Анализ нефтесклада СХПК "Присухонское"

Содержание



Введение

1. Аналиттическая часть.

1.1 Общая характеристика хозяйства

1.2 Состав и характеристика машино-тракторного парка.

1.3 Анализ использования нефтепродуктов в хозяйстве

1.4 Анализ нефтесклада СХПК «Присухонское»

2. Расчетно-организационная часть.

2.1 Расчет годовой потребности в нефтепродуктах.

2.1 1Расчет потребности в дизельном топливе.

2.1.2 Расчет потребности в бензине

2.1.3 Расчет потребности в смазочных материалах

2.2 Расчет производственного запаса топлива и проектирование нефтесклада

2.2.1 Расчет производственного запаса топлива

2.2.2 Проектирование (реконструкция) нефтесклада

2.2.2.1 Основные требования к устройству нефтескладов

2.2.2.2 Краткая характеристика выбранного проекта

2.2.2.3 Водоснабжение и канализация

2.3 Организация завоза нефтепродуктов и расчет потребности в транспортных средствах

2.3 1 Проектирование схемы доставки нефтепродуктов

2.3.2 Расчет потребности в транспортных средствах

2.4 Организация заправки машин нефтепродуктами и расчет потребности в передвижных средствах заправки

2.5 Организация хранения нефтепродуктов

2.6 Учет и контроль качества нефтепродуктов

2.6.1 Общие требования к обеспечению сохранения качества нефтепродуктов

2.6.2 Контроль качества при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов

3. Технологическая часть

3.1 Анализ существующего в хозяйстве производственного процесса

3.1.1 Антикоррозийная защита емкостей

3.1.2 Техническое обслуживание оборудования нефтебазы

3.1.3 Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов

3.2 Разработка технологической карты

4. Конструкторская часть

4.1 Описание разработанного приспособления

4.2 Расчет подъемника

4.2.1 Исходные данные

4.2.2 Определение размера ходовых колес

4.2.3 Определение статистического сопротивления передвижению крана

4.2.4 Выбор электродвигателя

4.2.5 Подбор муфты

4.2.6 Подбор редуктора

4.2.7 Подбор тормоза

4.2.8 Расчет механизма передвижения тележки с ручным приводом

4.2.8.1 Определение веса груза, тали и тележки

4.2.8.2 Определение размера ходового колеса

4.2.8.3 Определение сопротивления передвижению в ходовых частях тележки

4.2.8.4 Определение передаточного отношения механизма передвижения

4.2.8.5 Определение основных геометрических параметров открытой прямозубой цилиндрической передачи

4.2.9 Расчет привода механизма подъема

4.2.9.1 Определение тягового момента

4.2.9.2 Выбор редуктора

4.2.10 Расчет клещевого захвата

4.2.11 Расчет на прочность бочки

5. Охрана труда и природы при работе с нефтепродуктами

5.1 Охрана труда

5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы, действующие на работников

5.1.2 Требования безопасности, предъявляемые к организации производственных процессов

5.1.3 Требования к территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС

5.2 Охрана природы

5.3 Противопожарные мероприятия

6. Экономическое обоснование проектирования нефтехозяйства СХПК «Присухонское»

6.1 Расчет стоимости конструктивной разработки

6.1.1 Определение стоимости покупных деталей

6.1.2 Определение стоимости изготовления оригинальных деталей

6.1.3 Определение полной заработной платы

6.1.4 Определение заработной платы рабочих, занятых на сборке конструкций.

6.1.5 Стоимость базовой машины.

6.1.6 Определение накладных общепроизводственных расходов на изготовление конструкции.

6.2 Расчет эффективности проектируемого нефтехозяйства

6.2.1 Текущие затраты на 1 тонну нефтепродуктов

6.2.1.1 Фактические затраты

6.2.1.2 Фактические потери нефтепродуктов

6.2.1.3 Определим затраты на хранение техники.

6.2.1.4 Определение затрат на транспортные расходы

6.2.1.5 Определение удельной экономии

6.2.1.6 Определение годовой экономии

6.2.1.7 Определение производительности труда работников нефтехозяйства

6.2.2 Эффективность капиталовложений

6.2.2.1 Общий размер капиталовложений

6.2.2.2 Определение удельного размера капиталовложений

6.2.2.3 Определение годовой экономической эффективности

6.2.2.4 Определение срока окупаемости капиталовложений

Список использованных источников




Введение



Исторический очерк:

История возникновения нефтескладского хозяйства в нашей стране теснейшим образом связана с развитием бакинской нефтяной промышленности на Апшеронском полуострове. Первые сведения о бакинских нефтяных источниках уходят вглубь веков. В то время выходящую на поверхность нефть черпали ведрами, хранили и транспортировали в глиняных сосудах и бурдюках — кожаных мешках, смазанных изнутри смоляным варом. Единственным видом нефтетранспорта в те времена были перевозки на верблюдах. Любопытно отметить, что подобным способом бакинская нефть перевозилась на расстояния свыше 1000 км и даже доходила до Багдада. Добыча нефти в XVII в. достигала 3500 m/ год. В этот период, собственно, и начинают возникать первобытные нефтесклады, представляющие собой земляные ямы — резервуары, устраиваемые в глинистых грунтах. Такой способ хранения нефти применялся долгое время, до второй половины XIX в. В 1873 г. в Балаханах из буровой скважины с глубины 29 м забил мощный фонтан нефти, заливший всю окрестность. С этого времени, несмотря на слабые технические возможности, бурение скважин пошло интенсивными темпами, и нефтяная промышленность начала быстро развиваться. Первый стальной резервуар был выстроен в 1878 г. по проекту инженера (позднее академика) В.Г. Шухова и инженера А.В. Бари. С этого времени нефтесклады начинают оборудоваться металлическими резервуарами и паровыми насосами. Несколько ранее было начато производство деревянных бочек и металлических бидонов для затаривания нефти и керосина. Однако перевозки в таре не долго могли удовлетворять развивавшуюся промышленность. Уже в 1873г. появилась первая парусная шхуна с отделениями в трюме для перевозки нефти, а в 1878 г. были выстроены для Каспийского моря первые в мире нефтеналивные суда с отсеками — пароход «Зороастр» и другие — грузоподъемностью 250—820 т. Тогда же были выстроены две первые керосиновые нефтеналивные баржи вместимостью по 900 т каждая. В 1878 г. на железнодорожной ветке Балаханы — нефтеперегонные заводы появляется и первая железнодорожная нефтеналивная цистерна. Первый русский нефтепровод диаметром 4", длиной 10 км был проложен в 1878 г. между Балаханскими промыслами и нефтеперегонным заводом. То обстоятельство, что колыбелью русской нефтяной промышленности явился бакинский нефтяной район, вплотную примыкающий к Каспийскому морю, на значительный период времени определило направление развития нефтескладского хозяйства и нефтяного транспорта. Нефть пошла по великой русской водной магистрали: Каспийское море — Волга с притоками Камой и Окой — Мариинская система — Нева. На этом-то пути и расположились важнейшие нефтяные базы, питавшие нефтепродуктами большую часть потребителей.

В результате выполнения первой пятилетки в 21/2 года нефтескладская сеть по числу нефтескладов, эксплуатируемых возглавившим нефтескладское дело Главнефтесбытом, возросла на 50%. Были проведены электрификация и механизация всех важнейших и наиболее трудоемких операций по приему и перекачке нефтепродуктов; значительно улучшилось производство нефтетары; был разработан и внедрен ряд мероприятий по пожарной безопасности нефтескладов и т. д. и т. п.

В третьей пятилетке необходимо было осуществить реконструкцию перевалочных нефтебаз союзного значения и развитие сети нефтебаз, особенно в районах Востока; вооружить нефтебазы достаточной емкостью, особенно по составу нефтехранилищ и системе трубопроводов для раздельного приема, хранения и отпуска нефтепродуктов в целях недопущения ухудшения качества и для уменьшения потерь нефтепродуктов; обеспечить благоустройство нефтебаз, создав нормальные жилищно-бытовые и культурные условия для нефтескладских кадров; создать условия для сохранения этих кадров и для резкого повышения их квалификации.

В четвертой сталинской пятилетке продолжается восстановление разрушенных объектов нефтескладского хозяйства, оснащение передовой техникой существующих нефтебаз и развернуто строительство новых нефтескладов.

Виды нефтебаз:

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах и складах, которые по их назначению разделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие собой самостоятельные предприятия (например, нефтебазы системы нефтеснабжения); ко второй группе нефтебаз относятся склады, входящие в состав промышленных, транспортных и других предприятий. Нефтебазы первой группы предназначаются для хранения, перевалки и снабжения (распределения) нефтепродуктами потребителей промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефтебазы второй группы представляют собой обычно небольшие складские хозяйства и предназначаются для хранения и снабжения нефтепродуктами цехов и других производственных участков данного предприятия или организации (например, хранилища заводов, фабрик, аэропортов, железнодорожных станций и т. п.).

В зависимости от общего объема нефтебазы первой группы делятся на три категории независимо от характеристики нефтепродуктов и типа резервуаров:

I категория — общим объемом более 50 000 м3;

II категория — общим объемом 10 000 -50 000 м3;

III категория — общим объемом до 10 000 м3.

Одновременно с этим для нефтебаз, размещаемых на промышленных предприятиях, норма хранения ограничена и зависит от характера нефтепродукта и типа хранилища. Суммарный объем в резервуарах и зданиях (площадках) для хранения нефтепродуктов в таре на этих складах допускается в следующих количествах (в м3):








По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразделяются на перевалочные и распределительные. К перевалочным относятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь таким образом основными промежуточными звеньями между районами производства и районами потребления нефти и нефтепродуктов. К таким нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные перевалочные и др. Перевалочные нефтебазы — это преимущественно крупные нефтебазы I категории; они могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны. Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребителям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной поставки. Эти нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы, однако они наиболее многочисленны.

Нефтебазы располагаются в морских и речных портах, на железнодорожных магистралях и на трассах магистральных нефтепродуктопроводов и в зависимости от этого называются, например, водными и железнодорожными или водно-железнодорожными. Морские или речные перевалочные водные нефтебазы осуществляют прием нефти и нефтепродуктов, поступающих по воде крупными партиями, для последующего распределения и отправки железнодорожным или трубопроводным транспортом потребителям и распределительным нефтебазам и, наоборот, для получения нефтепродуктов с железной дороги или с магистральных трубопроводов для налива судов. Железнодорожные перевалочные нефтебазы и наливные станции, размещаемые на магистральных нефтепродуктопроводах, осуществляют соответственно прием нефтепродуктов с железной дороги или от трубопровода с последующей отгрузкой их распределительным нефтебазам и непосредственно потребителям железнодорожным и водным транспортом. Кроме указанных, имеются глубинные нефтебазы, которые сооружают для снабжения отдаленных районов при отсутствии железнодорожных, водных и трубопроводных коммуникаций. Доставка на них нефтепродуктов от питающих нефтебаз в этом случае обычно производится автомобильным транспортом.




1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



1.1 Общая характеристика хозяйства



СХПК «Присухонское» расположен в северо-восточной части Вологодского района, на расстоянии 20 км от областного центра г. Вологды. Он организован в 1980 году на базе колхоза «Вологодский».

Специализация хозяйства – молочное животноводство и племенное производство КРС.

Землепользование хозяйства «Присухонское» основывается на выращивании зерна, сочных и грубых кормов для обеспечения кормами поголовья КРС внутри хозяйства, а также хозяйство выращивает семенное зерно для внутрихозяйственных нужд. Связь хозяйства с подразделениями осуществляется через асфальтовые и грунтовые внутрихозяйственные дороги.

Связь хозяйства с пунктом сдачи молока: согласно договору осуществляется централизованная вывозка молока. Все получения материально-технических средств: ГСМ, удобрений, зерна, кормов, добавок идет через областной центр.



Таблица 1.1

Основные экономические показатели хозяйственной деятельности

Показатели

2006

2007

1.Стоимость валовой продукции в сопоставимых ценах, тыс.руб. в т.ч.:

2171

2238

в растениеводстве

297

301

в животноводстве

1874

1937

2.Стоимость товарной продукции, тыс.руб.

58853

71802

3.Произведено продукции, ц





зерно

8701

10699

сено

140470

94853

мясо

1944

2050

молоко

57758

55498

4.Поголовье скота, гол. В т.ч.:

1546

1800

коров

730

740

5.Среднегодовой удой от 1 коровы, л

7384

7687

6.Среднесуточный прирост скота на откорме, гр

637

602

7.Урожайность зерновых, ц/га

21

21,9

8.Себестоимость 1ц продукции, руб





зерно

341

467

молоко

693

854

мясо

7172

9043

9.Среднегодовое число работников, чел.

165

168

10.Получено на 1 человека валовой продукции, руб

13158

13321

11.Стоимость основных производственных фондов, тыс.руб.

62865

69820

12.Фондообеспеченность, тыс.руб. на 100га сельхозугодий

2394

2633

13.Фондовооруженность, тыс.руб.

381

415

14.Фондоотдача, руб

3,4

3,2



Исходя из данных таблицы, видим, что стоимость валовой продукции увеличилась в сравнении с 2006 годом. Хозяйство имеет молочное направление, но в 2007 году произведено молока было меньше чем в 2006 на 2260ц. Поголовье скота увеличилось на 254 головы, также увеличился среднегодовой удой. Выросла урожайность на 0,9ц/га и среднегодовое количество работников на 3 человека. Фондоотдача составила в 2007 году 3,2руб., что на 0,2 руб. меньше чем в 2006. Фондовооруженность увеличилась на 34тыс.руб.

Состояние внутрихозяйственных дорог очень плохое т.к. средств в хозяйстве не хватает на ремонт.




Таблица 1.2

Характеристика климатической зоны

№

Показатели

Цифровые значения

1

Среднегодовая температура

+7°С

2

Средняя температура июля

+17°С

3

Средняя температура января

-12°С

4

Продолжительность зимы

162дн

5

Продолжительность безморозного периода

120дн

6

Годовая сумма осадков

600-670мм

7

Сумма осадков за период активной вегетации

270-290мм



«Присухонское» входит в первую агроклиматическую центральную зону, для которой характерно: умеренно – континентальный климат с относительно теплым, но коротким летом (продолжительность 120 дней) и длинной холодной зимой (5 мес). Безморозный период составляет 120 дней. Количество осадков 600-670, в том числе за период активной вегетации (270-290 мм).

Рельеф – плохо дренированная равнина. Основная почвообразующая порода карбонатная морена. Сельскохозяйственные угодья представлены дерново-подзолистыми почвами.

Механический состав почв: супесчаный – 10,8%, легкосуглинистый – 5%, среднесуглинистый – 58,7%, тяжелосуглинистый – 1,2%.

Балл по плодородию почв ниже районного, что говорит о низком естественном плодородии почв.

1.2.Состав и характеристика машинно-тракторного парка.



Таблица 1.3

Состав машинно-тракторного парка СХПК «Присухонское»

№

Наименование машин

Марка

Год выпуска

1

Тракторы

Т-25А

1988

2



Т-25А

1990

3



МТЗ-82

1985

4



МТЗ-82

1986

5



МТЗ-82

1986

6



МТЗ-82

1989

7



МТЗ-82

1990

8



МТЗ-82

1990

9



МТЗ-82

1991

10



МТЗ-82

1995

11



МТЗ-82

1996

12



МТЗ-82

1997

13



МТЗ-82

1998

14



МТЗ-82

2000

15



МТЗ-82

2003

16



МТЗ-82

2003

17



МТЗ-82

2007

18



Беларус

2005

19



Беларус

2006

20



Т-150К

1987

21



Т-150К

1987

22



К-701

1988

23



К-701

1991

24



ДТ-75

1991

25



ДТ-75

2007

№

Наименование машин

Марка

Год выпуска

27

Автомобили

ГАЗ -3507

1994

28



ГАЗ -3507

1998

29



ГАЗ -3507

1990

30



ГАЗ -3507

2001

31



Нефаз 45143-12-15

2006

32



УАЗ-452Д

1977

33



Молоковоз ГАЗ-3307

2003

34



Техпомощь ГАЗ-53

1990

35



Пожарная ГАЗ-66 АЦ30

1979

36



ГАЗ-САЗ-3507 01

2001

37

Комбайны

КСК-100

2000

38



КСК-100

2001

39



КСК-100

2001

40



ДОН-1500Б

2006

41



СК-5

2002

№

Наименование

Марка

Количество

43

Плуги

ПЛН-3-35

1

44



ПЛН-4-35

1

45



ПЛН-5-35

1

46



ПГП-7-40

1

47



ПРП-4-35

4

48

Бороны

БДТ-3

1

49



БДТ-7

1

50

Культиваторы

КОН-2,8

1

51



КПШ-8

2

52

Жижеразбрасыватели

МЖТ-6

1

53



МЖТ-10

1

54

Разбрасыватель органических удобрений

ПРТ-10

6

55

Косилки

КРН-2,1

2

56



КУН

2

57

Грабли

ГВР-6

2

58



ГВК-6

1

59



G-6000

1

60

Пресс-подборщики

ПР-Ф-145

1

61



ПР-Ф-750

1

№

Наименование

Марка

Количество

62

Сеялки зерновые

СЗТ-3,6

4



Исходя из данных таблицы делаем вывод, что большинство тракторов и автомобилей старого года выпуска. Много тракторов еще до 1990 года выпуска, хотя есть и новые после 2005 года. В СХПК «Присухонское» имеется 2 трактора Т-25А, 15 тракторов МТЗ-82, 2 трактора «Беларус», 2 Т-150К, 2 ДТ-75, 2 К-701, а также 4 автомобиля ГАЗ-3507, Молоковоз, Пожарная, УАЗ-452Д и Нефаз 45143-12-15.

Для хранения тракторов и автомобилей построены гаражи. Сельскохозяйственная техника и комбайны хранятся на открытых площадках и в сараях. Техническое обслуживание проводят сами механизаторы, а сложные операции проводят на пункте технического обслуживания слесари.




1.3 Анализ использования нефтепродуктов в хозяйстве



Специалисты и механизаторы хозяйства должны хорошо понимать, что заправка тракторов, автомобилей, комбайнов топливом и смазочными материалами один из важнейших элементов системы технического обслуживания машин. При рациональной организации заправки не только сокрушаются непроизводительные простои и переезды тракторов и комбайнов, но и устраняются потери, сохраняются качество и чистота управляемых продуктов, а также регламентируются сроки проведения технического обслуживания. Наведение порядка в технологии заправки, хранения и в учете расхода нефтепродуктов должны считать первым этапом и обязательным условием при внедрении специализированного, технического обслуживания машин.

Нефтепродукты в СХПК «Присухонское» доставляются с нефтебазы города Вологды, в соответствии с договорами об оплате. Топливно-смазочные материалы завозятся в хозяйство имеющимся бензовозом на шасси ГАЗ- 53. до отправки с нефтебазы, при получении нефтепродуктов водитель проверяет количество залитого в цистерну нефтепродукта по уровню тарированной планки, расположенной в горловине цистерны. В накладной, выданной нефтебазой, записывается марка нефтепродукта и его количество в килограммах, с указанием его плотности, принимаемой при определении его массы. Лаборатория нефтебазы выдает на полученный нефтепродукт паспорт установленного образца, который водитель бензовоза передает заправщику хозяйства.

Данные о топливно-смазочных материалах до сведения эксплутационников не доводятся. В хозяйстве иногда происходит смешивание одномарочных масел с различными присадками. Нередко высококачественные масла с большим количеством эффективных присадок используются не по назначению в малофорсированных двигателях и наоборот.

Нефтепродукты отпускаются заправщиком. Для заправки техники отфильтрованным топливом применяются топливораздаточные колонки с электроприводом.

Моторные масла заливаются в двигатели и узлы из ведер и кружек, что приводит к загрязнению масел и к его потерям. Сезонных масел хозяйство закупает недостаточно, поэтому имеет место использования масел летнего назначения - зимой.

Учитывая сезонность работы в хозяйстве, мы устанавливаем, что выдача нефтепродуктов со склада резко колеблется в течение года. Например, если посмотреть на таблицу 1.4, мы увидим, что зимой расход по нефтескладу дизельного топлива составил 10,8 тонн, а в августе того же года 43,2 тонны. Это обусловлено уборкой урожая в хозяйстве и расхода топлива и смазочных материалов для комбайнов по уборке зерновых, кормоуборочных комбайнов и тракторов. Увеличивается и расход бензина для доставки убранного урожая к местам переработки и хранения.



Таблица 1.4

Общий расход ГСМ (топливо).

Месяцы

Бензин, кг

Дизтопливо, кг

Январь

2022

10817

Февраль

1923

9736

Март

2033

11250

Апрель

2195

11466

Май

2375

31204

Июнь

1962

13433

Июль

2239

32344

Август

2093

43257

Сентябрь

2019

17073

Октябрь

1780

13924

Ноябрь

1808

9043

Декабрь

1665

12808




Таблица 1.5

Общий расход ГСМ (масло).

Месяцы

Дизельное масло

Автол

Январь

500

220

Февраль

490

172

Март

794

43

Апрель

872

252

Май

1195

236

Июнь

1238

175

Июль

1307

66

Месяцы

Дизельное масло

Автол

Август

1380

195

Сентябрь

630

187

Октябрь

485

100

Ноябрь

269

118

Декабрь

360

50



Исходя из данных таблиц 1.4 и 1.5 видим, что всего было израсходовано: дизтоплива – 216355кг, бензина – 24113кг, дизельного масла – 8748кг, автола – 1814кг.



1.4 Анализ нефтесклада СХПК «Присухонское»



Склад нефтепродуктов расположен в поселке Фофанцево. Смазочные материалы хранятся на маслоскладе. На нефтескладе находятся две колонки для заправки. Одна колонка для бензина А-76, а вторая для дизельного топлива. Машины потребляющие бензин с более высоким октановым числом заправляются на заправках города Вологды. Бочки с маслом и солидолом разгружаются вручную на складе. Хозяйство имеет емкости для дизельного топлива – три по 10м3, пять по 5м3 и для бензина две по 5м3. Большое количество емкостей для дизельного топлива обусловлено тем, что на автомобили ГАЗ установлены цельные двигатели. Все емкости надземного вида, установлены на фундаментах. Отработанное масло сливается в бочки на пункте технического обслуживания, а затем сдается на регенерацию в г. Вологда.

Пожарный пункт укомплектован полностью. На нефтебазе отсутствует молниезащита. На всех резервуарах присутствуют дыхательные клапаны, и они находятся в исправном состоянии. Обслуживается нефтехозяйство одним заправщиком. У многих машин и тракторов наблюдается подтекание масла. На нефтебазе отсутствуют очистные сооружения. Из-за этих проблем происходит загрязнение окружающей среды.

При заправке топлива на заправочном пункте количество залитого топлива записывается в заправочную ведомость и в путевой лист механизатора. Один раз в месяц заправщик отдает ведомость в бухгалтерию хозяйства, где после сдачи путевых листов механизаторами, проводится списание горючего. Полученные масла на заправочном пункте в заправочную ведомость не вносятся.

Контроль за остатками нефтепродуктов ведет заправщик и данные заносятся в отчете по месяцам, находящимся в бухгалтерии.

Заправочные колонки имеют большую степень износа, что приводит к неправильному расходу и учету нефтепродуктов.




2. РАСЧЕТНО-ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ



2.1 Расчет годовой потребности в нефтепродуктах



2.1.1 Расчет потребности в дизельном топливе

В общем случае расход дизельного топлива планируется по основным видам работ, к которым относятся:

	производство продукции растениеводства;

	производство продукции животноводства;

	транспортные работы;

		• ремонт и техническое обслуживание машинно-тракторного парка;

	• прочие технологические и хозяйственные нужды.

	Таким образом, общая потребность в дизельном топливе для обеспечения сельскохозяйственных работ составляет:

	

		 (2.1)



Где Q - годовая потребность в нефтепродукте данного вида для производства продукции растениеводства, кг (т);

Q - годовая потребность в нефтепродукте для производства продукции животноводства, кг (т);

Q - годовая потребность в нефтепродукте для транспортных автомобильных работ, кг (т);

 - годовая потребность в нефтепродукте для технического обслуживания и ремонта автомобилей и сельскохозяйственных машин, кг (т);

 - годовая потребность в нефтепродукте на прочие нужды.

Потребность в дизельном топливе, по основным видам работ в растениеводстве в соответствии с технологическими картами определяется по формуле:

 (2.2)

кг



где Fi - площадь, запланированная для возделывания сельскохозяйственной культуры, га;

qp - норма расхода дизельного топлива на один физический гектар площади посева при производстве продукции растениеводства, кг/га ;.

Потребность в дизельном топливе по основным видам работ в соответствии с технологическими картами в животноводстве определяется по формуле:



 (2.3)

 кг



где Ni - количество животных i-гo вида, планируемых для получения товарной продукции, гол;

qж - норма расхода нефтепродукта на одну голову животного при производстве продукции животноводства, кг/гол (для ориентировочных расчетов qж=90 кг/гол);

Расход дизельного топлива на транспортные работы для автомобилей равен 0, т. к. применяется бензин.

Потребность в дизельном топливе на техническое обслуживание и ремонт машинно-тракторного парка Q составляет 0,7 % от расхода на их эксплуатацию:



	 (2.4)

кг




При определении годового расхода топлива на полевые работы следует предусмотреть дополнительный расход на прочие нужды,

Q (в процентном отношении к потребности на полевые работы), не учитываемый в нормах расхода топлива на физический гектар: на ежедневные переезды в начале и в конце смены к месту работы и обратно к месту стоянки - 3 %; длительные разовые переезды - 1 %; комплектование агрегатов - 0,2 %; подготовка полей к работе - 1 %; дополнительный расход, связанный с изменением эксплуатационных свойств тракторов и машин, снижением их надежности и т. д. - 2,5 %. Итого 7,7 %:



	 (2.5)

	кг

Q = 101370 + 162000 + 1843,59 + 20279,49 = 285493 кг



Результаты расчетов определения потребности в дизельном топливе записывают в виде таблицы 2.1.



Таблица 2.1 Потребность в дизельном топливе

Месяц

Расход топлива по месяцам

Январь

6632

Февраль

6632

Март

9448

Апрель

17797

Май

28159

Июнь

33791

Июль

39423

Август

50686

Сентябрь

47870

Октябрь

28159

Ноябрь

11264

Декабрь

5632

Всего

285493

Суточный расход топлива по месяцам определяют по формуле



	

	(2.6)





	где Qmi - расход топлива в i-ом месяце;

	mj - количество календарных дней в i-ом месяце.



1. кг

2.  кг

3.  кг

4.  кг

5.  кг

6.  кг

7.  кг

8.  кг

9.  кг

10.  кг

11.  кг

12.  кг




2.1.2 Расчет потребности в бензине

Расчет потребности в бензине для автотранспорта проведем по группам машин



Qб = S n g z / 105 (2.7)



где S – среднесуточный пробег, км;

n – количество рабочих дней (берем 150 дней);

q – расход топлива, л/1 км;

z – количество автомобилей, шт.



Таблица 2.2

Потребность в бензине

Марка автомобиля

Среднесуточный пробег, км

Норма расхода, л/1км

Количество машин

Потребность в топливе, кг

ГАЗ-3507

140

3,6

5

17233

ГАЗ-3307

140

4

1

3200

УАЗ-452Д

175

5,6

1

3680

Всего







24113



Составляем таблицу расхода по месяцам:



Таблица 2.3 Расход бензина по месяцам

Месяцы

Бензин, кг

Январь

2022

Февраль

1923

Март

2033

Апрель

2195

Май

2375

Июнь

1962

Июль

2239

Август

2093

Сентябрь

2019

Октябрь

1780

Ноябрь

1808

Декабрь

1665



Из данных таблицы видим, что самый большой расход топлива приходится на период весенне-полевых работ и уборки урожая.



2.1.3 Расчет потребности в смазочных материалах

Количество масел и смазок на эксплуатацию и техническое обслуживание машин определяется на основании индивидуальной эксплуатационной нормы расхода масла (плановое количество, установленное в процентах к основному топливу и выделенное для смазки трактора данной марки в процессе его эксплуатации).

Необходимое годовое количество масел для машинно-тракторного парка, работающего на дизельном топливе, определяется по выражениям:

моторное масло для дизельных машин:



, (2.8)

кг,



трансмиссионное масло для дизельных машин:



 (2.9)

 кг

индустриальное масло



	 (2.10)

	кг,




моторное масло для бензиновых машин:



 (2.11)

 кг,



трансмиссионное масло для бензиновых машин:



 (2.12)

 кг.



Полученные данные представляются в виде таблицы 2.4



Таблица 2.4

Годовая потребность масел. 

Месяц

Моторные масла

Трансмиссионные масла

Индустриальные и другие



Группа Г2

ГруппаГ1





Январь

237

16,8

59,9

26,3

Февраль

237

16,9

59,9

26,3

Март

355,5

25,3

89,9

39,5

Апрель

711

50,6

197,7

79

Май

1185

84,3

30

131,7

Июнь

1422,2

101,27

359,4

158

Июль

1659,2

118,15

419,3

184,4

Август

2133,3

151,9

539,2

237

Сентябрь

2014,8

84,4

509,2

223,9

Октябрь

1185,2

84,4

299,5

131,7

Ноябрь

474

33,8

119,8

52,7

Декабрь

237

16,9

59,9

26,337

Всего

11851,65

843,96

2995,4

1316,85



По таблице 2.4 видим как использовались масла по месяцам.




2.2 Расчет производственного запаса топлива и проектирование нефтесклада



2.2.1 Расчет производственного запаса топлива

При длительном хранении топлива его качество снижается, поэтому в хозяйстве рекомендуется хранить не годовой, а только производственный запас. При удовлетворительном состоянии дорог достаточно иметь запас топлива составляющий 8..10% годовой потребности, при неудовлетворительном - 15..20% исходя из этого следует выбирать типовой проект и вместимость цистерн нефтебазы хозяйства.

Производственный запас можно устанавливать и по количеству топлива для наиболее напряженного месяца полевых работ. В этом случае вместимость нефтесклада определяют по разработанной методике.

Объем резервуаров центрального нефтесклада, куб.м., определяем по формуле:



(2.13)



где  - количество топлива , потребляемого хозяйством за один месяц в напряженный период полевых работ, т;

 – плановый запас нефтепродуктов (6% от годового расхода), т;

среднемесячный завоз нефтепродуктов от снабжающих баз в хозяйство, т;

0,95 – коэффициент заполнения емкости;

 - плотность топлива кг/дм (при расчетах  принимают 0,78 кг/куб.дм)

Сначала определим объем резервуаров для дизтоплива:





Для бензина:







Для масла:







Анализируя расчет применяем: под дизельное топливо 4 по 10 м.куб., 5 по 5 м.куб., под бензин 3 по 5 м.куб., под масло 2 объемом 3 куб.м.



Таблица 2.5 Показатели нефтесклада СХПК «Присухонское» (проектируемый вариант)

Показатели

Единица измерения

Количество, шт, м.куб.

Номинальная вместимость

м.куб.

86

В том числе:





Дизельное топливо

м.куб.

4 по 10 м.куб., 5 по 5 м.куб.

Бензин

м.куб.

3 по 5 м.куб

Масло

м.куб.

2 по 3 куб.м.

Число работников

чел.

3

Общая земельная площадь

га

0,3856



Для работы гидросистемы тракторов и с.-х. машин как правило используют моторные масла. Для хранения топлива приняты резервуары сварные, горизонтально расположенные, цилиндрические при надземном хранении продуктов.




2.2.2 Проектирование (реконструкция) нефтесклада

2.2.2.1 Основные требования к устройству нефтескладов

Согласно инструкции по разработке проектов и смет, рекомендуется типовые проекты нефтескладов разрабатывать в одну стадию (технорабочий проект).

Основным документом, на основании которого проектная организация разрабатывает типовые проекты нефтескладов, является задание на проектирование. В нем должны быть указаны наименования нефтескладов, основание для их проектирования, вид строительства, режим работы нефтесклада, требования по площади земельных участков для строительства нефтескладов, требования по защите окружающей среды, необходимость автоматизации технологических процессов стадийность проектирования, наименование генеральной проектной организации.

Требования к сооружению и оборудованию нефтебаз (складов нефти и нефтепродуктов) изложены в "Строительных нормах и правилах". Согласно строительным нормам и правилам (СНиП), склады для хранения нефти и нефтепродуктов подразделяются на две группы.

К первой группе относятся склады для хранения и снабжения потребителей нефтью и нефтепродуктами, товарно-сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов и нефтепромыслов, склады при насосных станциях магистральных трубопроводов и перевалочные базы нефти и нефтепродуктов, а также склады предприятий.

В общую вместимость склада включаются вместимости резервуаров и тары.

Ко второй группе относятся расходные склады нефти и нефтепродуктов, входящие в состав предприятий.

Типовой проект центрального нефтесклада выбирают по производственному запасу топлива в хозяйстве или по количеству топлива, необходимого для наиболее напряженного месяца полевых работ.

При выборе типового проекта центрального нефтесклада допустимо отклонение

+/- 20…30% от расчетного объема.

Нормы проектирования генерального плана нефтесклада

Территория нефтесклада в зависимости от выполняемых операций делится на зоны:

приема и отпуска нефтепродуктов (сливно-наливные устройства, погрузочно-разгрузочные рампы, хранилища нефтепродуктов в таре, разливочная для затаривания нефтепродуктов в бочки, насосная станция);

хранения нефтепродуктов (резервуарный парк и технологические насосы для внутрискладских перекачек);

производственно-подсобных зданий и сооружений (операторская, химическая лаборатория, бытовые помещения, сарай для пожарного оборудования и т. п.).

очистных сооружений (нефтеловушки).

2.2.2.2 Краткая характеристика выбранного проекта

Схема генерального плана разработана с учетом следующих положений:

- обеспечение заправок топливом средств машинно-тракторного парка;

- учет допустимых радиусов поворота транспортных средств большого и малого габаритов;

- режим работы нефтебазы: ежедневно с 7.00 – 10.00 и 13.00 - 15.00.

На нефтебазе предусмотрена возможность хранения н отпуска бензина А-76, дизельного топлива, хранение и выдача на ПТО основных сортов моторного и трансмиссионного масла. Завоз ТСМ на нефтебазу принят автотранспортом.

Конструкция проезжей части нефтебазы принята из однослойного бетона М-300 на песчаном основании. В местах возможного пролива топлива предусматривается цементное покрытие с железнением поверхности.

К установке принято и топливо - раздаточные колонки модели «Нара 27 1МС»

Слив топлива из автоцистерн в резервуары осуществляются черет сливные быстроразъемные муфты типа МС -1 и через специальные фильтры, предохраняющие от попадания механических примесей и воды в резервуары.

Сливная груба монтируется на высоте 100 мм от дна резервуара (на 50 мм ниже всасывающего клапана, установленного на всасывающей трубе) , ею ликвидируется необходимость установки специального гидравлического затвора.

Подача топлива из резервуаров производится насосной установкой топливораздаточной колонки. Всасывающее устройство состоит из приемного двухседельного клапана, огневого предохранителя ОП-50, запорной арматуры и трубопроводов. Приемный клапан установлен на высоте 150 мм от дна резервуара и служит для поддерживания на постоянном уровне топлива. Огневой предохранитель установлен под крышкой горловины резервуара и служит для предохранения резервуара от попадания в него открытого огня или искры.

Дыхательное устройство состоит из совмещенного дыхательного клапана с огневым предохранителем и трубопровода. Дыхательный клапан СНДХ-50 устанавливается па конце вертикального участка дыхательного трубопровода на высоте 2,5 метров от поверхности и служит для выравнивания давления в резервуаре и окружающем пространстве при «больших» и «малых» дыханиях в резервуаре.

Для уменьшения потерь нефтепродуктов от «больших» и «малых» дыханий проектом предусматривается газоуравнительная система, представляющий собой трубопровод, блокирующий дыхательные устройства резервуаров с одинаковыми по свойствам нефтепродуктами. Для предотвращения перехода открытого огня или искр из резервуаров на газонаполнительной трубе устанавливаются разделяющие огневые предохранители. Трубопроводы газоуравнительной системы прокладываются с уклоном 0,0002 в сторону от одною из крайних резервуаров, объединенных данной системой. Соединение трубопроводов с резервуарным оборудованием осуществляется на фланцах с бензостойкими прокладками, а также муфтами с соединением на кране. Резервуары и трубопроводы изолируются против коррозии.

Высота фундамента между грунтом и основанием резервуара 500мм, толщина стенки фундамента 600мм.

В комнате оператора установлен стол, шкаф для документации, пульт управления топливо – раздаточными колонками.

Обслуживает нефтебазу оператор, который проводит прием и отпуск топлива и смазочных материалов.

Отвод поверхностных вод с территории площадки производится бетонными лотками, дно которых спланировано в сторону очистных сооружений. Лотки спланированы сменными решетками. Для уменьшения напряжений в бетоне, которое вызывается изменением температуры, влажности и усадки бетона, по длине площадки устанавливаются температурные швы.

2.2.2.3Водоснабжение и канализация

Проектом предусматривается оборудование нефтебазы производственно-ливневой канализацией и очистными сооружениями. Производственно-ливневые стоки образуются в результате уборки и полива территории водой, а также в случае атмосферных осадков. Сети производственной канализации выполняются из керамических труб диаметром 150 мм. Для приема ливневых вод и стоков от обмыва территории предусматривается лоток с уклоном в сторону приемного колодца.




2.3 Организация завоза нефтепродуктов и расчет потребности в транспортных средствах



2.3.1 Проектирование схемы доставки нефтепродуктов

В сельском хозяйстве применяют различные схемы обеспечения нефтепродуктами. Выбор схемы зависит от ряда факторов: удаленности хозяйства от баз нефтесбыта, разбросанности производственных подразделений – бригад и отделений состояния дорог, наличия подвижных средств заправки и др.

Если бригады рассоложены на небольших расстояниях (до 15 км) (как и в случае с хозяйством СХПК «Присухонское») от центральной усадьбы, а состояние дорог позволяет доставлять нефтепродукты в поле круглый год, то тракторы заправляют на месте их работы при помощи механизированных заправочных агрегатов, поставляющих нефтепродукты с центрального нефтесклада хозяйства.

В тех случаях, когда производственные подразделения удалены от центральной усадьбы на значительное расстояние (более 15 км), а состояние дорог позволяет доставлять нефтепродукты в бригады (отделения), то отпадает необходимость в создании центрального нефтесклада. Нефтепродукты с баз нефтесбыта доставляют прямо на посты заправки хозяйств. Машины заправляют как на пунктах, так и в поле.

Если в хозяйстве плохие дороги, то нефтесклады создают как на центральной усадьбе, так и в производственных подразделениях. Тракторы, используемые на ближних участках, заправляют на постах заправки, а используемые на отдаленных участках – непосредственно на месте их работы при помощи передвижных заправочных средств.

Схема доставки нефтепродуктов показана на рис.1


























Рисунок 1 «Схема доставки нефтепродуктов в СХПК «Присухонское»»



2.3.2 Расчет потребности в транспортных средствах

Для доставки топливо - смазочных материалов от распределительных нефтебаз в хозяйства применяют транспортные автоцистерны АЦ-4,2-53А, АН-4,2-130, АЦ-8-500А и др. Технические характеристики автоцистерн приведены в таблице 2.5.



Таблица 2.5 Технические характеристики механизированных заправочных агрегатов

Показатели

ОЗ-1926 ГОСНИТИ

ОЗ-3607 ГОСНИТИ

ОЗ-5467 ГОСНИТИ

ОЗ-1362 ГОСНИТИ

ОЗ-1401И ГОСНИТИ

Марка автомобиля или прицепа, на котором смонтирован агрегат

ГАЗ-51А

Автомобиль

ГАЗ-52-01

ГАЗ-53А

Прицеп 2ПТС-4М

Вместимость, л











Для дизтоплива

1800

1900+30

3200

1770+30

1770+30

Для бензина

75

80

150

85

80

Для моторного масла

85

80

150

105

160

Для трансмиссионного масла

60

80

150

105

100

Для воды

85

80

150

100

100

Для пластичного смазочного материала

20

20

20

20

20

Производительность, л/мин, при заправке











Дизтопливом

25…36

40

40

35

35

Бензином или водой

20…25

25

40

15…20

20

Моторным или трансмиссионным маслом

3…4

3…4

4

4

5…7



Для транспортировки нефтепродуктов наиболее экономично использовать автомобили и автопоезда большой грузоподъемности.



Таблица 2.6

Технические характеристики специализированного подвижного состава автотранспорта для перевозки нефтепродуктов

Тип подвижного состава

Тягач

Шасси базового автомобиля

Вместимость, л

Грузоподъемность, кг

Полуприцеп – цистерна 70-ПЦ-12

КамАЗ-5410

-

17000

19000

Полуприцеп – цистерна 70-ПЦ-13Н

-

-

18000

19000

Автомобиль - цистерна

-

Урал-377

7800

11300

Специализированная цистерна

-

ЗИЛ-133ГЯ

9200

7500

Специализированная цистерна

-

КамАЗ-5320

7800

6700

Автоцистерна

-

ЗИЛ-133ГЯ

9000

7350

Специализированная цистерна

В кузове автомобиля

ЗИЛ-133ГЯ

8400

7200



Нефтепродукты, расфасованные в мелкую тару (индустриальные масла и др.) доставляют бортовыми автомобилями, специально оборудованными подставками и стеллажами.

Потребное количество средств транспортировки нефтепродуктов подсчитывают для наиболее напряженного месяца, т.е. понадобится 3 цистерны марки 70-ПЦ-13Н.



2.4 Организация заправки машин нефтепродуктами и расчет потребности в передвижных средствах заправки



Для заправки машин непосредственно на месте их работы используют передвижные механизированные заправочные агрегаты и агрегаты технического обслуживания. Технические характеристики заправочных агрегатов указаны в таблице 2.5, а агрегатов технического обслуживания в таблице 2.7.



Таблица 2.7 Технические характеристики агрегатов технического обслуживания

Показатели

АТО-4822 ГОСНИТИ

АТО-9996Б ГОСНИТИ

АТО-1500Г ГОСНИТИ

АТО-1768А ГОСНИТИ

Тип и марка машины

Автомобиль ГАЗ-52-01

Двухосный тракторный прицеп

Самоходное шасси Т-16М

Общая вместимость, л, в том числе:

1380

1340

1130

980

Для дизельного топлива

350

-

-

500

Для моторного масла

175

400

230

50

Для гидравлического масла

-

100

60

25

Для трансмиссионного масла

-

20

60

25

Для отработанного масла

80

100

75

25

Для свежей промывочной жидкости

175

100

125

25

Для использованной промывочной жидкости

80

100

-

-

Для пластичного смазочного материала

20

20

20

20

Для воды

500

500

560

300

Производительность при выдаче, л/мин:









Моторного масла

5…10

5…10

5…10

5…10

Трансмиссионного масла

-

4…5

5…10

5…10

Промывочной жидкости

20

30

40…50

20

Дизельного топлива

45

-

-

25…30



Необходимое количество передвижных средств заправки зависит от числа работающих тракторов и комбайнов и их рассредоточенности по полям хозяйства (бригады):



 (2.14)



Где Q сут. – наибольший суточный (сменный) расход топлива, т;

Qз.а. – вместимость заправочного агрегата, л;

К – коэффициент использования вместимости агрегата (0,94 0,97);

nр – число рейсов агрегата за сутки (смену).







В нашем случае достаточно одного заправочного агрегата.



2.5 Организация хранения нефтепродуктов



При хранении однородного продукта (например нефти) выбирают однотипные резервуары с расчетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении. Так, расстояние между стенками стальных вертикальных резервуаров при хранении нефтепродукта с температурой вспышки до 45 °С включительно должно быть равным 0,6 диаметра большего резервуара, а с температурой вспышки свыше 45 °С— равным 0,4 диаметра большего резервуара. Иногда при хранении на нефтебазе этилированных бензинов устраивают еще специальную канализацию с сооружениями для очистки стоков от тетраэтилсвинца. Особое внимание уделено организации сооружения объектов хранения нефтепродуктов, внедрению передовых методов строительства. Сбор и хранение твердой части стока осуществляется в шла-монакопителях. Нефтепродукты обладают специфическими свойствами, существенно влияющими на организацию процесса их хранения.

Высокая испаряемость светлых нефтепродуктов приводит к значительным потерям их при хранении, причем потери эти как количественные, так и качественные, так как испаряются главным образом наиболее легкие и ценные фракции горючего. Процесс образования потерь нефтепродуктов от испарения при хранении в резервуарах происходит следующим образом:

При хранении резервуар и находящийся в нем нефтепродукт подвержены влиянию окружающих их атмосферных условий. Так, при хранении темных нефтепродуктов эти потери незначительны. И наоборот, при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов они могут быть более 2 кг в месяц с 1 м2 поверхности испарения. Выбор тех или иных конструктивных мер для уменьшения потерь зависит от назначения резервуара и условий хранения. Так, при длительном хранении и малой оборачиваемости (менее 10 раз в год) преобладают потери от «малых дыханий». Резервуары с понтоном различного объема, предназначенные для хранения бензина могут быть снабжены плавающим понтоном для снижения потерь нефтепродукта от испарения. Для низкокипящих нефтепродуктов во избежание больших потерь от испарения при длительном хранении сооружают резервуары, рассчитанные на повышенное давление в газовом пространстве (10000—70000 Па). Практикой установлено, что для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 0,04 МПа наиболее выгодны резервуары с коническими днищами пригодны для хранения нефтепродуктов под давлением до 0,05МПа при диаметре 2,8—3,25м и объеме 25,5 и 75м3. Для хранения нефтепродуктов под рабочим давлением до 0,07 МПа, при объеме 75, 100 и 150м3 рентабельнее горизонтальные резервуары диаметром 3,25 м с цилиндрическими днищами. Хранение нефтепродуктов под давлением выше 0,07 МПа не практикуется.

При хранении в резервуаре этилированных бензинов откосы основания должны быть покрыты бетонной плитой.



2.6 Учет и контроль качества нефтепродуктов



Задачи оперативного контроля, учета и управления — своевременное обеспечение количественного и качественного учета нефтепродуктов, поддержание оптимальных режимов перекачки, контроль состояния технологического оборудования, ритмичное обеспечение потребителей нефтепродуктами при наилучших экономических показателях и т.д.

Ответственным моментом количественного и качественного учета нефтепродуктов является операция отбора проб.



2.6.1 Общие требования к обеспечению сохранения качества нефтепродуктов

1. Выбор средств и условий хранения и транспортирования, обеспечивающих сохранение качества нефтепродуктов, должен отвечать установленным требованиям.

Технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов выполняют в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

2. Сохранение качества нефтепродуктов в организациях при осуществлении технологических операций обеспечивают за счет:

своевременного технического обслуживания, ремонта и соблюдения правил эксплуатации средств хранения, транспортирования, перекачки, трубопроводных коммуникаций и технологического оборудования;

обеспечения подготовки резервуаров, трубопроводных коммуникаций, сливно-наливных средств к приему и отпуску нефтепродуктов, исключающей смешение различных марок нефтепродуктов, попадания в них воды и механических примесей;

проверки полноты и правильности оформления сопроводительной документации принимаемого нефтепродукта, исправности транспортных средств (железнодорожных и автомобильных цистерн, судов) и пломб, соответствия маркировки сопроводительным документам, фактического качества принимаемого нефтепродукта;

запрещения смешения разных марок нефтепродуктов при приеме (отпуске) и внутри складских перекачках;

соблюдения условий хранения, контроля качества и учета изменения численных значений показателей качества, сроков зачистки резервуаров и трубопроводов в процессе хранения нефтепродуктов;

контроля за чистотой тары и правильностью подготовки тары и транспортных средств при отпуске нефтепродуктов и своевременной проверки качества отпускаемого нефтепродукта;

осуществления операций по приему, отпуску и затариванию нефтепродуктов только на оборудованных эстакадах, причальных сооружениях и площадках через специальные сливно-наливные устройства;

своевременного обнаружения и устранения причин, способных влиять на ухудшение качества нефтепродуктов.



2.6.2 Контроль качества при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов

1. До подачи транспортных средств под слив:

проверку качества подготовки или зачистки резервуаров, предназначенных для приема прибывающих нефтепродуктов, исправность и чистоту технологического оборудования;

подготовку приборов и посуды для отбора проб и проведения лабораторных испытаний.

2. По прибытии транспортных средств с нефтепродуктами:

сверяются номера железнодорожных цистерн (вагонов) с номерами, указанными в товарно-транспортных накладных;

проверяются наличие и исправность пломб на железнодорожных цистернах (вагонах) и чистота нижних сливных устройств, наличие маркировки на таре с нефтепродуктами, соответствие маркировки отгрузочным документам и исправность тары;

проверяются наличие, полнота и правильность заполнения паспорта качества и копии сертификатов (деклараций) соответствия или информации о сертификации (декларировании), приложенных к документам отправителя, и сверить данные паспортов с требованиями нормативного документа;

проверяется наличие воды (с помощью водочувствительной пасты) и механических примесей в нефтепродуктах путем отбора донной пробы из каждого транспортного средства или тары, выбранных для отбора точечных проб;

отбираются точечные пробы и составляются объединенная проба (в соответствии с установленными требованиями) для проведения приемо-сдаточного анализа;

регистрируется отобранная объединенная проба нефтепродукта в журнале регистрации проб и проводится приемо-сдаточный анализ;

сравниваются данные приемо-сдаточного анализа с данными паспорта качества поставщика, и дается разрешение на слив нефтепродукта;

заносятся данные паспорта качества поставщика и результаты приемо-сдаточного анализа в журнал анализов;

делается отметка в паспортах качества поставщика и в журнале регистрации проб номеров транспортных средств, которыми доставлены нефтепродукты, и номер резервуара, в который они слиты (в какое хранилище помещены);

при сливе нефтепродукта в резервуар на остаток нефтепродукта той же марки после двухчасового отстоя продукта отбирается объединенная проба и проводится контрольный анализ;

разрешается слив нефтепродуктов, поступивших автомобильным транспортом, при наличии паспорта качества поставщика после проверки: плотности, цвета, прозрачности нефтепродукта, отсутствия воды и механических примесей.

Если нефтепродукт некондиционный либо невозможно установить его качество, слив его осуществляется в отдельный резервуар. В этом случае отбирается проба в присутствии представителя железной дороги или незаинтересованной организации. Одну часть пробы хранят на случай необходимости проведения арбитражного анализа, другую часть подвергают анализу в объеме требований нормативного документа.

3. О нарушениях, выявленных в ходе подготовки к приему нефтепродуктов, осмотра прибывших транспортных средств и тары, проверки сопроводительной документации и фактического качества поступившего нефтепродукта, необходимо поставить в известность руководителя организации.

4. При приеме нефтепродуктов объединенную пробу для проведения приемо-сдаточного анализа отбирают и разделяют ее на три части. Две части оформляют как арбитражные пробы, а третью - как контрольную - проверяют с использованием экспресс-методов. Если на предприятии отсутствует комплект экспресс-методов, то в пробе проверяют наличие воды и механических примесей (визуально). При положительных результатах анализа и отсутствии других замечаний разрешают слив нефтепродукта. После двух часов отстоя продукта из резервуара, в который слит нефтепродукт, отбирают пробу и направляют на анализ (в объеме контрольного) в прикрепленную лабораторию.

Если по результатам контрольного анализа будет установлено несоответствие качества нефтепродукта требованиям нормативного документа, то вторая часть пробы направляется на анализ (в объеме требований нормативных документов) в аккредитованную лабораторию. Третью часть пробы используют как арбитражную в случае предъявления претензии поставщику нефтепродукта.

5. Все образующиеся в организации остатки нефтепродуктов от зачистки резервуаров, технологических трубопроводов, смеси нефтепродуктов от перекачек, ловушечные пробы и т.п. актируют и реализуют только после проведения анализа в лаборатории.

Для решения вопроса об их реализации оформляют следующие документы: паспорт качества, акт отбора проб, акт комиссии о причинах и количестве остатка, образовавшегося при зачистке или смешении нефтепродуктов.

6. Качество масел, расфасованных в заводскую герметичную тару, проверяют в объеме контрольного анализа или в объеме требований нормативного документа после истечения гарантийного срока.

7. В процессе хранения нефтепродуктов необходимо:

осуществлять периодическую проверку соблюдения условий хранения нефтепродуктов в резервуарах и таре;

отбирать пробы и проводить анализы нефтепродуктов:

после каждого налива нефтепродукта в резервуар (контрольный анализ);

после слива прибывшего нефтепродукта - (контрольный анализ, а при необходимости - в объеме нормативного документа);

в соответствии с графиком проведения анализов (контрольный или в объеме нормативного документа);

вести в журналах анализов учет качественного состояния всех хранящихся нефтепродуктов, при этом:

в случае перекачки нефтепродукта из одного резервуара в другой порожний резервуар, подготовленный в соответствии со стандартом, в журнал анализа для этого резервуара записывают результаты анализа пробы, отобранной из первого резервуара (сохраняется старый паспорт качества, в котором указывается номер нового резервуара);

в случае перекачки из одного резервуара в другой, имеющий нефтепродукт той же марки, в журнале анализов делать запись по результатам контрольного анализа пробы, отобранной после перекачки, а по другим показателям - на основании данных анализов нефтепродукта в обоих резервуарах до перекачки с указанием значений, имеющих меньший запас качества.

8. При возникновении подозрения на ухудшение качества нефтепродукта независимо от графика или гарантийного срока хранения проводят анализ в объеме требований нормативного документа и оценивают численное значение каждого показателя качества нефтепродукта.

9. Перед наливом нефтепродуктов в транспортные средства и тару получателя производят осмотр внутренней поверхности предназначенных под налив цистерн (танков) и тары. Налив нефтепродуктов в грязные и не соответствующие установленным требованиям цистерны и тару запрещается.

10. По окончании налива из железнодорожных цистерн (наливных судов) отбирают пробу нефтепродукта для определения его качества в объеме контрольного анализа и на случай проведения арбитражного анализа. Контрольный анализ проводят не позднее 24 часов после налива транспортного средства. При установлении некондиционности отгруженного нефтепродукта об этом немедленно сообщают руководителю организации и получателю.

11. При отпуске нефтепродуктов наливным судном в адрес одного получателя каждую пробу делят на три равные части (одну часть - для проведения приемо-сдаточного анализа, две части - на случай арбитражного анализа отправителю и получателю). Пробы отбирают в присутствии представителя судна с оформлением акта на отбор проб, опечатывают печатью отправителя и вручают капитану судна для передачи получателю. При отпуске нефтепродуктов наливным судном в адрес нескольких получателей число проб, вручаемых капитану судна, должно соответствовать числу получателей.

12. Паспорт качества прилагают к каждой товарно-транспортной накладной, а при отпуске авиационных топлив и смазочных материалов паспорта качества во всех случаях прилагают к товарно-транспортной накладной на каждый вагон (цистерну).

Приложение одного паспорта на весь маршрут или группу цистерн допускается только в случае, если маршрут или группа цистерн с одним нефтепродуктом адресуется одному получателю в один пункт слива и при условии, что загрузка этого маршрута производилась из одного резервуара, о чем делается соответствующая отметка в паспорте. Если налив производится из двух резервуаров, то паспорт качества оформляется по пробе из резервуара, в котором нефтепродукт имеет меньший запас качества.

13. При отпуске нефтепродуктов необходимо:

проверить дату последнего контрольного (в объеме требований нормативного документа) анализа нефтепродукта в резервуаре, из которого предполагается его отпуск;

отобрать пробу нефтепродукта, отгружаемого железнодорожным и водным транспортом, из резервуара, незапаянной тары и произвести приемо-сдаточный анализ (не позднее, чем за 10 суток до отпуска нефтепродукта); проверить состояние внутренней поверхности танков, тары (в том числе и тары получателя), предназначенных под налив нефтепродукта, и дать разрешение на налив;

оформить паспорт качества и передать его для отправки;

по окончании налива проверить отсутствие воды в железнодорожной цистерне (танке судна), отобрать пробы для проведения контрольного анализа и на случай арбитражного анализа;

провести контрольный анализ, оформить и опечатать пробы на случай арбитражного анализа и для передачи (при отпуске в наливное судно) получателю нефтепродукта.

14. Прием нефтепродуктов, подлежащих обязательной сертификации и поступающих на автозаправочную станцию (далее - АЗС) в автоцистернах и расфасованных в мелкую тару, производят по паспорту качества и товарно-сопроводительным документам с указанной в них информацией о сертификации нефтепродукта или с приложением копии сертификата соответствия.

15. На нефтепродукты, поступающие на АЗС из одного резервуара организации (нефтебазы) в течение дня (если в течение, дня налив в данный резервуар не производился), может действовать один паспорт качества, выданный предприятием с первым рейсом автоцистерны на АЗС. В этом случае в дальнейшем на товарно-транспортной накладной ставится номер паспорта качества и номер резервуара нефтебазы, из которого заполнялась автоцистерна.

16. Перед сливом нефтепродукта из автоцистерны в резервуар АЗС в ней проверяют наличие подтоварной воды и механических примесей, отбирают контрольную пробу в соответствии с установленными требованиями, которая используется в качестве арбитражной, и определяют:

для автобензинов - плотность, температуру и визуально - цвет, прозрачность, содержание воды и механических примесей;

для дизельного топлива - плотность, температуру, содержание воды и механических примесей (визуально).

Контрольную пробу, на случай необходимости проведения арбитражного анализа, сохраняют в течение суток после полной реализации принятого нефтепродукта в резервуаре АЗС.

17. Для выполнения перечисленных работ АЗС обеспечивают лабораторными комплектами (специально разработанным набором приборов, лабораторной посуды и приспособлений), содержащими необходимое оборудование, приборы и принадлежности, позволяющие контролировать качество поступающих на АЗС нефтепродуктов. В состав комплекта могут входить экспресс-методы, позволяющие оператору определять некоторые показатели качества поступающих нефтепродуктов (октановое число, содержание свинца, серы и др.).

Если с помощью экспресс-методов определена некондиционность нефтепродукта, то выдачу нефтепродукта необходимо приостановить и полученный результат проверить в лаборатории стандартными методами.

18. Запрещается принимать нефтепродукты в резервуары АЗС при:

несоответствии качества принимаемого нефтепродукта (по данным паспорта поставщика) требованиям нормативного документа;

отсутствии пломб на автоцистерне в соответствии со схемой пломбировки;

неисправности нижнего сливного устройства автомобильной цистерны;

неправильном оформления товарно-транспортной накладной;

отсутствии паспорта качества или информации о сертификации нефтепродукта, подлежащего обязательной сертификации;

неправильном оформлении паспорта качества на нефтепродукт (отсутствие номера, заполнен не по всем показателям качества);

наличии воды и механических примесей в нефтепродукте;

несоответствии нефтепродукта по результатам испытаний по п. 6.22 требованиям нормативного документа.

19. Сохранение качества нефтепродуктов на АЗС обеспечивают за счет:

исправности и чистоты сливных и фильтрующих устройств, резервуаров, топливо- и маслораздаточных колонок;

постоянного контроля за герметичностью резервуаров, трубопроводов и запорной аппаратуры с целью исключения попадания в них атмосферных осадков, воды и пыли, а также смешения различных марок нефтепродуктов;

слива нефтепродуктов из автоцистерн через сливной фильтр, самотеком или под напором;

проведения не реже 1 раза в месяц, а также немедленно в случае поступившей жалобы на качество отпускаемых нефтепродуктов, лабораторных испытаний реализуемого нефтепродукта в объеме контрольного анализа;

хранения нефтепродукта в пределах гарантийного срока, установленного нормативными документами;

отбором контрольной пробы из резервуара при истечении смены, которая хранится в течение суток после реализации нефтепродукта.

20. Резервуары, предназначенные для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, должны быть обеспечены и зачищаться в соответствии с установленными требованиями согласно графику с составлением акта зачистки.




3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



3.1 Анализ существующего в хозяйстве производственного процесса



3.1.1 Антикоррозийная защита емкостей

Нефтепродукты при хранении, транспортировке и выдаче, а также засоряются механическими примесями – грязью, песком, ржавчиной и т.п. Засорение продуктов ржавчиной при хранении в резервуарах происходит вследствие постоянно протекающих в них коррозии (ржавления). Коррозию внутренних поверхностей резервуаров вызывают: влажный воздух, поступающий в резервуары при их дыхании;

вода, находящаяся , под слоем нефтепродуктов, а также некоторые химические соединения, входящие в состав нефтепродуктов.

При поступлении влажного воздуха в паровое пространство резервуара происходит коррозия резервуара, конденсирующего из этого воздуха водой, находящейся в осадке под нефтепродуктом, которая почти во всех случаях содержит растворимые соли. Такая вода является хорошим электролитом, она вызывает образование источников коррозии в виде гальванических пар из неоднородных по своему физическому составу металлических листов резервуаров и стенах очистного сооружения.

Попадание воды и грязи в автоцистерны, бочки и бидоны может происходить при наливе нефтепродуктов в момент выпадения атмосферных осадков или в условиях большой запыленности воздуха. Чтобы не допускать накопления большого количества осадков в нижней части резервуаров, из них периодически, не реже одного раза в три месяца, спускают отстой.

Для предохранения от коррозии и уменьшения нагревания, поверхности резервуаров покрывают теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144.




3.1.2 Техническое обслуживание оборудования нефтебазы

Техническое обслуживание оборудования нефтебазы в СХПК «Присухонское» проводится своими работниками ТО-1 и ТО-2 выполняют специализированные бригады. Операции ТО-1 и ТО-2 выполняются 1 раз в год.

Техническое обслуживание № 1 выполняют следующим образом: осматривают запорный кран и его соединение с трубопроводами. Ослабленные затяжки болтов во фланцевом соединении или повреждения уплотнительных прокладок у крана устраняют, затягивая болты и меняя прокладки.

На корпусе резервуаров проверяют состояние швов. Подтекания топлива устраняют используя бензостойкую замазку. Техническое обслуживание дыхательных клапанов заключается в проверке и регулировке клапанов вакуума и давления.

Осматривая узел управления хлопушкой особое внимание уделяют целостности троса и резиновых шайб. Водогрязесливную пробку проверяют при сливе отстоя.

Техническое обслуживание № 2 предусматривает выполнение операций ТО-1 и дополнительно: зачистку резервуара; проверку на герметичность и окраску внешней поверхности.

Техническое обслуживание топливо-раздаточных колонок и приемо-раздаточного стояка предусматривает проверку агрегатов, их крепления, регулировку отдельных узлов и механизмов, а также смазку трущихся деталей и частей, производится восстановление лакокрасочных покрытий . Прежде, чем приступить к выполнению указанных работ, топливораздаточную колонку необходимо очистить от грязи и пыли, проверить исправность и надежность крепления облицовки, раздаточного рукава и крана.

При ТО-2 выполняется объем работы ТО-1. Проверяются и устраняются неисправности топливного насоса и электродвигателя и дополнительно проверяют производительность насосной установки и производится проверка погрешности металлического счетчика.



3.1.3 Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов

Потери нефти и нефтепродуктов имеются как при транспорте, так и при хранении их. Величина потерь иногда достигает больших размеров (2—5%), что наносит значительный ущерб народному хозяйству. Особенно велики потери испарения легкоиспаряющихся нефтепродуктов (бензина), при этом наряду с потерей количества теряется и качество нефтепродуктов, так как в первую очередь испаряются наиболее ценные легкие фракции. В результате, ухудшается физико-химическая характеристика топлива, например, увеличивается плотность жидкости, понижается октановое число и снижается величина упругости паров.

Потери нефтепродуктов возникают при различных сливно-наливных операциях, на эстакадах и в разливочных пунктах, при охранении в резервуарах, при отпуске нефтепродуктов потребителям, а также в результате утечек и аварий. По характеру потерь они подразделяются на эксплуатационные и аварийные потери. Эксплуатационные потери, в свою очередь, делятся на количественные, качественно-количественные и качественные.

Количественные потери, это потери от утечек и разливов; утечки возникают в результате различных неплотностей в резервуарах, трубопроводах, насосах, арматуре и в другом оборудовании; разливы нефтепродуктов имеются главным образом при отпускных операциях в результате переполнения наливаемой тары, при неисправных сливно-наливных устройствах, при выпуске подтоварной воды, а также при переполнении резервуаров, хранилищ, нефтеналивных судов и различных емкостей.

К качественным относятся потери от смешения различных сортов нефтепродуктов, их обводнения или загрязнения механическими примесями. Основные причины этих потерь — неправильная подготовка и зачистка резервуаров из-под одного сорта нефтепродукта для приема другого сорта, перекачка нефтепродуктов разных сортов по одному трубопроводу без соответствующей его подготовки или в результате нарушения эксплуатационного режима последовательной перекачки. К этим же причинам относится изменение качества топлива за счет окисления в условиях хранения и транспортировки. Контакт с кислородом воздуха, металлами, проникновение света в хранилище, а также повышение температуры приводит к тому, что наиболее активная часть соединений вступает в реакцию окисления, обусловливающую образование смол и нерастворимых осадков.

К качественно-количественным относятся потери, при которых происходит количественная потеря с одновременным ухудшением качества остающегося продукта. Это получается главным образом при испарении нефтепродуктов. Чем выше испаряемость нефтепродуктов, тем больше потери от испарения и тем заметнее ухудшается их эксплуатационная характеристика.

При хранении легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах различают два основных вида потерь — это потери от так называемых «малых дыханий» и «больших дыханий».

Потерями от «малых дыханий» называют потери при неподвижном хранении, возникающие в результате суточных изменений температуры.

Потерями от «больших дыханий» называются такие потери, которые происходят при наполнении резервуара, из которого вытесняется паровоздушная смесь. При поступлении в резервуар нефти или нефтепродукта паровоздушная смесь сжимается до давления, соответствующего давлению дыхательных клапанов, затем при повышении этого давления вытесняется наружу — происходит «выдох». Эти потери называют также потерями от вытеснения паров наливаемой жидкостью.

Потери от "малых дыханий" в резервуарах зависят от объема газового пространства и расчетного избыточного давления. Чем меньше объем газового пространства и больше расчетное избыточное давление резервуара, тем будут меньше потери от "малых дыханий". Потери от "малых дыханий" могут быть значительно уменьшены, если отводить вытесняемую из резервуара паровоздушную смесь по трубопроводу (газовой обвязке) в специальный газо-сборник – резервуар с "дышащей" крышей или газгольдер.

Для уменьшения потерь от "малых" и "больших дыханий необходимо:

- хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах с плавающей крышей или понтоном;

- повысить расчетное давление в газовом пространстве;

- доводить заполнение в резервуарах со стационарной крышей до верхнего максимального предела;

- хранить нефтепродукты в резервуарах больших объемов, для которых удельные потери будут меньшими. Чем больше объем резервуара, тем меньше процент потерь;

- использовать газовую обвязку резервуаров с одинаковым нефтепродуктом в одной группе резервуаров;

- установить диск-отражатель под дыхательным клапаном внутри резервуара, с помощью которого изменяется направление входящего воздуха, с вертикального на горизонтальное;

- конденсировать нефтепродукты при помощи искусственного холода и сорбции. Процесс сорбции основан на поглощении паров или газов поверхностью жидких или твердых сорбентов;

- окрашивать резервуары в светлые тона, что дает хороший эффект и не требует больших затрат.

Одновременная покраска внешней и внутренней поверхности крыши резервуара уменьшает потери от испарения на 30 – 60 %. Обычно поверхности резервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые в наибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара.

Один из эффективных способов хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов — хранение в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. При хранении в заглубленных резервуарах почти полностью исключается потери от «малых дыханий», так как, будучи засыпаны грунтом, они не подвергаются солнечному облучению, и, следовательно, в них почти отсутствуют суточные изменения температуры газового пространства. По сравнению с наземными резервуарами потери от «малых дыханий» в заглубленных резервуарах сокращаются в 8—10 раз и несколько снижаются потери от «больших дыханий».



3.2 Технологическая карта по обслуживанию заправочных емкостей, применяемых для хранения нефтепродуктов



3.2.1 Защита металлоконструкций от коррозии

- Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

- К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.





Таблица 3.1

Химический состав марок стали

ТУ, ГОСТ



Марка стали



Содержание элементов, %





С



Mn



Si



S



P



Cr



Ni



Сu



V



N



ТУ 14-2-75—72



СТЗсп



0,2



0,4—0,7



0,12—0,25



0,045



0,04



Не более 0,3



0,3



—



—



—



ГОСТ 380—71



ВСТ2кп



0,09—0,15



0,25—0,5



Не более 0,07



0,05



0,04



0,3



0,3



0,3



—



—



ГОСТ 380—71



ВСТЗкп



0,14—0,22



0,3—0,6



Не более 0,07



0,05



0,04



0,3



0,3



0,3



—



—



ГОСТ 380—71



ВСТЗпс



0,14—0,22



0,4—0,65



0,05—0,17



0,05



0,04



0,3



0,3



0,3



—



—



ГОСТ 380—71



ВСТЗсп



0,14—0,22



0,4—0,15



0,12—0,3



0,05



0,04



0,3



0,3



0,3



—



—



ГОСТ 23570-79



18сп



0,14—0,22



0,5—0,8



0,15—0,3



0,45



0,04



Не более 0,3



0,3



—



—



—



ГОСТ 1050—74



20пс



0,17—0,24



0,35—0,65



0,05—0,17



0,04



0,04



Не более 0,3



0,25



—



—



—



ГОСТ 1050—74



20кп



0,17—0,24



0,25—0,5



Не более 0,07



0,04



0,04



Не более 0,3



—



—



—



—



ГОСТ 19282-73



09Г2С



0,12



1,3—1,7



0,5—0,8



0,04



0,035



Не более 0,3



0,3



—



—



—



ГОСТ 19282-73



09Г2



0,12



1,4—1,8



0,17—0,37



0,04



0,035



Не более 0,3



—



—



0,07— 0, 3



0,12



ГОСТ 19282-73



16Г2АФ



0,14—0,2



1,3—1,7



0,2—0,6



0,04



0,035



0,04



0,3



0,15







—





Таблица 3.2

Механические свойства стали

ТУ, ГОСТ

Марка

стали



Толщина листа, мм



Временное сопротивление, МПа



Предел текучести,

МПа



Относительное удлинение,

%



Ударная вязкость, Дж/см2















+20



—20



—40



ТУ 14-2-75—72

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 23570—79

ГОСТ 1050—74

ГОСТ 1050—74

ГОСТ 19282—73

ГОСТ 19282—73

ГОСТ 19282—73



СТЗсп

СТ2кп

СТЗкп

СТЗпс

СТЗсп

18сп

20пс

20кп

09Г2С

09Г2

16ГАФ



До 12

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 32



370

320—410

360—460

370—480

370—480

370—540

410

410

470

440

590



225

215

235

245

245

235

245

245

325

305

445



22

33

27

26

26

25

25

25

21

31

20



—

—

—

69

69

—

—

—

59

—

—



—

—

—

29

29

29

—

—

—

—

—



—

—

—

—

—

—

—

—

34

29

39





Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями.

- При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.



3.2.2 Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

- Резервуары согласно ГОСТ 1510—84 должны подвергаться периодическим зачисткам;

не менее одного раза в год — для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

- Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродуктов;

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

- Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510—84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

- При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий

- Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

- Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

- Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения, подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

- Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

- Результаты анализа оформляются справкой

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах

- Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

для заполнения нефтепродуктом — заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом.



3.2.3 Оборудование для обслуживания резервуаров

Установка обезвоживания нефтепродуктов УОН

Предназначена для отделения нефтепродуктов от воды и последующего удаления ее из рабочей зоны.



Таблица 3.3

Характеристики установки

Напряжение питания

380

Установленная мощность, кВт

12

Пропускная способность, м3/час

до 24

Давление на выходе, МПа

10 - 15

Температура рабочей жидкости, "С

50 - 90

Диаметр входного патрубка, мм

50

Масса не более, кг

300



Для наружной очистки емкостей возможно применение щеток и др.

Для меньшего загрязнения, заводнения нефтепродуктов и соответственно емкости эффективно применять фильтры из пористых полимерных композиций, в виде примера можно рассмотреть фильтр из серии «АПРИС». По мере поглощения воды из нефтепродуктов внутри пористой структуры фильтрующего материала образуются крупные капли воды, которые под действием гравитации движутся внутри пористой структуры к нижней части фильтрэлемента. Если же под воздействием потока нефтепродукта капля воды оказывается вытолкнутой на наружную поверхность, то она не уносится потоком, а скользит по поверхности фильтрэлемента (как капли дождя по стеклу). По мере накопления капель в нижней части фильтрэлемента они стекают в отстойник.



















	

	Рис. 3.1 Принцип действия объемного фильтрэлемента

	

	Кроме воды, фильтрэлементы «АПРИС» эффективно удаляют механические примеси благодаря своей пористой структуре. При этом средний размер пор значительно превышает размер задерживаемых частиц. Эффективная очистка обеспечивается объемностью фильтрматериала и большой извилистостью поровых каналов, то есть действует эффект лабиринта. В процессе фильтрации довольно большая часть механических частиц не задерживается на поверхности, а попадает вглубь фильтрующего материала, где в значительной степени подхватывается стекающими вниз каплями воды. В целом, наличие в очищаемом топливе небольшого количества воды и влажность самого фильтрэлемента благотворно сказываются на качестве удаления механических примесей. При этом происходит частичная регенерация фильтрэлемента от поглощаемых им в процессе работы механических примесей. Полная регенерация от механических примесей производится промывкой его в воде хозяйственным мылом и отжимом фильтрэлемента (без сушки), что позволяет проводить многократную регенерацию фильтрующих элементов.

	При соблюдении всех норм и требований по обслуживанию емкостей и внедрении новых технологий, эти емкости будут служить долго.




4. КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ



4.1 Описание разработанного приспособления



Механизация погрузочно-разгрузочных работ – один из важнейших резервов повышения экономической эффективности сельскохозяйственного производства.

Подъемник емкостей (бочек) установлен в маслоскладе и представляет из себя кран мостового типа (кран-балка). Сверху на колонны в маслоскладе устанавливаются рельсы длиной 10 метров, чтобы при подъезде машины к маслоскладу подъемник прямо с машины мог разгружать бочки с маслом. На рельсы устанавливаются колеса, которые между собой связаны ещё одним рельсом, по которому передвигается передвижная тележка. Колеса балки приводятся в движение с помощью электродвигателя через редуктор. Подъем и опускание бочек приводится вручную цепью через редуктор с помощью клещевых захватов, которые имеют С-образную форму и резиновые накладки на самих свободных концах.

При подъезде автомобиля передвигают балку к машине, подводят клещевые захваты и поднимают бочку. Передвигают бочку в склад и устанавливают в нужном месте.



4.2 Расчет подъемника



4.2.1 Исходные данные:

Грузоподъемность, Q = 0,3т

Пролет крана, Lк = 5,5м

Скорость передвижения, V = 0,6 м/с

Высота подъема, H = 3 м

Режим работы средний, управление с пола.




4.2.2 Определение размера ходовых колес

Размеры ходовых колес определяем по формуле:



Dк = 0,02 Rмах (4.1)



Максимальную нагрузку на колесо Rмах вычисляем при одном из крайних положений тали (см. рис. 4.1)





Рисунок 2 «Схема однобалочного крана с талью.»



По ГОСТ 19425-74 принимаем массу тали mт = 45 кг = 0,045т (её вес 450H) и длину

L = 400 мм. Массу кран выбираем приблизительно по прототипу mк = 0,6т (6 кН)

Для определения нагрузки Rмах пользуемся уравнением статики:



	∑М2 = 0, или – Rмах ∙ Lк + (Gт + Gт) ∙ (Lr -1) + (Gr – lk) ∙ 0,5Lk = 0 (4.2)

Rмах = (3 + 0,45) ∙ (5,5 – 0,7) + (6 - 0,45) ∙ 0,5 ∙ 5,5 / 5,5 = 5,78 кН



При общем числе ходовых колес Zк = 4 нагрузка приходится на то колесо, вблизи которого расположена тележка.

Следовательно:

Dк = 0,02 5780 = 115,6 мм



Согласно ГОСТ 3569-74 выбираем двухребодное колесо диаметром Dк = 200мм.

Диаметр цапфы:



dц = Dк / (4…6) = (35…50)мм. Принимаем dц = 50 мм



Для изготовления колес используем сталь 45, способ термообработки – нормализация (НВ = 200). Колесо имеет цилиндрическую рабочую поверхность и катится по плоскому рельсу. При этом Dк ≤ 200 мм принимаем плоский рельс прямоугольного сечения, выбирая размеры (ширина рельса) по условию: а<в, при этом Dк ≤ 200 мм ширина поверхности сечения в=50мм. Принимаем а=40мм.

Рабочую поверхность контакта определяем по формуле:



b = а – 2R (4.3)



где R – радиус закругления колеса, R = 9 мм



b = 40 – 2 ∙ 9 = 22 мм



Коэффициент влияния скорости:



	Кv = 1 + 0,2V (4.4)

Кv = 1 + 0,2 ∙ 0,6 = 1,12



Для стальных колес коэффициент пропорциональности λ = 190.

Предварительно выбранные ходовые колеса проверяем по контактным напряжениям.

При линейном контакте:

	

	δ кл = λ1 ∙ 2 Кv ∙ Rмах / Dк ∙ 6 (4.5)

δ кл = 190 ∙ 2 ∙ 1,12 ∙ 5780 /200 ∙ 22 = 325,9 МПа



Поскольку, допустимые контактные напряжения для стального нормализованного колеса [δ кл] = 450 …500 МПа, то условие прочности выполняется.



4.2.3 Определение статистического сопротивления передвижению крана

Сопротивление передвижения определяем по формуле:

	

	Wy =Wтр + Wук (4.6)



где Wтр – сопротивление от сил трения в ходовой части ;

Wук – сопротивление движению от возможного уклона пути.

	

	W тр = G + Gк ∙ (2М + fdu) ∙ Кр / Dк (4.7)



где М – коэффициент трения качения по рельсам , М = 0,3 мм;

f – коэффициент, учитывающий дополнительные потери от трения в ребордах колес, токосъемниках, Кр = 1,5



Wтр= 3+6 ∙ (2 ∙ 0,3 + 0,015 ∙ 50) ∙ 1,5/ 200 = 0,091кН = 91Н

	Wук = (G + Gк) ∙ λ (4.8)

где λ – уклон пути, λ = 0,0015

Wук = (3 + 6) ∙ 0,0015 = 0,0135 кН = 13,5Н



Таким образом получаем:

Wу = 91 + 13,5 = 104,5Н



Сила инерции при поступательном движении крана:



	Fи = (Q + mk) ∙ V/ tn (4.9)

	

где Q и mk – масса соответственно груза и крана.



tn – время пуска, tn = 50с.



Fи = (300 + 600) ∙ 0,6 / 5 = 108 Н



Усилие необходимое для передвижения крана в период пуска (разгона).



	Wп = Wу + (1,1…1,3) ∙ Fи (4.10)

Wп = 104,5 + 1,3 ∙ 108 = 244,9Н



4.2.4Выбор электродвигателя

Подбираем электродвигатель по требуемой мощности:



	Рп.ср. = Рп /ψп.ср. = Wп ∙ V / η ∙ ψ п.ср. 	 (4.11)

	

где Рп – расчетная пусковая мощность, Рп = Wп ∙ V;

η – к.п.д. механизма передвижения, η = 0,85;

ψ п.ср. – краткость среднего пускового момента по отношению к номинальному, ψ п.ср.=1,65.



Рп.ср. = 244,9 ∙ 0,6 / 0,85 ∙ 1,65 = 104,778Вт




Выбираем асинхронный электродвигатель переменного тока с повышенным скольжением 4А63А6УЗ с параметрами: номинальная мощность Рдв. = 0,18 кВт, номинальная частота вращения, пдв. = 885 мин ˉ¹;

маховый момент ротора (md²)р = 69,410 м кг/м².

Диаметр вала d = 14мм.

Номинальный момент на валу двигателя



	Тн = 30 ∙ Рдв. / π ∙ nдв. (4.12)

Тн = 30 ∙ 180 / 3,14 ∙ 885 = 1,94Н∙м



Статистический момент:

	

	Тс = 30Wу ∙ V / п ∙ nдв. (4.13)

Тс = 30 ∙ 104,778 ∙ 0,6 / 3,14 ∙ 885 = 0,676 Н∙м



4.2.5 Подбор муфты

Подбираем муфту с тормозным шкивом для установки тормоза. Берем упругую втулочно-пальцевую муфту с наибольшим диаметром расточки под вал 18 мм и наибольшим передаваемым моментом [Тм] = 32Н∙м;

маховый момент (md²)т = 0,032мм².

Проверяем условие подбора:



[Тм] ≥ Тм

где для муфты Тм = 2,1Тн

Тм = 2,1 ∙ 1,94 = 4,074Н∙м

[Тм] = 32 < Тм = 4,074



4.2.6 Подбор редуктора

Подбираем редуктор по передаточному числу и максимальному вращающему моменту на тихоходном валу.

Передаточное число механизма:

	

	И = nдв. / nк (4.14)

	где nк = 60 ∙ V / π ∙ Dк 	 (4.15)

nк = 60 ∙ 0,6 / 3,14 ∙ 0,2 = 57,3 мин ˉ¹

U = 885 / 57,3 = 15,44. Принимаем U = 16



Максимальный момент на валу редуктора.



	Тр.мах = Тдв.мах ∙ U ∙ η	 (4.16)

	

где Тдв.мах – максимальный момент на валу двигателя.



	Тдв.мах = Тн ∙ ψnмах	 (4.17)

где ψnмах = Тмах / Тн = 2,2

Тдв.мах = 1,94 ∙ 2,2 = 4,268Н∙м

Тр.мах = 4,268 ∙ 16 ∙ 0,8 = 54,63Н∙м



Выбираем червячный редуктор типа Ч-50.

При частоте вращения n = 1000минˉ¹ и среднем режиме работы ближайшее значение вращающего момента на тихоходном валу Ттих = 65Н∙м, что больше расчетного Тр.мах.



4.2.7 Подбор тормоза

Выбираем тормоз по условию [Тт] ≥ Тт. Устанавливаем его на валу электродвигателя.



	Тт = (W¹ук – W¹тр.min) ∙ Dк ∙ η / 2∙И + nдв. ∙ (md²)о.т.	 (4.18)



где W¹ук – сопротивление движения от уклона;

W¹тр.min – сопротивление от сил трения в ходовых частях крана;

(md²)о.т. – общий маховый момент.



	W¹ук = 6 ∙ λ (4.19)

W¹ук = 6 ∙ 0,0015 = 0,009кН = 9Н

	W¹тр.min = 6 ∙ (2∙µ + f∙du) / Dк (4.20)

W¹тр.min = 6 ∙ (2 ∙ 0,3 + 0,015 ∙ 50) / 200 = 0,045кН = 45Н

	(md²)о.т. = 1,2 ∙ [(md²)р + (md²)т ]+ 365 mk ∙ V² ∙ η / ηдв.²	 (4.21)

(md²)о.т. = 1,2 ∙ [10,00694 + 0,032] + 365 ∙ 600 ∙ 0,6² ∙ 0,85 / 885² = 0,132 кг/м²



Время торможения tт

	tт = V / ат.min (4.22)

где ат.min – максимально допустимое ускорение.

	ат.min = Zпр / Zк ∙ ψсу / Ксу – f ∙ dy / Dк + (2µ + fdu) ∙ 1 ∙ q / Dк	 (4.23)

где Zпр – число приводных колес, Zпр = 1;

Zк – общее количество колес, Zк = 4;

Ксу – запас сцепления, Ксу = 1,2;

ψсу – коэффициент сцепления ходовых колес с рельсами, ψсу = 0,15;

q – ускорение свободного падения, q = 9,81м/с²



ат.min = 1 / 4 ∙ 0,15 / 1,2 – 0,015 ∙ 50 / 200 + (2 ∙ 0,3 + 0,015 ∙ 50) ∙ 1 ∙ 9,81 /200 = 0,66м/с²

tт = 0,6 / 0,66 = 0,91с

Тт = (9 – 40,5) ∙ 0,2 ∙ 0,85 / (2 ∙ 16) + 885 ∙ 0,132 / (38 ∙ 0,91) = 3,21Н/м



Выбираем тормоз ТКТ-100 с номинальным тормозным моментом [Тт] = 10 Н/м.




4.2.8 Расчет механизма передвижения тележки с ручным приводом

4.2.8.1Определение веса груза, тали и тележки

	

	Gг = Q ∙ q (4.24)

Gг = 300 ∙ 10 = 3000Н

	Gт = mт ∙ q (4.25)

Gт = 45 ∙ 10 = 450Н

Gтел = 0,5 ∙ 450 = 225Н



4.2.8.2 Определение размера ходового колеса

Средний диаметр обода определяется по формуле:

Dк ≥ 1,7 Rмах

где Rмах – нагрузка на колесо



	Rмах = (G+Gт+Gтел)/Zк (4.26)

Rмах = (300+450+225)/4 = 243,75Н

Dк = 1,7 ∙ 243,75 = 36,54



Принимаем Dк – 100 мм

Определяем диаметр цапфы:



	Dц = Dк/(4…6) (4.27)

Dц = 100/(4…6) = 16,6…25мм



Принимаем Dц = 20мм

Выполняем проверочный расчет ходовых колес по контактным напряжениям:



	δк.л. = λт ∙ 2Кv ∙ Rмах / bDк (4.28)




где λт – коэффициент пропорциональности для стальных колес, λт = 126;

Кv – коэффициент влияния скорости при ручном приводе, Кv = 1;

	b – ширина поверхностей контакта, b<0,5b – 0,5S – R – r	 (4.29)

где b – ширина принятого двутавра. При Dк = 100мм принимаем двутавр №18, b = 90мм;

S – толщина стенки двутавра, S=5,1мм;

R – радиус закругления полки, R=9мм;

r – радиус закругления полки, r=3,5мм

b < 0,5 ∙ 90 – 0,5 ∙ 5,1 – 9 – 3,5 = 29,95. Принимаем b=25мм.

δкл = 126 ∙ 2 ∙ 1 ∙ 243,75 / (25 ∙ 100) = 55,64МПа

Допустимое напряжение [δкл] = 350МПа > δкл = 55,64МПа.



4.2.8.3 Определение сопротивления передвижению в ходовых частях тележки

	

	Wтр = (Gг + Gт + Gтел) ∙ (2µ + fdu) ∙ Кр / Dк (4.30)

Wтр = (300+450+225) ∙ (2 ∙ 0,3 + 0,015 ∙ 20) ∙ 1,5 /100 = 13,16Н



Момент от сил трения:



	Тс = Wтр ∙ Dк /2 (4.31)

Тс = 13,16 ∙ 0,1 / 2 = 0,658Н/м



Момент на приводном валу создаваемый рабочим.



	Тр = Fр ∙ Dт.к. /2 (4.32)

где Fр – усилия рабочего, Fр = 80Н



Dт.к. – диаметр тягового колеса, Dт.к. = 0,2м

Тр = 80 ∙ 0,2 / 2 = 8Н/м



4.2.8.4 Определение передаточного отношения механизма передвижения.



	И ≥ Тс / (Тр ∙ η) (4.33)

где η – КПД передачи, η = 0,85.

И = 0,658 / (8 ∙ 0,85) = 0, 0967. Принимаем И = 1.



4.2.8.5 Определение основных геометрических параметров открытой прямозубой цилиндрической передачи

Делительный диаметр резца зубчатого колеса,dк, расположенного на ободе ходового колеса, должен быть больше Dк.

Принимаем d1 = 130 мм, число зубьев шестерен Z1 = 20.

Число зубьев колеса:



	Z2 =Z1 ∙ И (4.34)

Z2 = 20 ∙ 1 = 20



Модуль зацепления:



	m = d1 /Zк (4.35)

m = 130 / 20 = 6,5 мм.



Делительный диаметр шестерни:



	d2 = Z1 ∙ m (4.36)

d2 = 20 ∙ 6,5 = 130 мм



межосевое расстояние:

	аw = (d1+d2)/2 (4.37)

аw = (130+130)/2 = 130мм.



Расстояние между осями ходовых колес с зубчатыми венцами:



l = d1+(30…40) = 130+30 = 160 мм.



4.2.9Расчет привода механизма подъема



	Тгр = Gгр ∙ dзв / (2Кn ∙ ηбл) (4.38)



где Gгр – масса груза, Gгр = 3000Н ;

dзв – делительный диаметр звездочки;

Кп – краткость полиспаста, Кп = 2;

ηбл – КПД блока, ηбл = 0,98.

dзв = Рt/Sin(180/z) (4.39)

где Рt – шаг цепи, для цепи с калибром 70, Рt = 18,5мм;

z – число зубьев на звездчатке, z = 8.

dзв = 70/ Sin(180/8) = 182,97мм

Тгр = 3000 ∙ 0,183 / (2 ∙ 2 ∙ 0,98) = 140Н/м



4.2.9.1 Определение тягового момента

	

	Тр = Fр ∙ Dтк / 2 (4.40)



где Fр – усилие рабочего, прикладываемого к тяговой цепи, Fр=120Н;

Dтк – диаметр тягового колеса. Принимаем Dтк = 400мм.



Тр = 120 ∙ 0,4 / 2 =24Н/м




4.2.9.2 Выбор редуктора

Выбор редуктора делаем по значению передаточного отношения к максимальному крутящему моменту на тихоходном валу редуктора.

Определяем передаточное отношение:

	

	И = Тгр / (Тр ∙ ηр) (4.41)

И = 140 / (24 ∙ 0,8) = 7,29



Выбираем червячный редуктор с типоразмером Ч-80, с передаточным числом И=8 и максимальным вращающим моментом на тихоходном валу 280Н/м.



4.2.10 Расчет клещевого захвата



























Рисунок 3 «Схема клещевого захвата»



Задаемся одним из рычагов: b=300мм и углом γ=45˚. Определяем другое плечо рычага:

	С¹ = b/f – а/2 ∙ cos γ (4.42)



где f – коэффициент трения. Сталь по резине f = 0,6;

а- диаметр бочки, а = 550мм.

С¹ = 300/0,6 – 550/2 ∙ cos45˚ = 159,1мм

с учетом запаса сцепления β = 1,3…1,5



	С = С¹ ∙ β (4.43)

С = 159,1 ∙ 1,3 = 206,83мм



4.2.11 Рсчет на прочность бочки

На бочку действуют силы сжатия. Определяем напряжение сжатия в бочке:



	δсж = N ∙ D / ((πD – 300) ∙ h ∙ δ ∙ λ) ≤ [δа] (4.44)



где N – сила, действующая на бочки.

где G – вес бочки с маслом, Н

где V – объем бочки, V = 200л = 0,2м³;

γ – плотность масла, γ = 920кг/м³;

Gб – масса бочки, Gб = 150Н;

D – диаметр бочки, D = 550 мм;

λ – коэффициент, учитывающий неполноту охвата бочки, λ = 0,98;

πD – 300 – длина, охватываемая клещами;

h – высота, охватываемая клещами. Принимаем h=50мм.

δ – толщина бочки, δ = 1мм.



	N = G/2f (4.45)

G = 10V ∙ γ + Gб

G = 10,2 ∙ 920 + 150 = 1990Н

N = 1990 / (2 ∙ 0,6) = 1658,3Н



[δсж] – допустимое напряжение сжатия, [δсж] = 100МПа



δ сж = 1658,3 ∙ 550 / ((3,14 ∙ 550 – 300) ∙ 50 ∙ 1∙ 0,98) = 23,03МПа<[δсж] =100МПа



При захвате клещами бочка выдерживает усилие сжатия, при ширине захвата 500 и длине захвата равное 1427,8мм.




5. ОХРАНА ТРУДА И ПРИРОДЫ ПРИ РАБОТЕ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ



5.1 Охрана труда



При поступлении на работу работники проходят обязательный медосмотр и в последующем 2 раза в год.

К работе на нефтескладе допускаются лица не моложе18 лет, прошедшие профессиональную подготовку, вводный и первичный инструктаж. На время работы рабочие обеспечиваются средствами индивидуальной защиты: хлопчатобумажными комбинезонами, усиленными накладками из прорезиненного капрона; сапогами резиновыми бензостойкими; зимними полусапогами; прорезиненными перчатками; противогазом и аптечкой.

Все огневые работы на территории нефтесклада выполняются по наряду-допуску, согласованному с представителями пожарной охраны.

Скорость движения автотранспорта на территории нефтесклада не более 5км/ч.

Автомобили заправляются при неработающем двигателе, а другие самоходные машины при работающем на малых оборотах двигателе.

Ответственность за организацию и выполнение мероприятий по охране труда , техники безопасности и производственной санитарии, а также пожарной безопасности на складе нефтепродуктов, постах заправки и заправочных агрегатов возлагается на заведующего нефтескладом.

В соответствии с СаНПиН 2.2.4.548 -96 работы на нефтескладе относятся к категории1б с интенсивностью энергозатрат 121-150 ккал/ч (140-174 Вт), производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся с некоторым физическим напряжением. По электробезопасности хозяйство относится к категории Б, разряд зрительных работ – v.

																5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы, действующие на работников

																- Нефтебазы, склады ГСМ, АЗС и ПАЗС - сложные

																многофункциональные системы с объектами различного производственного назначения, обеспечивающие хранение, прием и отпуск нефтепродуктов, многие из которых токсичны, имеют низкую температуру испарения, способны электризоваться, пожаровзрывоопасны.

																В связи с этим работники нефтебаз, складов ГСМ, АЗС и ПАЗС могут быть подвержены воздействию различных физических и химических опасных и вредных производственных факторов.

																- Основные физические опасные и вредные производственные факторы:

																движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования;

																повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, нефтепродуктов;

																повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

																повышенный уровень шума на рабочем месте;

																повышенный уровень вибрации;

																повышенная или пониженная влажность воздуха;

																повышенная (пониженная) подвижность воздуха;

																повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

																электромагнитные поля; излучения в области низких и сверхнизких частот;

																повышенный уровень статического электричества;

																недостаточная освещенность рабочей зоны;

																расположение рабочего места на значительной высоте (глубине) относительно поверхности земли.

																- Основным опасным и вредным химическим фактором является токсичность многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов.



5.1.2 Требования безопасности, предъявляемые к организации производственных процессов



- Безопасность производственных процессов на нефтебазах, складах ГСМ, АЗС и ПАЗС достигается профилактическими мерами по предупреждению опасной аварийной ситуации и должна быть обеспечена: применением технологических процессов приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов в соответствии с действующими правилами и инструкциями; применением производственного оборудования, удовлетворяющего требованиям нормативной документации и не являющегося источником травматизма и профессиональных заболеваний; обустройством территории нефтебаз, складов ГСМ, АЗС; применением надежно действующих и регулярно поверяемых контрольно-измерительных приборов, устройств противоаварийной защиты, средств получения, переработки и передачи информации; применением быстродействующей герметичной запорной ирегулирующей арматуры и средств локализации опасных и вредных производственных факторов; рациональным размещением производственного оборудования и организацией рабочих мест; профессиональным отбором, обучением работников, проверкой их знаний и навыков безопасности труда; применением средств индивидуальной и коллективной защиты работников; осуществлением технических и организационных мер по предотвращению взрыва и противопожарной защите.

- Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-допуску на работы повышенной опасности.

Перечень таких работ, а также перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать наряд-допуск и руководить этими работами, утверждаются работодателем или лицом, им уполномоченным. - Для взрывоопасных технологических процессов приема, хранения и отпуска нефтепродуктов должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.



5.1.3 Требования к территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС

- Территория нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должна быть спланирована, иметь автомобильные дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования.

- Дороги на территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должны иметь асфальтовое, гравийное или бетонное покрытие.

- Для обеспечения безопасного проезда все дороги и проезды следует содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега, в темное время суток освещать. 

- Для пешеходного движения должны быть устроены

асфальтированные тротуары шириной не менее 0,75 м.

- В целях безопасности пешеходов при переходе рельсовых путей в местах их пересечения с дорогами необходимо устраивать сплошные настилы вровень с головками рельсов, а также защитные барьеры, устанавливать сигнализацию для предупреждения об опасности.

- Наземные трубопроводы в местах пересечения 

автомобильных дорог и переходов должны быть подвешены на опорах высотой не менее 4,25 м над автомобильными дорогами и переездами и не менее 2,2 м - над переходами.

- Территория нефтебазы, склада ГСМ должна быть ограждена оградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м. Ограда должна отстоять от зданий и сооружений (кроме административных) не менее чем на 5 м.

- Размещение зданий, сооружений и оборудования на территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС должно соответствовать требованиям действующих строительных норм и правил. 

- Территории нефтебазы, склада ГСМ, АЗС необходимо содержать в чистоте и порядке. Не допускается засорение территорий и скопление на них мусора. В летнее время трава в резервуарном парке должна быть скошена и вывезена с территорий в сыром виде. 

- На территориях нефтебазы, склада ГСМ, АЗС, ПАЗС запрещается применение открытого огня. 

- Курение на территориях нефтебазы, склада ГСМ, АЗС, ПАЗС запрещается и может быть разрешено только в специально отведенных и оборудованных местах, обозначенных надписью "Место для курения".

- Во всех местах, представляющих опасность, должны быть установлены предупреждающие знаки безопасности в соответствии с действующими государственными стандартами.



5.2 Охрана природы



На нефтескладах продуктами загрязнения атмосферного воздуха являются пары нефтепродуктов, а рек и водоемов - нефтесодержащие стоки ливневых и производственных вод. Источниками загрязнения могут быть утечки через неплотности соединений трубопроводов и сальниковые уплотнения, переливы в резервуарах, разрывы технологических трубопроводов, переливы и утечки во время сливо-наливных операций, выбросы в атмосферу паров нефтепродуктов при заполнении резервуаров, автоцистерн и других емкостей для нефтепродуктов.

Для защиты окружающей среды в проектах нефтескладов следует предусматривать герметизацию технологических трубопроводов при сливоналивных операциях и минимально необходимое число фланцевых соединений, применять насосы со специальными торцевыми уплотнениями и т.д.

Кроме того, необходимо предусматривать сбор, отведение и очистку стоков, загрязненных нефтепродуктами, из резервуарных парков, с площадок сливоналивных устройств, с площадок заправки тракторов и автомобилей.

Если в резервуарном парке хранится этилированный бензин, то в проектах нефтебаз эти емкости выделяют в отдельную группу с самостоятельным обвалованием.



5.3 Противопожарные мероприятия



Основные мероприятия по защите зданий и сооружений нефтесклада от пожара - назначение при проектировании нормативных противопожарных расстояний до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий населенных пунктов, а также между зданиями и сооружениями нефтесклада. Кроме того, обвалования резервуарных парков должны вмещать полный объем отдельно стоящего резервуара. Все здания и сооружения должны быть не ниже II степени огнестойкости.

На нефтескладах III категории с резервуарами вместимостью менее 5000 м3 каждый, допускается тушение пожаров мотопомпами или автонасосами из противопожарных или естественных водоемов. На нефтескладе предусматривается противопожарный водоем. Если на расстоянии менее 250 м от нефтесклада есть естественный водоем, противопожарного водоема не требуется, но нефтесклад должен быть обеспечен дополнительно к средствам первичного пожаротушения двумя углекислотными огнетушителями.

При проектировании мероприятий по технике безопасности и санитарии следует учитывать, что резервуарные парки с нефтепродуктами должны быть расположены с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям с постоянным пребыванием работающих и также по отношению к зданиям и сооружениям, где применяют открытый огонь (котельные, сварочные участки и т. п.).

Резервуарные парки размещают ниже по рельефу местности или вертикальной планировки по отношению к зданиям и сооружениям соседних предприятий.

В генеральном плане должен быть предусмотрен необходимый комплекс очистных сооружений для хозфекальных и ливневых стоков, содержащих нефтепродукты, в том числе этилированные.

При типовом проектировании должно быть предусмотрено благоустройство и озеленение территории нефтесклада.

В специальных разделах проекта ". Мероприятия по предотвращению взрывопожарной. и пожарной опасности" и "Охрана окружающей среды" должны быть изложены мероприятия по снижению пожарной и взрывной опасности технологических процессов, по уменьшению вредных выбросов в атмосферу и загрязненных стоков в водоемы, по ограничению возможного пожара и снижению разрушительных последствий возможного взрыва и пожара.




6. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕХОЗЯЙСТВА СХПК «Присухонское»



Цель экономического обоснования: эффективность внедрения нового проекта нефтехозяйства. Эффективность зависит прежде всего от технического уровня нефтехозяйства, правильности организации завоза, хранения, отпуска и заправки машин нефтепродуктами и использования технических средств нефтехозяйства. Эффективность характеризуется прежде всего в снижении затрат труда и средств на 1 тонну топлива и смазочных материалов в хозяйстве, окупаемостью капитальных сложений.



6.1 Расчет стоимости конструктивной разработки



Конструктивная разработка – подъемник бочек. Подъемник бочек состоит: из ручной тали, двигающейся по швеллеру и передвижного механизма балки с талью. В передвижной механизм балки входят электродвигатель с редуктором, двухребордные колеса, колеса, корпуса подшипников и рельса квадратного сечения.

Для расчета стоимости конструктивной разработки используем формулу:



							Скр = Сп.д. + Сор.д. + Ссб + Сб + Снак(6.1)

							

где,	Сп.л. – стоимость покупных деталей, руб.

Сор.д. – стоимость изготовления оригинальных деталей, руб.

Ссб. – общая заработная плата рабочих занятых на сборке, руб.

Ссб. – стоимость базовой машины, руб.

Снак. – общепроизводственные накладные расходы, руб.




6.1.1 Определение стоимости покупных деталей



Таблица 6.2.1 Стоимость покупных товаров

Наименование

Количество,

штуки

Цена запчасти

(договорная) руб.

Сумма

руб.

Квадратная заготовка

2

1000

2000

Уголок неравнополчный

4

600

2400

Швеллер

4

750

3000

Колесо двухребордное

2

250

500

Подшипниковый узел в сборе

3

800

2400

Муфта УВП

2

300

600

Редуктор Ч-50

2

2500

5000

Электродвигатель 4А63А6У3

1

500

500

Полоса стальная

1

500

500

Двутавр

1

1000

1000

Колесо ходовое

4

250

1000

Подшипник 306

12

100

1200

Корпус подшипников

2

250

500

Колесо тяговое

2

250

500

Цепь круглозвенная

2

150

300

Цепь пластинчатая

1

700

700

Крюковая обойма в сборе

1

2000

2000

Итого:





24100



							Спд = 24100 руб.	(6.2)



6.1.2 Определение стоимости изготовления оригинальных деталей

Стоимость изготовления оригинальных деталей для клещевого захвата определяем по формуле:



				Сор.д. = Сзп + См(6.3)



где,	Сзп – заработная плата производственных рабочих, занятых на изготовлении оригинальных деталей, руб.

См – стоимость материала заготовок для изготовления оригинальных деталей, руб.



							См = Сз ∙ m	 (6.4)

							

где,	См – стоимость материала заготовок (принимаем С1 = 10 руб./кг по договорной цене).

m – масса деталей, m = 25 кг



См = 10 ∙ 25 = 250 руб.



6.1.3 Определение полной заработной платы

									

									Сзп = tст ∙ Тобщ. ∙ Кп ∙ Кпр ∙ Ксев ∙ Котп ∙ Кст ∙ Кнач(6.5)

									

где,	tст – тарифная ставка по IV разряду, tст = 10,82 руб./час.

Тобщ – трудоемкость изготовления деталей. Принимаем Тобщ – 30 часов.

Кп – повышенный коэффициент, Кп – 1,8

Кпр – коэффициент, учитывающий премиальные отчисления, Кпр = 1,4...2. Принимаем Кпр = 1,4

Котп – коэффициент, учитывающий отчисления на отпуск, Котп = 1,0854.

Кст – коэффициент, учитывающий стаж работы, Кст – 1,092.

Кнач – коэффициент, учитывающий отчисления на заработную плату, Кнач = 1,261.

Определяем Сm



Сm = 10,82 ∙30 ∙ 1,8 ∙ 1,4 ∙ 1,15 ∙1,0854 ∙ 1,092 ∙1,261 = 1406 рублей.



					Определяем Сор.д




					Сор.д = 1406 + 250 = 1656 рублей.

					

					6.1.4 Определение заработной платы рабочих, занятых на сборке конструкций

					

						Ссб = t ст ∙ Тобщ ∙ Кп ∙ Кпр ∙ КСев ∙ Котп ∙ Кст ∙ Кнач(6.6)

						

					где, 	tст – тарифная ставка по IV разряду, tст = 10,82 руб./час.

					Тобщ – трудоемкость работ на сборке конструкций.

					Тобщ – 60 часов.

					Кп, Кпр, Ксев, Котп, Кст, Кнач – смотри 6.2.2.1.

					

					Ссб = 10,82 ∙ 60 ∙ 1,15 1,8 ∙ 1,4 ∙ 1,0854 ∙ 1,092 ∙ 1,261 = 2812 рублей

					

					6.1.5 Стоимость базовой машины

					

					Так как разрабатывается манипулятор полностью, то емкость базовой машины равна 0 рублей.

					

					6.1.6 Определение накладных общепроизводственных расходов на изготовление конструкции

					

					Определяем общепроизводственные накладные расходы из выражения:

					

						Снак + Со.зп * Поп/100	 (6.7)

					

					где,	Со.зп – общая заработная плата рабочих.

					

					Со.зп = Ссб + Сзп

					Со.зп = 2812 + 1656 = 4468 рублей.

					Поп – процент общепроизводственных расходов (берем Поп = 20%)

					

					Снак =

					4468 * 20

					= 893,6 рублей

					

					100

					

					

					Исходя из расчетных стоимостей определяем стоимость конструктивной разработки:

					

					Скр = 24100 + 1656 + 2812 + 0 + 893,6 = 29461,6

					

					6.2Расчет эффективности проектируемого нефтехозяйства

					

					Для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов требуются текущие затраты и значительные капиталовложения в строения, оборудование и технические средства, а также специально подготовленный персонал для обслуживания нефтехозяйства.

					Чтобы рационально организовать нефтехозяйство, необходимо правильно определить потребное количество оборудования, лучше использовать его, организовать прием, перевозку, хранение и отпуск нефтепродуктов с минимальными потерями.

					Расчет эффективности производят при проектировании реконструкции нефтехозяйства для обоснования его внедрения по ряду показателей: текущие удельные затраты, общие потери нефтепродуктов, годовая экономия, производительность труда, общий размер капиталовложений.

					

					6.2.1 Текущие затраты на 1 тонну нефтепродуктов

					6.2.1.1 Фактические затраты

					

					С =

					З + А + Рт+ Эт+ Пт+ Стр + Хр

					

					Q




					где,	З – заработная плата работников нефтебазы, руб.

					А – амортизационные отчисления от балансовой стоимости сооружений, оборудования и транспортных средств, руб.

					Рт – отчисления на текущий ремонт тех же материальных средств, руб.

					Пт – фактические потери нефтепродуктов, руб.

					Q – фактические расход нефтепродуктов за год, кг. В исходном варианте Qисх = 249216 кг, в проектируемом варианте Qпроект = 326611 кг.

					Эт – затраты на электроэнергию и отопление помещений, руб.

					Стр – транспортные расходы, руб.

					Хр – затраты на хранение техники, руб.

					Определяем заработную плату работников нефтехозяйства.

					В исходном и проектируемом варианте в нефтехозйстве работают: заведующий нефтехозяйством по ставке 4590 руб. (5 разряд), водитель по ставке 5062 руб. (6 разряд), заправщик по ставке 4117 руб. (4 разряд).

					Рассчитываем годовой фонд заработной платы.

					- оплата заведующего

					

					Тзав = 4590 ∙ 1,8 ∙ 1,15 ∙ 1,0854 ∙ 1,092 ∙ 12 = 135137,7 рублей

					

					где,	1,8 – повышающий коэффициент

					1,15 – северный коэффициент

					1,0854 – коэффициент, учитывающий расходы на отпуск

					1,092 – коэффициент, учитывающий стаж

					12 – число месяцев

					- оплата водителя 5062 ∙ 1,8 ∙ 1,15 ∙ 1,0854 ∙ 1,092 ∙ 12 = 149034,2 рубля;

					- оплата заправщика 4117 ∙ 1,8 ∙ 1,15 ∙ 1,0854 ∙ 1,092 ∙ 12 = 121211,8 рублей, значит

					

					З = 135137,7 + 149034,2 + 121211,8 = 405383,7 рублей.




					В проектируемом варианте количество работников не изменяется, поэтому затраты на заработную плату остаются на прежнем уровне.

					Определяем размеры амортизационных отчислений в данном и проектируемом проекте.

					Для этого нужно знать стоимость сооружений, оборудования и транспортных средств, руб.

					Амортизационные отчисления определяются по формуле:

					

				А = Спб * Нг,(6.9)

					

					где, 	Спб – первичная балансовая стоимость зданий, оборудования, руб.

					Нг – годовая норма отчислений, в %.

					

					Таблица 6.2

					Стоимость оборудования и амортизационные отчисления (исходный и проектируемый варианты.

					Наименование оборудования

					Исходный

					Проектируемый

					

					Колич. ед.

					Баланс. стоим. руб.

					Норма аморт. %

					Сумма отчисл. руб.

					Колич. ед.

					Баланс. стоим. руб.

					Норма аморт. %

					Сумма отчисл. руб

					Заправочный агрегат

					1

					1116228

					14,2

					158504

					1

					1116228

					14,2

					158504

					Емкость под диз. топливо Исх. Проект

					

					

					

					

					

					

					

					

					V=10м3

					3

					150000

					5

					7500

					4

					200000

					5

					10000

					V=5м3

					5

					125000

					5

					6250

					5

					125000

					5

					6250

					Емкость под масло Исх. Проект

					

					

					

					

					

					

					

					

					V=3м3

					-

					-

					-

					-

					2

					40000

					5

					2000

					Емкость под бензин Исх. Проект

					

					

					

					

					

					

					

					

					V=5м3

					3

					75000

					5

					3750

					3

					75000

					5

					3750

					Операторская и нефтескладская с бытовыми помещениями

					1

					2500000

					3,6

					90000

					1

					2500000

					3,6

					90000

					Топливно-раздаточные колонки «Нара-27»

					2

					74068

					11

					8147

					2

					74068

					11

					8147

					Маслораздаточ- ные колонки

					-

					-

					-

					-

					1

					37000

					11,3

					4070

					Ограждения

					1

					25000

					2,1

					525

					1

					25000

					2,1

					525

					Пожарный и специальный инвентарь

					-

					-

					-

					-

					-

					15000

					4,6

					690

					Подъемник емкостей

					-

					-

					-

					-

					1

					29461,6

					8,2

					2415,8

					Дороги

					-

					80000

					10,0

					8000

					-

					800000

					10,0

					8000

					Итого:

					

					4145296

					

					274576

					

					4236757,6

					

					294351,8

					

					Отчисления на текущий ремонт составляют 4% от базовой стоимости материальных средств.

					

					Рт.исх = 4145296 ∙ 0,04 = 165811,8

					Рт.проект = 4236757,6 ∙ 0,04 = 169470,3

					

					эт – затраты на электроэнергию и отопление рассчитаны по формулам.

					- Годовой расчет силовой электроэнергии, кВт.ч.

					

					Wс = Ера ∙ Фо ∙ n3	(6.10)

					

					где, 	Ера – сумма мощностей электроприемников, кВт.

					(Ера = 24 кВт (проект),

					Ера = 18 кВт (исходный)

					Фо – исходный фонд времени оборудования, Фд = 2916 часов;

					n3 – коэффициент загрузки оборудования по времени, n3 = 0,9

					

					Wс.исх = 18 ∙ 2916 = 47239,2 кВт/ч.

					Wс.проект = 24 ∙ 2916 = 62985,6 кВт/ч.

					

					- Годовой расход осветительной энергии, кВт определяем по формуле

					

						Wос = Тос ∙ Fуч ∙ Sо/1000 (6.11)

					

					где,	Fуч – площадь участков (Fуч.исх = 60м2, Fуч.проект = 60м2)

					Sо – удельная мощность осветительной нагрузки, Sо = 20 кВт/м3

					Тос – годовая продолжительность использования осветительной установки, Тос = 1200 ч.

					

					Wос.исх = 1200 ∙ 60 ∙ 20/1000 = 1440 кВт/ч

					Wос.пр = 1200 ∙ 60 ∙ 20/1000 = 1440 кВт/ч

					

					Стоимость 1 кВт/ч – 2,78 руб.

					Определим затраты:

					

						Эт = (Wс + Wос) ∙ 2,78	 (6.12)

					Эт.исх + (47239,2 + 1440) ∙ 2,78 = 135328

					Эпроект + (62985,6 + 1440) ∙ 2,78 = 179103

					

					6.2.1.2 Фактические потери нефтепродуктов:

					В исходном варианте потери нефтепродуктов составили 1508,68 кг, из них потери дизельного топлива составили 725,35 кг, масла 689 кг, бензина 714,1 кг, а в денежном выражении дизельное топливо – 17626,005 руб., масло – 58750,4 руб. бензин – 14924,69 руб. В сумме потери составляют 38425,735 рублей по данным бухгалтерского учета СХПК «Присухонское».

					По установленным нормам потери должны составлять не более 0,3% от общего расхода топлива. В проектируемом варианте потери будут: дизельного топлива – 155 кг, бензина – 101,6 кг, масла – 92,2 кг.

					Затраты на потери составляют: на дизельное топливо – 3766,5 руб., бензина – 2123,44 руб., масла – 1255,3 руб. Всего затрат в проектируемом варианте – 7145,24 руб.

					

					6.2.1.3 Определим затраты на хранение техники

					Затраты на хранение техники берутся в размере 3% от балансовой стоимости.

					

				Хрт – Сб ∙ Ккр (6.13)

					Хр.исх = 4145296 ∙ 0,03 = 124358 руб.

					Хр.проект = 4256757 ∙ 0,03 = 127102 руб.

					

					6.2.1.4 Определяем затраты на транспортные расходы по формуле:

					

						Стр = Q ∙ S ∙ Ст.км	(6.14)

					

					где, 	Q – фактический расход нефтепродуктов, т

					S – расстояние перевозки, S = 30 км

					Ст.км – стоимость перевозки, ткм (1 т.км = 15 руб/т.км

					

					Стр.исх = 249,216 ∙ 30 ∙ 15 = 112147,2 руб.

					Стр.пр = 326,611 ∙ 30 ∙ 15 = 146974,95 руб.

					

					Следовательно, фактические затраты будут равны




					Сисх =

					405384,7 + 274576 + 165811,8 + 135328 + 125150,72 +124358 + 181825

					= 5667,5 руб/т

					

					249,216

					

					

					Спр =

					405384,7 + 294352 + 169470,3 + 179103 + 4458,48 + 127102 + 265293

					= 3612,46 руб/т

					

					326,611

					

					

					6.2.1.5 Определение удельной экономии

					Удельную экономию определяем из выражения:

					

				Эуд = Сисх - Спр (6.15)

					Эуд = 5667,5 – 3612,46 = 2055,04 руб/т.

					

					6.2.1.6 Определение годовой экономии

					Годовую экономию находим по формуле

					

						Эт = (Сисх – Спр) ∙ Qпр	 (6.16)

					Эуд = 2055,04∙ 326,611 = 671198,6 руб.

					

					6.2.1.7 Определение производительности труда работников нефтехозяйства

					Производительность труда работников нефтехозйства определяем из выражения:

					

					Пт.исх =

					Qисх

					

					Тисх

					(6.17)

					Пт.пр =

					Qпр

					

					Тпр




					где, 	Qисх, Qпр – количество расходуемых нефтепродуктов в исходном и проектируемом варианте, т;

					Тисх, Тпр – число человеко-часов, затраченных за год работниками нефтебазы, фактически и по проекту находим путем перемножением возможного фонда рабочего времени на количество работников, так как количество работников в обоих вариантах одинаково, то

					

					Тисх = Тпр = 2080 ∙ 3 = 6240 чел/час.

					

					3 – количество работников нефтебазы, чел.

					2080 – фонд рабочего времени за год, чел/час.

					

					Пт.исх =

					249,216

					= 0,039 т/чел.часов

					

					6240

					

					

					Пт.пр =

					326,611

					= 0,052 т/чел.часов

					

					6240

					

					

					рост производительности труда

					

					Рпт =

					Ппр

					∙ 100%

					

					Пт.исх

					

					(6.18)

					

					

					Рпт =

					0,052

					∙ 100 = 133%

					

					0,039

					




					6.2.2 Эффективность капиталовложений

					6.2.2.1 Общий размер капиталовложений

					Капиталовложения первоначальны в исходном варианте нефтехозяйства Кисх = 4145296 рублей. Капиталовложения первоначальные в проектируемом варианте нефтехозяйства Кпр = 4236757,6 рублей.

					Дополнительные капиталовложения находим из выражения:

					

							Ку = Кпр - Кисх		 (6.19)

					Ку = 4236757,6 – 4145296 = 91461,6 рублей.

					

					6.2.2.2 Определение удельного размера капиталовложений

					Удельный размер капиталовложений находим по формуле

					

					Ку(исх) =

					Кисх

					

					Qисх

					(6.20)

					Ку(пр) =

					Кпр

					

					Qпр

					

					Ку(исх) =

					4145296

					= 16633,3 руб/т

					

					249,216

					

					

					Ку(пр) =

					4236757,6

					= 12971,9 руб/т

					

					326,611

					

					

					6.2.2.3 Определение годовой экономической эффективности

					Годовая экономическая эффективность определяется по формуле:

					

						Эт = [Сисх + Еп ∙ Ку(исх)) – (Спр + Еп ∙ Ку(пр))] ∙ Qпр	 (6.21)

					где,	Сисх и Спр – прямые затраты в исходном и проектируемом варианте

					Еп – нормативный коэффициент эффективности, Еп = 0,15

					Ку(исх) и Ку(пр) – удельные капитальные вложения на 1 т топливо-смазочных материалов, руб/т

					Эт = [(5667,5 + 0,15 ∙ 16633,3) – (3612,46 + 0,15 ∙ 12971,9)] ∙ 326,611 = 850591,4 рублей

					

					6.2.2.4 Определяем срок окупаемости капиталовложений по формуле:

					

					То =

					Кпр

					

					Эгод

					

					То =

					4236757,6

					= 5 лет.

					

					850591,4

					

					

					Итак, в результате ввода в строй нового нефтехозяйства производительность труда возрастает на 33%, текущие удельные расходы снизятся на 3661,4 руб/т., в основном за счет снижения потерь нефтепродуктов на 126804,9 рублей. Годовой экономический эффект составит 850591,4 рублей, вследствие чего капиталовложения окупятся за 5 лет.

					

					Таблица 6.3

					Сводные показатели эффективности проектируемого нефтехозяйства СХПК «Писухонское»

					Показатели

					Нефтехозяйство

					Разница + -

					

					исходное

					проектируемое

					

					Площадь, га

					0,3856

					0,3856

					0

					Число работников, чел.

					3

					3

					0

					Расход ГСМ, т

					249,216

					326,611

					77,359

					Балансовая стоимость, тыс. рублей

					4145,296

					4236,757

					91,4

					Общие потери нефтепродуктов, тыс.руб.

					38,4257

					7,145

					- 31,28

					Годовая экономия, тыс.руб.

					

					671,198

					

					Производительность труда, т/чел.час

					0,039

					0,052

					0,013

					Удельный размер капиталовложений, тыс.руб

					16,633

					12,971

					-3,6

					Годовой экономический эффект, тыс. руб

					

					850,591

					

					Срок окупаемости капиталовложений, лет

					

					5

					




Список использованных источников



1. Власов Н.С. «Организация производства в сельскохозяйственном предприятии.» Колос. 1982г.

2. Итинская Н.И. «Экономное использование нефтепродуктов.» Колос.1984г.

3. «Нефтепродукты для сельскохозяйственной техники» Россельхозиздат. 1990г.

4. Руденко А.И. «Нефтехозяйство колхозов и совхозов» Колос.1975г.

5. Посоднеев Е.К. «Использование и хранение нефтепродуктов» Москва.1978г.

6. Ленский А.В. «Новое в нефтехозяйстве колхозов и совхозов» Россельхозиздат. 1969г.

7. Бокарев Т.И. «Эксплуатация нефтесклада колхоза и совхоза» Москва. 1978г.

8. Итинская Н.И. Справочник. Агропромиздат.1989г.

9. Бобриков Ф.А. «Курсовое и дипломное проектирование» Колос.1975г.

10. Ерохин М.Н. «Проектирование и расчет подъемно-транспортирующих машин сельскохозяйственного назначения» Колос. 1999г.

11. Глебов Н.В. «Безопасность при работе с  нефтепродуктами» Колос. 1979г.

12. СанПин. 2.2.4.548-96 «Санитарные нормы, правила и инструкции» Москва. 1997г.

13. Правила технической эксплуатации нефтебаз. СКБ

«Транснефтеавтоматика» по заказу Главнефтепродукта ГП

«Росснефть». Москва. 1997г.

20. Власов Н.С. «Методика экономической оценки сельскохозяйственной техники» Колос. 1968г.

21. Ресурсы интернет.