Влияние резервуаров для хранения нефти и продуктов ее переработки на состояние окружающей среды предприятия ОАО "Уралсибнефтепровод"


Дипломная работа

Влияние резервуаров для хранения нефти и продуктов ее переработки на состояние окружающей среды предприятия ОАО «Уралсибнефтепровод»


ВВЕДЕНИЕ

нефтепродукты загрязняющий выброс резервуар

Резервуары предназначены для сбора и временного хранения нефти и нефтепродуктов при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п. Могут использоваться для хранения запаса воды.

Как правило, резервуары применяются совместно с нефтесборным оборудованием (нефтесборщики, вакуумные установки) и обеспечивают временное хранение откачанного нефтепродукта.

Целью данной практики являлось оценить воздействие резервуара для хранения нефтепродуктов предприятия ОАО «Уралсибнефтепровод» на окружающую природную среду.

Задачи:

1. Определить степень воздействия резервуара для хранения нефтепродуктов предприятия ОАО «Уралсибнефтепровод» на атмосферу;

. Рассчитать плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу;

. Выявить количество образующихся отходов в результате эксплуатации резервуара для хранения нефтепродуктов предприятия ОАО «Уралсибнефтепровод»;

. Рассчитать плату за размещение отходов.


Глава 1. ВЛИЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НА СОСТОЯНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ


Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность оказывает существенное воздействие на окружающую среду. Это происходит на всех этапах «большого пути» нефти - от бурения поисковых скважин в процессе разведки до выброса парниковых газов при использовании моторного топлива. Поэтому в отрасли необходимо использовать самые современные технологии, позволяющие минимизировать экологические риски.

На стадии разведки методы теоретического прогнозирования, пассивного моделирования, аэрофотосъемки и космической съемки позволяют с высокой степенью точности определить, где стоит искать нефть, при этом минимально влияя на окружающую среду. Принцип минимального воздействия применяется сегодня и при добыче нефти. Горизонтальное и направленное бурение помогают извлечь больше нефти при значительно меньшем числе скважин.

Однако сам по себе отбор нефти из недр и закачка воды в залежи влияют на состояние массивов пород. Поскольку большинство месторождений расположено в зонах тектонических разломов и сдвигов, такого рода воздействия могут привести к оседанию земной поверхности и даже к землетрясениям. Оседание почвы на шельфе тоже способно вызвать разрушительные последствия.

Запах нефтепродуктов в виде паров бензина, а также продуктов его неполного сгорания известен каждому. Острые случаи отравления парами нефтепродуктов достаточно редки. Хроническое их воздействие не относится к факторам, улучшающим здоровье. И хотя оно, как правило, не дает острых и очевидных эффектов, местное население, вынужденное вдыхать в себя эти ароматы, достаточно активно протестует. Типичными ситуациями являются окрестности нефтеперегонных заводов, нефтехранилищ, нефтебаз, бензоколонок, автохозяйств, крупных автостоянок.

Гораздо более серьезные проблемы появляются при возникновении ситуации, когда взаимодействие летучих углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, окислов азота и ультрафиолетового излучения приводит к образованию смога. В таких случаях количество серьезно пострадавших может составлять тысячи человек.

Наиболее яркими и общеизвестными случаями печальных последствий воздействия нефти и нефтепродуктов на окружающую природную среду, является загрязнение вод. Самый тяжелый случай - мощное загрязнение толстым слоем в местах разливов нефти. Это может произойти при авариях танкеров и разрывов на трубопроводах. Жуткие картины утонувших в нефти животных и птиц многократно демонстрировались в средствах массовой информации. В случае если они не гибнут от удушья и не тонут, жить в сильно загрязненном нефтью состоянии они не смогут, из-за затруднения способности двигаться и утраты меховым и перьевым покровом терморегулирующих функций.

В ряде случае толстый слой нефтепродуктов на водной поверхности может оказаться огнеопасным. Известны случаи загорания прудов отстойников на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть и нефтепродукты способны растекаться по поверхности воды тонким слоем, покрывая огромные поверхности. Все видели радужные пленки нефти на поверхности дождевых потоков, стекающих с поверхности автодорог. Такие пленки резко затрудняют поступление кислорода из атмосферы и понижают его содержание в воде. Кроме того, нефтепродукты в воде оказывают прямое токсическое действие на рыбу, резко ухудшают ее вкусовые качества. Плавающие длительное время по воде животные и птицы за счет такой пленки могут собрать на себе достаточное количество нефтепродуктов, чтобы это привело к серьезному загрязнению меха и перьев.

В отличие от воды, нефть, как правило, не образует больших растеканий по поверхности почвы. Определенную опасность представляет вариант загорания пропитанных нефтью и нефтепродуктами грунтов.

Основные же экологические проблемы при попадании нефти на землю связаны с грунтовыми водами. После просачивания до их поверхности, нефть и нефтепродукты начинают образовывать плавающие на воде линзы. Эти линзы могут мигрировать, вызывая загрязнение водозаборов, поверхностных вод. Одним из наиболее крупных примеров такого рода является ситуация в окрестностях Грозного в Чечне, под которым на глубине несколько метров образовалась огромная линза нефти и нефтепродуктов. Аналогичные проблемы отмечаются в окрестностях ряда нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, военных аэродромов.

В современном мире нефть является не только ценным сырьем, но и национальной валютой и важным объектом международной политики. В России, начиная с 50-60-х годов, нефтеперерабатывающая промышленность активно развивается, и ее продукция стала пользоваться спросом не только на внутреннем, но и на внешнем рынке. Сейчас в России 27 нефтеперерабатывающих заводов, 19 из них являются вертикально-интегрированными компаниями. Средняя величина мощности российских заводов самая высокая в мире.

Русские заводы по переработке нефти стремятся быть конкурентоспособными по отношению к западным. Между тем, перед ними стоит ряд проблем.

Первая проблема связана с несбалансированностью спроса и предложения на нефтепродукты. Большая часть предприятий отрасли сосредоточена в Поволжье и на Западном Урале. Гораздо меньше их в Сибири и Центральной России. Совсем мало заводов в таких регионах, как Южный, Северо-Западный и Дальневосточный, то есть в районах, наиболее привлекательных для экспорта. Россия - единственная страна, которая добывает нефть в глубине континента, а потом для последующей переработки или на экспорт транспортирует ее на расстояние 2500-3000км. Это отражается на увеличении стоимости продукции.

Тревогу вызывает изношенность основных фондов отрасли. 20 из 27 заводов работают около 40-50 лет и построены во время нефтяного бума конца 50-х - начала 60-х годов ХХ века, когда были открыты месторождения нефти в Западной Сибири.

Необходимость быстрого освоения огромных месторождений привела к тому, что нефтеперерабатывающая промышленность пошла по пути экстенсивного развития. Особое внимание уделялось добыче нефти и ее первичной перегонке. В это же время на Западе вся нефть была привозной и стоила дорого. Поэтому западные заводы стали искать возможные интенсивные пути, то есть стремились увеличить глубину переработки нефти за счет внедрения новых технологий.

В конце 80-х годов нефтеперерабатывающая промышленность в России оказалась под влиянием общей неблагоприятной экономической ситуации, поэтому развитие отрасли было приостановлено на десятилетие.

В 90-е годы Россия начала активно экспортировать нефть как сырье и продукты первичной перегонки нефти. События последнего десятилетия показали нестабильность доходов от продажи сырья, так как цены на него зависят от политической ситуации и могут значительно колебаться.


.1 Общая характеристика резервуаров для хранения нефти и продуктов ее переработки


Резервуары предназначены для сбора и временного хранения нефти и нефтепродуктов при ликвидации аварийных разливов, а также плановых работ по очистке нефтяных амбаров, нефтехранилищ, прудов-отстойников и т.п. Могут использоваться для хранения запаса воды.

Как правило, резервуары применяются совместно с нефтесборным оборудованием (нефтесборщики, вакуумные установки) и обеспечивают временное хранение откачанного нефтепродукта. Разнообразие состава и свойств шламов резервуарного типа требует дифференцированного подхода к их утилизации.

Все резервуары, эксплуатируемые для добычи, переработки и хранения нефтепродуктов, со временем требуют зачистки. На дне и стенках резервуаров накапливаются отложения - нефтяной шлам, который уменьшает полезную площадь резервуара и мешает нормальному продвижению топлива.

Зачистку резервуаров производят в следующие сроки: не менее 1 раза в 2 года при хранении автомобильных бензинов и дизельных топлив; не менее 1 раза в год при хранении смазочных масел, имеющих компоненты присадок.

Резервуары, предназначенные для других аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов, зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефтепродуктов и техническим состоянием резервуаров.

Зачистку резервуаров делают так же перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой резервуара к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т. д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков (Птицын, 2009).

Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, хранения и распределения. От скважин до установки нефтеперерабатывающего завода, от завода до потребителя. При этом они подвергаются многочисленным транспортным операциям, которые сопровождаются потерями, составляющими около 9% от годовой добычи нефти. Из них 2-2,5% приходятся на потери в сфере транспорта, хранения и распределения нефтепродуктов. Эти потери подразделяются на количественные (утечки, разливы, аварии), качественно-количественные (испарение, смешение). Значительную долю в общем балансе потерь составляют потери от испарения в резервуарах и при сливо-наливных операциях. Процесс массообмена компонент и фаз многокомпонентной рабочей среды в открытой термодинамической системе для установившегося процесса на основе условия равновесия. Массообмен компонент и фаз в открытой системе совершается по той же схеме, что и в закрытой системе. Результаты некоторых исследований имеют практическое значение при хранении и транспортировании нефти и нефтепродуктов в танках барж и морских судов, цистернах и резервуарах нефтегазовых производств химической технологии и других отраслях промышленности, включающих процессы фазовых превращений многокомпонентных рабочих сред (Руднев и др., 2011).

Испарение нефти и бензинов приводит к изменению их физико-химических свойств, уменьшению выхода светлых нефтепродуктов при переработке нефти, ухудшению эксплуатационных характеристик двигателей. В связи с этим затрудняется запуск двигателей, надежность их работы, увеличивается расход топлива и сокращается срок эксплуатации. Теряемые легкие углеводороды загрязняют окружающую среду и повышают пожароопасность предприятий.

Потери нефтепродуктов на нефтебазах происходят в результате нарушения правил технической эксплуатации сооружений и технологического оборудования. Эти потери (от утечек, смешения, загрязнения, обводнения, неслитого остатка и др.) должна быть полностью ликвидирована или уменьшена путем повышения технического уровня эксплуатации, проведения организационно-технических и профилактических мероприятий.

Одним из основных видов потерь нефти и нефтепродуктов являются потери от «больших дыханий» резервуаров при закачке продукции. «Зеркало» нефтепродуктов при этом как торец поршня в поршневом насосе поднимается вверх и, снимая газовое пространство резервуара, заставляет открыться тарелкам механических дыханий клапанов (Петров, 2009). Основная часть выбросов углеводородов в атмосферу поступает от резервуарного парка при заполнении и опорожнении резервуаров (Васильев и др., 2011). Снижение валовых выбросов углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными способами:

уменьшение объема газового пространства резервуаров путем внедрения плавающей крыши или понтона;

хранение нефти под избыточным давлением в резервуарах;

уменьшение амплитуды колебаний температур поверхности нефти (отражательно-тепловая изоляция, водяное орошение резервуаров, окраска резервуаров светоотражающей краской);

улавливание паров нефти, выходящих из резервуаров, оборудованных газосборными и газоуравнительными системами (Пенина, 2012).


.2 Общие сведения о резервуарах


Резервуар - это емкость, где хранятся нефтепродукты. Резервуары стальные вертикальные предназначены для приема, накопления, хранения и выдачи жидкостных и смазочных материалов, прежде всего нефтепродуктов и воды.

Они представляют из себя вертикальные емкости с плоским днищем и стационарной крышей, которая по желанию заказчика может оснащаться стальным понтоном для сокращения потерь продуктов из-за испарения.

Основная сфера применения цилиндрических вертикальных резервуаров-нефтебазы, нефтеперерабатывающие заводы и другие комплексы, нуждающиеся в надежной и гибкой технологической связи нефтепровод-нефтебаза-потребитель. Кроме того, резервуары используются для хранения технической или питьевой воды, в частности, в качестве пожарных емкостей.

Стальные резервуары вертикальные (РВС) являются самым дешевым видом нефтехранилищ за счет доступных по цене материалов и относительной простоте конструкций. Популярность вертикальные резервуары для хранения нефтепродуктов завоевали также благодаря возможности организации нефтехранилищ практически любой вместимости на относительно небольших территориях. Изготовление стальных резервуаров методами рулонирования и полистовой сборки значительно упрощает перевозку конструкций к месту сборки и сокращает время монтажа резервуаров. Все эти факторы обусловили широкое применение РВС для хранения нефтепродуктов, воды и других жидкостей во всем мире.

Вертикальный стальной резервуар типа РВС-2000 м3 состоит из стенки, днища и конического покрытия. Стальные резервуары, предназначенные для хранения сырой и товарной нефти, относятся к числу наиболее металлоемких сооружений, от надежности которых в значительной степени зависит экологическая и экономическая безопасность РФ. Наиболее значительный парк стальных резервуаров объемом от 1000 м3 до 50 000 м3 для хранения нефти эксплуатируется на предприятиях ОАО «АК «Транснефть» (Протасов, 2006). Масса конструкции 59 тонн, днище резервуара состоит из центральной части толщиной 5 мм и окрайков толщиной 8 мм, сваренных с центральной частью на заводе. Такие окрайки называются прямыми. Резервуар предназначен для хранения нефтепродуктов (избыточное давление в газовом пространстве 200 мм. вод. ст). Для уменьшения влияния на конструкцию солнечной радиации, то есть снизить нагрев хранящегося в резервуаре нефтепродукта, стенку и покрытие окрашивают двумя слоями лака с добавлением 15% алюминиевой пудры.

Резервуар изготовлен по проекту заводом - изготовителем. Широко применяется отечественный индустриальный методы рулонирования. При этом методе значительная часть сварочно-монтажных работ и изготовление укрупненных блоков переносится в заводские условия, вследствие чего повышается качество работ.

Резервуар эксплуатируют в различных географических районах, отличающихся климатическими, грунтовыми и сейсмическими условиями (Mahmoudi, Roshan и др., 2013). Сложность обеспечения надежности стальных сварных резервуаров, предназначенных для эксплуатации в арктических условиях, состоит в необходимости минимизации возможности хрупкого разрушения даже локальных объемов металла ССР при самых низких температурах их эксплуатации. Экспериментально показана неприемлемость применения стали 09Г2С в состоянии после горячей прокатки как материала резервуаров, предназначенных для эксплуатации в заданных условиях (Ревель-Муроз и др., 2012). Работоспособность вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти определяется, прежде всего, надежностью их стенок, которые проектируют с учетом нагрузок от гидростатического давления хранимого продукта, собственной массы стенок, обеспечения их устойчивости от вертикальных и поперечных нагрузок, конструкцией крыши и тепловой изоляции, скоростью коррозии, а также условиями внешней среды (Косяков и др., 2012).

Сложность обеспечения надежности стальных сварных резервуаров (ССР), предназначенных для эксплуатации в арктических условиях, состоит в необходимости минимизации возможности хрупкого разрушения даже локальных объемов металла ССР при самых низких температурах их эксплуатации (Евдокимов и др., 2011). При планировании учитываются результаты, согласно которым при испытаниях ферритно-перлитных сталей в критическом интервале хрупкости распределение значений ударной вязкости носит биомодальный характер (Евдокимов, 2011).

Для обеспечения естественного слива дождевых осадков и талых вод с поверхности плавающей крыши стального вертикального резервуара без прекращения технологических операций по откачке-закачке нефтепродуктов было разработано водоспускное устройство ВУ 150 с условным диаметром трубопровода 150 мм. ВУ 150 соединяет водоприемное отверстие плавающей крыши резервуара с производственно-ливневой канализацией резервуарногопарка (Птицын, 2009).


1.3 Экологический риск


Резервуарные парки являются одними из основных сооружений складов нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема добычи и переработки нефти вызывает увеличение объемов резервуарных парков.

Общее состояние резервуарных парков характеризуется повышением объема и номенклатуры хранимых нефтепродуктов, а также единичной вместимости резервуаров. В связи с этим пожарная опасность данных объектов обуславливается тем, что на сравнительно небольших площадях сосредотачивается значительное количество пожароопасных жидкостей, исчисляемое порой сотнями тысяч тонн.

Несмотря на осуществление обширного комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в них происходят пожары как у нас в стране, так и за рубежом. Этот факт свидетельствует о том, что проблема пожарной защиты данных объектов требует дальнейшего усовершенствования.

Наряду с проблемой снижения пожарной опасности резервуарных парков, не менее актуальна проблема защиты окружающей среды от испарения нефтепродуктов.


.4 Борьба с потерями углеводородов от испарения


Потери углеводородов при "больших дыханиях" вызваны сжатием паровоздушной смеси (ПВС) в газовом пространстве (ГП) резервуара поступающим в него жидким нефтепродуктом. Когда давление в ГП достигнет некоторого предельного значения, происходит выброс части ПВС в атмосферу через специальный "дыхательный" клапан.

Потери от "больших дыханий" определяются рядом факторов: объемом, температурой и газонасыщенностью закачиваемого в резервуар нефтепродукта, концентрацией паров нефтепродукта в ПВС, давлением в ГП. Содержание паров в ГП повышается в процессе заполнения резервуара, однако основная масса паров углеводородов накапливается в ГП в период хранения нефтепродукта в резервуаре. Среднегодовые потери от "больших дыханий" составляют около 0,14 % от объема хранимого нефтепродукта.

Уменьшение объема выбросов паров углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными путями: улучшением герметизации емкостей; снижением абсолютных значений температуры ГП и хранимых продуктов, а также уменьшением амплитуды их колебаний; уменьшением объема ГП в резервуаре; улавливанием паров углеводородов, образующихся в резервуарах.

Практическая реализация этих путей в виде организационно-технических решений представлена на рис. 1.


Рис. 1. Средства сокращения потерь от испарения (УЛФ - улавливание лёгких фракций).


В настоящее время наибольшее распространение за рубежом в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили плавающие крышки и понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь и относительно дешевы и просты. Доля резервуаров с ПК и понтонами за рубежом превышает 60 % от общего числа резервуаров. В нашей стране доля резервуаров с ПК и понтонами составляет около 20 %, однако эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений.

Использование ПК и понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются:

·потопление и заклинивание ПК и понтонов из-за неравномерной нагрузки от атмосферных осадков, перекоса направляющих труб, образования твердых отложений на стенках резервуара;

·потери углеводородов со смоченных стенок резервуара;

·возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха;

·повышенная пожаро- и взрывоопасность.

Одним из наиболее перспективных направлений развития средств улавливания углеводородных паров является применение компрессионных систем улавливания легких фракций с использованием жидкостно-газовых струйных, аппаратов (струйно-компрессорных установок). В таких системах сжатие ПВС происходит за счет энергии высокоскоростных струй рабочей среды, находящейся в различных агрегатных состояниях (жидкость, двухфазная газожидкостная смесь). В этих установках для улавливания паров легких фракций в качестве рабочей среды можно использовать нефтепродукт, поступающий в резервуар, а затем подавать уловленные пары непосредственно в нефтепродукт. При этом схема становится замкнутой. Струйно-компрессорные установки (СКУ) для улавливания легких фракций обеспечивают высокую степень сокращения потерь, обладают малой металлоемкостью и капиталоемкостью, просты и надежны в эксплуатации. Работа струйного аппарата (эжектора) устойчива при значительных колебаниях параметров и фракционного состава отсасываемого газа (Коршак и др., 2001).

Принцип работы СКУ состоит в следующем. Рабочая жидкость подается в эжектор через сопло с помощью насоса и увлекает за собой пассивный поток паровоздушной смеси из резервуара. Часть энергии рабочей жидкости в процессе смешения фаз передается пассивному потоку, сжимая его. Одновременно происходит процесс интенсивной конденсации паров углеводородов. Образовавшаяся на выходе из эжектора жидкостно-газовая смесь разделяется в сепараторе, после чего осушенный сжатый воздух идет на дальнейшую очистку или в атмосферу, а рабочая жидкость подается на вход насоса (Прохоренко и др., 2001). В системе предусмотрен теплообменник для отвода избытка теплоты, а также трубопроводы для подвода свежей рабочей жидкости на подпитку системы и отвода избытка рабочей жидкости со сконденсировавшимися парами углеводородов. Принципиальная схема установки представлена на рис. 2.


Рис. 2. Принципиальная схема СКУ для улавливания лёгких фракций


Однако из-за недостаточной изученности рабочих процессов в двухфазных струйных аппаратах, входящих в состав СКУ для улавливания легких фракций, такие установки пока не применяются в промышленной эксплуатации. Применение жидкостно-газовых струйных аппаратов (эжекторов) в таких СКУ связано с рядом особенностей. Во-первых, рабочая жидкость и сжимаемые пары представляют собой смесь широкого фракционного состава, что затрудняет расчет таких эжекторов. Во-вторых, в струйном аппарате активно идут взаимопараллельные процессы конденсации и абсорбции, которые влияют на эффективность работы компрессорной установки данного типа ( Кавнев и др., 1989).

Применение СКУ для улавливания легких фракций с использованием жидкостно-газовых струйных аппаратов с углеводородным рабочим телом позволяет решить основные проблемы, вызываемые испарением нефти и нефтепродуктов, и повысить экологическую безопасность процессов их хранения и транспортирования:

·значительно снизить загрязнение атмосферного воздуха и окружающей среды технологическими выбросами из резервуаров; повысить пожаро- и взрывобезопасность эксплуатации резервуаров;

·достичь ощутимой экономии ценного энергоносителя и утилизацией уловленных паров;

·обеспечить постоянство состава хранимого нефтепродукта.

Меры борьбы с потерей углеводородов от испарений, используемые в отечественной практике не являются совершенными, поскольку лишь уменьшают потери, но не ликвидируют их. Решение проблемы снижения пожарной опасности резервуарных парков и защиты окружающей среды возможно при внедрении современных методов, исключающих или ограничивающих при хранении потери от испарения нефтепродуктов и образование взрывоопасных концентраций (Блинев и др., 2000).

С точки зрения отрицательного воздействия на природную среду, главную опасность представляют аварии с разрушением резервуаров и пожарами:

) утечка нефти из резервуара без образования пожара;

) пожар в результате разлития нефти.


1.5 Аварии на резервуарах


Количество пожаров, возникающих в резервуарах с ЛВЖ-ГЖ, сравнительно невелико и составляет менее 15% от пожаров, имеющих место на объектах химии и нефтехимии. Однако это наиболее сложные пожары, представляющие опасность для коммуникаций, смежных сооружений, а также для участников тушения. Опасность этих пожаров обусловлена возможностью жидкостей растекаться на большой площади с большой скоростью распространения пламени. Проводятся мероприятия по пожарной безопасности, направленных на уменьшение количества возгораний, сокращение площади пожаров в лесах и исключение их распространения на объекты организаций. Анализ ежегодно происходящих лесных пожаров, имеющих природные и техногенные источники возникновения, требует значительного повышения уровня пожарной безопасности лесов и защищенности от пожаров объектов магистральных нефтепроводов (Гаврилюков, 2012).

Пожары в резервуарах характеризуются сложными процессами развития, носят затяжной характер и требуют для их ликвидации большого количества сил и средств (Шебеко и др., 2006).

Основным средством тушения пожаров в резервуарах остается воздушно-механическая пена (ВПМ) средней кратности, подаваемая на поверхность горючей жидкости. Проводится работа по замене биологически жестких пенообразователей на биологически мягкие по условиям требований экологии. Поэтому одной из задач службы пожаротушения является разработка и обеспечение нормативной интенсивности подачи растворов новых типов пенообразователей.

Основными параметрами пожаров в резервуарных парках являются:

·площадь пожара;

·высота факела пламени;

·плотность теплового потока;

·скорость выгорания;

·скорость прогрева жидкости.

Горение ЛВЖ и ГЖ со свободной поверхности происходит сравнительно спокойно при высоте светящейся части пламени, равной 1,5 диаметров резервуара.

При наличии ветра горение значительно усиливается, масса дыма и пламени отклоняется в сторону, тем самым усложняется обстановка на пожаре за счет увеличения вероятности распространения пожара на соседние резервуары и сооружения, ведет к потере ориентации, сковывает боевые действия подразделений.

Изменяется тепловой режим пожара за счет увеличения теплоотдачи к поверхности жидкости, стенки резервуара, контактируя с пламенем, нагреваются до более высокой температуры

За счет теплового излучения факела пламени, а также конвективного переноса тепла раскаленными газами часто происходит воспламенение паров нефтепродуктов на соседних резервуарах, выходящих через дыхательную арматуру, замерные устройства и т.п.

Температура пламени зависит от вида нефтепродукта и практически не зависит от размеров факела и колеблется от 1000 °С до 1300 °С.

Процесс горения нефтепродуктов в резервуарах металлических наземных и железобетонных подземных при полностью разрушенной крыше практически не отличается. Например, линейная скорость выгорания для нефти составляет 15 см/ч для обоих видов резервуаров, а скорость прогрева в металлических резервуарах для нефти составляет 24-36 см/ч и в железобетонных 24-30 см/ч.

Накопление тепла в поверхностном слое нефтепродукта в значительной степени влияет на процесс тушения. Высокая температура разрушает пену, увеличивает расход огнетушащих веществ и время тушения.

Наличие прогретого слоя наблюдается при длительном горении сырых нефтей и мазутов. Необходимо отметить, что бензин быстрее прогревается, чем нефть и мазут, но температура прогретого слоя ниже температуры кипения воды или близка к ней, поэтому выброс маловероятен.


Таблица 1. Параметры пожаров нефтепродуктов

Наименование горючей жидкостиСкорость выгорания (м/ч)Скорость прогрева (м/ч)Бензин0,30,1Керосин0,250,1Газовый конденсат0,30,3Дизельное топливо из газового конденсата0,250,15Смеси нефти и газового конденсата0,20,4Дизельное топливо0,20,08Нефть0,150,4Мазут0,10,3

Основными явлениями, сопровождающими пожар в резервуарных парках, являются вскипание и выброс.

По характеру прогрева у поверхности все ЛВЖ-ГЖ можно разделить на две группы. Первая группа, у которой температура в слое почти не меняется (спирты, ацетон бензол, керосин, дизельное топливо и др.), а на поверхности горения устанавливается температура, близкая к температуре кипения. Вторая группа (сырая нефть, бензин, мазуты и др.) - при длительном горении у поверхности образуется кипящий слой.

Бывают случаи, когда нет слоя воды, но она имеется в виде эмульсии в самой горючей жидкости. При уменьшении вязкости верхнего слоя нефти капли воды опускаются вглубь и накапливаются там, где вязкость нефти еще велика. Одновременно капли воды нагреваются и закипают. Пары воды вспенивают нефть, которая переливается через борт и происходит вскипание (т. е. вскипание воды, содержащейся в нефти). Вскипание возникает раньше, чем выброс. Сейчас нет точных данных, позволяющих РТП определить время, по истечении которого наступит вскипание. Опытами установлено, что если высота свободного борта превышает толщину прогретого слоя больше чем вдвое, жидкость не переливается через борт при условии содержания воды в нефти до 1%, тогда вскипание происходит через 45-60 мин. Вскипание увеличивает температуру пламени до 1500°С, высота пламени увеличивается в 2-3 раза, тепловой поток возрастает в несколько раз, за счет полного сгорания.

Выброс можно объяснить следующим образом, температура прогретого слоя нефти может достигать 300°С. Этот слой, соприкасаясь с водой, нагревает ее до температуры значительно большей, чем температура кипения. При этом происходит бурное вскипание воды с выделением большого количества пара, который выбрасывает находящуюся над водой нефть за пределы резервуара.

Итак, анализ причин выброса показывает, что он может произойти во время пожара в резервуаре, где под слоем жидкости находится вода, т. е. в зависимости от условий хранения, где образуется прогретый слой жидкости; где температура прогретого слоя выше температуры кипения воды. Как вывод можно отметить, что вскипание и выброс на пожарах в резервуарных парках представляют серьезную опасность для личного состава и техники, увеличивают размеры пожара, изменяют характер горения, вызывают необходимость перегруппировки сил и средств, введения резерва, изменения плана тушения и т.п.

Основными мерами борьбы с вскипанием и выбросом могут быть:

ликвидация пожара до вскипания или выброса,

дренирование (откачка) слоя воды из резервуара.

Для выбора эффективных боевых действий РТП должен иметь данные по параметрам пожара и явлениям, сопровождающим пожар.


1.6 Тушение пожаров


Для обеспечения условий успешного тушения пожаров в резервуарных парках хранения ЛВЖ и ПК в гарнизонах проводятся необходимые мероприятия:

создание запасов на объектах и в гарнизонах необходимого количества пенообразующих средств, хранение нормативного запаса средств на нефтебазе (если в городе несколько нефтебаз, то пенообразующие средства могут храниться в другом месте, но доставка их должна быть обеспечена в течение часа),

возможность быстрого сосредоточения необходимого количества сил и средств на пожар,

совершенствование тактической выучки личного состава пожарных частей и порядка сбора начальствующего состава гарнизона;

разработка планов тушения пожаров.

Для этих целей на каждой нефтебазе заранее разрабатывается план пожаротушения, расчет сил и средств проводят в двух вариантах. Первый вариант (нормативный) предусматривает тушение наибольшей площади резервуара, второй - тушение пожаров в усложненных условиях, т. е. в случае распространения пожара на другие резервуары. Для наземных металлических резервуаров этот вариант подразумевает горение всех резервуаров в обваловании (группы), для подземных - не менее одной трети резервуаров (Корольченко и др., 2006).

Для тушения пожаров в резервуарных парках с помощью передвижной пожарной техники и полустационарных систем применяют:

воду в виде распыленных струй;

огнетушащие порошки и инертные газы;

перемешиванием горючей жидкости,

ВМП средней и низкой кратности.

Для успешного тушения распыленными струями воды в основном темных нефтепродуктов с температурой вспышки больше 60°С должны быть выполнены условия:

дисперсность воды 0,1-0,5 м/к.

одновременное перекрытие струёй воды всей площади горения,

интенсивность подачи не менее 0,2 л/м2-с

Огнетушащие порошки (ПС и ПСБ) применяются для тушения различных ЛВЖ и ГЖ в резервуарах объемом не более 5 тыс. м3.

Для подачи порошков в основном применяют схему полустационарной подачи в резервуар, подключая к ней передвижные средства, автомобили порошкового тушения, или подают с помощью стволов через борт резервуара.

Перемешивание жидкости используется также в основном в полустационарных или стационарных системах тушения и может осуществляться с помощью струй воздуха или самого нефтепродукта. Сущность тушения заключается в том, что поверхностный слой горящей жидкости охлаждается за счет смешивания с нижними холодными слоями до температуры ниже температуры самовоспламенения. В качестве основного средства тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах применяют огнетушащие пены средней и низкой кратности.

ВМП средней кратности является основным средством тушения ЛВЖ и ГЖ, низкой кратности допускается для тушения пожаров в резервуарах, оборудованных установками УППС (через слой горючего).

На нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» на территории Российской Федерации за 10 лет в период с 2000 по 2009 год в открытых источниках были отмечены 178 аварий (Булавинцева и др., 2011).


Таблица 2. Аварии на резервуарах, в результате пожаров

ГодМесто расположенияПоследствия1950Уруссинская нефтебаза Урало-Сибирского нефтепроводного управленияПолное разрушение резервуара РВС-50001953Уфимский резервуарный парк нефтепровода Уфа-ИшимбайУничтожено пять резервуаров РВС-5000, перекачивающая станция и другие сооружения. Погибло 29 человек1954Уфимский нефтеперерабатывающий заводПолное разрушение резервуара РВС-50001955Нефтебаза (г. Бердск)Полное разрушение резервуара1957Нефтебаза (г. Харьков)Полное разрушение резервуара РВС-7001959Благовещенская нефтебаза Полное разрушение резервуара РВС-50001960Каменская нефтебаза Ростовского управления Главнефтеснаба РСФСР.Полное разрушение резервуара, погибли 42 человека, сгорели три жилых здания, административное здание нефтебазы, тарное хранилище, разливочная, ЛЭП, коммуникации и др. 1961Нефтеперекачивающая станция "Субханкулово" Урало-Сибирского нефтепроводного управленияПолное разрушение резервуара РВС-50001963НПС "Кротовка" Куйбышевского нефтепроводного управленияПолное разрушение резервуара РВС-50001969Площадка Сокур-4 Новосибирской областиПолное разрушение резервуара РВС-50001969Нефтеперекачивающая станция "Камыш-Бурун" Полное разрушение трех резервуаров РВС-50001970Резервуарный парк фирмы ЕЗЭО г. Фоулей (Англия)Полное разрушение трех резервуаров1974НПС «Александровская» нефтепровода Александровск-Анжеро-СудженскПолное разрушение резервуара РВС-50001974Корпорация «Митсубиши» (Япония)Полное разрушение резервуара1978Нефтебаза (г. Ленинград)Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-500001979НПС «Торгили»Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров РВС-200001983Резервуарный парк установки по переработке газового конденсата (г. Дудинка)Пожар. Полное разрушение резервуара. Погибли два человека1985Объединение «Куйбышевнефть»Пожар. Уничтожены все резервуары нефтепарка1987Резервуарный парк очистных сооружений Кама-Исмагиловский УКПП НГДУ «Татнефть»Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-50001988Нефтебаза (г. Донецк)Полное разрушение резервуара РВС-5000 1990Игоревское НПУ АНК УдмуртнефтьПожар. Полное разрушение резервуара1994НГДУ «Туймазанефть»Взрыв. Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров1996Нефтепарк «Раевка» НГДУ «Аксаковнефть»Полное разрушение резервуара

В нефтехозяйстве Российской Федерации насчитывается более 50000 стальных вертикальных резервуаров различного назначения и габаритов, в т. ч. суммарная вместимость резервуарных парков около 2000 нефтебаз и их филиалов компании «Транснефтепродукт» составляет более 30 млн. м3, нефтеперекачивающих станций компании «Транснефть» - более 15 млн. м3 , системы нефтедобывающих предприятий - более 26 млн. м3, нефтеперерабатывающих компаний - около 18 млн. м3.


Глава 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ


.1 О компании


Открытое акционерное общество «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А. Черняева» - организация системы ОАО «АК «Транснефть» - является правопреемником ПО «Урало-Сибирское управление магистральных нефтепроводов», которое было образовано 3 сентября 1947 года.

Акционеры - ОАО «АК «Транснефть» и Республика Башкортостан в лице Министерства земельных и имущественных отношений Республики Башкортостан.

ОАО «Уралсибнефтепровод» осуществляет прием, сдачу, хранение и транспортировку нефти по территории пяти субъектов Российской Федерации: Республики Башкортостан, Челябинской, Курганской, Оренбургской областей и юга Пермского края.

Акционерное общество эксплуатирует: 24 нефтеперекачивающие и 48 магистральных насосных станций, 109 резервуаров общей емкостью более миллиона кубометров и 23 магистральных нефтепровода общей протяженностью около 5,7 тыс. км.

Наиболее крупными производителями нефти, осуществляющими сдачу нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод», являются ОАО «АНК «Башнефть»; ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», входящее в состав ОАО «ЛУКОЙЛ»; ООО «Белкамнефть», входящее в состав ОАО НК «РуссНефть»; ОАО «Оренбургнефть», входящее в состав ОАО «ТНК-ВР Холдинг». Прием нефти от производителей осуществляется на семи приемо-сдаточных пунктах, принадлежащих производителям нефти и расположенных на территории Пермского края и Республики Башкортостан.

ОАО «Уралсибнефтепровод» осуществляет также прием нефти от смежных организаций системы ОАО «АК «Транснефть» - ОАО «Транссибнефть» и ОАО «Сибнефтепровод» - на двух приемо-сдаточных пунктах, принадлежащих смежным организациям системы ОАО «АК «Транснефть» и расположенных на территории Омской и Тюменской областей.

Сдача нефти осуществляется на пять нефтеперерабатывающих заводов - ОАО «Уфимский НПЗ», ОАО «Ново-Уфимский НПЗ», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Газпром нефтехим Салават», ОАО «Орскнефтеоргсинтез» на трех приемо-сдаточных пунктах, принадлежащих ОАО «Уралсибнефтепровод» и расположенных на территории Республики Башкортостан и Оренбургской области, а также трем смежным организациям системы ОАО «АК «Транснефть» - ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы», ОАО «Приволжскнефтепровод», ОАО «Транссибнефть» на двух приемо-сдаточных пунктах, расположенных на территории Курганской области и Республики Башкортостан.

ОАО «Уралсибнефтепровод» осуществляет также прием и сдачу российской нефти через границу Российской Федерации и Республики Казахстан по магистральному нефтепроводу ТОН-2. Транспортировка нефти транзитом через территорию Республики Казахстан осуществляется компанией АО «КазТрансОйл» (Казахстан).


.2 История предприятия


Фонтан нефти, ударивший 16 мая 1932 года у деревни Ишимбаево, ознаменовал зарождение нефтяной промышленности в Республике Башкортостан и начало освоения нового богатого нефтеносного региона - второго Баку.

В 1934 году была построена ширококолейная железная дорога Ишимбай - Уфа протяженностью 171 км, предназначенная для доставки нефти из Ишимбая на нефтеперерабатывающий завод в Уфу. Уже к 1936 году объемы добычи нефти увеличились, и железная дорога и водный транспорт не справлялись с необходимым объемом перевозки нефти. По этой причине был построен и введен в эксплуатацию нефтепровод «Ишимбай - Уфа» диаметром 12 дюймов (305 мм) и протяженностью 168 км с одной перекачивающей насосной станцией. Закачку нефти в нефтепровод начали 3 ноября 1937 года, и этот день вошел в историю как день рождения трубопроводного транспорта нефти в Башкортостане.

В сентябре 1944 года скважина № 100 Туймазинского месторождения дала первый фонтан девонской нефти. Интенсивный послевоенный рост объемов нефтедобычи в районе между Волгой и Уралом требовал быстрейшего развития транспортных коммуникаций.

Решение о строительстве нефтепровода «Туймазы - Уфа» было принято Постановлением Совета Народных комиссаров от 7 января 1946 года. Строительство нефтепровода возложили на ГУАС НКВД СССР, реорганизованный в последующем в Главнефтегазстрой при Совете Министров СССР. Директором строящегося магистрального нефтепровода был назначен Черняев Давыд Александрович.

В мае 1947 года была создана дирекция по эксплуатации нефтепровода «Туймазы - Уфа», началась целенаправленная работа по подготовке кадров нефтепроводчиков.

В официальных документах магистраль отмечалась как важнейшая стройка послевоенного времени. Нефтепровод протяженностью 183 км и диаметром 350 мм был введен во временную эксплуатацию 1 сентября 1947 года, а 3 сентября того же года первая партия туймазинской нефти поступила на Уфимский крекинг-завод. Эта дата и стала днем рождения системы магистральных нефте- и продуктопроводов Урало-Сибирского региона.

В 1948 году было создано «Башкирское товарно-транспортное управление», в состав которого вошли Черниковская, Ишимбайская и Уруссинская товарно-производственные конторы. В августе 1953 года на его базе было образовано «Башкирское нефтепроводное управление».

В последующие годы система магистральных нефтепроводов Урало-Сибирского региона активно развивалась совместно с нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностью страны. Объемы работ по эксплуатации действующих, строительству и вводу в строй новых нефтепроводов постоянно возрастали.

В связи с выходом магистральных нефтепроводов за границы республики, вплоть до Западной Сибири, в 1964 году управление преобразуется в «Урало-Сибирское нефтепроводное управление».

С 1954 по 1962 гг. был осуществлен ввод в эксплуатацию трех очередей нефтепроводов «Туймазы - Омск - Новосибирск» (ТОН-1, ТОН-2, ТОН-3).

В 1973 году введен в эксплуатацию крупнейший в мире магистральный нефтепровод «Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск» (УБКУА).

октября 1976 года введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод «Нижневартовск - Курган - Куйбышев» (НКК).

Открытым акционерным обществом «Уралсибнефтепровод» становится в 1997 году. С этого же года система магистральных нефтепроводов Урало-Сибирского региона носит имя Д.А. Черняева.


.3 Экологическая политика ОАО "АК "Транснефть"


ОАО АК "Транснефть", являясь ключевым элементом энергетической отрасли России и обеспечивая конечные результаты ее деятельности, определяет своим высшим и неизменным приоритетом охрану окружающей, обеспечение высокого уровня экологической безопасности производственных объектов Компании среды.

Мы в полной мере осознаем потенциальную опасность возможного негативного воздействия технологически сложной производственной деятельности Компании на окружающую среду и будем развивать и эксплуатировать систему магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов, проводить смежные работы таким образом, чтобы не причинить вреда окружающей среде и обеспечить наиболее высокий уровень экологической безопасность нашей деятельности. Наши обязательства по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности распространяются на все структурные подразделения Компании «Транснефть», ее дочерние компании и включены в систему деловых отношений ОАО «АК «Транснефть» с партнерами.

В своей деятельности Компания «Транснефть» руководствуется следующими принципами:

безусловное выполнение требований российского законодательства, международных договоров Российской Федерации, стандартов и правил в области природопользования, охраны окружающей среды и экологической безопасности;

постоянное улучшение природоохранной деятельности и системы экологического менеджмента;

снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта, сокращения выбросов, сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и отходов производства;

рациональное использование природных ресурсов на всех этапах производственной деятельности Компании;

учет отдаленных экологических последствий при проектировании, строительстве и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов;

открытость экологически значимой информации о деятельности Компании.

Для соблюдения избранных принципов мы намерены обеспечивать на всех этапах производственной деятельности Компании;

планирование деятельности ОАО «АК «Транснефть» и ее дочерних компаний с учетом минимизации негативных, воздействий на окружающую среду;

проектирование, строительство объектов трубопроводного транспорта и внедрение производственных процессов и оборудования с использованием лучших имеющихся экологически безопасных технологий;

использование технологий, обеспечивающих экономное расходование сырья, материалов и энергоносителей, вторичное использование ресурсов и утилизацию отходов;

корпоративный (в рамках ОАО «АК «Транснефть») и производственный (в рамках дочерних компаний) экологический контроль, соблюдение установленного порядка лицензирования, страхования и сертификации объектов трубопроводного транспорта нефти;

нормирование и контроль качества окружающей среды при осуществлении деятельности по транспортировке, перекачке и хранению нефти и нефтепродуктов, включая систематическую оценку воздействий на окружающую среду;

уменьшение риска возникновения аварийных ситуаций с экологическими последствиями на основе полномасштабной внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов и своевременного обследования резервуарного парка;

поддержание высокого уровня оснащенности ОАО «АК «Транснефть» и дочерних компаний техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов и готовности органов управления, сил и средств реагирования на возникающие экологические угрозы;

внедрение и функционирование Системы экологического менеджмента Компании в соответствии с международным стандартом ISO 14001:2004;

совершенствование Системы экологического менеджмента Компании. «Транснефть» за счет своевременной разработки и актуализации корпоративных регламентов в области управления производственными процессами, охраной окружающей среды и обеспечением экологической безопасности, четкого разграничения прав, обязанностей и ответственности работников за состояние окружающей среды;

регулярная оценка значимости экологических аспектов, на всех этапах производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть» и ее дочерних компаний;

установление, постоянный анализ, последовательная актуализация целевых и плановых экологических показателей (Целей и Задач Системы экологического менеджмента) с целью достижения наименьшего уровня негативного воздействия на окружающую среду;

повышение экологической культуры, образовательного и профессионального уровня персонала ОАО «АК «Транснефть» дочерних компаний в области рационального использования природных ресурсов, охраны окружающей среды и экологической безопасности;

постоянное улучшение имиджа ОАО «АК «Транснефть» как экологически ориентированной компании, основанного на доверии международных экологических организаций, партнеров, клиентов и населения в регионах, где осуществляет свою деятельность Компания «Транснефть».

Соблюдение данных положений Компания «Транснефть» считает залогом обеспечения экологической безопасности своей деятельности и оптимального сочетания экологических интересов с социально-экономическими потребностями общества в целях содействия устойчивому развитию Российской Федерации.


2.4 Природная характеристика


Территория работ расположена в зоне умеренно-континентального климата. На участок работ действуют воздушные массы Арктического бассейна, Арктики, а так же массы, которые образовались над территорией Евразии. Участок приурочен к междуречью р. Белая и притока р. Кармасан. Рельеф относительно ровный, есть площадка. Четвертичная система представлена современными техногенными образованиями. Насыпной грунт представлен глиной и суглинком коричневатого оттенка. Мощность слоя от 1,5 до 3,8 м. Подземные воды вскрыты бурением на глубине 0,5-1 м. По химическому составу вода гидрокарбонатно-кальциевая.


2.5 Проектные решения резервуара


Проектом предусматривается: применение материалов, не оказывающих вредного влияния на окружающую среду и предварительная очистка полости труб при производстве сварочно - монтажных работ протягиванием очистного поршня, а где это невозможно - воздухом.

Для обеспечения надежности и минимизации отрицательных воздействий на окружающую среду при работе резервуара в проекте прописаны следующие технические решения:

Замена устаревшего оборудования;

Применение безогневых способов резки труб;

Качество сварных стыков;

Молниезащита и заземление;

Для выявления неполадок в металле проводится испытание резервуара и трубопроводов;

Использование качественных антикоррозийных покрытий;

Благоустройство территории после окончания работ.

2.6 Оценка воздействия объекта строительства на компоненты окружающей среды


Охрана окружающей среды на период производства работ обязывает организацию, кроме выполнения проектных решений, осуществлять ряд мероприятий, направленных на сохранность окружающей среды:

обязательное соблюдение границ территории, отводимой под строительство;

движение транспорта и строительной техники осуществляется только в пределах строительного участка и по существующим дорогам;

сведение к минимуму объемов земляных работ при планировке территории;

соблюдение требований по рекультивации земель;

организация своевременного сбора строительного мусора и отходов в инвентарные контейнеры для временного хранения отходов с последующей вывозкой для утилизации;

транспортировка сыпучих строительных материалов в контейнерах для уменьшения пылевыделения в атмосферу и загрязнения почвы;

запрещение мойки машин и механизмов вне специально отведенных мест;

поддержание нормативных санитарно - гигиенических и санитарно-эпидемиологических условий на территории в состоянии, пригодном для работы людей;

соблюдение требований местных органов охраны природы.

В процессе установки и в период эксплуатации возможно отрицательное воздействие на окружающую природную среду:

атмосферный воздух;

земельные ресурсы;

подземные воды;

флора и фауна.

Глава 3. МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ


Важным показателем отрицательного воздействия на окружающую среду является показатель загрязнения атмосферы. При проведении соответствующих работ появляются временные дополнительные источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Сварка и резка металла производится на открытом воздухе, следовательно, источник неорганизованный. Источником выделения загрязняющих веществ являются двигатели автомашин. Это оксид углерода, диоксид азота, оксид азота, сажа, сернистый ангидрид, углеводороды.

Работы по техническому перевооружению резервуара включают и устройство антикоррозийной защиты. Защита от коррозии выполняется с использованием импортных материалов, не содержащих летучие компоненты. Покраска производится методом безвоздушного распыления, при этом в атмосферу выделяется аэрозоль краски, которая нормируется по взвешенным веществам.

Расчеты выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при работе дорожно-строительной техники выполнен с учетом работы под нагрузкой согласно «Методике проведения инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для баз дорожной техники», 1998 г. и «Методического пособия по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух», Санкт-Петербург, 2005 г.

Расчеты выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сварке и резке металла основан на использовании программы «Сварка» версии 2.1, в которой реализована «Методика расчета выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу при сварочных работах», Санкт-Петербург, 1997 г.

Расчет выбросов при нанесении антикоррозийного покрытия проведен с использованием программы «Лакокраска» версии 2.0, в которой реализована «Методика расчета выделений загрязняющих веществ в атмосферу при нанесении лакокрасочных материалов», НИИ Атмосферы, Санкт-Петербург, 1997 г.


.1 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосфере


Расчет платы для Республики Башкортостан производятся в соответствии с Постановлениями Правительства РФ от 12 июня 2003 г. №344 и от 1 июля 2005 г. № 410. Коэффициент, учитывающий экологические факторы для Уральского региона равен 2. Коэффициент, учитывающий инфляцию в 2010 г.- 1,79; 1,46; в 2011 г. - 1,93; 1,58; в 2012 г.-2,05; 1,67, в 2013 г. - 2,20; 1,79. Результаты представлены в таблице 8.

Рассчитывается по формуле:


? N? K? kэко= Pв(руб.)


Vв - валовый выброс загрязняющий веществ;

N - норматив платы;

K - коэффициент инфляции;

kэко - коэффициент, учитывающий эко факторы;

Pв - плата за выбросы.


.2 Расчет платы за размещение отходов


Расчет платы за размещение отходов в пределах установленных лимитов определяется как произведение соответствующих ставок платы с учетом вида размещаемого отхода и массы размещаемого отхода и суммирования полученных произведений по видам размещаемых отходов.

Расчет платы для Республики Башкортостан производятся в соответствии с Постановлениями Правительства РФ от 12 июня 2003 г. №344 и от 1 июля 2005 г. № 410. Коэффициент, учитывающий экологические факторы для Уральского региона равен 1,7.

Коэффициент, учитывающий инфляцию в 2010 г.- 1,79; 1,46; в 2011 г. - 1,93; 1,58; в 2012 г.-2,05; 1,67, в 2013 г. -2,20; 1,79. Результаты представлены в таблице 9.

Рассчитывается по формуле:


V? R? K? kэко= Pотх (руб.)


V- количество;

R - ставка за размещение;

K - коэффициент инфляции;

kэко - коэффициент, учитывающий эко факторы;

Pотх - плата за размещение отходов.


Глава 4. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ


.1 Результаты расчетов приземных концентраций загрязняющих веществ по предельно допустимым выбросам


Участок работ значительно удален от жилой зоны населенных пунктов, выброс загрязняющих веществ в атмосферный бассейн от дополнительных источников выбросов, которые появляются в результате работ, незначителен.


Таблица 3. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу за 2010-2013 г.

ВеществоКритерийЗначение критерия, мг/м3Класс опасности2010 г.2011 г.2012 г.2013 г.Железа оксидПДК с/c0,0450,01360,01340,01320,0128МарганецПДК м/р0,0130,00070,00060,00060,0005Азота диоксидПДК м/р0,220,66040,65980,66000,6596Азота оксидПДК м/р0,430,10730,10450,10370,1038СажаПДК м/р0,1530,09140,08870,09050,0913Сера диоксидПДК м/р0,530,06660,06460,06540,0646Углерод оксидПДК м/р530,56980,56410,57710,5546Фториды газообразныеПДК м/р0,0240,00070,00050,00060,0007Фториды плохо растворимыеПДК м/р0,220,00130,00240,00180,0015КсилолПДК м/р0,220,07470,06730,07490,0731ТолуолПДК м/р0,630,41290,40260,41230,4118Спирт н-бутиловыйПДК м/р0,140,01950,01910,01870,0193Спирт этиловыйПДК м/р540,01270,01190,01280,01242-ЭтоксиэтанолОБУВ0,70,01010,01020,01040,0106БутилацетатПДК м/р0,140,08320,09840,08620,0914ЭтилацетатПДК м/р0,140,00190,00270,00210,0018АцетонПДК м/р0,3540,15480,15490,15320,1526КеросинОБУВ1,20,15440,17850,17420,1768Уайт-спиритОБУВ14,01744,02144,01854,0267Взвешенные веществаПДК м/р0,531,04701,02541,02481,0314Пыль неорганическаяПДК м/р0,330,53340,51260,52570,5294Итого:8,03387,864318,02678,02671

В таблице 3 представлены данные о веществах, выбрасываемых в атмосферу от резервуара для хранения нефти и продуктов ее переработки предприятия «Уралсибнефтепровод» за период 2010-2013 годов. Загрязняющие вещества соотнесены к определенному классу опасности, а так же представлены значения критериев веществ.


Рис. 1. Выбросы загрязняющих веществ по классам опасности за 2010-2013 г.


На рис. 1. отображено, что от резервуара для хранения нефти и продуктов ее переработки, в атмосферу выделяются загрязняющие вещества, которые в большей степени представлены 3 классом опасности и считаются умеренно опасными для человека. Представляют собой легковоспламеняющиеся жидкости, смеси жидкостей, а также жидкости, содержащие твердые вещества в растворе или суспензии, которые выделяют легковоспламеняющиеся пары, имеющие температуру вспышки 61 °C и ниже.

Рис. 2. Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу от резервуара для хранения нефтепродуктов в 2010-2013 г.


Наибольший вклад в загрязнение атмосферы от резервуара предприятия «Уралсибнефтепровод» приходится на уайт-спирит- 56%, взвешенные вещества- 14%, диоксид азота- 9% и оксид углерода- 8%.


Таблица 4. Объем загрязняющих веществ по классам опасности за 2010-2013 г.

2 класс опасности, т3 класс опасности, т4 класс опасности, т5 класс опасности, т2010 год0,73642,82910,18770,01362011 год0,72952,76310,18640,01342012 год0,73672,80010,18530,01322013 год0,73422,78740,18500,0128

В данной таблице представлен суммарный выброс загрязняющих веществ от резервуара для хранения нефти и продуктов ее переработки по классам опасности за период 2010-2013 годов.


Рис. 3. Суммарный объем выбросов загрязняющих веществ по классам опасности за 2010-2013 года.


На рисунке представлена зависимость загрязняющих веществ по классам опасности по 4 годам. Из диаграммы видно, что объем загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от резервуара для хранения нефти и продуктов ее переработки практически остается неизменным, что связано с безупречной эксплуатацией, отсутствием аварийных ситуаций и постоянным составом хранимого нефтепродукта.


Таблица 5. Высоко опасные вещества (2-й класс опасности)

Название вещества2010 год2011 год2012 год2013 годДиоксид азота0,66040,65980,66000,6596Ксилол0,07470,06730,07490,0731Фториды плохо растворимые0,00130,00240,00180,0015

Рис. 4. Количество выбрасываемых в атмосферу веществ, относящихся ко второму классу опасности в 2010-2013 годах.

Исходя из данных таблицы, на рис. был изображен график объема выбрасываемых в атмосферу веществ 2 класса опасности. Преобладающим веществом, является диоксид азота, который улетучиваясь, представляет серьёзную опасность для экологической ситуации, так как способен вызывать кислотные дожди, а также сам по себе является токсичным веществом, вызывающим раздражение слизистых оболочек. Для борьбы с потерями веществ целесообразно было бы применять струйно-компрессорные установки.


.2 Виды и объемы образующихся отходов


Предприятие обращается с отходами следующим образом:

воздействие на природную среду ограничено временными рамками в ходе работ;

накопления отходов не происходит, так как идет постоянный вывоз на полигоны;

в процессе строительства используются материалы с минимальным количеством отходов.

В процессе работы предусматриваются следующие виды отходов:

бытовой мусор (твердые бытовые отходы);

отходы битума и асфальта;

отходы кабелей и проводов;

лом черных металлов (незагрязненный);

шлам сварочный;

шлам очистки трубопроводов и ёмкостей;

материалы, загрязненные маслами;

твердые минеральные отходы.

Наименование, классы и коды опасности образующихся отходов приведены в соответствии с Федеральным классификационным каталогом отходов, утвержденным Приказом МПР России от 02.12.2002 № 786 и дополнениями к Федеральному классификационному каталогу отходов. Отходы представлены в таблице 6.


Таблица 6. Отходы, образующиеся в процессе производства работ (2010-2013 г.)

Наименование отходаКоличество отходов (всего), тСпособ удаления, складирования отходов2010 год2011 год2012 год2013 годМусор от бытовых помещений (ТБО)0,5140,5030,4670,498Вывоз на полигон ТБО по договоруЛом черных металлов126,321126,304125,886126,102Передача по актуОтходы асфальта и битума0,6230,6050,6270,618Вывоз на полигон ТБО по договоруСтроительный мусор173,1173,0168,4170,8Вывоз на полигон ТБО по договоруОтходы кабелей и проводов1,2341,0411,5311,352Вывоз на полигон ТБО по договоруОстатки стальных сварочных электродов0,1290,090,1180,123Вывоз на полигон ТБО по договоруШлак сварочный 0,1620,1540,1580,160Вывоз на полигон ТБО по договоруИтого:302,083301,7297,187299,653

В таблице представлены названия отходов и их количество на период 2010-2013 годов, которые образовались в результате эксплуатации резервуара для хранения нефти и продуктов ее переработки предприятия «Уралсибнефтепровод», а так же способ удаления, складирования отходов. Предприятие не занимается вторичной переработкой веществ, поэтому ему целесообразно размещать образовавшиеся отходы на полигонах ТБО и производить передачу по акту лом черных металлов в другую организацию, так как это имеет огромное экологическое и экономическое значение. Собирая и перерабатывая даже небольшие объемы металла, можно не только дополнительно уменьшить долю рудного железа в выплавке черных металлов, но и значительно сократить объемы ТБО, представляющих на данный момент серьезную проблему. Поэтому сбор отходов черного металла и переработка лома черных металлов - полезное дело для экономики страны и предприятия в частности.


Рис. 5. Объем отходов в процессе производства работ за 2010-2013 г.


На рисунке видно, что количество отходов, образовавшихся в процессе эксплуатации резервуара для хранения нефтепродуктов, было фактически одинаковым в 2010-2011 годах, но достаточно резко сократилось к 2012-2013 годам. Это было связано с тем что резервуар в меньшей степени нуждался в организационно- технических работах. Количество образующихся отходов напрямую связано со степенью эксплуатации резервуаров, а так же с погодными условиями.


.3 Результаты расчетов за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу


Таблица 7

ВеществоНорматив платы за 1 т. в руб. в пределах ПДВПлата, руб. в ценах 2010 г.Плата, руб. в ценах 2011 г.Плата, руб. в ценах 2012 г.Плата, руб. в ценах 2013 г.Железа оксид522,532,732,893,12Марганец20505,145,545,886,35Азота диоксид52122,94132,56140,79152,05Азота оксид3513,4414,5015,3916,62Сажа8021,3523,1124,4226,37Сера диоксид214,084,424,675,04Углерод оксид0,61,041,081,401,51Фториды газообразные4101,021,111,181,27Фториды плохо растворимые680,310,340,360,38Ксилол11,233,233,433,70Толуол3,75,465,906,266,76Спирт н-бутиловый211,461,581,681,81Спирт этиловый0,40,010,020,020,032-Этоксиэтанол3,70,130,140,150,16Бутилацетат216,256,747,167,73Этилацетат6,20,040,050,050,06Ацетон1,20,660,720,770,83Керосин2,51,381,491,581,70Уайт-спирит2,53638,7741,1744,46Взвешенные вещества13,751,3555,3758,8063,50Пыль неорганическая2140,1043,2445,9249,59Итого327,49352,91374,93404,95

В таблице представлены выбрасываемые в атмосферу загрязняющие вещества, норматив платы за 1 т. в рублях в пределах ПДВ, утвержденный Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632, а также плата за них на период 2010-2013 годов.


Рис. 6. Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу за 2010-2013 г.


Из графика видно, что плата за выбросы загрязняющих веществ с каждым годом возрастает, а количество выбрасываемых веществ резервуаром для хранения нефти и продуктов ее переработки практически остается неизменным. Такая ситуация связана с повышением общего уровня цен на товары и услуги, т. е. с инфляцией. Для сравнения коэффициент инфляции в 2010 году составлял 1,79 и 1,46, а к 2013 году составил уже 2,20 и 1,79. Так же плата за выбросы загрязняющих веществ зависит от коэффициента, учитывающего экологический фактор региона.


.4 Результаты расчетов за размещение отходов


Таблица 8

Название отходовКласс опасностиСтавки платы за размещение 1т отходов в ценах (руб.)Плата, руб. в ценах 2010 г.Плата, руб. в ценах 2011 г.Плата, руб. в ценах 2012 г.Плата, руб. в ценах 2013 г.Мусор от бытовых помещений (ТБО)4 248,4 (2003 г.)388,52412,14424,95478,55Лом черных металлов4248,4 (2003 г.)470,91503,24519,31581,45Отходы асфальта и битума4248,4 (2003 г.)130843,03141016,56147848,16161636,01Строительный мусор4248,4 (2003 г.)122,45131,03136,23151,24Отходы кабелей и проводов515 (2005 г.)45,9448,7151,5455,74Остатки стальных сварочных электродов515 (2005 г.)4,804,895,495,62Шлак сварочный4248,4 (2003 г.)4952,535339,885581,896115,64Итого:136828,18147456,45154567,57169024,25

В данной таблице представлены отходы, образующиеся в результате эксплуатации резервуара, относящиеся к 4 и 5 классу опасности. К 4 классу опасности относят нефтесодержащие отходы, которые образуются при чистке резервуаров и замене оборудования. К 5 классу опасности относятся отходы, которые являются малоопасными для окружающей среды и их разрешается выбрасывать на свалку. Также в таблице представлена плата за размещение отходов как за каждый отдельный элемент, так и годовая сумма в рублях в соответствии со ставкой.


Рис. 6. Плата за размещение отходов за 2010-2013 г.


Плата за размещение отходов так же ежегодно увеличивается из-за процесса инфляции. В 2010 году она составляла 136828,18 руб., в 2011 г. - 147456,45 руб., в 2012 г. - 154567,57 руб., в 2013 г. - 169024,25 руб.


ЛИТЕРАТУРА


1. Бачурин А.И., Татаринов А.А., Федотов П.В., Копылов А.И. О развитии автоматизированной системы мониторинга исполнения программы инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №3. С. 46-49.

. Блинев И.Г., Герасимов В.В., Коршак А.А., Новоселов В.Ф., Седелев Ю.А. Перспективные методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах. М:ЦНИИТЭнефтехим. 2000 г.

.Богданов С.В. Особенности проектирования быстровозводимых стен вертикальных цилиндрических резервуаров из композитных несущих элементов // Вестник Белорусско-Российского университета. 2011. №3. С. 6-16.

.Булавинцева А.Д., Мазуркин П.М. Динамика аварий по причиненному ущербу на линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» // Современные наукоемкие технологии. 2011. №4. С. 64-67.

.Васильев А.О., Шеманин В.Г., Чартий П.В. Мониторинг выбросов углеводородов при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов // Безопасность в техносфере. 2011. №5. С. 3-7.

. Водный кодекс РФ от 03.06.2006 № 74-Федеральный закон.

.Гаврилюков Е.В. Обеспечение защищенности объектов магистральных нефтепроводов от лесных пожаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №3. С. 89-95.

. ГОСТ 17.2.2.05-97 Охрана природы. Атмосфера. Нормы и методы определения выбросов вредных веществ с отработавшими газами дизелей, тракторов и самоходных сельскохозяйственных машин.

. Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров». Санкт-Петербург, 1999 г.

.Евдокимов В.В., Востров В.К., Гладштейн Л.И., Ильин Е.Г. Листовой прокат конструкций вертикальных стальных цилиндрических резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. №3. С. 18.

. Кавнев Г.М., Моряков Н.С., Загвоздкин В.К., Ходякова В.А. Охранана воздушного бассейна на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии в связи с переходом на новые экономические методы управления. М.: ЦНИИТ Энефтехим. 2000 г.

. Константинов Н.А. Потери нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1991

.Косяков В.В., Рашитов Р.Ф. Вопросы расчета снеговых нагрузок на плавающую крышу резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №3. С. 20-23.

.Корольченко Д.А., Воевода С.С. Обеспечение противопожарной защиты объектов переработки, хранения и транспорта нефти // Пожаровзрывобезопасность. 2006. №5. С. 36-44.

. Коршак А.А., Блинов И.Г., Новоселов В.Ф. Системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов из резервуаров: Учебное пособие. Уфа.:Изд. Уфим. нефт. института. 2001 г.

.Кузнецов Ю.В. Современные требования к экспертизе и составу проектной, рабочей документации ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. №3. С. 70-72.

.Лурье М.В., Зверев Ф.С. Метод зональной локации для обнаружения утечек нефти из трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №1. С. 48-51.

.Малиновский В.Л., Саргин Е.Ю., Сюмак А.Л. Освоение ТРМЗ ОАО «Сибнефтепровод» технологического оборудования для резервуаров типа РВС // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. №1. С. 56-57.

.Масютина Е.У., Данкин В.Д. К вопросу о недостатках нормативно-технической документации по антикоррозийной защите резервуаров для хранения нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов . 2006. №4. С. 50-55.

.Маценко С.В., Волков Г.Г., Волкова Т.А. Особенности расчета количества сил и средств, необходимых для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море и внутренних акваториях // Эксплуатация морского транспорта. 2010. №2. С. 21-28.

. Методика расчета выделений загрязняющих веществ в атмосферу при сварочных работах, Санкт-Петербург, 1997 г.

. Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров, Новополоцк, 1997 г.

.Нормы естественной убыли нефтепродуктов, М.: Вега, 2004 г.

.Обеспечение производственной и экологической безопасности: метод. Указания и рекомендации по дипломному проектированию / сост. Ф.М. Гасилов, И.В. Чепегин; Казан. Гос. Технолог. Ун-т. - Казань, 1998. - 60 с.

.Пенина Е.С. Экологический и экономический эффект от замены резервуаров ЖБР на РВСПК в резервуарном парке ЛПДС «Никольское» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №2. С. 66-67.

.Петров А.А. Аналитическая оценка образования горючей концентрации в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами // Пожары и чрезвычайные ситуации: предотвращение, ликвидация. 2009. №3. С. 17-19.

.Протасов В.Н. Недостатки нормативно-технической документации, определяющей качество противокоррозионного покрытия стальных резервуаров для хранения нефти, и рекомендации по ее совершенствованию // Территория Нефтегаз. 2006. №2. С. 30-39.

. Прохоренко Ф.Ф., Андреева Г.А. Герметизированная система хранения испаряющихся нефтепродуктов в резервуарах и защита окружающей среды. М.: ЦНИИТ Энсфтехим. 2001 г.

.Птицын Е.В. Утилизация резервуарных нефтешламов // Экология производства. 2009. №10. С. 54.

.РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», (утв. АК «Транснефть» 30.12.99 приказом №152, согласовано Госгортехнадзором России,1999).

.Ревель-Муроз П.А., Ильин Е.Г., Ченцов А.Н., Кантор М.М., Боженов В.А., Арсенкин А.М. Материаловедческие условия надежности резервуаров для хранения нефти нефтетранспортной системы Заполярье - Пур- Пе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №2. С. 14-21.

.Руднев В.П., Руднева П.В., Иванова М.В. Расчет скорости изменения доли компоненты в установившимся термодинамическом процессе массообмена фаз рабочей среды // Вестник Астраханского государственного технического университета. 2011. №3. С. 144-146.

.Семенова Б.А. Вопросы экономики при хранении нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

. СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.

. СНиП 2.04.01-85 Внутренний водопровод и канализация зданий.

.Трубопроводный транспорт // Под ред. Попова Н.В., Чернова Д.П. М.: Гос. ком. Совета Министров СССР по науке и технике,1986.-157 с.

.Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. Юфина В.А. М.: Недра, 1978.-407 с.

. Федеральный справочник "Топливно-энергетический комплекс России". "Родина-Про", 1999 г.

.ФЗ России "О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера", № 68-ФЗ от 21.12.94 г.

Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 №7.

. Федеральный закон « Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 № 89.

. Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № 96.

.Чезганова Г.В., Немчинов В.Э. Планомерная реализация экологической политики на объектах КРУМН // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №3. С. 72-75.

.Шебеко Ю.Н., Больдьян И А., Дешевых Ю.И., Гордиенко Д.М., Гилетич А.Н., Смолин И.М., Кириллов Д.С. Оценка пожарной опасности крупномасштабного терминала отгрузки нефти на основе концепции пожарного риска // Территория Нефтегаз. 2006. №8. С. 68-73.

. Fawaz S. Al-Anzi, Khaled Al-Zamel. Efficient Maintenance Scheduler for Near Optimum Utilization of Oil Tanks // American Journal of Environmental Sciences. 2005. Vol 1, Iss 4, P. 254-258.

. Shu Li, Xiang-Jun Peng, Dong-Ping Yao, Lai-Gen Luo, Feng Wang. The Design of Modularized Oil Tank Measurement and Control Intelligent Unit // Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology. 2013. Vol 5, Iss 22, P. 5286-5292.

. Nguidjol A., Dikwa J., Mevaa L., Danwe R. An Automatic Tool for the Optimisation of the Design and Realization of a Raw Palm oil Storage Tank // International Journal of Engineering and Technology. 2010. Vol 2, Iss 6, Pp.482-487.

. Mahmoudi M., Roshan A., Mirdrikvand M. Boilover in Storage Tanks: Occurrence, Consequences and Predictions // American Journal of Oil and Chemical Technologies. 2013. Vol 01, Iss 02, P. 8-13.

. Yadollahie M. The First Congress on Occupational Medicine and Hygiene in Petroleum Industry // International Journal of Occupational and Environmental Medicine. 2010. Vol 1, Iss 3, P. 150-151.


Теги: Влияние резервуаров для хранения нефти и продуктов ее переработки на состояние окружающей среды предприятия ОАО "Уралсибнефтепровод"  Диплом  Экология
Просмотров: 38375
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Влияние резервуаров для хранения нефти и продуктов ее переработки на состояние окружающей среды предприятия ОАО "Уралсибнефтепровод"
Назад