Диплом жұмысы 83 беттен, 10 кестеден тұрады
Средства индивидуальной защиты персонала
жүктеу/скачать 0.74 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4.1 Экономическое обоснование применения резервуара с понтоном
- 880 70 60 50 40 30 20 10 0 РВС 5000 РВС
- 4.2 Расчет экономической эффективности от оборудования резервуара РВС 5000 понтоном
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- 3 ПРОГРАММИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ НА ЭВМ
| 5.3 Средства индивидуальной защиты персонала
Для обеспечения безопасности персонала применяются средства индивидуальной защиты (СИЗ) и предохранительные приспособления, которые представлены в таблице 5.1
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4.1 Экономическое обоснование применения резервуара с понтоном Согласно действующим нормативным документам все вновь построенные, а также резервуары после капитального ремонта должны быть оборудованы средствами сокращения потерь от испарения. В условиях рыночной экономики к выбору средств сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов надо подходить с учетом не только достигаемого положительного эффекта, но и стоимости изготовления и эксплуатации данного средства. Очевидно, что сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения экономически целесообразно. Если это дает экономический эффект, равный разности между стоимостью сэкономленного нефти и нефтепродукта и потребовавшимися для этого затраты. Техническое средство сокращения потерь №1 целесообразнее использовать, чем средство №2 , если выполняется неравенство SнSiGа - Hi > SiAGа - Пг где, Sн- обобщенная цена 1 тонны нефти или нефтепродукта ( с учетом платы за загрязнение окружающей среды. Затрат в смежных отраслях и т.д.) Si - соответственно массовая доля сокращения потерь от испарения, достигаемая при внедрении i-го технического средства и приведенные годовые затраты на него. Gа- годовые потери нефти или нефтепродукта до проведения мероприятии по их сокращению. Применение понтонов сокращают потери нефти и нефтепродуктов от больших «дыхании» на 70... 75 % при коэффициентах оборачиваемости резервуара п < 60 1/год и на 80... 85% при n A 60 1/год; сокращение потерь от малых «дыхании» составляет 70%. Из-за несовершенств геометрической формы резервуаров между системой и затвором понтона всегда есть зазоры. Через них проходит постепенное насыщение углеводородами надпонтонного пространства. Чем длительное процесс насыщения без подсоса воздуха. Тем ближе концентрация углеводородов в надпонтонном пространстве к аналогичной величине при отсутствии понтона и соответственно, тем ниже эффективность. Следовательно. Эффективность применения понтонов зависит от коэффициента оборачиваемости резервуара и от качества уплотняющего затвора понтона. Поддержание в резервуарах с понтоном пониженных, взливов обеспечивает больший эффект от их применения. Это объясняется тем, что в данном случае объем газового пространства больше и при одинаковой скорости испарения нефти и нефтепродукта рост концентрации углеводородов в надпонтонном пространстве происходит медленнее. Э ффективность, %
880 70 60 50 40 30 20 10 0 РВС 5000 РВС 1000 10 15 20 25 30 35 40 45 коэффициент оборачиваемости 1/год Рисунок 4.1-Зависимость эффективности понтона от номинальной вместимости резервуара при использовании затвора РУМ-1
В целом можно сделать следующие выводы: 1. сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на 70-80% при применении понтонов достижимо только на резервуарах большей емкости, В условиях нефтебаз, где резервуары, как правило, имеют вместимость 1000м3 и менее, понтоны малоэффективны. Учитывая довольно значительную стоимость понтонов, можно сделать вывод о нецелесообразности использования данного средства в указанных условиях. 2. Понтоны наиболее целесообразно применять при эксплуатации резервуаров работающих в режиме «прием - отпуск». 3. Эффективность применения понтонов в резервуарах, где поддерживается пониженные уровни взлива нефти и нефтепродукта, выше. 4.2 Расчет экономической эффективности от оборудования резервуара РВС 5000 понтоном Данные для расчета: Хранимый продукт-нефть. Коэффициент оборачиваемости резервуара п=19 Среднегодовые потери от «больших дыханий» Мб.д= 5.5т Годовые потери от «малых дыханий» Мм.д.= 95.5т Стоимость нефти С= 26770 тг/т Срок службы понтона Т= 20 лет По рассматриваемому варианту ( внедрение понтона) за базис для сравнения принимается резервуар, необорудованный понтоном. Приведенные затраты единицы базисного средства труда 31=0, так как стоимость резервуаров в обоих случаях одинакова и в расчет не принимается. Годовой экономический эффект от внедрения понтона определяется на основе сопоставления экономических показателей по резервуару с понтоном и резервуару, не оборудованному понтоном. 1) Определим экономические показатели существующего варианта: резервуар не оборудован понтоном. Капитальные вложения. Годовые потери нефти от испарения из резервуара М= МсрП + Ммд М= 5.5х19+95.5= 200т.
При этих потерях сопутствующие капитальные вложения K1==MKсi (4.2) где , Kci=3400 тг. -удельные сопряженные капиталовложения. K1= 200 х 3400 =680000 тг.
Резервуар оборудован понтоном. Согласно многочислен экспериментальным данным среднее сокращение потерь нефти от испарения из рвзервуара с понтоном (независимо от материала из которого изготовлен понтон)составляет 80% от потерь из резервуаров без понтона т.е из резервуара с понтоном теряется от испарения только 0,2 доли потерь нефти из резервуара, необорудованный понтоном. Капитальные вложения.Годовые потери нефти и нефтепродукта резервуара с понтоном.
К = К М + К + 0.935 К (4.3) где: К =10500тг – стоимость монтажа понтона в резервуаре. К =12500тг – транспортные расходы па перевозку от завода к резервуару. К =380000тг – оптовая цена понтона. К =680000 40 + 105000 + 125000=27430000 тг Эксплуатационные расходы: Э =С М + 0.013 К + 0.075 К (4.4) Где: К – сопутствующие капитальные вложения,вклющающие в себярасходы на монтаж понтона в резервуаре и транспортировку понтона от завода к резервуару ,К = 230000 тг. Э = 26770 40 + 0.013 230000 + 0.75 230000=1090600 тг 3)Определение экономической эффективности понтона. Э = ((Э – Э )- Е (К – К ))/(Р + Е ) – К (4.5)
Р =1/Т – величина обратная сроку службы. Э = ((53540000-1090600)-0.15 (27430000 680000))/(0.05+0.05)- 380000=874500 тг ЗАКЛЮЧЕНИЕ Выбросы углеводородов в атмосферу при испарении нефти и нефтепродуктов из резервуаров очень велики. Это приводит не только к потерям, но также отрицательно сказывается на здоровье населения. Особую тревогу как источник углеводородных выбросов вызывают резервуары нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятии, а также нефтебаз и АЗС, нередко расположенных в городской черте. Сложившиеся на сегодня представления об эффективности традиционных средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов ( диски отражатели, газоуравнительные системы, понтоны, плавающие крыши) не в полной мере соответствует действительности. Прежде всей ни одно из названных средств не имеет раз и навсегда зафиксированного показателя сокращения потерь. Его величина зависит от индивидуальных характеристик самого средства сокращения потерь, а также от параметров и режима эксплуатации резервуара. Определить фактическое сокращение потерь экспериментальным путем можно только в результате продолжительных экспериментов. Значительно проще решать эту задачу путем моделирования работы резервуара на ЭВМ. В условиях рыночной экономики выбор средств сокращения потерь для уже эксплуатируемых резервуаров необходимо выполнять из условия достижения максимального экономического эффекта. При этом обязательно требуется учитывать роль фактора времени, В общем случае существует оптимальная стратегия оснащения резервуаров средствами сокращения потерь.
2.Суворов А.Ф. Сооружение крупных резервуаров- М.:Недра, 1979 3.Сафарян М.К. Металлические резервуары и газгольдеры- М.:Недра, 1987 4.Афанасьев В.А. Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов- М.:Недра,1981 5.ВолковО.М. Пожарно-техническое обследование нефтебазы- М.:Недра,1980 6.Абузова Ф.Ф. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их хранений и транспортировке- М.:Недра, 1981 7.Панов Г.Е. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности -М.: Недра,1986 8.Карпеев Ю.С. Охрана труда в нефтезазовой промышленности- М.:Недра,1992 9. Коршак А.В. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их хранений и транспортировке- М.:Недра, 2000 10.ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы , конструктивные элементы и размеры-М.:ЦИНТ,1980 11.ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Основные типы, конструктивные элементы и размеры-М.:ЦИНТ,1979 12. ГОСТ 21014-88 Термины и определения дефектов поверхности-М.:ЦИНТ,1988 13. СниП 2.01.07.-85 Нагрузки и воздействия 14. СниП 2.09.03.-85 Сооружения промышленных предприятий 15. СниП 3.03.01.-87 Несущие ограждающие конструкции 16. СниП 11-23-81 Стальные конструкции 17.РД-08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Утверждено Госгортех-надзором России. Постановление №38 от 25 июля 1995г 18. РД 39-0147103-385-87 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов • 19. РД 39-30-1284-85 Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров 20. РД 39-0147103-3 56-86 Руководящий документ и инструкция по определению периодичности технического обслуживания, ремонта и норм отбраковки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. 3 ПРОГРАММИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ НА ЭВМ В этом разделе был произведен «Расчет толщины стенки трубопровода» на ЭВМ с применением языка Q BASIC, работающий под операционной системой DOS. Для создания программы были использованы операторы ввода и вывода информации, математические функции, а также операторы условного перехода с различными вариантами заданий. Целью этого расчета является подтверждение аналитических расчетов, проведенных в расчетной части. Система Q BASIC содержит интерпретатор, осуществляющий непосредственное выполнение программы на языке программирования высокого уровня и редактор текстов программ. 10 CLS 20 PRINT «Расчет толщины стенки трубопровода» 30 PRINT 40 PRINT «Введите исходные данные» 50 PRINT 60 INPUT «Нормативное сопротивление, Па……………....R1Н=»;R1Н 70 INPUT «Коэффициент однородности материала…….…….K1=»;K1 80 INPUT «Коэффициент условия работы материала.…….…M1=»;M1 90 INPUT «Коэффициент условия работы трубопровода…...M2=»; M2 100 R1=R1H K1 M1 M2 110 PRINT «Расчетное сопротивление, Па……………………..R1=»;R1 120 INPUT «Рабочее давление, Па…………………………………P=»;P 130 INPUT «Наружный диаметр, мм……………………….…DH=»;DH 140 S = (P DH)/(2 (R1+P)) 150 PRINT «Толщина стенки трубопровода, мм…………….....S1=»;S1 160 DB1 = DH – 2 S 170 PRINT «Внутренний диаметр, мм……………………...DB1=»;DB1 180 INPUT «Коэффициент линейного расширения, ........AT=»;AT 190 INPUT «Модуль упругости материала трубы, Па…………....E=»;Е 200 INPUT «Температурный перепад, градус……………….. =»; 210 INPUT «Коэффициент надежности по нагрузке………. NP=»;NP 220 INPUT «Коэффициент Пуассона…………………………….. G=»;G 230 =(-AT E )+(G (NP P DB/(2 S) 240 PRINT «Продольное напряжение, Па……………………….. =»; 250 IF <0 THEN 260 ELSE 320 260 1=((1 – 0,75 ( ^2/R1^2))^0,5) – (0,5 ( /R1)) 270 PRINT «Коэффициент напряженного состояния трубы.. 1=»; 1 280 S2=(NP P DH)/(2 ( 1 R1+NP P)) 290 PRINT «Пересчитанная толщина стенки…………………...S2=»;S2 300 DB2 = DH – 2 S 310 PRINT «Пересчитанный внутренний диаметр……..….DB2=»;DB2 320 PRINT «Толщина стенки подобрана правильно» 330 END
Коэффициент однородности материала……………………….K1 = 0,85 Коэффициент условия работы материала…………………...…M1 = 0,8 Коэффициент условия работы трубопровода………………….M2 = 0,9 Рабочее давление, Па……………………………………...…P = 7500000 Наружный диаметр, мм………………………………………..DH = 1020 Коэффициент линейного расширения, …………….AT = 0,000012 Модуль упругости материала трубы, Па…………….E = 210000000000 Температурный перепад, градус……………………………….... = 50 Коэффициент надежности по нагрузке………………………....NP = 1,1 Коэффициент Пуассона…………………………………………...G = 0,3 Результаты расчетов: Расчетное сопротивление, Па……………………….…..R1 = 306000000 Толщина стенки трубопровода, мм……………………………..S1 = 13 Внутренний диаметр, мм……………………………………....DB1 = 994 Продольное напряжение, Па……………………………... = -31400000 Коэффициент напряженного состояния трубы…………….... 1 = 0,95 Пересчитанная толщина стенки, мм………………………….…..S2 = 14 Пересчитанный внутренний диаметр, мм………………..…..DB2 = 992 Блок-схема Выполненная в разделе «Расчет на ЭВМ» программа может быть использована для расчета толщины стенки трубопровода с различными вариантами исходных данных. Результаты расчета на ЭВМ полностью совпадают с результатами расчета математическим путем, приведенным в разделе «Расчетная часть», подразделе 2.2 Расчет трубопровода на прочность при внутреннем давлении 7,5 МПа и наружным диаметром 1020 мм и показывают, что толщина стенки равна 14 мм с учетом двухосного напряженного состояния трубопровода. жүктеу/скачать 0.74 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||