терминалы
и нефтебазы, хранилища нефтепродуктов, железнодорожный транспорт, автоцистерны
перевозки нефтепродуктов, речные и морские нефтеналивные танкеры,
автозаправочные комплексы и станции. Объемы отходов нефтепродуктов и
нефтезагрязнений, скопившиеся на отдельных объектах, составляют десятки и сотни
тысяч кубометров. Всевозрастающее использование в хозяйственной деятельности
нефти и ее персистентных продуктов является одним из факторов глобального
загрязнения окружающей среды. В большей степени подвержена нефтяным
загрязнениям гидросфера, а именно поверхностные воды, которые используются в
технологических циклах предприятий и сбрасываются обратно в водоемы,
существенно загрязняя и изменяя качество их вод и биоценозы. Нефтепродукты -
неидентифицированная группа углеводородов нефти, мазута, керосина, бензина,
масел и их примесей, которые вследствие их высокой токсичности, принадлежат, по
данным ЮНЕСКО, к числу десяти наиболее опасных загрязнителей окружающей среды.
Нефтепродукты могут находиться в растворах в эмульгированном, растворенном виде
и образовывать на поверхности плавающий слой.
Загрязненность поверхностных вод России в среднем превышает ПДК по
нефтепродуктам на 47-63%, по фенолам на 45-68%, по легкоокисляющимся
органических веществам на 20-23%, по аммонийному азоту на 23-24%. Статистика
аварийных ситуаций в мире показывает, что наиболее частыми причинами аварий,
сопровождающимися наиболее значительными потерями и сбросами нефти и ее
продуктов, являются несовершенство технологий добычи, переработки,
транспортировки и ее надлежащее хранение. По данным Российского отделения
«Гринпис» за 2000 год потери нефти и нефтепродуктов в России за счет аварийных
ситуаций и несоблюдения технологических дисциплин достигли 25 миллионов тонн.
До 30% загрязнений нефтепродуктами приходится на бытовые отходы, 27% на суда,
12% на аварии танкеров, 7% на атмосферные осадки и 24% поступает из естественных
источников [1].
Основные вопросы защиты окружающей среды необходимо решать на основе
следующих принципов:
форма и масштабы человеческой деятельности должны быть соизмеримы с
запасами невозобновляемых природных ресурсов;
неизбежные отходы производства должны попасть в окружающую среду в форме
и концентрации безвредных для жизни.
Особенно это относится к водным ресурсам. Природная вода - не только
источник водоснабжения и транспортное средство, но и среда обитания животных и
растений. Круговорот воды в природе создает необходимые условия для жизни
человечества на Земле.
Одним из невосполнимых природных ресурсов является нефть, которая в
процессе добычи, транспорта, переработки, хранения и потребления постоянно
соприкасается с окружающей средой и загрязняет ее, особенно водные ресурсы.
В условиях быстро развивающейся экономики все больше стало появляться
объектов нефтедобычи, нефтепереработки и нефтехранилищ. Чрезвычайные ситуации
на таких объектах приводят к экологическому ущербу окружающей среде. Для
уменьшения негативного воздействия нефтепродуктов на окружающую среду
разрабатываются предупредительные планы по ликвидации аварийных разливов нефти
и нефтепродуктов, которые предусматривают максимальное снижение последствий при
чрезвычайных ситуациях [2].
В дипломном проекте рассматривается Сальская нефтебаза ЗАО «ТНК Юг
Менеджмент». Данный объект экономики является потенциально опасным для
окружающей природной среды и человека. Целью дипломного проекта является
модернизация существующей системы очистки сточных, загрязненных нефтепродуктами
вод, а так же разработка плана по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов.
Необходимо проанализировать вероятные чрезвычайные ситуации, рассчитать уровни
загрязнения нефтепродуктами в случаях разливов, описать меры по предотвращению
негативных последствий разливов нефтепродуктов.
Показателем экологичности разработанного модернизированного оборудования,
представленного в дипломном проекте, будет качество предполагаемой очистки
сточных вод от загрязнителей, эффективность очистки.
Завершающим этапом дипломного проектирования является определение
экономического эффекта от предложенных мероприятий.
1. Общая
характеристика предприятия
.1
Основные характеристики организации
Полное наименование объекта: Сальская нефтебаза закрытого
акционерного общества «ТНК Юг Менеджмент».
Юридический адрес: 346731, Ростовская область, Азовский район, п. Овощной, ул.
Горького 8.
Фактический адрес: 347630, г. Сальск, ул. Островского, 1.
Год ввода в действие объекта - 1946 г.
По назначению нефтебаза является перевалочной, производящей перегрузку
(перевалку) нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн в резервуары
нефтебазы, а также отгрузку нефтепродуктов распределительным нефтебазам и
крупным потребителям.
По транспортным связям относится к железнодорожным. Нефтебаза расположена
вблизи железнодорожной станции и получает нефтепродукты в железнодорожном
тупике наливом в вагонах-цистернах.
Площадь территории нефтебазы составляет 25614 м3. Нефтебаза (в
зависимости от общей вместимости и максимального объема одного резервуара)
относится к категории III а - вместимостью свыше 10000 м3 - до 20000
м3, с максимальным объемом одного резервуара до 500 м3
включительно.
Максимальный объем нефтепродукта на объекте 10302 м3,
максимальный объем одного резервуара 1054 м3. Коэффициент
использования резервуара на объекте равен 0,8 и характеризует эксплуатационную
вместимость резервуарного парка.
В зависимости от годового грузооборота нефтебаза относится ко 2 группе:
грузооборот нефтебазы в 2005 году составил 104,163 тыс. т/год.
Подъездные пути
Железнодорожные:
Подъездной путь находится на балансе ПЧ-26 дистанции пути.
Подъездной путь состоит из съезда от стрелки №526 до стрелки №527 и
тупикового участка.
Полная длина 344 метра. Полезная длина 85 м. Вместимость условных вагонов
7 ед.
Автомобильные:
Два проезда с асфальтово-бетонным покрытием на территорию нефтебазы и
пожарный въезд с территории локомотивного депо.
Вид покрытия: асфальтовое, общая площадь 65 м2.
Техническая оснащенность. Нефтебаза потенциально опасный объект и
характеризуется наземным и подземным расположением резервуаров, их разнесением
с железнодорожной эстакадой для слива нефтепродукта и автоматизированной
системой налива в автоцистерны.
На территории нефтебазы размещена группа надземных и подземных
резервуаров для хранения нефтепродуктов общим объёмом 10302 м3,
всего 32 шт. В том числе для автобензинов - 11 шт., дизтоплива - 6 шт., для
масел - 15 шт. Металлических вертикальных резервуаров - 11 шт, общий объем -
9144 м3, металлических горизонтальных резервуаров - 21 шт, общий
объем - 1158 м3.
Обвалование вокруг
парка РВС земляное, имеет форму пятиугольника, высотой 2м. Крепление бровки
выполнено щебнем дерном. Протяженность обвалования - 272м. Техническое
состояние удовлетворительное.
Сведения о резервуарах и марках хранящихся в них нефтепродуктах показаны
в таблице 1.
На территории нефтебазы имеются следующие здания и сооружения, которые
представлены в таблице 2.
План-схема Сальской нефтебазы приведена в приложении 1.
Электроснабжение нефтебазы.
Источники электроснабжения (краткая характеристика, точки подключения):
основное: от ТП 10/04 кВ №204;
резервное: дистанция электроснабжения железной дороги;
автономное: дизель - генератор 75 квт А 01 МЕ.
Теплоснабжение. Отопление
зданий осуществляется за счет собственной котельной на жидком топливе
котлами типа КСВг 0,63Мвт.
Водоснабжение. Источники водоснабжения: водопровод дистанции гражданских
сооружений Ростовского отделения железных дорог. Диаметр ввода 100 мм.
Осуществляется в необходимом количестве на технологические нужды, бытовую
потребность.
Водоотведение. Для сбора ливневых вод и пролива нефтепродуктов на
территории нефтебазы работает система очистных сооружений ливневых стоков.
Очистные сооружения - локальные. Очищенная вода сбрасывается на городские
очистные сооружения.
Вентиляция. Тип ВР-300-45-2 в лаборатории, вытяжная, производительность
- 2,6 м3.
На территории есть железнодорожная эстакада для слива-налива
нефтепродуктов на 5 цистерн. Также имеется автоэстакада и маслоэстакада.
Обслуживающий персонал нефтебазы состоит из 33 человека, в том числе АУП,
служба главного инженера, служба экономической безопасности, служба
автоперевозок нефтепродуктов. Охрану нефтебазы осуществляет охранное
предприятие «Рубеж Юг» численностью 9 человек.
Таблица 1
Сведения о резервуарах и нефтепродуктах, хранящихся на
нефтебазе
|
№ резервуара по
технологической схеме
|
Хранимый продукт
|
Характер установки
(наземный, подземный) и исполнения (горизонтальный, вертикальный)
|
Номинальная вместимость,
куб.м
|
Год постройки
|
|
1
|
ДТ
|
РНВ
|
752
|
1980
|
|
2
|
ТПБ, ДТ
|
РНВ
|
754
|
1980
|
|
3
|
АИ-92
|
РНВ
|
752
|
1980
|
|
4
|
А-80
|
РНВ
|
758
|
1980
|
|
5
|
ДТ
|
РНВ
|
1051
|
1979
|
|
6
|
АИ-92
|
РНВ
|
1051
|
1979
|
|
7,8
|
ТЭП-15
|
РПГ
|
45
|
1947
|
|
9
|
-
|
РНГ
|
50
|
1952
|
|
10
|
А-80
|
РНВ
|
1054
|
1981
|
|
11
|
АИ-92
|
РНВ
|
762
|
1980
|
|
12
|
МИО
|
РПГ
|
47
|
1946
|
|
13
|
-
|
РПГ
|
43
|
1946
|
|
15
|
-
|
РНГ
|
51
|
1952
|
|
21
|
ДТ
|
РНВ
|
737
|
1953
|
|
22
|
ДТ
|
РНВ
|
731
|
1954
|
|
23
|
М10Г2К
|
РПГ
|
70
|
1954
|
|
24
|
М10Г2
|
РПГ
|
70
|
1955
|
|
25
|
И-40
|
РПГ
|
69
|
1957
|
|
27
|
А-80
|
РНВ
|
742
|
1959
|
|
28
|
ММО
|
РПГ
|
54
|
1958
|
|
29,30
|
АИ-95
|
РНГ
|
51
|
1960
|
|
31
|
СНО
|
РПГ
|
50
|
1962
|
|
33
|
АИ-95
|
РНГ
|
52
|
1960
|
|
35
|
Масло
|
РПГ
|
49
|
1962
|
|
36
|
И-40
|
РПГ
|
50
|
1962
|
|
37,38
|
-
|
РПГ
|
42,50
|
1964
|
|
42
|
АИ-95
|
РНГ
|
62
|
1980
|
|
54
|
-
|
РПГ
|
49
|
1952
|
|
55
|
-
|
РПГ
|
51
|
1954
|
Таблица 2
Основные здания и сооружения нефтебазы
|
№ п/п
|
Наименование зданий и
сооружений, их краткая характеристика
|
Площадь м2
|
Категория по
взрывопожароопасности
|
Класссы (зоны) по ПУЭ [3]
|
|
1
|
Административное здание
|
295,6
|
Д
|
Норм.
|
|
2
|
Боксы ремонта автомобилей
|
641,4
|
В
|
П-1
|
|
3
|
Помещение лаборатории
|
39,3
|
А
|
В-1б
|
|
4
|
Бытовой корпус
|
265,5
|
Д
|
Норм.
|
|
5
|
Материальный склад с
эстакадой
|
377,8
|
В
|
Норм.
|
|
6
|
Здание маслопарка
|
6,5
|
В
|
П-1
|
|
7
|
Здание насосной продуктовой
|
75,72
|
А
|
П-1
|
|
8
|
Здание электрощитовой
|
29,38
|
Г
|
П-1
|
|
9
|
Здание проходной
|
20,7
|
Д
|
Норм.
|
|
10
|
Здание товарных операторов
|
28,9
|
Д
|
|
11
|
Автоналивная эстакада №1
|
|
А
|
В-1г
|
|
12
|
Сливная ж/д эстакада
|
|
А
|
В-1г
|
|
13
|
Котельная
|
44,4
|
Г
|
Норм.
|
|
14
|
Автовесовая
|
14,8
|
Д
|
Норм.
|
|
16
|
Помещение для хранения проб
|
14,8
|
В
|
П-11а
|
|
17
|
Склад запчастей
|
83,8
|
В
|
П-11а
|
|
18
|
Электрогенераторная
|
63,5
|
В
|
П-1
|
|
19
|
Резервуарный парк свет н/пр
|
|
А
|
В-1г
|
|
20
|
Резервуарный парк темных
н/пр
|
|
А
|
В-1г
|
|
21
|
Автомобильная заправочная
станция №1
|
|
А
|
В-1г
|
Действия работников нефтебазы регламентируются «Инструкцией №34 по общим
правилам охраны труда и пожарной безопасности». В целях охраны здоровья
работники должны соблюдать правила производственной санитарии, личную гигиену и
проходить в установленные сроки медицинские осмотры и обследования (1 раз в
год). Организация и проведение производственного контроля за соблюдением
санитарных правил возложена на старшего оператора. Ответственность за
соблюдение санитарных правил на нефтебазе возлагается на управляющего Сальской
нефтебазы ЗАО «ТНК Юг Менеджмент».
1.2
Краткая характеристика расположения нефтебазы, физико-географических и
климатических условий района
Сальская нефтебаза ЗАО «ТНК Юг Менеджмент» расположена в юго-восточной
зоне Ростовской области. Область расположена в степной зоне.
Климат умеренно континентальный.
Тип рельефа - аккумулятивный, характеризуется среднеувлажненными лугами
на аллювиально-луговых почвах. Глубина залегания грунтовых вод до 20 м.
Почвы преимущественно чернозёмы (типичные, обыкновенные), а также
тёмно-каштановые и каштановые, местами солонцы. В поймах рек - аллювиальные
луговые почвы.
Климатический район по классификации относится к подрайону III-В [4].
Климат Ростовской области умеренно-континентальный с недостаточным увлажнением.
В связи с близостью Азовского моря осень здесь продолжительная, значительно
теплее весны.
Предприятие расположено на одной производственной площадке в южной части
г. Сальск. С востока к предприятию примыкает вагонное депо, с севера -
локомотивное депо, с запада - НГЧ-5, с юга - частный сектор. Ближайшая жилая
зона примыкает к забору южной стороны. С северной стороны жилая зона находится
на расстоянии 225 метров.
Абсолютный минимум температуры наблюдается обычно в январе. Длительность периода
с устойчивой средней суточной температурой воздуха ниже 0˚С составляет
около 104 дней. Годовой абсолютный минимум температуры минус 33˚С. Годовой
абсолютный максимум плюс 41 ˚С, то есть возможная разность температур по
району, их абсолютная амплитуда составляет 71-75 ˚С. Средние температуры
по месяцам приведены в таблице 3.
Средняя годовая температура 8,9˚С; средняя минимальная температура
января минус 6,2 ˚С; средняя максимальная температура июля плюс 31,6˚С;
средняя температура наиболее холодных суток минус 29˚С; средняя
температура наиболее жарких суток плюс 40˚С. Средняя продолжительность
устойчивой морозной погоды (суток) 188; период со среднесуточной температурой
менее 8 ˚С (суток) 175; период со среднесуточной температурой более 0 ˚С
(суток) 107.
В осенне-зимнее и весеннее время года господствующие ветры - ветры СВ и
восточного направления. Среднее годовое распределение ветра по направлениям
приведено в таблице 4.
Таблица 3
Средняя температура по месяцам
|
Месяц
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
V
|
VI
|
VII
|
VIII
|
IX
|
X
|
XI
|
XII
|
|
Темпера-тура, ˚С
|
-5,7
|
-5,1
|
0,2
|
9
|
16,4
|
20
|
22,9
|
22,1
|
16,2
|
9,2
|
2,2
|
-3,1
|
Таблица 4
Среднегодовое распределение ветра по направлениям
|
Азимут
|
С
|
СВ
|
В
|
ЮВ
|
Ю
|
ЮЗ
|
З
|
СЗ
|
|
%
|
8
|
14
|
30
|
10
|
4
|
13
|
15
|
6
|
Максимальная средняя скорость ветра наблюдается зимой до 6 м/с. К лету
наблюдается уменьшение скорости ветра и в июле она достигает минимума 2,7 м/с.
Годовое количество осадков - от 425 мм до 465 мм. В теплое время года
осадков (очень часто ливневого характера, что способствует большому
распространению нефтяного загрязнения за пределы площади, занимаемой
нефтебазой) - 326 мм, в холодное время года - 139 мм. Максимум осадков выпадает
в июле. Для зимнего периода характерной является крайняя неустойчивость
температурного режима при незначительном и крайне неустойчивом снежном покрове
(в среднем 5-8 см, максимум - 16 см). Среднемесячное количество осадков по
месяцам, представлена в таблице 5.
Максимальное суточное количество осадков 100 мм.
Паводковые воды не представляют угрозу затопления для склада ГСМ.
Возможны пыльные бури, чаще в период апрель-сентябрь. Среднее число дней
с пыльной бурей - 10,5.
Таблица 5
Среднемесячное количество осадков по месяцам
|
Месяц
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
V
|
VI
|
VII
|
VIII
|
IX
|
X
|
XI
|
XII
|
|
Осад-ки, мм
|
10
|
30
|
20
|
25
|
45
|
25
|
60
|
50
|
10
|
15
|
80
|
30
|
Среднегодовое число дней со снеговым покровом 69. Среднегодовое число
дней с туманами - 54. Наибольшее число дней с туманами за год - 75.
Среднегодовое число дней с грозой - 26. Наибольшее число дней с грозой за
год - 39.
Среднегодовое число дней с градом - 1,6; наибольшее число дней с градом
за год - 5.
Зима сопровождается гололедно-изморозевыми явлениями. Наибольшая
непрерывная продолжительность обледенения по данным метеостанции г.
Ростов-на-Дону: при гололеде - 68 часа, при изморози - 84 часа.
Среднегодовое число дней с гололедом 18,6; среднегодовое число дней с
изморозью - 15,3. Нормативная глубина промерзания грунта 0,9 м.
Район расположения площадки нефтебазы не является сейсмоопасным.
Экологически ценными участками являются участки земли, граничащие с
территорией Сальской нефтебазы ЗАО «ТНК Юг менеджмент».
Прогнозируемые чрезвычайные ситуации природного характера.
Ураганы, смерчи, сильные бури. При скорости ветра 30м/с и
более: возможны повреждения (разрушения) линий электропередач, линий связи,
кровли и остекления зданий, как следствие - выход из строя систем
жизнеобеспечения населения.
Сильные снегопады и метели при скорости ветра 15 м/с и более и продолжительностью
2 часа и более: возможны заносы на дорогах, налипание снега на проводах, как
следствие нарушение автомобильного движения, проломы кровли, обрывы линий связи
и электропередач, выход из строя систем жизнеобеспечения населения.
Общие выводы. Климатические и физико-географические условия способствуют
возникновению чрезвычайных ситуаций природного характера. Их последствия могут
привести к материальному ущербу. Экологически уязвимых территорий вблизи
нефтебазы нет.
.3
Санитарно защитная зона
Основой организации СЗЗ является установление расчетных границ зоны
загрязнения вокруг предприятия, изоляция населения от влияния шума и
производственных выбросов.
Нормативная СЗЗ составляет 50 метров. Размеры санитарно-защитной зоны,
должны проверятся расчетом загрязнения атмосферы в соответствии с требованиями
ОНД с учетом перспективы развития предприятия и фактического загрязнения атмосферного
воздуха. На ближайшие 5 лет (2007-2012 годы) реконструкция и прирост мощностей
Сальской нефтебазы ЗАО «ТНК Юг Менеджмент», ведущих к увеличению числа
источников выбросов, массы выбрасываемых веществ и изменения их качественного
состава не планируется [5].
Принимая во внимание то, что предприятие расположено в районе на
достаточном расстоянии от сложившейся жилой застройки, то нормативный размер
СЗЗ (50м) соблюден. СЗЗ уточнена по результатам расчета рассеивания.
Поправки к СЗЗ были рассчитаны с помощью программного модуля «Санзона -
регион». Модуль разработан на основе нормативного документа «Санитарно-защитные
зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов СанПиН
2.2.1/2.1.1.1200-03» [6] и ОНД-86 [5].
По результатам рассеивания СЗЗ в восточном направлении составляет 75 м,
западном направлении составляет 55 метров, в остальных направлениях - по
границе предприятия.
Уточнение размеров СЗЗ, в зависимости от восьми румбовой среднегодовой
розы ветров, выполнено по формуле [4]:
L = L0 × P/P0,
где L (м) - расчетный размер СЗЗ;
L0 (м) - расчетный размер участка
местности в данном направлении, где концентрация вредных веществ превышает ПДК;
Р (%) - среднегодовая повторяемость направлений ветров рассматриваемого
румба;
Р0 (%) - повторяемость направлений ветров одного румба при
круговой розе ветров (при 8-ми румбовой розе ветров Р0 = 100/8 =
12,5%).
Значение L и L 0 отсчитывается от границы источников.
Значения L0 были взяты по данным предприятия в
виду недавно проведенных контрольных замеров и расчета размеров участков
местности в направлениях, где концентрация загрязняющего вещества (с учетом
фона) превышает ПДК.
Lс
= 48 × 8/12,5 = 30,72 м;
Lсв= 43 × 14/12,5 = 48,12 м;
Lв= 30 × 30/12,5 = 72 м;
Lюв= 40 × 10/12,5 = 32 м;
Lю= 33 × 4/12,5 = 10,65 м;
Lюз= 38 × 13/12,5 = 39,52 м;
Lз= 43 × 15/12,5 = 51,6 м;
Lсз= 53 × 6/12,5 = 25,44 м;
Результаты расчетов, размеры вычисленной СЗЗ, а также ее уточнение в
зависимости от среднегодовой розы ветров сведены в таблицу 6.
Таким образом, Сальская нефтебаза относится к V классу СЗЗ - 50 м [6].
Территория нефтебазы максимально озеленена.
Таблица 6
Расчет уточнения СЗЗ в зависимости от розы ветров
|
Расчет 1
|
С
|
СВ
|
В
|
ЮВ
|
Ю
|
ЮЗ
|
З
|
СЗ
|
|
Р
|
8
|
14
|
30
|
10
|
4
|
13
|
15
|
6
|
|
Р0
|
100/8 = 12,5
|
|
Р/Р0
|
0,64
|
1,12
|
2,40
|
0,80
|
0,32
|
1,04
|
1,20
|
0,48
|
|
ЗВ
|
Этилбензол (код 627)
|
|
L0 ,м
|
48
|
43
|
30
|
40
|
33
|
38
|
43
|
53
|
|
L, м
|
31
|
48
|
72
|
32
|
11
|
40
|
52
|
25
|
Рис. 1 Роза ветров.
2.
Характеристика технологических процессов
Нефтебаза предназначена для своевременного, комплексного, полного
удовлетворения потребности заказчиков в горюче-смазочных материалах. На
нефтебазе осуществляется прием, хранение и выдача автомобильного топлива.
Прием нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистер. На нефтебазе имеется железнодорожный
тупик, принадлежность ж/д тупика - СКЖД. Полная длина подъездного пути
составляет 344 м., полезная длина 85 м. Сливная железнодорожная эстакада
односторонняя. Площадь под эстакадой не имеет специального покрытия, уклон
поверхности около 3°.
Доставка нефтепродуктов на нефтебазу осуществляется железнодорожными
вагон-цистернами, различной грузоподъемности 25, 50, 60, 90 и 120 т [7].
Вагон-цистерны снабжены трафаретами типа «Нефть», «Бензин» и оборудованы
универсальными сливными приборами. Разгрузка нефтепродуктов осуществляется на
железнодорожной сливо-наливной эстакаде. Устройства эстакады размещены на прямом
участке основных железнодорожных путей. Чаще всего доставка нефтепродуктов на
нефтебазу осуществляется цистернами грузоподъемностью 60 и 120т. Одновременно
на железнодорожную эстакаду подается 7 вагонов-цистерн грузоподъемностью 60 т
или 3 вагона цистерны грузоподъемностью 120 т.
Прием и отпуск нефтепродуктов нефтебазой с железнодорожных цистерн
осуществляется через специальные сливо-наливные устройства.
Наименование, марка, количество:
1.Устройство нижнего слива УСН-150
- для слива светлых нефтепродуктов: 7 шт.
- для слива масел: 2 шт.
.Устройсиво верхнего слива УСВ-75 7 шт.
.Устройство верхнего налива 3 шт.
Выдача автомобильного топлива производится в автоцистерны на АЗС №1 или
на автоналивных эстакадах через системы автоматизированного налива. Максимальным
объемом автоцистерны - 6,5 м3.
Устройства налива нефти и нефтепродуктов.
Наименование, марка, количество:
.Автоналивная эстакада №1 налива масел, открытого типа,
металлоконструкция, УНЖ-75- 2 стояка.
.Автоналивная эстакада №2, металлоконструкция, кровля металлический
профиль, УНЖ-75- 5 стояков.
.Автоматическая система налива (АСН10ВГ2/4), металлоконструкция, кровля
металлический профиль, - 2 стояка.
Налив нефтепродуктов в автоцистерны производится без разбрызгивания под
слоем жидкости. Рукава на концах имеют наконечники, изготовленные из металла,
исключающего возможность искрообразования при ударе и заземлении.
Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов
используются стальные вертикальные и горизонтальные резервуары. Перечень, количество,
объем, марка нефтепродукта представлены в таблице 1.
Внутрибазовая перекачка нефтепродуктов осуществляется по технологической
схеме трубопроводов, при помощи которой обеспечивается выполнение всех основных
и вспомогательных операций по перекачке нефтепродуктов (слив-налив,
внутрибазовая перекачка, удаление отстоя, опорожнение и зачистка резервуаров и
т.п.), а также возможность перекачки из одного в другой резервуар в случае
необходимости или аварии.
Хранение нефтепродуктов в таре осуществляется в специально оборудованном
здании. Складское помещение оборудовано средствами механизации для
погрузочно-разгрузочных и транспортных операций, газоанализаторами и системой
вентиляции. Полы в складском здании из несгораемого и невпитывающего материала,
поверхность пола сооружена с уклоном для стока жидкости в приямок [8, 9].
Для мойки автоцистерн и автомобилей на нефтебазе функционирует автомойка.
3.
Воздействие производства на окружающую среду и человека
.1.
Основные загрязнители окружающей среды Сальской нефтебазы
Прежде всего, Сальская нефтебаза является объектом повышенной пожарной
опасности. Вместе с тем она является источником загрязнения окружающей среды, а
порой становится объектом повышенной экологической опасности. Основными
факторами загрязнения окружающей среды являются:
. Необорудованный рассеянный сброс на рельеф нефтебазы и автомобильной
заправочной станции нефтепродуктов, разлив при заправке автомобилей, при
закачке нефтепродуктов в автоцистерны;
. Шлам имеющихся локальных очистных сооружений, содержащий нефтепродукты;
. Выброс в атмосферу углеводородов из емкостей;
. Отходы производства и потребления.
Среди загрязнений воздушной среды выбросами нефтебазы (этилбензол,
сероводород, сернистый газ, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды и другие
токсичные вещества) основными являются углеводороды и сернистый газ.
Самым крупным источником загрязнения атмосферного воздуха на Сальской
нефтебазе является резервуарный парк, резервуары для хранения нефтепродуктов
при обычном атмосферном давлении. Выброс осуществляется через специальные
дыхательные клапаны при небольшом избыточном давлении паров нефтепродуктов или
при вакууме в резервуарах, а также через открытые люки и возможные неплотности
в кровле резервуаров. Особенно увеличивается выброс при заполнении резервуаров
нефтепродуктами, в результате чего из газового пространства вытесняются в
атмосферу, как правило, легкие углеводороды.
Дополнительными источниками выбросов также являются собственная
котельная, сварочный пост, работающий на территории нефтебазы автотранспорт.
Перечень и количество загрязняющих веществ, выбрасываемых нефтебазой,
представлен в таблице 7 [10,11].
Таблица 7
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу [12]
|
Код
|
Наименование вещества
|
Используемый критерий мг/м3
|
Значение критерия
|
Класс опасности
|
Выброс вещества, г/с
|
Выброс вещества, т/год
|
|
184
|
Свинец и его соединения
|
ПДК м/р
|
0,001
|
1
|
0,000008
|
0,000020
|
|
301
|
Азота диоксид
|
ПДК м/р
|
0,085
|
2
|
0,001146
|
0,002300
|
|
328
|
Сажа
|
ПДК м/р
|
0,150
|
3
|
0,000051
|
0,000100
|
|
330
|
Серы диоксид
|
ПДК м/р
|
0,500
|
3
|
0,000178
|
0,000350
|
|
333
|
Сероводород
|
ПДК м/р
|
0,008
|
2
|
0,000030
|
0,000008
|
|
337
|
Углерода оксид
|
ПДК м/р
|
5,000
|
4
|
0,015717
|
0,026420
|
|
415
|
Предельн.углеводороды С1-С5
|
ОБУВ
|
50,000
|
0
|
15,203900
|
1,256380
|
|
416
|
Предельн.углеводороды
С6-С10
|
ОБУВ
|
30,000
|
0
|
3,702600
|
0,306040
|
|
501
|
Амилены (смесь изомеров)
|
ПДК м/р
|
1,500
|
4
|
0,503700
|
0,041780
|
|
602
|
Бензол
|
ПДК м/р
|
1,500
|
2
|
0,402700
|
0,033440
|
|
616
|
Ксилол
|
ПДК м/р
|
0,200
|
3
|
0,030100
|
0,002540
|
|
621
|
Толуол
|
ПДК м/р
|
0,600
|
3
|
0,292100
|
0,024190
|
|
627
|
Этилбензол
|
ПДК м/р
|
0,020
|
0,010100
|
0,000820
|
|
2704
|
Бензин нефтяной
|
ПДК м/р
|
5,000
|
4
|
0,256000
|
0,445184
|
|
2732
|
Керосин
|
ОБУВ
|
1,200
|
0
|
0,000508
|
0,000950
|
|
2754
|
Углеводороды предельн.
С12-19
|
ПДК м/р
|
1,000
|
4
|
0,010560
|
0,018364
|
|
Всего выбросов, т/год
2,158886
|
|
6009
|
(2) 301 330
|
|
6034
|
(2) 184 330
|
|
6043
|
(2) 330 333
|
При сливо-наливных операциях, производимых на нефтебазе, остатки
нефтепродуктов, попадая на поверхность неусовершенствованных покрытий,
загрязняют почвенный слой. Далее они проникают в поверхностные и грунтовые
воды, которые способны переносить это загрязнение на значительное расстояние,
загрязняя питьевые колодцы и подземные питьевые воды. Проектами нефтебазы
предусмотрены мероприятия по защите попадания нефтепродуктов на рельеф, однако,
в результате нарушений эксплуатации некоторых компонентов производственной
деятельности и не удовлетворительного состояния очистных сооружений, такие
загрязнения не редкость. Так же характерны загрязнения нефтепродуктами
поверхностных и грунтовых вод в результате утечек из заглубленных емкостей и
подземных трубопроводов. Эти утечки скрыты от визуального контроля.
На территории Сальской нефтебазы накапливаются и временно хранятся 19
видов опасных отходов:
. Ртутные лампы, люминесцентные ртутьсодержащие трубки отработанные и
брак (1 класс опасности);
. Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти и нефтепродуктов (3
класс опасности);
. Масла моторные отработанные (3 класс опасности);
. Масла трансмиссионные отработанные (3 класс опасности);
. Аккумуляторы свинцовые отработанные неповрежденные, с не слитым
электролитом (2 класс опасности);
. Отходы твердых производственных материалов, загрязненные нефтяными и
минеральными жировыми продуктами (фильтры картонные, загрязненные
нефтепродуктами) (3 класс опасности);
. Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел 15% и
более) (3 класс опасности) (3 класс опасности);
. Шины пневматические отработанные (4 класс опасности);
. Мусор от бытовых помещений организации несортированный (исключая
крупногабаритный) (4 класс опасности);
. Абразивные круги отработанные, лом отработанных абразивных кругов (5
класс опасности);
. Отходы абразивных материалов в виде пыли и порошка (4 класс опасности);
. Прочие твёрдые минеральные отходы (отработанные накладки тормозных
колодок) (4 класс опасности);
. Лом черных металлов несортированный (5 класс опасности);
. Резиновые изделия незагрязненные, потерявшие потребительские свойства
(4 класс опасности);
. Остатки и огарки стальных сварочных электродов (5 класс опасности);
. Песок, загрязненный маслами (содержание масел 15% и более) (3 класс
опасности);
. Всплывающая пленка из нефтеуловителей (бензоуловителей) (3 класс
опасности);
. Отходы (осадок) при механической очистке сточных вод (осадок очистных
сооружений автомойки и ливневых сточных вод) (3 класс опасности);
. Отходы (осадки) из выгребных ям и хозяйственно бытовые стоки (4 класс
опасности) [13].
На нефтебазе условия хранения отходов отвечают требованиям экологической
безопасности.
Складирование и временное хранение осуществляется в специально отведенных
местах.
Таким образом, опасные отходы, временно размещенные на территории
Сальской нефтебазы, практически не оказывает отрицательного влияния на
атмосферный воздух, подземные и поверхностные воды, на почву, так как хранятся
в герметически закрытых металлических емкостях и специально отведенных
площадках с твердым покрытием соответствующих природоохранным требованиям [14,
15].
Кроме того, при обращении с отходами производства и потребления
общепринятыми правилами экологической безопасности деятельности являются:
·
раздельный сбор
отходов по видам;
·
хранение отходов
в специально оборудованных местах;
·
маркировка
площадок хранения отходов, контейнеров, емкостей [14,15].
Объемы собираемых отходов не превышают норматива предельного накопления.
Собираемые отходы своевременно передаются спецпредприятиям по договорам.
.2
Характеристика неблагоприятных последствий чрезвычайной ситуации для населения,
окружающей среды и объектов экономики
Нефтяные углеводороды имеют неприятный запах сернистых соединений. Пары
нефтепродуктов оказывают на организм человека наркотическое действие,
аналогично метановым углеводородам и циклопарафинам, составляющим его массу.
Характерно развитие судорог, замедляется пульс, понижается кровяное давление,
нарушается ритм дыхания. Высокая температура воздуха усиливает наркотический
эффект паров, а низкие температуры усиливают токсический эффект. При очень
высоких концентрациях паров нефтепродукта возможны молниеносные отравления с
потерей сознания и в случае неоказания своевременной медицинской помощи
возможна быстрая смерть. При попадании на кожу нефтепродукт может вызывать
дерматиты.
Нефтепродукты, попадая в почву и грунты, вызывают необратимые изменения,
связанные с их битуминизацией, гудронизацией, цементацией, загрязнением и т.д.
В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются
нежелательные процессы - эрозия почв, деградация, криогенез. Происходит
изменение фильтрационных и физико-механических свойств грунтов.
Фильтрация нефтепродуктов в почву создает хроматографический эффект,
приводящий к ее дифференциации: в гумусо-аккумулятивных горизонтах сорбируются
высокомолекулярные компоненты, содержащие смолисто-асфальтеновые и циклические
соединения, а легкие углеводороды проникают в нижние минеральные горизонты. В
анаэробной обстановке они могут сохраняться длительное время. Почвенные
горизонты при этом выступают как геохимические барьеры. Опасность остаточного
накопления нефтепродуктов в почвах возрастает с юга на север, а в пределах
отдельных биоклиматических зон и провинций - от песчаных почв к суглинистым и
глинистым.
Нефтяное загрязнение, обусловленное аварией, отличается от многих других
техногенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило,
залповую нагрузку на среду, вызывая быструю ответную реакцию.
Влияние пленок нефтепродуктов на гидрологический и гидрохимический режимы
глубинных вод. Поскольку альбедо пленок нефтепродуктов значительно выше, чем
альбедо чистой воды, прогревание водной поверхности происходит неравномерно:
более интенсивно прогреваются участки чистой воды и менее интенсивно - участки,
затянутые нефтяной пленкой.
В холодный период года наблюдается обратная картина: под пятнами пленки
нефтепродуктов вода остывает медленнее, чем на участках с чистой водой или
менее загрязненной поверхностью.
Различная степень загрязнения и прогревания поверхностного слоя воды,
покрытой пятнами нефтепродуктов различной густоты и интенсивности,
сопровождается изменением плотности воды (главного фактора вызывающего
перемещение водных масс реки).
Лед как фактор трансформации нефтяных загрязнений. Впитанный льдом
нефтепродукт, достигнув поверхности раздела «лед - атмосферный воздух»,
подвергается обычным для природных условий процессам рассеивания и разрушения:
испарение наиболее легких фракций, фотоокислительная и биохимическая деструкция
более тяжелых фракций. Следует учитывать, что в речной воде и льдах имеется
некоторое количество катионов металлов, а также коллоидных частиц, которые
могут облегчать разрушение углеводородов, выступая в качестве катализаторов. В
целом количество нефтепродуктов, попадающих в атмосферу при трансформации
нефтяных загрязнений можно оценить как 60-70%, 20-30% переходят в водную фазу.
Оставшиеся в составе льда 6-10% первоначальной массы нефтепродуктов состоят из
сложных по составу высококипящих соединений, которые переносятся дрейфующим
льдом в район таяния, после чего постепенно деструктируют под воздействием
кислорода воздуха, солнечной радиации и микрофлоры.
Лед, впитавший в себя нефтяные загрязнения, темнеет и за счет этого аккумулирует
дополнительную энергию солнечной радиации, что в свою очередь ускоряет
разрушение нефтяных примесей.
Зоны действия поражающих факторов при пожаре.
В результате аварии, связанной с разлитием нефтепродукта и ее возможным
пожаром возникают поражающие факторы для персонала, населения, окружающей среды
и самого объекта. Поражающим фактором при пожаре разлития является
тепловое воздействие за счет теплового излучения. Этот фактор ограничивает
свободу передвижения и затрудняет действие людей в зоне пожара.
Наибольшую опасность пожар разлития представляет для персонала, который
может попасть в зону пожара на начальных стадиях пожара, а также в случае
невозможности своевременной эвакуации. Гибель людей может наступить даже при
кратковременном воздействии открытого огня в результате сгорания, ожогов или
сильного перегрева.
Зона смертельного поражения людей тепловым излучением пожара разлива
занимает всю площадь горящей нефти и площадь, находящуюся в непосредственной
близости от фронта пламени.
4. Сооружения
очистки сточных вод нефтебазы
.1 Состав
сточных вод нефтебазы
В сточной воде основная часть нефтепродуктов находится в грубодисперсном
(капельном) состоянии, образуя плавающую пленку или слой. Меньшая часть
находится в тонкодисперсном состоянии, образуя эмульсию «нефть в воде». Эта
эмульсия весьма устойчива, она не разрушается в течение длительного времени.
Сточные воды нефтебазы подразделяются на следующие категории:
) сточные воды от мойки автомобилей и автоцистерн;
) поверхностные сточные воды с территории нефтебазы (ливневые);
) смывки с территории нефтебазы при небольших аварийных разливах
нефтепродуктов на маслоэстакаде, на автоналивной эстакаде, на железнодорожной
эстакаде;
) отстойные (из продуктовых резервуаров, в которых они образовывались в результате
отстаивания обводненных нефтепродуктов);
) загрязненный конденсат (от паронагревательных устройств для темных
нефтепродуктов);
) воду, использованную для уплотнения сальников и охлаждения подшипников
нефтяных насосов.
Основными загрязнителями сточных вод являются взвешенные вещества и
нефтепродукты. Концентрация взвешенных веществ в них зависит от типа и размера
автомобиля, характера дорожного покрытия и состава грунтов, сезонных условий,
периодичности мойки подвижного состава и типа моечных машин. Особенностью
нефтепродуктов, содержащихся в стоке, является их слабая эмульгированность и
адсорбция на взвеси. Это осложняет использование осадка из отстойников без его
дополнительной обработки и утилизацию всплывших нефтепродуктов. Средняя
концентрация загрязнений в стоке дана в таблице 8.
Известно, что для улучшения антидетонационных и физико-химических свойств
топлив в них добавляют парафиновые и ароматические углеводороды,
кислородосодержащие соединения. Например, в целях повышения эксплуатационных свойств
бензинов в них вводят до 2% присадок.
Из примесей, входящих в состав товарных нефтепродуктов и попадающих в
сточные воды нефтебаз является тетраэтилсвинец. При хранении этилированного
бензина в течение длительного времени в осадок выпадает до 15% окислившегося
тетраэтилсвинца, который при зачистке резервуаров попадает в сточные воды.
Содержание в ТЭС в стоке составляет 0,002-0,1 мг/л, однако при мойке двигателей
оно может достичь 2,5 мг/л. При этом осадок и нефтепродукты, задерживаемые на
очистных сооружениях, обладают высокой токсичностью.
Объем отстойных вод зависит от степени обводненности нефтепродуктов,
которая определяется условиями их транспортировки и хранения. Вода
просачивается в емкости через образовавшиеся неплотности во время дождей, конденсируется
из воздуха в период хранения, попадает при пропарочной промывке подвижного
состава, разогреве острым паром темных нефтепродуктов.
Обводненность нефтепродуктов при доставке железнодорожным транспортом или
по трубопроводам 0,25-6%. Отстойные воды из резервуаров сбрасываются
периодически объемом 25-50 м3 один раз в 10-20 суток. Загрязненный
конденсат поступает от пароногревательных устройств при нарушении плотности
трубных коммуникаций. При качественном монтаже и высоком уровне эксплуатации
этот вид загрязненных вод можно свести к минимуму.
Для полноценной помывки легкового автомобиля необходимо 0,1 м3.
воды, для помывки грузового - 0,3 м3. воды, для автоцистерны
требуется около 0,35 м3. воды. На автомойке нефтебазы в среднем
ежедневно осуществляют мойку 7 легковых, 5 грузовых и 2 автоцистерны.
Потребляемое количество воды составляет около 2,9 м3. Объем
образующихся сточных вод с учетом загрязнений составляет около 3,5 м3.
в сутки [16].
Таблица 8
Концентрация загрязнений стока нефтебазы
|
Категория сточной воды
|
Взвешенные вещества, мг/л
|
Нефтепродукты мг/л
|
pH
|
БПК20, мгО2/л
|
ТЭС, мг/л
|
|
Сточные воды от мойки
автомобилей и автоцистерн
|
|
Легковые Автобусы Грузовые
малой грузоподъемности Грузовые большой грузоподъёмностью Автоцистерны
|
400-600 900-1300
1400-1800 2000-4000 2000-4000
|
20-40 20-50 40-50 50-180
300-800
|
7-8 7-8 7-8 7-8 7-8
|
20-40 30-40 30-40 30-40
90-120
|
0,01 0,01 0,1 0,1 1,5
|
|
Поверхностные сточные воды
с территории нефтебазы
|
|
Ливневые сточные воды
|
2200-4000
|
150-250
|
7-9
|
до100
|
0,001
|
|
Смывки с территории
нефтебазы при небольших аварийных разливах нефтепродуктов
|
|
Маслоэстакада Автоналивная
эстакада Железнодорожная эстакада
|
2200-4000 2200-4000
2500-4000
|
250-800 200-600 300-800
|
7-9 7-9 7-9
|
до 200
|
0,01 0,01 0,01
|
|
Отстойные
|
|
Подтоварные
|
до 20
|
до 8000
|
7-8
|
80
|
0,01
|
|
Загрязненный конденсат
|
|
От паронагревателей
|
до 10
|
20-100
|
7-8
|
40
|
0,001
|
Количество нефтесодержащих сточных вод, образующихся на нефтебазе,
колеблется от 15 до 100 куб.м/сут.
На нефтебазе по плану должна производиться очистка сточных вод до
нормативных требований к качеству воды для мойки (автомобилей, резервуаров и
т.д.). За сбросы сточных вод с превышенным содержанием загрязняющих веществ
нефтебазой осуществляются платежи за загрязнение окружающей природной среды.
Нормативные требования к качеству воды представлены в таблице 9.
Таблица 9
Нормативные требования к качеству воды [17]
|
Показатели
|
Единицы измерения
|
Вода, исп. для мойки
|
Для рыбохозяйственных
водоемов
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Температура
|
°С
|
Не нормируется
|
не более 28
|
|
Взвешенные вещества
|
мг/л
|
25
|
0,25
|
|
Нефтепродукты
|
мг/л
|
15
|
0,05
|
|
Эфирорастворимые
|
мг/л
|
до 3
|
-
|
|
Запах
|
балл
|
7,2-8,5
|
не допускается
|
|
рН
|
-
|
-
|
6,5- 8,5
|
|
Жидкость карбонатная
|
мг экв/л
|
до 10
|
-
|
|
Щелочность общая
|
мг/л
|
до 350
|
8
|
|
Cl (хлориды)
|
мг/л
|
до 500
|
350
|
|
SO4 (сульфиды)
|
мг/л
|
до 0,1
|
0,03
|
|
Свинец
|
мг/л
|
0,03
|
0,01
|
|
Окисляемость
|
мгО/л
|
до 15
|
до 10
|
|
БПК
|
мгО2/л
|
до 15
|
3
|
|
Мешающие, токсичные,
возгораемые в-ва, выдер-живаемые при т-ре с образованием огня и взрывоопасных
смесей
|
-
|
не допускается
|
не допускается
|
.2 Общая
характеристика очистных сооружений нефтебазы
На нефтебазе имеется две системы очистных сооружений. Первая
предназначена для очистки поверхностных (ливневых), смывочных с территории при
аварийных разливах нефтепродуктов, подтоварных и паронагревательных сточных
вод. Схема очистных сооружений представлена на рисунке 2. Вторая система
предназначена для очистки сточных вод от мойки автомобилей и автоцистерн.
Для очистки основной массы сточных вод на Сальской нефтебазе
предусмотрены очистные сооружения, принципиальная технологическая схема которых
представлена на рисунке 2.
Рис. 2 Принципиальная технологическая схема очистных сооружений
ливневых сточных вод на нефтебазе: 1 - накопительная емкость; 2 - песколовка; 3
- тонкослойный отстойник; 4 - шламосборник; 5 - нефтесборник; 6-фильтр с
зернистой загрузкой; 7 - дренажный насос; 8 - загрязненная вода после
регенерации; 9 - промывочная вода.
Сточные воды через систему ливнестока по трубопроводам самотеком
сбрасываются на очистные сооружения. Первой ступенью очистки являются решетки,
проходя через которые сточные воды поступают в аккумулирующую емкость объемом
25 м3. Далее из аккумулирующей емкости самотеком вода попадают в
песколовку, где происходит очистка от тяжелых примесей минерального происхождения.
Шлам от песколовки направляется в специальный шламосборник, откуда передается
на утилизацию специализированной организации (ООО «ЭКО-СПАС БАТАЙСК»). Далее
сточные воды из песколовки попадают самотеком в секцию тонкослойного
отстойника, блока глубокой очистки, где происходит очистка от неусловленных в
песколовке крупных дисперсных частиц, тяжелых нефтяных фракций и всплывающих
нефтепродуктов. С верхних слоев отстаивающейся воды всплывающие нефтепродукты
удаляются с помощью устройства для сбора нефтепродуктов с поверхности воды В.М.
Пивоварова, которое представляет собой плавающий корпус и частично погруженный
в воду нефтепродуктосборный элемент с приводом и с горизонтальной осью вращения
[18]. При этом собранные нефтепродукты направляются в специальный сборник,
объемом 2,25 м3., который является местом временного хранения. Из
сборника шлам нефтепродуктов передается на утилизацию специализированной
организации по договору. Далее сточные воды направляются на доочистку на фильтр
с зернистой загрузкой с помощью дренажного насоса. Иногда вода после процесса
отстаивания сбрасываются на городские очистные сооружения, не проходя через
фильтр с зернистой загрузкой.
Габаритный чертеж очистных сооружений поверхностных, смывочных,
подтоварных, паронагревательных сточных вод на нефтебазе представлен в
приложении 3.
Первая система очистных сооружений была смонтирована в 1993 году. В 2003
году нефтебазой было приобретено устройство для сбора нефтепродуктов с
поверхности воды, в результате чего был переоборудован отстойник.
.3 Система
очистки ливневых, смывочных, подтоварных и паронагревательных сточных вод
.3.1 Решетки
Первым этапом очистки сточных вод является механическая очитка. В составе
очистных сооружений предусмотрены решетки-сетки. Загрязненная вода протекает
через решетки из стальных прутьев с прозорами 16 мм, мусор остается на решетке,
затем вручную сгребается в емкость. Решетка сварена из стального проката
круглого профиля. Далее вода попадает на сетку с прозорами 10мм×10мм, откуда также в ручную удаляется
осадок. Максимальная производительность решетки 15 м3/час.
Задержанные на стержнях твердые частицы образуют дополнительный
фильтрующий слой, через который в дальнейшем идет процесс фильтрации.
Общая ширина решетки:
Bp = n
× b + (n - 1) × bp [19],
где n - количество стержней в решетке,
принимаем равное 18 шт.;
b -
толщина стержней, равна 20 мм;
bp - ширина прозора между стержнями, 16 мм.
Bp = 18 × 20 + 17 × 16 =
632 мм = 0,632 м.
Общая длинна решетки:
L = lp
× cosα ,
где lp - длинна стержней решетки, 800мм;
α - угол наклона решетки к горизонту,
равен 400.
L = 800 × cos 400 = 616 мм = 0,616 м.
С = 0,5 × D + 100,
где D - диаметр канализационного
трубопровода, 100 мм.
С = 0,5 × 150 + 150 = 225 мм = 0,225 м.
Высоту решетки Н = 0,5 × D + С + sin α × 800 = 0,5 × 150 +
225 + 514 = 814 мм =
0,814 м.
Сточная вода проходит сначала через решетку, затем через сетку,
происходит двухступенчатая очистка на решетке-сетке.
Количество взвешенных веществ в сточной воде при поступлении на решетку
составляет в среднем по данным предприятия 3000 мг/л. После решетки-сетки
количество составляет 2500 мг/л. Всплывающих веществ 2000мг/л, после
решетки-сетки 1950 мг/л.
Чертеж решетки-сетки представлен на рисунке 4.
На нефтебазе действует 7 решеток-сеток. Агрегаты расположены в
специальных углублениях. Решетки-сетки соединены с ливневыми трубопроводами,
которые направлены к очистным сооружениям.
Решетка-сетка очищается от мусора вручную. Сначала задержанные
загрязнители удаляются с решетки, затем решетка приподнимается и вручную
загрязнители удаляются с сетки. Шлам очистки решеток-сеток накапливается в
специальной емкости и по мере накопления передается на утилизацию по договору в
ООО «ЭКО-СПАС БАТАЙСК».
Рис. 4 Решетка-сетка: 1 - сетка; 2 - решетка; 3 - ручка для подъема
решетки; 4 - приямок для стекания воды; 5 - канализационный трубопровод.
4.3.2 Песколовка
Для удаления из сточных вод песка и других нерастворимых загрязнений на
нефтебазе используют горизонтальную песколовку. Она представляет собой
железо-бетонную конструкцию удлиненной прямоугольной формы с прямолинейным
движением воды [20]. Песколовка состоит из проточной и осадочной частей. Общий
вид конструкции аппарата представлен на рисунке 5.
Рис. 5 Горизонтальная песколовка:
а) продольный разрез; б) поперечный разрез.
Песколовки применяют для предварительного выделения минеральных и
органических загрязнений (0,2-0,25мм) из сточных вод.
Длина проточной части горизонтальной песколовки:
L = k
× 1000 × H1
× v/u0 [20],
где k - коэффициент, равный 1,3 при u0 = 24,2 мм/с, 1,7 при u0 = 18,7 мм/с;
u0 - гидравлическая крупность
задерживаемого песка, зависящая от диаметра осадка от 0,2 до 0,25 мм;
H1 - глубина песколовки, м, принимается
0,5 м;
v - скорость
протекания сточной воды при максимальном расходе, равен 0,3 м/с.
L = 1,3 × 1000 × 0,5 ×
0,3/24,2 = 8 м.
Ориентировочная глубина песколовки 0,5 м. Отношение ширины к глубине 1:2,
то есть ширина равна В = 1м. Осаждение песка из сточных вод с некоторыми
допущениями можно отнести к свободному осаждению частиц в ламинарном режиме.
Площадь живого сечения горизонтальной песколовки:
w = gmax/v, м2 ,
где gmax - максимальный расход сточных вод, м3/с,
равна 0,15.
w =
0,15/0,3 = 0,5 м2
Н - глубина песколовки вместе с приямком для осевшего песка, равен 0,3 м.
Угол наклона к горизонту стенок пескового приямка - 600.
На входе в песколовку вода содержит: тяжелых механических примесей - 2500
мг/л; всплывающих нефтепродуктов - 1900 мг/л. После прохождения сточной воды
через песколовку концентрация механических примесей сокращается до 700 мг/л., а
нефтепродуктов - 1000 мг/л, за счет оседания тяжелых фракций.
На песколовке песок и тяжелые фракции удаляются вручную, один раз в
смену.
Шлам очистки песколовки собирается в шламонакопительную емкость объемом 1
м3, по договору передается в ООО «ЭКО-СПАС БАТАЙСК» на утилизацию.
Всплывшую пленку из нефтепродуктов собирают с поверхности специальным
устройством для сбора нефтепродуктов.
.3.3 Тонкослойный отстойник
Для удаления из сточных вод всплывающей пленки из нефтепродуктов, а также
доочистки от взвешенных частиц на нефтебазе используют тонкослойный отстойник,
работающий по перекрестной схеме, модернизированный устройством для сбора
нефтепродуктов с поверхности воды. По классификации отстойник является
полочным, в качестве полок смонтированы плоские пластины, прямоугольной формы
[21].
Исходными данными для расчета отстойника являются:
расход сточных вод (максимальный) 100м3/сут;
исходная концентрация тяжелых механических примесей 700 мг/л. масло- и
нефтепродуктов 1000 мг/л;
коэффициент часовой неравномерности 1,1, нефтебаза работает в 2 смены.
Допустимая концентрация механических примесей в очищенной воде - 50 мг/л,
нефтепродуктов - 25 мг/л.
По кривым кинетики отстаивания в слое воды, равном высоте яруса hti=0,1 м, находим, что гидравлическая
крупность тяжелых механических взвесей, которые требуется выделить, составляет:
U0 = 1000 × hti /t0 ,
где t0- продолжительность оседания, с, равно 500с.
U0
= 1000 × 0,1 /500 = 0,2 мм/с
Гидравлическая крупность нефтепродуктов
Uн
= 1000 × hti /tв,
где tв - продолжительность всплывания, с, равно 330 с.
Uн
= 1000 × 0,1 /330 = 0,3 мм/с
Из условия количества загрязнений в сточных водах (700 мг/л) принимаем
высоту яруса в отстойнике hti=0,1 м [22]. Для обеспечения условий сползания осадка по
пластинам, угол наклона пластин α равен 450. В качестве
материала пластин по имеющимся возможностям используется листовая сталь δ
= 3 мм. Задавшись
скоростью потока в ярусе отстойника υw = 7 мм/с, определяем длину
яруса[22]:
Lbl = υw
× hti
× Kdis/ U0,
где Kdis - коэффициент сноса выделенных
частиц (при плоских пластинках Kdis = 1,2; при рифленых Kdis = 1).
Lbl = 7 × 0,1
× 1,2/ 0,2 = 4,2 м.
Из условий допустимого прогиба (Δδ = 3 - 5мм) наклоненной под углом 450
пластины принимаем ширину блока Вbl = 0,75 м. Таким образом максимальная ширина пластины в блоке
будет:
Вbl
× cosα = 0,75 × 0,71 =
0,54 м.
Задаемся высотой блока с параллельными пластинами Нbl = 1,5 м.
Определяем производительность одной секции тонкослойного отстаивания с
двумя рядами блоков:
qset = 7,2 × Kset
× Нbl
× Lbl
× Вbl
× U0/ Kdis × hti ,
где Kset - коэффициент использования зоны,
принимаем равным 0,75 [22].
qset = 7,2 ×
0,75× 1,5 × 4,2 × 0,75 × 0,2/ (1,2 × 0,1) = 42,5 м3/ч
Проверяем скорость потока в ярусе отстойника при использовании
поперечного сечения на 75%, Kset = 0,75 [22]
υw = qset / (3,6 × Kset
× Нbl
× 2 Вbl
)= 42,5 / (3,6 × 0,75 × 1,5 × 2 × 0,75) = 7 мм/с.
Предельный расчет показывает, что исходные величины выбраны верно. Строительная
ширина секции отстойника рассчитывается по формуле:
Встр = 2 × Вbl + b1 + 2 × b2,
где b1 - 0,2 м; b2 - 0,05 м.
Встр = 2 × 0,75 + 0,2 + 2 × 0,05
= 1,8 м.
Нстр = Нbl + hв + hм + 0,3,
где hв - высота, необходимая для расположения рамы, на
которой устанавливаются блоки (hв = 0,3 м, hм = 0,4 м)[23].
Нстр = 1,5 + 0,3 + 0,4 + 0,3 = 2,5 м.
Длина зоны грубой очистки l1 по формуле:
l1 = qset
× t / (60 × Нbl
× Встр
× Kset)
Kset - коэффициент использования зоны, принимаем равным 0,3 [22].
l1
= 42,5 ×2 / (60 × 1,5 × 1,8 × 0,3) = 1,75 м.
Строительная длина секции Lстр по формуле:
Lстр = Lbl + l1
+ l2 + 2 × l3 + l4,
где при применении пропорционального устройства l2 = 0,2 м, l3 = 0,2 м, l4 = 0,15м.
Lстр
= 4,2 + 1,75 + 0,2 + 2 × 0,2 + 0,15 = 6,7 м.
Определяется часовой расход сточных вод с учетом коэффициента часовой
неравномерности:
qw = (100 × 1,1)/16 = 6,9 м3/ч.
Исходя из общего количества сточных вод определяется количество секций
тонкослойного отстойника:
N =
6,9/42,5 = 0,2≈1 секция.
Уточняется количество секций: N = 1 секция.
Из условия выбранного материала для пластин (листовая сталь δ
= 3 мм) и облегчении
массы блока, исходя из расчетной длины ярусного пространства (Lbl = 4,2 м), принимаем длину блока
(модуля) 0,54 м. Таким образом, в каждом ряду будет располагаться по 8 блоков
(модулей).
Количество выделяемого осадка влажностью W = 96% определяется по [22]:
Qmud = (700-50) × 6,9
/ (100 - 96) × 1,9 × 104
= 0,06 м3/ч.
Чертеж тонкослойного отстойника приведен в приложении 4.
Осадок из отстойника удаляется под гидростатическим напором. Сбор
нефтепродуктов с поверхности воды осуществляется с помощью специального,
отдельного, введенного в эксплуатацию сборного устройства. Эффективность
очистки сточной воды в отстойнике напрямую зависит от эффективности сбора
нефтепродуктов с поверхности отстойника специальным нефтесборным устройством.
.3.4 Устройство для сбора нефтепродуктов с поверхности воды
Устройство для сбора нефтепродуктов с поверхности воды включат в себя
плавучий корпус в виде открытой снизу кюветы, в которой размещены патрубок
насоса и датчик его управления, цилиндрический нефтепродуктосборный барабан с
эластичными лопастями, с приводом, с горизонтальной осью вращения и примыкающей
к боковой стенке корпуса со стороны сбора нефтепродуктов, с образованием с ней
канала, имеющего телескопическую вставку, двигающуюся по направляющим [24].
Устройство (рис. 6) включает в себя: цилиндрический нефтепродуктосборный
барабан 1 с приводом, обеспечивающим направление вращения барабана, указанное
на рисунке, и с эластичными лопастями 2. Корпус 3, выполненный в виде рамы с
заданной плавучестью и образующий с указанным барабаном 1 нефтепроводной канал
4, длина которого может изменяться за счет телескопической вставки 5,
двигающейся по своим направлениям. Кювета 6, замкнутая по периметру,
образованная плоскими стенками рамы, имеет дно с уклоном в сторону патрубка 7 с
внутренней резьбой. В кювете 6 находится датчик 8, выполненный в виде
герметичной емкости, установленной с возможностью перемещения по направлению 9.
Датчик 8 имеет на конусообразном дне патрубок 10 с наружной резьбой, соосный
патрубок 7, а в верхней части шток 11. Вся система является плавающей
посредством понтона 12, обрамляющего корпус 3. Системе задается центровка и
погруженность таким образом, чтобы барабан 1 был погружен в жидкость
равномерно, приблизительно на высоту эластичных лопастей 2.
Рис. 6 Устройство для сбора нефтепродуктов с поверхности воды (в
разрезе).
Устройство работает следующим образом.
При вращении барабана 1 с лопастями 2 в направлении, указанном стрелкой,
нефтепродукты с поверхности воды дискретно захватываются лопастями 2, и
продвигаются по нефтепроводному каналу 4 в кювету 6, образованную корпусом 3.
Если толщина слоя на поверхности воды равна или более высоты эластичной лопасти
2, то телескопическая вставка 5 задвинута в корпус по направляющим и устройство
работает с максимальной производительностью по нефтепродуктам, которая может
регулироваться скоростью вращения барабана, и не зависит от свойств
нефтепродуктов.
Если же толщина слоя нефтепродуктов незначительна, то выдвигается телескопическая
вставка 5 на такую величину, чтобы глубина жидкости над порогом, образованным
крайней кромкой выдвигаемой вставки, была соизмерима с толщиной всплывшего
нефтепродукта. Нефтепродукты переливаются через кромку водослива без воды или
при ее минимуме в нефтепроводный канал 4 и далее также дискретно лопастями
подаются в кювету 6. Поступившие в кювету 6 вместе с водой нефтепродукты
обезвоживаются посредством вибрации корпуса 3 и всего оборудования на нем, т.к.
именно на корпусе располагается двигатель, приводящий барабан 1 в действие,
вытесняют воду из кюветы и заполняют ее до определенного уровня, отслеживаемого
датчиком 8. Герметичный датчик 8, установленный с возможность перемещения по
направляющим 9, имеющий на конусообразном дне патрубок 10 с наружной резьбой,
выполнен по плавучести таким образом, что когда в кювете 6 находится вода, то
архимедова сила способна поднять датчик 8 вверх.
При наполнении кюветы 6 нефтепродуктами, плотность которых меньше, а
значит и архимедова сила меньше, датчик 8 либо опустится вниз, либо будет
занимать какое-нибудь промежуточное положение, зависящее от количества
нефтепродуктов в емкости 6. Визуально количество нефтепродуктов в кювете 6
можно отследить по штоку 11. При наполнении кюветы 6 нефтепродуктами,
посредством штока 11 патрубок 10 с внешней резьбой вкручивают в соостный
патрубок 7 с внутренней резьбой, расположенный в дне кюветы 6. Дно кюветы 6
имеет уклон в сторону своего патрубка для удаления всей воды из нее. По
завершении процесса соединения патрубков все устройство может выниматься из
отстойника и кювету 6 опорожняют в нефтешламосборник, затем устройство
возвращают в отстойник, рассоединят патрубки и процесс повторяется [18].
Анализ. Недостатком данного устройства является ручная выгрузка собранных
нефтепродуктов, технологическая громоздкость, аппаратная избыточность и, как
следствие, его низкая надежность, особенно при обработке небольших объемов
нефтепродуктов, например радужной пленки, когда весь комплекс устройств по
удалению нефтепродуктов из кюветы используется во времени не значительно, а
значит не эффективно.
Количество устройств для сбора нефтепродуктов с поверхности воды на
очистных сооружениях - 2 единицы. Одним агрегатом оборудована песколовка,
вторым тонкослойный отстойник.
.3.5 Фильтр с зернистой загрузкой
После отстойника сточная вода с помощью дренажного насоса подается на
фильтр с зернистой загрузкой. Данная стадия очистки является конечной.
Фильтр предназначен для удаления из сточной воды остатков органических
соединений, мелкодисперсных взвешенных нерастворимых загрязнителей и др.
Сточная вода с помощью дренажного насоса и распределительного устройства
подается на фильтр с песчано-гравийной загрузкой (рис. 7).
Рис. 7 Фильтр с зернистой загрузкой: 1 - патрубок для подачи сточной
воды; 2 - распределительное устройство; 3 - корпус фильтра; 4 - патрубок для
отвода очищенной воды; 5 - приямок; 6 - устройство для подачи промывочной воды;
7 - гравийная загрузка; 8 - песок; 9 - опорная металлическая решетка.
Площадь загрузки фильтра:
F = q/v [25],
где q - среднечасовой расход сточной воды
в час, 7 м3/час;
v -
скорость потока сточной воды, 12 м/ч.
F = 7
/ 10 = 0,7 м2
Н1 - высота слоя гравия на металлической сетке, равна 0,5 м.
Н2 - высота слоя песка, равна 0,4 м.
Н3 - высота верхнего слоя гравия, 0,5 м.
Таким образом, высота слоя фильтрующей зернистой загрузки равна 1,4 м.
После фильтра вода поступает в городской коллектор.
Регенерация фильтра осуществляется промывкой горячей водой под напором.
Обычно на нефтебазе промывку осуществляют 3-4 раза, после чего фильтрующая
загрузка меняется, а отработанная загрузка передается ООО «ЭКО-СПАС БАТАЙСК».
.4
Эффективность очистки
Эффективность очистки сточных вод на имеющихся очистных сооружениях можно
оценить по экспериментальным данным, которые сведены в таблицу 10.
Эффективность очистки:
Э = (С1 - С2/С1)
× 100% [26],
где С1 - концентрация загрязняющего вещества в сточной воде до
очистки, мг/л;
С2 - концентрация загрязняющего вещества после очистки, мг/л.
Эффективность очистки от нефтепродуктов:
ηн =
(2000-150/2000) ×100%= 92,5%
Эффективность очистки от механических примесей:
ηм.п. = (3000-90/3000)
×100%= 97%
Нормативные требования к качеству воды представлены таблице 9.
Исходя из нормативов качества, можно сделать вывод о том, что по
механическим примесям концентрация превышает нормативное содержание в 2 раза,
по нефтепродуктам - в 6 раз. Очистка на данных очистных сооружения является не
эффективной. Необходима модернизация существующей системы очистных сооружений.
Таблица 10
Количество загрязняющих веществ после каждой ступени очистки
|
Характеристика
|
На входе
|
После аккумул емкости
|
После песколовки
|
После отстойника
|
После фильтра
|
|
Концентрация
нефтепродуктов, мг/л
|
2000
|
1950
|
1950
|
1600
|
900
|
150
|
|
Концентрация механических
примесей, мг/л
|
3000
|
2500
|
1700
|
700
|
500
|
90
|
Нормативные требования к качеству воды представлены таблице 9. Исходя из
нормативов качества, можно сделать вывод о том, что по механическим примесям
концентрация превышает нормативное содержание в 2 раза, по нефтепродуктам - в 6
раз. Очистка на данных очистных сооружения является не эффективной. Необходима
модернизация существующей системы очистных сооружений.
5.
Модернизация системы очитки сточных вод
.1
Обоснование необходимости модернизации существующей системы очистки сточных вод
на нефтебазе
Система сооружений для очистки сточных вод на Сальской нефтебазе не
обеспечивают эффективную очистку сточных вод. После очистки качество воды не
соответствует нормативным показателям. По механическим примесям нормативный
показатель превышен в 2 раза, по нефтепродуктам - в 6 раз. Недоочищенные
сточные воды сбрасываются в городской коллектор, что не приемлемо.
Малая эффективность очистки обусловлена следующими причинами:
большим сроком службы оборудования (с 1988 года);
неисправностью некоторых элементов оборудования (по причине коррозии и
т.д.);
отсутствием системы доочистки сточных вод и т.д.
Большим недостатком является отсутствие механизации удаления осадка из
очистных сооружений (аккумулирующей емкости, песколовки и тонкослойного
отстойника). Удаление осадка производится вручную.
.2 Общая
характеристика и описание предлагаемой установки
.2.1 Установка «КЛЮЧ. 5Н»
Для очистки сточных вод нефтебазы можно порекомендовать установку очистки
сточных вод «КЛЮЧ. 5Н».
Высоконадежные технологические решения установки позволяют гарантировано
обеспечить при подаче на очистку особозагрязненных стоков, а также возможность
сброса вод в водоемы рыбохозяйственного назначения.
Для повышения степени очистки стока на установке предусмотрена
возможность предварительного коагулирования сточных вод [27].
Достоинства установки:
• технологический процесс очистки включает ступень пенно-флотационной
сепарации, фильтр с плавающей загрузкой, и сорбционный фильтр доочистки;
• конструкция фильтра с плавающей загрузкой такова, что позволяет
применять любые разрешенные контролирующими органами виды загрузок (керамзит,
нетканые материалы, пенополистирол и т.д.);
• загрузка сорбционного фильтра активированным углем;
• загрузка фильтров имеет значительный срок службы за счет возможности
многократной промывки;
• при эксплуатации установки возможно использование воды, очищенной на
любой из ступеней;
• установка «КЛЮЧ 5Н» - самовсасывающая, комплектуется высоконадежными
насосами;
• установка оснащена накопителем уловленных загрязнений, съемными
крышками для предотвращения выбросов в окружающую среду, забор воздуха
осуществляется из корпуса установок;
• установка выпускается во взрывобезопасном исполнении.
Технические характеристики представлены в таблице 11.
Таблица 11
Технические характеристик установки «КЛЮЧ 5Н»
|
Модель
|
Исполнение
|
Производительность м3/ч
|
Установленная мощность кВт
|
Напряжение питания, В
|
Размеры L×B×H,мм
|
|
КЛЮЧ. 5Н
|
наземная
|
5-7
|
5,87
|
~380/~220
|
2500×2200×1900
|
Масса металлоконструкций - 4500 кг.
Количество фильтровальных секций - 2 шт.
Объем фильтровальной загрузки - 2×0,46 = 0,92 м3.
Объем активированного угля - 2,5 м3.
Полезный объем вакуум бака - 150 л.
Масса установки в снаряженном состоянии, залитой водой - 12000 кг [28].
Установка состоит из камеры пенной флотационной сепарации, фильтра с
плавающей загрузкой и сорбционного фильтра. Схема работы установки представлена
в приложении 5.
.2.2 Описание технологических процессов очистки
В камере пенно-флотационной сепарации происходит пенная флотация сточных
вод. Метод пенно-флотационной сепарации заключается в прилипании загрязнений
очищаемой жидкости к специально введенным пузырькам воздуха и всплывании на
поверхности воды образующегося комплекса «частица-пузырек» (аэроглобула) и
прохождении очищаемой жидкости через пенные «завесы», образующиеся выделенным
воздухом [29].
В предлагаемой установке предусмотрено растворение воздуха в жидкости при
повышенном давлении (стурирование) с последующим снижением давления в камере
пенно-флотационной сепарации, что позволяет получать пузырьки воздуха
определенных размеров и в необходимом количестве. Процесс выделения пузырьков
на поверхности камеры интенсифицирован тонкослойным сепарирующим элементом.
Разрушение пены и выделение из него загрязнений происходит в декантаторе,
являющимся частью установки.
Фильтрация осуществляется на блоке фильтров с плавающей загрузкой. Такие
фильтры предназначены для удаления из сточных вод взвешенных частиц,
нефтепродуктов, осветления воды перед подачей на сорбционные фильтры. Фильтры с
плавающей загрузкой являются прогрессивным оборудованием для очистки сточных
вод за счет значительного увеличения срока службы фильтрующего материала
(керамзит, нетканые материалы, пенополистирол и т.д.) и возможности его многократной
промывки.
Промывка фильтров осуществляется водой надфильтрового пространства.
Конструкция фильтра с целью упрощения обслуживания выполняется кассетной, что
позволяет производить профилактические работы с фильтром посекционно.
Сорбция производится на напорной секции сорбционного фильтра, которая
предназначена для удаления из сточных вод растворенных органических и
неорганических примесей на последней ступени доочистки. Загрузка фильтров -
активированный уголь АГ-3. Возможна комплектация загрузкой «уголь 207С»
производства «WATERLINK» с улучшенными свойствами и
увеличенным сроком службы. Замена активированного угля производится не чаще 1
раза в 4 месяца.
Установка оснащена накопителем уловленных загрязнений, съемными крышками
для предотвращения выбросов в окружающую природную среду. Забор воздуха на
пенно-флотационную сепарацию осуществляется из корпуса установки.
Концентрации загрязняющих веществ в сточной воде после каждой ступени
очистки на установке представлены в таблице 12.
Таблица12
Концентрации загрязняющих веществ в сточной воде после каждой
ступени очистки
|
Показатель
|
Концентрация загрязнений
мг/л, не более
|
|
Исход. вода для подачи в
установку
|
После флотатора
|
После фильтра с плав. загр.
|
После адсорбера
|
|
Взвешенные вещества
|
1100
|
300
|
40
|
не более 3
|
|
Нефтепродукты
|
1500
|
700
|
30
|
не более 0,05
|
|
БПК
|
100
|
70
|
30
|
не более 8
|
5.2.3 Схема работы установки
Схема работы установки представлена в приложении 5 и на рисунке 8.
Состав установки:
вакуум бак;
сатуратор;
- насос WILO Multivert MWI 408/PN
25 3~;
- эжектор;
камера пенной сепарации;
фильтр с плавающей загрузкой;
декантатор;
бак реагента;
сорбционные фильтры;
- насос WILO-Drain TMW 32/8
Twister.
Установка работает следующим образом.
Предварительно прошедшая песколовку сточная вода из сборной емкости забирается
насосом (3) установки при помощи вакуум бака (1) и обратного клапана (23),
исключающих сухой ход насоса. Объем подводящих трубопроводов при расположении
сборной емкости ниже установки приведен в таблице 13.
На байпасной линии насоса посредством эжектора (4) с краном подачи
воздуха (24) вода насыщается воздухом и попадает в сатуратор (2). В сатураторе
под давлением 0,5 МПа, контролируемом манометром (14) в течении 2-х минут идет
процесс растворения воздуха в воде. Для сброса воздуха с сатуратора предусмотрен
кран сброса воздуха (22).
Через шайбу гашения напора, расположенную на входе в камеру пенной
сепарации (5) вода из сатуратора (2) попадает во флотационную зону камеры, где
происходит выделение пузырьков воздуха и образование глобул. Из флотационной
зоны вода попадает в зону пенной сепарации камеры 5. Процесс сепарации
интенсифицирован съемным тонкослойным элементом (11). При выходе из зоны
сепарации сточная вода разделяется. Верхняя часть в объеме 10% от общего
расхода с загрязненным пенным слоем попадает через пенный карман (12) в
декантатор (7), а нижняя, очищенная часть, попадает через распределительный
карман (13) на двухсекционный фильтр (6).
Загрязненный пенный слой отстаивается в декантаторе (7) в течении одного
часа времени, достаточного для саморазрушения пены. После отстаивания вода из
декантатора отводится в сборную емкость через патрубок (15). Шлам периодически
удаляется через шламовый вентиль декантатора (16).
Таблица 13
|
Высота всасывания, м
|
Объем всасывающего
трубопровода, л
|
|
0 1 2 3 4
|
100 88 76 64 52
|
Рис.8 Схема работы установки КЛЮЧ 5Н: 1 - вакуум бак; 2 - сатуратор; 3 -
насос WILO Multivert MWI 408/PN 25
3~; 4 - эжектор; 5 - камера пенной сепарации; 6 - фильтр с плавающей загрузкой;
7 - декантатор; 8 - бак реагента; 9 - сорбционный фильтр; 10 - насос WILO-Drain TMW 32/8 Twister;
11 - съемный тонкослойный элемент; 12 - пенный карман; 13 - распределительный
карман; 14 - манометр; 15 - патрубок сборной емкости; 16 - шламовый вентиль
декантатора; 17 - муфта отбора воды; 18 - вентиль для сброса шлама; 19,20 -
вентиль сброса воды; 21 - вентиль подачи воздуха в эжектор; 22 - кран сброса
воздуха; 23 - клапан; 24 - кран подачи воздуха; 25 - сборная емкость; 26 -
карман сорбционного фильтра; 27 - вентиль сорбционного фильтра.
Очищенная пенной сепарацией вода попадает через распределительный карман
(13) с регулирующей муфтой отбора воды (17) в двухсекционный фильтр (6), где
происходит окончательная доочистка воды от взвешенных веществ. Промывка
фильтров осуществляется с помощью вентилей сброса воды (20). Из фильтра с
плавающей загрузкой (6) вода поступает в карман сорбционного фильтра (26). Из
кармана сорбционного фильтра насосом (10) вода подается через регулирующий
вентиль сорбционного фильтра (27) на сорбционный фильтр (9), где происходит
доочистка стока от растворенных примесей.
При использовании коагулянта, в качестве которого берут сернокислый
алюминий, его в количестве 5 кг засыпают в бак реагента (8). Вода в бак
реагента (8) подается из камеры пенной сепарации (5) и растворяет коагулянт. Из
бака реагента раствор коагулянта подается в трубопровод перед насосом (3)
установки. Регулировка подачи коагулянта осуществляется краном подачи
коагулянта.
.2.4 Монтаж и подготовка к работе установки
1) Установка монтируется на уровень твердого покрытия площадки.
) Установка заземляется согласно требованиям ПУЭ [3].
) Установка напитывается от щита управления комплексом очистки согласно
требованиям ПУЭ [3].
) Всасывающий трубопровод установки не должен иметь подсоса воздуха.
) Перед пуском установки необходимо выполнить следующие операции:
установить кассеты фильтров (6);
установить запорную арматуру;
заполнить емкость вакуумбака водой;
при открытой заливной крышке вакуумбака удалить воздух из насоса (3)
согласно паспорту насоса;
установить крышки установки;
после первого пуска сбросить воздух с сатуратора краном сброса воздуха.
.2.5 Регулировка и обслуживание установки
Регулирование установки осуществляется на устойчивом режиме работы.
Регулировка эжектора осуществляется посредством крана подачи воздуха
(25). Подача воздуха должна соответствовать его растворимости в вакуумбаке.
Накопления воздуха в вакуумбаке не допускается.
Регулировка отвода воды в декантаторе (7) осуществляется про помощи
регулирующей муфты отбора воды (17) в распределительном кармане (13). Объем
воды, удаляемой в декантатор, должен находиться в пределах 5-10%. В процессе
засорения фильтров объем воды, удаляемой в декантатор, будет расти. При этом не
рекомендуется производить перерегулировку, а при значительном снижении
производительности производят промывку фильтров.
Регулировка подачи коагулянта осуществляется вентилем подачи коагулянта.
Насос сорбционного фильтра (10) регулируется на расход 2,5 м3/ч
при помощи вентиля (29).
Обслуживание установки производится периодически, в зависимости от
частоты заполнения аккумулирующих частей шламом и снижения качества очистки, а
также при снижении производительности установки ниже технически необходимых в
результате загрязнения фильтров. Обслуживание установки осуществляется только
после ее обесточивания.
Обслуживание сводится к следующим операциям:
● при снижении качества очистки производят замену коагулянта в баке
реагента (8);
● при загрязнении тонкослойного элемента (11) зоны сепарации
производят демонтаж тонкослойного блока и его промывку;
● при загрязнении дна камеры пенной сепарации (5) производят сброс
шлама посредством шламового вентиля камеры (23);
● по мере накопления загрязнений в декантаторе (7) шлам удаляют
посредством открытия шламового вентиля декантатора (16), после удаления шлама
производят мойку емкости декантатора для удаления остатков шлама;
● для промывки секции фильтров (6) заполняют надфильтровое
пространство водой до уровня кармана сбора пены. Резко открывая вентиль сброса
воды (20) одной из секций фильтра производят сброс промывной воды. Закрыв
вентиль сброса воды, заполняют надфильтровое пространство водой и повторяют
операцию для второй секции, открыв вентиль сброса воды для другой секции
фильтра;
● при получении неудовлетворительных результатов при промывке
фильтров по причине сильного загрязнения последних, производят удаление
загрузки фильтров (6) с установки и регенерацию или замену фильтрующей засыпки;
● замену активированного угля производят на основании анализов
сточных вод.
5.3
Технические решения модернизации системы очистки сточных вод
Первым этапом модернизации существующей системы очистки сточных вод на
Сальской нефтебазе будет демонтаж тонкослойного отстойника и зернистого
фильтра. Они занимают большую площадь, кроме того, являются малоэффективными
при очистке сточных вод. Таким образом, на нефтебазе из очистных сооружений
остаются решетки, аккумулирующая емкость, песколовка и устройство для сбора
нефтепродуктов с поверхности воды. Установку необходимо поставить после песколовки.
Песколовку нужно оборудовать устройствами для сбора нефтепродуктов с
поверхности воды, в количестве 2 единиц (одно устройство переместить с
демонтированного тонкослойного отстойника).
Для предлагаемой установки необходимо смонтировать крытое помещение с
естественной вентиляцией, которое будет предотвращать агрегат от внешних
погодных воздействий (перемерзания или перегрева). Очищенную воду можно будет
сбрасывать в водоемы рыбохозяйственного назначения [30].
Схема модернизированной системы очистки сточных вод на нефтебазе
представлена на рисунке 9.
Рис 9. Схема модернизированной системы очистки сточных вод на нефтебазе:
1 - накопительная емкость; 2 - песколовка; 3 - насос; 4-шламосборник; 5 -
установка КЛЮЧ 5 Н; 6 - крытое помещение.
6.
Безопасность жизнедеятельности на Сальской нефтебазе
.1 Меры
безопасности при работе на очистных установках
Установка КЛЮЧ 5 Н по требованиям безопасности соответствует ГОСТ
12.2.003 - 91 [31] и «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) [3].
Установка при монтаже заземляется согласно ПУЭ, класс установки по ГОСТ
12.2.007.0 - 75 - «01» [32].
К управлению установкой допускается обслуживающий персонал, достигший 18
лет, прошедший в установленном порядке медицинский осмотр, обучение по
эксплуатации установки, инструктаж по охране труда, а также стажировку по
безопасным приемам работы в течении трех, четырех смен [33].
Обслуживающий персонал обязан:
знать устройства и назначение органов управления и настройки установок;
уметь определять неисправности установок;
содержать в чистоте рабочую зону;
иметь необходимые инструменты и материалы для уборки рабочей зоны,
чистки, регулировки узлов установок.
Перед началом работы необходимо надевать спецодежду, привести ее в
порядок, застегнуть все пуговицы, волосы тщательно убрать под головной убор.
Перед началом работы проверить:
наличие надежность крепления ограждений;
состояние изоляции проводов;
наличие заземления;
освещенность и чистоту рабочей зоны, а также отсутствие посторонних
предметов на установке и в рабочей зоне.
При необходимости чистки установок во время работы все операции
производить только после выключения установок. Для проведения ремонта и чистки
очистных установок необходимо рядом с пусковой кнопкой вывесить табличку «НЕ ВКЛЮЧАТЬ
- РАБОТАЮТ ЛЮДИ!».
Запрещается:
- работать при снятых ограждениях;
оставлять установки на длительное время без присмотра;
работать при наличии неисправностей;
допускать к работе посторонних лиц;
работать при отсутствии заземления;
производить чистку, смазку и ремонтные работы на работающих установках.
После окончания работы необходимо ознакомить сменщика с тем, как
отработана смена.
Монтаж и ремонт установок имеют право проводить специально обученные
лица, ознакомленные с особенностями и правилами эксплуатации.
Администрация нефтебазы должна контролировать соблюдение установленных
правил техники безопасности и принимать меры к устранению всего, что может
вызвать несчастные случаи.
В условиях крайне низких температур (минус 350С) для
предотвращения выхода установок из строя при замерзании воды в емкостях и узлах
необходимо полностью слить воду из установки.
Сброс сточных вод, загрязненных этилированным бензином, производится по
отдельной системе спецканализации на очистные сооружения, предназначенные для
очистки и обезвреживания этих вод.
На площадке очистных сооружений необходимо иметь телефонную связь и
сигнализацию, связывающую с пожарной охраной нефтебазы.
Необходимо: следить и поддерживать в нормальном санитарном и
противопожарном состоянии помещения, оборудование, аппаратуру и территорию
очистных сооружений; очищать площадки и лестницы от грязи и снега, обледенения,
посыпать их в зимний период песком; содержать в исправном состоянии
противопожарный инвентарь.
.2 План
ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на Сальской нефтебазе
.2.1 Возможные источники чрезвычайных ситуаций
Техногенная опасность нефтебазы реализуется в виде поражающих воздействий
источника техногенной ЧС(Н) на человека и окружающую среду при его
возникновении. На нефтебазе возможны аварии, связанные с её эксплуатацией,
характеризующиеся неконтролируемым выбросом нефтепродуктов и их разливом.
Наземный разлив (утечка) нефтепродуктов возможны при:
разгерметизации системы слива вагон-цистерны;
разгерметизации системы налива автоцистерны;
разгерметизации надземных технологических трубопроводов на территории
нефтебазы. При эксплуатации технологических колодцев, лотков и трубопроводов
могут возникнуть ЧС: подтекание нефтепродуктов через неплотности прокладок и
сальников в запорной арматуре; негерметичности сварных швов, разрыв
трубопровода;
разгерметизации насосного оборудования и технических устройств в
продуктовых насосных;
разгерметизации котла вагона цистерны;
разгерметизации резервуара автоцистерны;
разгерметизации наземного резервуара хранения топлива;
переполнения резервуара хранения топлива при сливе топлива из
вагон-цистерн;
переполнения резервуара автоцистерны при наливе топлива.
Подземный выброс нефтепродуктов возможен в результате:
- разгерметизации подземных технологических трубопроводов;
разгерметизации подземного резервуара хранения топлива.
6.2.2 Прогнозирование объемов и площадей разливов
нефтепродуктов
Объем разлива нефтепродуктов на нефтебазе зависит от следующих факторов:
· наличия персонала на рабочих местах;
· осуществления постоянного контроля за техническим состоянием
технологических трубопроводов, задвижек, сливных устройств и другого
оборудования;
· своевременного оповещения об аварийной ситуации;
· от времени закрытия задвижек.
Принимая во внимание, что на практике имеют место аварии резервуаров,
сопровождающиеся лавинообразным разрушением стенки и днища резервуаров, а затем
и разрушением (промыванием) обвалования (ограждения), обусловленные комплексом
причин (нарушения, допущенные при проектировании, изготовлении, монтаже и
эксплуатации), учитывая наличие на вертикальных наземных резервуарах
вертикальных монтажных швов и их 7-ми летний срок эксплуатации [34], данным
планом рассматривается наиболее опасный сценарий развития событий - полное
(хрупкое) разрушение резервуара с образованием гидродинамической волны
нефтепродукта, промывающей или перехлестывающей обвалование и разливающейся на
большой площади.
Нефтепродукт, оказавшийся на территории нефтебазы, стремится к растеканию
по поверхности. Скорость его растекания и площадь распространения зависят от
многих факторов и, в первую очередь, от количества, типа и состава разлитого
нефтепродукта, а также наличия покрытия территории, величины и направления
уклонов рассматриваемой части территории. При залповом разливе движущую силу
растекания обуславливают сила тяжести и сила инерции, которые заставляют
растекаться нефтепродукт равномерно по всем направлениям на ровной поверхности.
При наличии уклонов поверхности форма пятна видоизменяется. Движение
нефтепродукта прекращается после уравновешивания силы инерции и силы трения
нефтепродукта о шероховатую поверхность
По результатам определения зоны разлива составляется карта прогнозируемых
зон разлива, которая представляет собой ситуационный план с нанесением
расчетных зон разлива.
При разгерметизации наземного вертикального резервуара
При нарушении технологии наполнения резервуара нефтепродуктом или
локального повреждения резервуара зона разлива будет в пределах обвалования.
При полном (квазимгновенном) разрушении резервуара образуется
гидродинамическая волна нефтепродукта (бензина или дизельного топлива),
перехлестывающая и разрушающая обвалование.
Площадь зоны разлива определяется по формуле:
Sр = f × € × Vн [35],
где f - коэффициент разлива, м-1,
определяют исходя из расположения наземного резервуара на местности:
f=5 -
при расположении объекта на ровной поверхности или в низине;
f=12 -
при расположении объекта на неровной поверхности или возвышенности.
€ - коэффициент использования резервуара, принимаем равным 0,8 [36];
Vн -
номинальная вместимость резервуара
Длина большой полуоси эллипса bц
определяется по формуле:
,
где
Кук = 8 для площадки с уклоном 1-3 о.
Длина
малой оси определяется по формуле:
Длина
диаметра окружности при разливе на ровной поверхности определяется по формуле: 
Площадь
разлива на ровной твердой (асфальт, бетон) поверхности определяется по формуле:
где
d - диаметр свободного растекания на твердой
поверхности.
Vраз - объем разлива, м3.
Vраз= € ×Vн
При
наличии уклонов поверхности форма пятна видоизменяется, принимает форму
эллипса.
Объем
разлива наибольшего резервуара №10
в соответствии с требованиями
постановления Правительства РФ № 613 [37,38] равен объему 0,8×1054 = 843,2 м3 (632,4 т бензина).
В
результате расчетов по формулам определено, что при полном разрушении
наибольшего наземного вертикального резервуара №10, залповом разливе
нефтепродукта и при свободном растекании на территории по расчетам площадь зоны
разлива Sзрэ
составляет 4216 м2.
Земляное
обвалование резервуарного парка имеет форму пятиугольника со сторонами 80м, 69
м, 39 м, 47 м, 37 м и высотой 2 м.. Таким образом площадь внутри обвалования
резервуарного парка равна 4437 м2, средняя толщина пятна hср
= 0,19 м.
Так
как внутри резервуарного парка поверхность имеет уклон к северу, то
нефтепродукт будет собираться у стенки обвалования и пятно нефтепродукта не
заполнит всю обвалованную площадь.
Результаты
моделирования распространения нефтепродуктов показаны на приложении 2.
При
разгерметизации резервуаров №5, 6 объем
разлива равен 0,8×1051=840,8 м3 (630,6 т бензина, 706,3 т
дизельного топлива). В данном случае по расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 4204 м2, средняя толщина пятна,
hср=0,19 м.
При
разгерметизации резервуара №11 объем
разлива равен соответственно 0,8×762=609,6
м3 (457,2 т бензина). В данном случае по расчетам площадь
зоны разлива Sзрэ
составляет 3048 м2, средняя толщина пятна, hср=0,14 м.
При
разгерметизации резервуара №4 объем
разлива равен соответственно 0,8×758=606,4 м3 (454,8 т бензина). В данном случае по расчетам площадь
зоны разлива Sзрэ
составляет 3032 м2, средняя толщина пятна, hср=0,14 м.
При
разгерметизации резервуара №2 объем
разлива равен соответственно 0,8×754=603,2 м3 (506,7 т дизельного топлива). В данном случае по
расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 3016 м2, средняя толщина пятна,
hср=0,14 м.
При
разгерметизации резервуара №1,3 объем
разлива равен соответственно 0,8×752=601,6 м3 (451,2 т бензина, 505,3 т дизельного топлива). В
данном случае по расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 3008 м2. средняя толщина пятна,
hср=0,14 м.
При
разгерметизации резервуара №27 объем
разлива равен соответственно 0,8×742=593,6 м3 (445,2 т бензина). В данном случае по расчетам площадь
зоны разлива Sзрэ
составляет 2968 м2. средняя толщина пятна, hср=0,13 м.
При
разгерметизации резервуара №21 объем
разлива равен соответственно 0,8×737=589,6 м3 (495,3т дизельного топлива). В данном случае по
расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 2948 м2. средняя толщина пятна,
hср=0,13 м.
При
разгерметизации резервуара №22 объем
разлива равен соответственно 0,8×731=584,8 м3 (491,2 т дизельного топлива). В данном случае по
расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 2924 м2. средняя толщина пятна,
hср=0,13 м.
Парк наземных горизонтальных резервуаров хранения топлива по периметру огражден кирпичной
стеной, размеры которой составляют 14м×23м×1м, площадь участка внутри периметра
322 м2, максимальный объем удержанного нефтепродукта 322 м3.
Максимально возможный объем разлива нефтепродукта составляет 49,6 м3,
следовательно разлив останется в границах периметра резервуарного парка.
При разгерметизации резервуара №29,30 объем разлива равен соответственно
0,8×51=40,8 м3 (30,6 т бензина).
В данном случае по расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 204 м2,
средняя толщина пятна, hср=0,13 м.
При разгерметизации резервуара №33 объем разлива равен соответственно
0,8×52=41,6 м3 (31,2 т бензина).
В данном случае по расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 208 м2,
средняя толщина пятна, hср=0,13 м.
При разгерметизации резервуара №42 объем разлива равен соответственно
0,8×62=49,6 м3 (37,2 т бензина).
В данном случае по расчетам площадь зоны разлива Sзрэ составляет 248 м2,
средняя толщина пятна, hср=0,15 м.
При разгерметизации подземных резервуаров хранения топлива
№7, 8, 12, 13, 23-25, 28, 31, 35-38, 54, 55 на объекте имеет изначально локализованный характер -
подземное размещение резервуаров с засыпкой котлована водонепроницаемым
грунтом, установка резервуаров в железобетонных саркофагах, препятствуют разливу
нефтепродуктов, разлив нефтепродукта останется в границах саркофага.
При разгерметизации железнодорожных вагон-цистерн, находящихся на железнодорожной
эстакаде, в соответствии с требованиями постановления Правительства РФ от
21.07.2000 г. № 613 равен объему 50 % железнодорожного состава. Принимая во
внимание, что подаваемый состав состоит из 7-ми вагон-цистерн, величина разлива
составляет 4 × 60 т = 240 т (от 320 м3 бензина или 286 м3
дизельного топлива), что соответствует муниципальному уровню разлива.
Площадь разлива определяется по формуле для ровной поверхности и составляет 320
× 5 = 1600 м2
бензина или 286 × 5 = 1430 м2 дизельного топлива. В случае
разлива нефтепродукта направление его движения будет обусловлено понижением
высоты территории к северу. В этом случае зона разлива с учетом рельефа
территории составляет 1500 м2 для бензина и 1330 м2 для
дизельного топлива.
Результаты моделирования распространения нефтепродуктов по территории
нефтебазы при разгерметизации железнодорожной цистерны приведены в приложении
2.
При разгерметизации железнодорожных вагон-цистерн с локальным
уровнем разлива,
находящихся на железнодорожной эстакаде. При выливе нефтепродуктов в объеме 100
т (от 133 м3 бензина или 119 м3 дизельного топлива).
Площадь разлива определяется по формуле для ровной поверхности и составляет
133 × 5 = 665 м2 бензина или
119 × 5 = 595 м2 дизельного
топлива. Учитывая рельеф территории площадь составит 550 м2. для
бензина и 490 м2 для дизельного топлива.
Результаты моделирования распространения нефтепродуктов по территории
нефтебазы при разгерметизации железнодорожной цистерны приведены в приложении
2.
При разгерметизации автоцистерны на эстакаде налива светлых и
темных нефтепродуктов объем разлива принят равным 100 % объема в
соответствии с п.2 постановления Правительства РФ № 613 [37,38] и составляет
при размещении топливной емкости автоцистерны на площадке для слива - 28
м3 (27 т бензина или 30 т дизельного топлива).
Принимая, что 1л нефтепродукта разливается на площади 0,15 м2
[39] получаем зону разлива 3780 м2, что менее площади нефтебазы. 0,9
- коэффициент заполнения автоцистерны.
28 × 0,15 × 0,9 ×
1000 = 3780 м2
В результате расчетов определено, что при полном разрушении автоцистерны
и залповом сливе нефтепродукта, площадь зоны разлива Sэ составит 3780 м2, учитывая особенности рельефа
площадь разлива - 3600 м2.
Результаты моделирования распространения нефтепродуктов показаны в
приложении 2.
При разгерметизации сливного трубопровода на эстакаде максимальный объем разлива
рассчитывается по формуле: Vmax Т1 = q1 × Т1, где q1 - производительность отгрузки нефтепродуктов в
соответствии с технологическими картами производства работ (м3/ч) на
эстакаде; Т1 - время, необходимое для получения информации об
аварийной ситуации и закрытия отсечной задвижки (ч).
Согласно нормам пожарной безопасности [39], расчетное время отключения
трубопроводов (Т1) принято равным 300 сек. (0,08 часа) при ручном
отключении. Под «временем отключения» следует понимать промежуток времени от
начала возможного поступления нефтепродукта из трубопровода до полного
прекращения истечения жидкости.
При производительности отгрузки нефтепродуктов 30 м3/ч и
времени, необходимом для обнаружения разлива нефтепродуктов и перекрытия
отсечной задвижки, равном 5 мин, объем разлива составляет 2,4 м3
(1,8 т бензина, 2 т дизельного топлива). Площадь зоны разлива Sэ составит 9,6 м2.
Вывод. Разливы нефтепродуктов на нефтебазе выделяются в ЧС (Н) следующих
категорий:
· территориальный, при разгерметизации одного из резервуаров №2,5,6,10
(объем разлива от 500т до 1000т);
· муниципальный, при разгерметизации одного из резервуаров и
железнодорожных вагон-цистерн с объемом разлива до 500т;
· локальный, при разгерметизации одного из резервуаров
резервуарного парка и железнодорожных вагон-цистерн с объемом разлива до 100 т,
при разгерметизации автоцистерны, сливного трубопровода на ж/д-эстакаде, при
переполнении резервуара в процессе слива нефтепродуктов, переполнение
автоцистерны в процессе её налива.
.2.3 Мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций
В период повседневной деятельности руководством Сальской нефтебазы
неукоснительно выполняются «Правила технической эксплуатации нефтебаз» [36]. С
целью предупреждения возникновения аварийных ситуаций и пожаров, снижения риска
поражения людей на нефтебазе проводятся следующие мероприятия:
планово-предупредительное техническое обслуживание и ремонт
технологического оборудования, резервуаров, запорной арматуры;
периодический контроль состояния технологического оборудования;
периодический контроль исправности защитных систем;
плановая проверка средств пожаротушения и индивидуальных средств защиты;
выполнение мер пожарной безопасности согласно ППБО1-93 «Правил пожарной
безопасности в РФ».
плановый контроль технического состояния резервуаров, в том числе и их днищ,
осуществляется в соответствии с действующей на нефтебазе системой
планово-предупредительных ремонтов оборудования.
Руководством нефтебазы приняты меры по предотвращению загрязнения
нефтебазы нефтепродуктами.
Нефтебаза оборудована ливневой канализацией.
На нефтебазе имеются очистные сооружения, обеспечивающие очистку сточных
вод от нефтепродуктов, в районе резервуарного парка установлены противни для
сбора разлитого нефтепродукта.
Площадки для налива автоцистерн заасфальтированы и обустроены ливнестоками.
На ж/д эстакаде имеются аварийные сливы, соединенные с аварийным
резервуаром.
Во время проведения сливо-наливных операций персонал нефтебазы
обеспечивает несение готовности к ликвидации аварийных разливов на территории
нефтебазы собственными силами и средствами.
Перед приемом топлива работники нефтебазы приводят в состояние
немедленной готовности необходимые средства и материалы, песок и ручной
инструмент [40].
Работниками нефтебазы принимаются меры по исключению проливов
нефтепродуктов при приеме топлива и выдачи его транспортным средствам.
.2.4 Организация локализации разливов нефтепродуктов
Способы локализации разливов нефтепродуктов. При разливе нефтепродуктов после
принятия противопожарных мер первоочередными задачами являются:
- обработка разлитого нефтепродукта сорбентами для сдерживания его
распространения;
локализация распространяющегося нефтяного загрязнения с помощью
сорбирующих рукавов, путем создания обвалования или траншей. Механическая
преграда устанавливается по границе зоны ЧС в месте прогнозируемого появления
нефтепродукта с упреждением;
на территории объекта имеется твердое покрытие;
- установить боновые заграждения (сорбирующие рукава), подпорные стенки
или мешки с песком для ограничения площади разлива, изменения направления
движения разлива в места аккумуляции.
После разлива нефтепродуктов в резервуарном парке локализация разлива не
потребуется, так как разлив будет удержан обвалованием и не выйдет за пределы
резервуарного парка.
После разлива нефтепродуктов на сливной железнодорожной эстакаде для
локализации разлива разместить преграду на пути распространения нефтепродукта с
южной стороны (район подземных емкостей) и с целью недопущения распространения
разлива по территории нефтебазы
После разлива нефтепродуктов на наливной автомобильной эстакаде для
локализации разлива разместить преграду на пути распространения нефтепродукта с
юго-восточной стороны с целью недопущения распространения разлива по территории
нефтебазы.
После разлива нефтепродуктов на наливной масляной эстакаде для локализации
разлива разместить преграду на пути распространения нефтепродукта с западной и
южной стороны, с целью недопущения распространения разлива по территории
нефтебазы
Время локализации не должно превышать 6 часов.
Сбор нефтепродукта осуществляется механическим методом путем
использования вакуумных сборщиков, в том числе привлекаемых вакуумных машин.
Для повышения эффективности сбора на тонких пленках применяются сорбенты или
песок. После обработки сорбентом или песком сбор осуществляется вручную.
Сбор (или переброска в резервную емкость). Сбор разлива из ограждения
наземных резервуаров достигается с помощью насосов продуктовой насосной станций
или передвижного или переносного насоса во взрывобезопасном исполнении с
перекачкой в свободный резервуар или в передвижные резервуары. Сбор
нефтепродукта с поверхности достигается с помощью засыпки участка разлива
сорбирующими материалами [41].
Сбор нефтепродуктов в местах аккумуляции с территории нефтебазы
осуществляется вакуумными машинами в количестве 2-х штук, специальной техникой
и поисково-спасательным отрядом г. Ростова-на-Дону, а также техникой,
привлеченной для ликвидации последствий ЧС(Н) из предприятий и организаций
г.Сальск, Ростовской области.
Для ликвидации небольшого пролива нефтепродукта нефтебаза должна иметь
постоянный запас нефтесорбирующих материалов для нейтрализации нефтепродуктов в
количестве не менее 100 кг. Допускается для сбора малых проливов нефтепродуктов
использовать песок, который размещается на территории нефтебазы в специальных
контейнерах.
Сбор пропитанного нефтепродуктом сорбента, сорбирующих рукавов и
загрязненного песка производят вручную или с помощью специальных машин в
герметичные емкости, и вывозят, утилизируют.
Грунт, загрязненный нефтепродуктами, а также загрязненный фильтрующий
материал и осадки очистных сооружений вывозятся в места, определенные в
установленном порядке. Сток обеспечивается в систему очистных сооружений.
Образующиеся на предприятии в процессе производственной деятельности
твердые бытовые отходы, жидкие бытовые отходы и отходы производства вывозятся
на свалку ТБО машиной ОАО «Чистый город», Ростовская область г. Сальск.
Прием и утилизацию отходов производства выполняет ООО «ЭКО-СПАС БАТАЙСК».
Доочистка территории заключается в смыве нефтяной пленки с твердой поверхности
нефтебазы. Загрязненная нефтепродуктами вода направляется в сторону локальных
очистных сооружений. Доочистка выполняется вплоть до исчезновения видимой
пленки.
Технологии и способы реабилитации загрязненных территорий
Загрязненный нефтепродуктами асфальт смывается водой, при этом
обеспечивается смыв к месту ее сбора, на очистные сооружения предприятия.
Места разлива нефтепродуктов на почву необходимо немедленно зачистить
путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения
нефтепродуктов в грунт. Выбранный грунт удаляется в специально оборудованный
контейнер, образовавшаяся выемка должна быть засыпана свежим грунтом или
песком. Грунт, загрязненный нефтепродуктами, а также загрязненный фильтрующий
материал и осадки очистных сооружений вывозятся в места определенные в
установленном порядке
Загрязненный нефтепродуктом грунт может быть реабилитирован с помощью
биологического препарата-деструктора углеводородов, имеющего положительное
санитарно-эпидемиологическое заключение органов и учреждений Госсанэпиднадзора
Российской Федерации, разрешительные документы Российского Регистра
Потенциально Опасных Химических и Биологических веществ.
Рекомендуемые технологии сбора нефти и нефтепродуктов и
рекультивации загрязненных территорий
Основным требованием к технологии очистки окружающей среды от загрязнения
нефтепродуктами является создание ресурсосберегающей замкнутой системы,
исключающей образование вторичных источников загрязнений в процессе ликвидации
разливов и протечек из окружающей среды.
При глубине проникновения нефтепродуктов до 50 см и содержании их в почве
не более 15 % производится очистка грунта от нефтепродуктов с применением
препаратов «Дестройл» или «Универсал» без снятия слоя земли и
перемещения грунта за пределы нефтебазы [42].
Этапы проведения операций по реабилитации загрязненных территорий:
1. После сбора нефтепродуктов с поверхности производится рыхление
почвы (вручную или культиватором);
2. Готовится активированная рабочая суспензия необходимого
количества препаратов Дестройл или Универсал в соответствии с Инструкцией;
. Разбавление водой рабочей суспензии препарата и нанесение её на
загрязненный участок из расчета не менее 1,5 литров на 1м2;
. По мере подсыхания - увлажнение грунта водой;
. Подкормка микробной ассоциации почвы 0,07%-ным раствором
азотно-фосфорного удобрения 2 раза в месяц;
. При необходимости через месяц - повторное нанесение рабочего
раствора препарата для поддержания высокого титра нефтеокисляющих бактерий в
почве (не менее 104 - 106 клеток / г);
. Заключительным этапом рекультивации нефтезагрязненного участка
является посев многолетних трав.
При благоприятных погодных условиях через 5-15 дней меняются цвет и
физическое состояние почвы. А через 30-90 дней нефтепродукты утилизируются на
70 - 99 %.
При отрицательных температурах воздуха работы с применением препаратов не
проводятся. Так как нефтяное загрязнение грунтов в мерзлом грунте не
распространяется, то загрязненный грунт в замороженном (законсервированном)
виде оставляется на месте до наступления устойчивых положительных температур.
При наступлении положительных температур работы по очистке грунтов от
нефтепродуктов продолжаются.
В случае возникновения обстоятельств, требующих немедленной замены
грунта, места разлива нефтепродуктов на почву необходимо немедленно зачистить
путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения
нефтепродуктов в грунт. Выбранный грунт удаляется в специально оборудованный
контейнер, образовавшаяся выемка должна быть засыпана свежим грунтом или
песком. Грунт, загрязненный нефтепродуктами, а также загрязненный фильтрующий
материал и осадки очистных сооружений вывозятся в места, определенные в
установленном порядке для очистки от нефтепродуктов.
Для обезвреживания необходимо промыть площадку раствором хлорамина 3% или
хлорной извести на 2-5 частей воды из расчета 2 литра смеси на 1 м2
поверхности.
Ликвидация последствий аварийного разлива нефтепродуктов на нефтебазе,
учитывая наличие твердого покрытия территории, достигается путем простой уборки
территории с применением щеток и совков, а затем смыва территории струей воды к
приемным колодцам очистных сооружений.
В очистных сооружениях нефтепродукты также могут быть нейтрализованы с
применением препаратов Дестройл и Универсал.
Биопрепарат «Универсал» разработан на основе нефтеокисляющих бактерий,
выделенных из загрязненных нефтью почв Усинского и Ухтинского районов
Республики Коми и ряда месторождений Тюменской области.
Токсикологическая экспертиза проведена по всем видам бактерий, которые
применяются в составе комплексного препарата «Универсал», имеющего
соответствующее Санитарно-эпидемиологическое заключение (№
77.01.12.929.П.01654.01.03 от 29.01.03).
Биологический препарат «Универсал» представляет собой порошок, состоящие
из клеток микроорганизма, обладающих углеводородоокисляющей активностью с
концентрацией не менее 100000000 клеток в 1 грамме препарата, остатков
питательной среды. Препарат, обладая высоко выраженной окисляющей активностью в
отношении углеводородов нефти и нефтепродуктов, переводит их в экологически
нейтральные соединения, способствует ускорению рекультивации почвы.
Объектами
применения могут быть загрязненные нефтью и нефтепродуктами грунтовые
поверхности, водоемы, промстоки предприятий и т.д. Оптимальные условия
нефтеокисляющего действия препарата: температура 20±±5°°С, рН среды 6,0-8,0.
Применение
препарата предусматривает оценку характера и количества загрязнения, выбор
способа применения препарата и, при необходимости, приготовление рабочей
суспензии препарата.
Препарат
применяют двумя способами:
1. Препарат в сухом виде наносится на минеральное удобрение
непосредственно перед рекультивацией и вносится в почвы или на водную
поверхность всухую.
2. Препарат наносится но почву или водную поверхность в виде
рабочей суспензии.
Приготовление рабочей суспензии: из расчетного количества препарата
(табл. 14 ) готовят 0,3%-ную водную суспензию.
Суспензия,
приготовленная из сухого препарата, подвергается далее предварительной
активации. Для этого обеспечивают ее аэрацию при температуре 18-32°°С в течение
4-6 часов, при более низких температурах время выдержки увеличивается до 16-20
часов.
Готовая
рабочая суспензия используется согласно технологии, предусмотренной в таблице
14.
Для обеспечения бездефицитного питания, необходимого для нормальной
жизнедеятельности клеток препарата, стимуляции активности местных
микробиоцинозов и восстановления растительности в загрязненную среду вносят
азотнофосфорные удобрения с соотношением N2 : P2O5
= 1: (2,5-5,0) (например: аммофос, аммофоска, диаммофос) согласно нормам,
приведенным в таблице 14.
Требования безопасности при работе с препаратом. Бактериальные штамм,
положенные в основу бакпрепарата «Универсал» не патогенны. Для производства
препарата не используют токсические вещества, препарат не образует токсические
соединения в среде и сточных водах.
При систематическом воздействии на слизистые оболочки носа, глаз,
дыхательных путей препарат может вызвать их аллергическое раздражение, поэтому
при работе с препаратом следует соблюдать общие правила техники безопасности и
санитарии для биологических препаратов, исключающих попадание пыли или
суспензии на обнаженные участки тела, дыхательные пути: использовать халаты
(комбинезоны), резиновые перчатки, защитные очки, для защиты органов дыхания -
респираторы «Лепесток», ШБ-1, РИ-60М, «Астра-2».
Таблица 14
Нормы расхода и технология применения препарата «Универсал»
|
N пп
|
Объект обработки
|
Расход препарата
|
Расход азотно- фосфорных
удобрений
|
Ограничения в применении и
дополнительные мероприятия по их устранению
|
|
1.
|
Нефтеагрязненные водоемы
|
15,0-25,0 кг/га
|
2-3 кг/га
|
Толщина пленки
нефтеродуктов не более 10мм. Концентрация водорастворимых и эмульгированных
нефти и нефтепродуктов не более 20г/л. В случае превышения - предварительная
механическая обработка.
|
|
2.
|
Нефтезагрязненная
заболоченная поверхность
|
2-3 кг/га
|
|
|
3.
|
Нефтезагрязненная грунтовая
поверхность
|
20-40 кг/га
|
3-5 кг/га
|
Среднесуточная температура
не ниже 8°°С. Концентрация нефтепродуктов в грунте не более 10%.
|
|
4.
|
Емкости, загрязненные нефтью
и нефтепродуктами
|
1,8-2,5 г/кг
нефтепродуктов
|
0,5-0,7 кг/м3 воды
|
1,5-2,0 г/кг нефтепродуктов
|
|
5.
|
Нефтешламы
|
0,1-0,6 г/кг нефтешлама
|
0,5-0,7 кг/м3 воды
|
|
При попадании на слизистую оболочку биологического препарата ее следует
промыть водой.
Гарантийный
срок хранения препарата - 1 год со дня изготовления при температуре от минус
20°°С до плюс 30°°С.
При
более высоких концентрациях нефтепродуктов, при дальнейших разливах
нефтепродуктов, при неблагоприятных погодных условиях целесообразно увеличение
нормы расхода препарата на 20 - 40 %.
При
концентрации нефтепродуктов в грунте более 10% или глубине проникновения более
чем на 15 см технологический процесс предполагает 2-3 кратное нанесение
препарата или перенесение загрязненного грунта на специально подготовленную
площадку, где он обрабатывается рабочей суспензией препарата. Через каждые 7-10
дней производят увлажнение (5-10 л/куб.м) и рыхление. После очищения грунта его
переносят на исходный участок.
Меры
безопасности при проведении работ по ликвидации чрезвычайных ситуаций
При
производстве работ по ЛЧС(Н) к опасным и вредным производственным факторам,
воздействующим на работника, прежде всего, относятся:
возможность
отравления токсичными парами нефтепродуктов;
опасность
неблагоприятного воздействия нефтепродуктов на кожу;
возможность
получения травмы при соскальзывании;
угроза
возгорания и взрыва.
При
работе в бензиновом поле необходимо учитывать следующее:
бензин
относится к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) и представляет собой
прозрачный летучий нефтепродукт с характерным запахом;
- скорость распространения пламени по поверхности зеркала бензина при
обычных условиях составляет от 10 до 15 м/с;
человек с нормальным обонянием ощущает запах паров бензина при
концентрациях их в воздухе около 400 мг/м3;
легкое отравление парами бензина может наступить после 5 - 10 мин.
пребывания человека в атмосфере с концентрацией паров бензина в пределах от 900
до 3612 мг/м3. При этом появляются головная боль, головокружение,
сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, беспричинная вялость, легкие
подергивания мышц, дрожание вытянутых рук, мышечные судороги;
при непродолжительном вдыхании воздуха с концентрацией паров бензина от
5000 до 10000 мг/м3 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
понижения температуры тела, замедление пульса и другие симптомы;
при концентрации паров бензина в воздухе свыше 2,2% (30г/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.
если бензин попадет в дыхательные пути, через 2 - 8 часов развивается
бензиновое воспаление легких (боли в боку, кашель с выделением бурой мокроты,
повышение температуры тела, изо рта чувствуется запах бензина) [43].
Требования безопасности и меры оказания помощи при отравлении парами
бензина заключаются в следующем:
при работе в бензиновом поле не допускается использование инструмента,
искрящего при ударе;
при отравлении парами бензинов пострадавшего надлежит немедленно вынести
(или вывести) на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды (расстегнуть
ворот, пояс, брюки, юбку). В холодное время года важным является также
согревание пострадавшего. При этом надо хорошо растереть конечности, чтобы
вызвать усиленную циркуляцию крови;
при потере сознания, остановке или ослаблении дыхания необходимо
немедленно вызвать врача. До прибытия врача следует обеспечивать вдыхание
кислорода, паров нашатырного спирта, производить искусственное дыхание на
свежем воздухе. Когда пострадавший придет в сознание, необходимо напоить его
крепким кофе или чаем (не давать спиртных напитков). При низкой температуре и
плохой погоде пострадавшего не выносят на свежий воздух, а переводят в теплое
хорошо вентилируемое помещение;
при попадании бензина через рот следует промыть желудок. При
необходимости проводят искусственное дыхание;
при попадании бензина на кожу следует смыть его теплой водой с мылом.
При работе с нефтепродуктами следует использовать средства индивидуальной
защиты (СИЗА), специальную одежду и обувь. СИЗА должны находиться на территории
нефтебазы.
При аварийных ситуациях необходимы следующие средства индивидуальной
защиты (СИЗА):
костюм для защиты от нефтепродуктов;
сапоги резиновые для защиты от нефтепродуктов;
рукавицы для защиты от щелочей;
очки защитные;
противогаз промышленный фильтрующий (ГОСТ 12.4.121) [44] с коробками А, А3
для противогаза (ГОСТ 12.4.122) [45]. Для защиты дыхательных органов могут быть
использованы дыхательные аппараты на сжатом воздухе.
6.2.5 Пожарная безопасность
Для обеспечения пожарной безопасности нефтебаза оборудована средствами
пожаротушения.
Средства пожаротушения.
Стационарные: пеногенератор ГПС -2000-1 шт.
Передвижные: пожарный автомобиль ЗИЛ 130, мотопомпа МП-1600,
пеноподъемник «Трофимова» -2 шт.
Первичные средства пожаротушения представлены в таблице 15.
Таблица 15
Первичные средства пожаротушения
|
Наименование средства,
марка
|
Наименование объекта
(помещения) комплектования
|
Количество
|
|
ОП-5
|
Административное здание
|
2
|
|
Пожарный кран д.50
|
=
|
1
|
|
ОП-10
|
Боксы ремонта автомобилей
|
3
|
|
ОП-10
|
Бытовой корпус
|
2
|
|
ОП-10
|
Материальный склад
|
2
|
|
ОП-10
|
Здание маслопарка
|
2
|
|
ОП-50
|
Здание насосной продуктовой
|
2
|
|
ОП-50
|
Пожарный бокс
|
1
|
|
ОП-10
|
Здание проходной
|
1
|
|
ОП-10
|
Сливная ж/д эстакада
|
4
|
|
ОП-10
|
Здание товарных операторов
|
1
|
|
ОП-50
|
Автоналивная эстакада
|
1
|
|
ОВП50
|
Автоналивная эстакада
|
2
|
Для выполнения первичных мероприятий по локализации очага возгорания до
прибытия пожарных расчетов ПЧ-33 «12-го отряда противопожарной службы
Ростовской области» г. Сальска, на нефтебазе имеется нештатное противопожарное
подразделение в составе 6 человек, а также собственное пожарное депо. Время
сбора подразделения 30 минут [46].
До прибытия сил и средств «12-го ОПС РО г.Сальска», при возгорании на
нефтебазе необходимо:
. Отключение электропитания.
2. Локализация очага возгорания с помощью огнетушителей, песка,
кошмы, воды.
3. Оказание помощи пострадавшим, удаление с территории автомобилей
и людей, не занятых ликвидацией пожара.
. Вызов пожарной части и медицинской службы [47,48].
На Сальской нефтебазе имеется план пожаротушения.
7.
Экономическое обоснование дипломного проекта
В дипломном проекте предлагается усовершенствовать существующую систему
очистки сточных вод от нефтепродуктов с применением установки КЛЮЧ 5Н.
Экономическая эффективность предлагаемого мероприятия зависит от ряда
факторов:
1. Объема первоначальных капитальных вложений;
2. Объема эксплуатационных затрат;
. Объема приведенных затрат как суммы эксплуатационных издержек и
капиталовложений приходящихся на один год эксплуатации аппарата;
. Сумма выплат за загрязнение окружающей среды;
. Сумма выплат за складирование отходов;
Таким образом, общий алгоритм экономического обоснования можно
представить в виде следующих этапов:
1. Определение объема первоначальных капитальных вложений на покупку и
установку КЛЮЧ 5Н;
2. Определение эксплуатационных издержек и себестоимости
выполняемых работ;
. Определение приведенных затрат по проекту (в том числе демонтаж
устаревших очистных сооружений);
. Определение экономии в сумме выплат за загрязнение окружающей
среды;
. Определение условного срока окупаемости первоначальных
капиталовложений;
. Определение эколого-экономической эффективности проекта.
7.1
Определение объема первоначальных капитальных вложений на покупку и установку
КЛЮЧ 5Н
Первоначальные капиталовложения включают затраты на научно-исследовательские
работы по проекту, затраты на пуско-наладочные работы, затраты на подготовку
проектной документации, затраты на оборудование, прочие затраты связанные с
реализацией проекта.
Расчет капиталовложений отображен в таблице 16.
.2
Определение эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ
Эксплуатационные издержки будут включать в себя: заработную плату
производственно-промышленного персонала (ППП), отчисления на социальные нужды
ППП, амортизационные отчисления, затраты на содержание и ремонт оборудования,
прочие эксплуатационные издержки.
Состав обслуживающего персонала после модернизации по категориям
приведен в таблице 17.
Характер труда служащих:
- Инженер-наладчик осуществляет периодическое обслуживание
технологической аппаратуры (контроль и своевременная замена вышедших из строя
деталей и узлов установки КЛЮЧ 5Н, замена фильтрующей загрузки, удаление
загрязнений из установки);
- Лаборант осуществляет периодическое взятие проб поступающей и
очищенной воды, проведение химического анализа.
Таблица 16
Расчет капиталовложений по реализации проекта
|
№ п/п
|
Наименование статьи затрат
|
Сумма, тыс. руб.
|
|
1
|
Оборудование покупное,
балансовая стоимость
|
660
|
|
2
|
Оборудование
нестандартизированное
|
10
|
|
3
|
Технологические
трубопроводы
|
5
|
|
4
|
Затраты на
научно-исследовательские работы
|
10
|
|
5
|
Затраты на пуско-наладочные
работы
|
3
|
|
6
|
Затраты на подготовку
проектной документации
|
20
|
|
7
|
Прочие затраты по проекту
|
30
|
|
Итого
|
738
|
Таблица 17
Обслуживающий персонал
|
Наименование должности
(профессии)
|
Квалификационный разряд
|
Численность работающих,
чел.
|
Группа произв. процесс
|
Примечание
|
|
Постоянные работники
|
|
Инженер-наладчик
|
2
|
2
|
2г
|
|
|
Лаборант
|
3
|
1
|
2г
|
|
|
Обслуживающий персонал
|
2
|
1
|
2г
|
|
|
Итого
|
|
4
|
|
|
.2.1 Расчет заработной платы производственных рабочих (Зо)
1.
Заработная плата за фактически отработанное время (
)
,
где
Fд -
годовой действительный фонд времени работы рабочего (2000 час);
Cr
- часовая тарифная стоимость рабочего первого разряда (50 руб.);
Ck o -
средний тарифный коэффициент (1,3);
Sp
- количество рабочих (4 чел.).
Зфо = 2000 ×
50 × 1,3 × 4 = 520000 руб
.
Основная заработная плата (
)
,
где
Кру - коэффициент, учитывающий режим работы и условия труда;
Кпо -
коэффициент премиального вознаграждения (1,5).
Зоо = 520000
× 1 × 1,5 = 780000 руб.
.
Дополнительная заработная плата (
)
,
где
Кдос - коэффициент дополнительной зарплаты (0,139) [49].
Здо = 780000
× 0,139 = 107640 руб.
4. Зарплата основных производственных рабочих (Зор)
Зор = Зоо + Зд.о,
Зор = 780000 + 107640 = 887640 руб.
а) Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог).
,
где
Котч - ставка единого социального налога - 26%.
Зотч = 887640
× 26/100 = 230786,4 руб.
Основная
заработная плата с учетом отчислений Зосн:
Зосн
= Зор - Зотч
Зосн
= 887640 - 230786,4 = 656853,6 руб.
7.2.2 Определение объема первоначальных капитальных вложений,
эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ
1. Затраты на приобретение, установку и наладку установки (Зпр)
Зпр = Бсо + Зус + Знал + Ртр,
где Бсо - балансовая стоимость оборудования (660000руб.);
Зус - затраты на установку, руб.;
Знал - затраты на наладку, руб.;
Ртр - стоимость трубопроводов и монтажа, руб.
Зпр = 660000 + 1,5+ 1,5 + 5 = 660000 руб.
2. Затраты по амортизации оборудования определим по формуле
Зам = Бсо × На ,
где Бсо - балансовая стоимость оборудования (таблица 16);
На - норма амортизации (12%).
Зам = 660000 × 0,12 = 79200 руб.
3. Затраты на содержание и ремонт оборудования (Зср)
Зср = Бсо + Кср ,
где Кср - коэффициент, определяющий долю затрат на содержание
и ремонт оборудования.
Зср = 660000 + 0,01 = 6600 руб.
4. Расход силовой электроэнергии, необходимой для работы установки.
Зсэ = М × Ксп
× Ц ×
Fд ,
где М - мощность установки, (5,87 кВт);
Ксп - коэффициент спроса (0,3);
Ц - цена 1 кВт электроэнергии (1,6);
Fд - годовой действительный фонд
времени работы оборудования (2600).
Зсэ = 5,87 × 0,3 × 1,6 × 2600
= 7325,76 руб.
5. Прочие эксплуатационные издержки (Зэп)
,
где
Кпроч - коэффициент прочих эксплуатационных расходов по отношению к
заработной плате рабочих (12 %).
Зэп = 887640
× 12/100 = 106516,8 руб.
6. Итого эксплуатационных издержек (Иэ)
,
Иэ
= 887640 + 230786,4 + 660000 + 79200 + 6600 + 106516,8 = 1970743,2 руб.
7. Себестоимость очистки за год определим по формуле
,
где
Нрас - накладные расходы (амортизация здания, заработная плата
управленческого персонала и т.д.).
,
где
Н'рас - процент накладных расходов по отношению к основной и
дополнительной зарплате.
Нрас = 780000
× 200/100 = 1560000 руб. тогда Соч
= 1970743,2+ 1560000 = 3530743,2 руб.
8. Определим удельную себестоимость очистки (Суд)
,
где
Vоч -
объем очищаемых сточных вод в год, м3;
,
где
Fраб -
количество рабочих дней в году (300 дней);
Роч
- производительность установки, (168 м3/сут).
Vоч = 300 ×
168 = 50400 м3,
Суд
= 3530743,2 /50400 =70,05 руб/м3
.2.3 Определение приведенных затрат по проекту
Объем приведенных затрат можно рассчитать по следующей формуле:
,
где
Кэ - коэффициент экономической эффективности капиталовложений (для
экологических мероприятий 0,08),
Квл
- капиталовложения по реализации проекта (таблица 16).
Зпр = 3530743,2 +
0,08 × 738000 = 3589783,2 руб.
Приведенные затраты по промышленному применению новой установки очистки
сточных вод, которые не превышают приведенные затраты по аналогичным
мероприятиям, более того они намного меньше.
.3
Определение эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ до
модернизации системы очистки сточных вод
Эксплуатационные издержки будут включать в себя: заработную плату
производственно-промышленного персонала (ППП), отчисления на социальные нужды
ППП, амортизационные отчисления, затраты на содержание и ремонт оборудования,
прочие эксплуатационные издержки.
Состав обслуживающего персонала до модернизации по категориям
приведен в таблице 18.
Таблица 18
Обслуживающий персонал
|
Наименование должности
(профессии)
|
Квалификационный разряд
|
Численность работающих,
чел.
|
Группа произв. процесс
|
Примечание
|
|
Постоянные работники
|
|
Инженер-наладчик
|
2
|
3
|
2г
|
|
|
Лаборант
|
3
|
2
|
2г
|
|
|
Обслуживающий персонал
|
2
|
2
|
2г
|
|
|
Итого
|
|
7
|
|
|
Характер труда служащих:
- Инженер-наладчик осуществляет периодическое обслуживание технологической
аппаратуры (контроль и своевременная замена вышедших из строя деталей и узлов
системы очистных сооружений);
- Лаборант осуществляет периодическое взятие проб поступающей и
очищенной воды, проведение химического анализа;
- Обслуживающий персонал осуществляет очистку очистного
оборудования от осадков, всплывающих примесей, замену фильтрующей зернистой
загрузки, зачистку в целом очистных сооружений.
.3.1 Расчет заработной платы производственных рабочих (Зо)
1.
Заработная плата за фактически отработанное время ()
,
где
Fд -
годовой действительный фонд времени работы рабочего (2000 час);
Cr
- часовая тарифная стоимость рабочего первого разряда (50 руб.);
Ck o -
средний тарифный коэффициент (1,3);
Sp
- количество рабочих (7 чел.).
Зфо = 2000 ×
50 × 1,3 × 7 = 910000 руб
. Основная
заработная плата ()
,
где
Кру - коэффициент, учитывающий режим работы и условия труда;
Кпо -
коэффициент премиального вознаграждения (1,5).
Зоо = 910000
× 1 × 1,5 = 1365000 руб.
.
Дополнительная заработная плата ()
,
где
Кдос - коэффициент дополнительной зарплаты (0,139) [49].
Здо = 1365000
× 0,139 = 189735 руб.
3. Зарплата основных производственных рабочих (Зор)
З”ор = Зоо + Зд.о
З”ор = 1365000 + 189735 = 1554735 руб.
а) Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог).
,
где
Котч - ставка единого социального налога - 26%.
Зотч = 1554735
× 26/100 = 404231,1 руб.
Основная
заработная плата с учетом отчислений Зосн:
Зосн
= З”ор - Зотч
З”осн
= 1554735- 404231,1 = 1150503,9 руб.
.3.2 Определение объема первоначальных капитальных вложений,
эксплуатационных издержек и себестоимости выполняемых работ
7. Затраты на наладку очистных сооружений (Зпр)
Зпр = Знал + Ртр,
где Знал - затраты на наладку, руб.;
Ртр - стоимость запасных деталей и частей и монтажа, руб.
Зпр = 25000 + 20000 = 45000 руб.
8. Затраты по амортизации оборудования определим по формуле
Зам = Бсо × На ,
где Бсо - балансовая стоимость оборудования (100000);
На - норма амортизации (12%).
Зам = 100000 × 0,12 = 12000 руб.
9. Затраты на содержание и ремонт оборудования (Зср)
Зср = Бсо + Кср ,
где Кср - коэффициент, определяющий долю затрат на содержание
и ремонт оборудования.
Зср = 100000 + 0,05 = 5000 руб.
10. Расход силовой электроэнергии, необходимой для работы установки.
Зсэ = М × Ксп
× Ц ×
Fд ,
где М - мощность установки, (9 кВт);
Ксп - коэффициент спроса (0,3);
Ц - цена 1 кВт электроэнергии (1,6);
Fд - годовой действительный фонд
времени работы оборудования (2600).
Зсэ = 9 × 0,3 × 1,6 × 2600
= 11232 руб.
11. Прочие эксплуатационные издержки (Зэп)
,
где
Кпроч - коэффициент прочих эксплуатационных расходов по отношению к
заработной плате рабочих (12 %).
Зэп = 1554735
× 12/100 = 186568,2 руб.
12. Итого эксплуатационных издержек (Иэ)
,
Иэ
=1554735+ 404231,1 + 45000 + 12000 + 5000 + 186568,2 = 2207534,3 руб.
7. Себестоимость очистки за год определим по формуле
,
где
Нрас - накладные расходы (амортизация здания, заработная плата
управленческого персонала и т.д.).
,
где
Н'рас - процент накладных расходов по отношению к основной и
дополнительной зарплате.
Нрас = 1365000
× 200/100 = 2730000 руб. тогда Соч
= 2207534,3 + 2730000 = 4937534,3 руб.
8. Определим удельную себестоимость очистки (Суд)
,
где
Vоч -
объем очищаемых сточных вод в год, м3;
,
где
Fраб -
количество рабочих дней в году (300 дней);
Роч
- производительность очистных сооружений, (168 м3/сут).
Суд
= 4937534,3 /50400 =97,97 руб/м3
.3.3 Определение платы за сбросы сточных вод
Данные по эффективности очистки представлены в таблице 19.
Таблица 19
Характеристика системы очистки
|
Наименование системы
очистки
|
Расход воды, поступающей на
очистку, м3/ч
|
Загрязняющие вещества в
воде
|
Количество загрязняющих
веществ, подвергающихся очистке, кг/год
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Система очистных сооружений
|
5-7
|
Нефтепродукты
|
10080
|
|
Система очистных сооружений
|
5-7
|
Механические примеси
|
15120
|
|
Концентрация загрязняющих
веществ до очистки, г/м3
|
Концентрация загрязняющих
веществ после очистки, г/м3
|
Эффективность очистных
сооружений, %
|
Количество загрязняющих
веществ после очистки, кг/год
|
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
2000
|
0,15
|
92,5
|
7560
|
|
3000
|
0,09
|
97
|
4536
|
Плату за сбросы загрязняющих веществ можно определить по формуле
,
где
m - масса ингредиента загрязняющего вещества, т;
БНП - базовый норматив платы за сбросы загрязняющих
веществ в поверхностные и подземные водные объекты в пределах допустимой
концентрации по ингредиентам [50] (27550 руб. за тонну нефтепродуктов);
Ки
- коэффициент индексации, примем равным 1,085;
Кэ
- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости для данной
территории, примем равным 1,7;
σ - показатель опасности загрязнения, учитывающий тип загрязняемой
территории, примем равным 0,6.
Пн = 27550 ×
1,085 × 1,7 × 0,6 × 7,56 = 230501,26 руб.
.4
Определение экономии в сумме выплат за загрязнение окружающей среды
.4.1 Предполагаемая плата за сбросы сточных вод после
модернизации
Для того чтобы оценить эффективность капиталовложений можно определить
альтернативный экономический эффект как разницу между суммой выплат, связанных
с платой за выбросы без системы очистки (условно), или очистки иными способами
и суммой выплат за загрязнение водного бассейна после внедрение системы
очистки.
Характеристики внедряемой системы очистки и данные по эффективности
очистки представлены в таблице 20 и 21.
Таблица 20
Характеристика системы очистки
|
Наименование системы
очистки
|
Расход воды, поступающей на
очистку, м3/ч
|
Загрязняющие вещества в
воде
|
Количество загрязняющих
веществ, подвергающихся очистке, кг/год
|
Концентрация загрязняющих
веществ до очистки, г/м3
|
|
Система очистных сооружений
|
5-7
|
Нефтепродукты
|
10080
|
2000
|
|
Система очистных сооружений
|
5-7
|
Механические примеси
|
15120
|
3000
|
|
Концентрация загрязняющих
веществ после очистки, г/м3
|
Эффективность очистных
сооружений, %
|
Количество загрязняющих
веществ после очистки, кг/год
|
Количество осадка подлежащего
утилизации, кг/год
|
Метод утилизации,
переработки, складирования
|
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
|
0,05×10-3
|
99,9
|
0,252
|
0
|
Не требуется
|
|
0,25×10-3
|
99,9
|
1,26
|
1,26
|
Спец. предприятие
|
Плату за сбросы загрязняющих веществ можно определить по формуле
,
где
m - масса ингредиента загрязняющего вещества, т;
БНП - базовый норматив платы за сбросы загрязняющих
веществ в поверхностные и подземные водные объекты в пределах допустимой
концентрации по ингредиентам (27550 руб за тонну нефтепродуктов [50]);
Ки
- коэффициент индексации, примем равным 1,085;
Кэ
- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости для данной
территории, примем равным 1,7;
σ - показатель опасности загрязнения, учитывающий тип загрязняемой
территории, примем равным 0,6.
Пн = 27550 ×
1,085 × 1,7 × 0,6 × 0,000252 = 7,68 руб.
Таблица
21
Эффективность
очистки
|
Наименование
|
После очистки
|
Эффективность очистки, %
|
|
Нефтепродукты
|
0,252 кг/год
|
99,9
|
|
Механические примеси
|
1,26 кг/год
|
99,9
|
7.4.2 Определение условного экономического эффекта в
результате внедрения очистных сооружений
Учитывая среднюю эффективность очистки по видам загрязняющих веществ 99,9
% условно плата за загрязнение до внедрения очистных сооружений составила бы
230493,58 руб.
Тогда условная экономия составит:
Эу = П’год - Пгод = 230501,26
- 7,68 = 230493,58 руб.
Учитывая периодичность осуществления сбросов условный эффект может
сокращаться.
.4.3 Определение условного срока окупаемости первоначальных
капитальных вложений
Ток = К /Эу+ Эзп [51],
где К - первоначальные капитальные вложения;
Эзп - экономическая выгода при сокращении рабочей смены, руб.
Эзп = З”осн - Зосн
Эзп = 1150503,9 - 656853,6 = 493650,3 руб.
Ток = 738000/ 493650,3 + 230493,58 = 1,019 года.
Для экологических проектов такой срок окупаемости можно считать
приемлемым.
7.4.4 Определение эколого-экономического эффекта
Эколого-экономический эффект по рассматриваемому проекту можно определить
как отношение экономии по выплатам за загрязнение окружающей среды к
приведенным затратам.
,
Ээ-эк
= 421247/660008 = 0,63
то
есть 1 рубль вложений в капиталовложения, приходящиеся на 1 год и в
эксплуатацию системы позволяет получить 0,41 рубль в экономии платы за
загрязнение окружающей среды.
Заключение
Предлагаемое устройство для очистки сточных вод содержащих нефтепродукты
является экономически эффективным, так как его установка позволяет получить
условный годовой экономический эффект в размере 650027,8 рублей при условном
сроке окупаемости первоначальных вложений 13 месяцев, что для экологических
проектов считается приемлемым.
Размер первоначальных капитальных вложений, необходимых для реализации
проекта составит 738000 рублей.
Издержки по эксплуатации установки в год составят 1970743,2 рубля, что
значительно меньше, чем эксплуатационные издержки имеющихся очистных
сооружений, которые составляют 2207534,3 рубля.
Удельная себестоимость очистки 1 м3 промышленных сточных вод
составит 70,05 руб., что значительно меньше существующей себестоимости, которая
составляет 97,97 руб.
Объем приведенных затрат по проекту составит 2894362,7 рублей, что
значительно меньше средних затрат по разработке и внедрению аналогичных
мероприятий.
При модернизации системы очистки сточных вод на нефтебазе сократится
рабочий персонал, который производит очистку оборудования вручную и
осуществляет другие работы. Тем самым, сократятся затраты на заработную плату.
Список используемых источников
1. Журнал «Вода и экология, проблемы и решение» №3, 2007г.
с.- 31.
2. Журнал «Вода и экология, проблемы и решение» №4,
2007г. с.- 33.
. Правила устройства электроустановок (ПУЭ - 7), 2007
г.
. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».
. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе
вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД-86.-Л.:
Гидрометеоиздат, 1987г.
6. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. «Санитарно-защитные зоны и
санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов». М.: Минздрав
РФ, 2003 г.
7. Перхуткина В.П. «Справочник инженера по охране
окружающей среды (эколога)» М.: «Инфра - Инженерия», 2006г.с.-864.
. ПБ 09-560-03 «Правила промышленной безопасности
нефтебаз и складов нефтепродуктов».
. Постановление от 20 мая 2003г. № 33 «Об утверждении
правил промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов».
. «Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный
воздух». -С.-Пб.: ПДНТП, 2000г.
. Дополнения к «Перечню и кодам веществ, загрязняющих
атмосферный воздух».-С.Пб.: НИИ «Атмосфера», 2002г.
. Проект нормативов предельно допустимых выбросов
(ПДВ) для Сальской нефтебазы ЗАО «ТНК ЮГ Менеджмент», 2005г.
. Приказ МПР России от 2 декабря 2002 г. № 786 «Об
утверждении Федерального классификационного каталога отходов (ФККО)».
. СанПиН 2.1.7.1322-03. «Гигиенические требования к
размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления».
. «Санитарные правила по сбору, хранению,
транспортировке и первичной обработке вторсырья» М., 1998 г.
. В.И. Кучигин «Моделирование процессов очистки воды:
учебное пособие для ВУЗов» М.:АСВ, 2003г.с.- 228.
17. www.bestwater.ru
<http://www.bestwater.ru/shop/UID_1051.html>
. Журнал
«Экологические системы и приборы» №2, 2006г., с.-48.
. Справочник по
очистке природных и сточных вод/ Л.Л. Паль, Я.Я. Кару, Х.А. Мельдер, Б.Н. Репин
и др. М.: «Высшая школа», 1994г.с. - 336.
. Яковлев С.В.,
Карелин Я. А., Ласков Ю.М., Воронов Ю.В. «Очистка производственных сточных
вод», М.: Строиздат, 1979г., с.- 58.
. Родионов А.И.,
Кузнецов Ю.П., Соловьев Г.С. «Защита биосферы от промышленных выбросов» М.:
«Химия», «КолосС», 2005г. с.- 392.
. СНиП 2.04.03 - 85
«Канализация. Наружные сети и сооружения».
. Когановский В.М.,
Клименко Н.А., Левченко Т.М. и др. «Очистка и использование сточных вод в
промышленном водоснабжении», М.: «Химия», 1983г.с.- 288.
. Пат. РФ 2190724, Е
02 В 15/10, 2002, БИ №28.
. А.И. Василенко, А.А.
Василенко «Канализация. Курсовое проектирование». М.: «Высшая школа», 1975г.,
с.- 208.
. Е.А. Горбачев
«Проектирование очистных сооружений водопровода и поверхностных источников» М.:
АСВ, 2004 г., с. - 240.
. Гигиенические
нормативы ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических
веществ в воде, водных объектах хозяйственно питьевого и культурно-бытового
водопользования» (утв. Главным государственным санитарным врачом РФ 27 апреля
2003г.).
28. www.tehnosfera.ru
. Мазур И.И.,
Молдованов И.О. «Курс инженерной экологии» М.: «Высшая школа», 2001г. c.-
510.
. Пономарев ВЫ.Г.,
Иоакимис Э.Г., Монгайт И.Л. «Очистка сточных вод нефтеперерабатывающих
заводов», М.: «Химия», 1985г.с.-256.
. ГОСТ 12.2.003 - 91
«ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности».
. ГОСТ 12.2.007.0 - 75
«Изделия электрические. Общие требования безопасности».
. «Инструкция по
охране труда», утвержденная Первым заместителем Министра труда и социального
развития Российской Федерации В.А. Январевым 17 мая 2004 года.
. Постановление
Правительства РФ от 15.04.02 № 240 «О порядке организации мероприятий по
предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».
. Постановление
Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. «О неотложных мерах по предупреждению и
ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов».
. «Правила технической
эксплуатации нефтебаз» (утв. приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003г. № 232).
. Постановление
Правительства РФ № 613 от 21.08.2000г. «О неотложных мерах по предупреждению и
ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов».
. «Рекомендаций по
обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения,
расположенных на селитебной территории», утвержденных и введенных в действие
приказом Министерства топлива и энергетики РФ от 1 августа 1997 г.
. НПБ 105-2003. Нормы
пожарной безопасности, определение категорий помещений, зданий и наружных
установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
. Постановление
Правительства РФ № 1098 от 29.09.99 г. «О федеральной целевой программе
«Снижение рисков и смягчение последствий ЧС природного и техногенного характера
в РФ до 2005 года».
. Родионов А.И.,
Клушин В.Н., Систер В.Г. «Технологические процессы экологической безопасности»
Изд. 3-е. Калуга: Изд-во Н. Бочкаревой, 2000г.с. - 800.
. Публикация Зинчук
О.А., Жадько Л.А., Зинчук Д.А. «Разрушение нефтепродуктов в водоемах за счет
жизнедеятельности нефтеокисляющих бактерий», г.Ростов-на-Дону: ДГТУ, 2005г.
. А.И. Булатов
«Справочник инженера эколога нефтегазодобывающей промышленности по методам
анализа загрязнителей окружающей среды». Часть 5. Вода. / М.: «Недра», 1999 г.,
с.- 732.
. ГОСТ 12.4.121-83
«ССБТ. Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия».
. ГОСТ 12.4.122 - 83
«ССБТ. Коробки фильтрующее-поглощающие для промышленных противогазов.
Технические условия».
. «Рекомендаций по
обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения,
расположенных на селитебной территории», утвержденных и введенных в действие
приказом Министерства топлива и энергетики РФ от 1 августа 1997 г.
. Общие правила
взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и
нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-540-03) постановление Госгортехнадзора
России от 05.05.2003 г. № 29 (зарегистрировано Минюстом России 15.05.2003 г.
рег. № 4537)
. ППБ 01-03. Правила
пожарной безопасности в РФ.
. Н.Л. Зайцев
«Экономика промышленного предприятия» М.: «Инфра-М», 2007г., с.- 416.
. «Постановление
Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003г. № 344 «О нормативах платы
за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и
передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и
подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».
. Э.В. Гурусов, С.Н.
Бобылев, А.Л. Новоселов, Н.В. Чепурных «Экология и экономика
природопользования» М.: «ЮНИТИ-ДАНА», 2007г., с.-519.