Курсовая работа на тему «Нормативы предельно допустимых выбросов для производственных объектов организаций системы «Транснефть»

Введение
1. Общие сведения о компании
1.1 Технологический процесс
1.2 Миссия ОАО «АК Транснефть»
1.3 История компании
1.4 Политика ПАО «Транснефть» в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности
2. Цель работы.
2.1 Анализ по нормативно-провавой базе.
2.2 Основные экологические требования на проектной стадии.
2.3 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при хранении нефти в наземных резервуарах
3.Заключение
4. Список литературы

Введение

С созданием и развитием топливно-энергетического комплекса в
России нефтепроводный транспорт является его основой и связующим
звеном. Исторически нефтепроводный транспорт нефти доминирует по
отношению к другим видам доставки нефти и нефтепродуктов (железнодорожному, автомобильному и водному) по экономическим показателям и техническим возможностям.

Российские магистральные нефтепроводы обеспечивают транспорт
до 90 % добываемой в России нефти. Все нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) страны и пункты экспорта (за исключением НПЗ Дальнего
Востока) соединены трубопроводами с крупнейшими нефтяными промыслами.

Сеть магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, пунктов
налива, слива и перевалки нефти представляет интегрированную систему предприятий с централизованным управлением, осуществляемым
Акционерной компанией «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»).

Государственная компания «Транснефть» является важнейшим звеном топливно-энергетического комплекса России.

Интерес к ОАО «АК «Транснефть» определяется ведущей ролью
нефтепроводного транспорта в экономике страны, от развития которой
зависит благосостояние общества В настоящее время нефтепроводный
транспорт стал отдельной отраслью, для развития научно-технического
прогресса в которой необходимы анализ и изучение исторически проводимой технической политики, опыта работы научных институтов, руководителей, ученых и специалистов в разные годы.

Основные задачи, стоящие перед отраслью, аналогичны в разные
исторические промежутки времени — это обеспечение стабильной доставки нефти потребителям внутри страны и за рубеж, обеспечение надежной работы объектов нефтепроводной системы. Методология принятия решений, организационные подходы, методы решения экономических и научно-технических задач трубопроводного транспорта различны и определяются конкретным историческим периодом, состоянием общества в рассматриваемые периоды. В том числе уровнем развития науки, техники и технологий.

Трубопроводный транспорт России (быв. СОСР) имеет более чем
вековую историю. Построенный в 1878 г. первый промысловый нефтепровод стал родоначальником уникальной сети магистральных нефтепроводов, объединенных в единую систему в 1970 г., когда протяженность магистральных нефтепроводов составила 29,8 тыс. км.

В феврале 1970 г. было создано Главное управление по транспортированию и поставкам нефти «Главтранснефть», которому было поручено
принимать нефть от нефтепромыслов и поставлять ее потребителям,
включая поставку на экспорт. С 1991 г. управление российским нефтепроводами осуществляет Исполнительная дирекция «Транснефть», а с
1993 г. по настоящее время  Акционерная компания «Транснефть».

С самого начала эксплуатации нефтепроводов возникает задача
обеспечения их надежности, решение которой, в первую очередь, определяется:

— технической политикой структуры, управляющей системой нефтепроводов;

— эффективностью применяемых методов ремонта и ремонтных
конструкций, а также изоляционных материалов;
— развитием технологии диагностических работ;

— результативностью деятельности научных институтов, предприятий, ученых и специалистов по разработке технологий, технических
средств и материалов для системы нефтепроводного транспорта.

Решение этих проблем проводилось и проводится в настоящее время разнообразными способами с проведением научно-исследовательских
и опытно-конструкторских работ по заказу нефтепроводчиков, результатом которых является создание новых уникальных технологий, машин, материалов, которые продолжают разрабатываться и в настоящее время.
В различные исторические периоды развития нефтепроводного транспорта России большой вклад в развитие методов обеспечения надежности внесли Ш.Н. Ахатов, В.Л. Березин, Р.С. Гаспарянц, В.Б. Галеев, А‚Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.С. Джарджиманов, С.Г. Едигаров, В.П‚ Ефремов, К.И. Зайцев, М.3. Карпачев, А.А. Куликов, А.С. Кумылганов,  С.П. Лебедич, К.Е. Ращепкин, Е.М. Сощенко, И.М. Торочков, В‚И. Хар-
ламенко, Р.М. Шакиров, Д. А. Черняев, В.Д. Черняев, Э.М‚ Ясин и др.

Наиболее подробно развитие методов обеспечения надежности линейной части нефтепроводов в работе рассматривается в исторический
период с момента образования Главтранснефти, 70-е годы ХХ века — конец ХХ века, в котором окончательно формируется система магистральных нефтепроводов, наиболее явно доминируют эксплуатационные проблемы текущего состояния нефтепроводов. В этот период сформировалось централизованное управление нефтепроводной системой, происходили переход на оплату услуг по тарифам и адаптация к рыночной
экономике, установилось определенное состояние надежности нефтепроводной системы к началу ХХ1 века.

Этот период позволяет проследить процессы, связанные с развитием
трубопроводного транспорта, во взаимосвязи развития научно-технического прогресса в области обеспечения надежности и экологической
безопасности объектов нефтепроводной системы с историческими событиями в России.

Проведен анализ современного состояния системы магистральных
нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», определены тенденции ее дальнейшего развития.

 

 1. Общие сведения о компании

 

Публичное акционерное общество «Транснефть» (до 21.07.2016 — Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть») учреждено Постановлением Правительства Российской Федерации от 14 августа 1993 года № 810 во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года № 1403. Учредитель – Правительство Российской Федерации. ОАО «АК «Транснефть» зарегистрировано Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года, свидетельство № 026.800.

Размер уставного капитала, тыс.руб.: 7 101,722. Общее количество акций: 7 101 722 шт.

В структуру системы АК «Транснефть» входят 12 дочерних обществ, основным видом деятельности которых является транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам и 1 общество – ОАО «АК «Транснефтепродукт», основным видом деятельности которого является организация транспортировки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам. Кроме того, в структуру системы АК «Транснефть» входят 12 сервисных организаций, основными видами деятельности которых являются: погрузочно–разгрузочная деятельность в морских портах; обеспечение технологической связью; ремонт подводных переходов, диагностика магистральных нефтепроводов; метрологическое обеспечение транспорта нефти; проектно-изыскательские работы; осуществление функций заказчика-застройщика; оказание услуг по ведению бухгалтерского, налогового и управленческого учета; оказание страховых услуг; негосударственное пенсионное обеспечение; издание профессионального журнала «Трубопроводный транспорт нефти». В состав системы АК «Транснефть» входит 1 зависимое общество — ООО «Трубопроводный Консорциум «Бургас-Александруполис», основным видом деятельности которого является проектирование, строительство, эксплуатация нефтепровода «Бургас-Александруполис».

Основными направлениями деятельности Компании являются:

• организация и осуществление транспортировки по системе магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки;
• эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта;
• координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов, перевалочных нефтебаз, железнодорожных эстакад и других объектов системы магистральных нефтепроводов.

 

1.1 Технологический процесс

При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.

Рис.1 Состав магистрального нефтепровода

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными

сооружениями МНП(магистральный нефтепровод)

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км)

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

Рис.2 Принципиальная технологическая схема головной НПС

1 — подпорная насосная;

2 — площадка фильтров и счетчиков;

3 — основная насосная;

4 — площадка

регуляторов;

5 – площадка пуска скребков;

6 — резервуарный

 

 

Рис.3 Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции

1 — основная насосная;

2 — помещение с регулирующими клапанами;

3 — устройство приема и пуска скребка;

4 — площадка с фильтрами-грязеуловителями

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

 

1.2 Миссия ОАО «АК Транснефть»

Целями создания Компании являются:
— реализация технических и социально-экономических интересов акционеров при безусловном обеспечении интересов Российской Федерации в области осуществления транспортировки по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки;
— извлечение прибыли.
Основная задача деятельности Компании — организация и осуществление транспортировки по системе магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки.
Задачами Компании являются:
— координация и управление процессом транспортировки нефти, газа и продуктов их переработки потребителям, включая транспортировку за пределы таможенной территории Российской Федерации;
— координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов, перевалочных нефтебаз, железнодорожных эстакад и других объектов системы магистральных нефтепроводов;
— обеспечение соблюдения требований промышленной и экологической безопасности в целях надежной работы системы магистральных нефтепроводов;
— осуществление прав акционера в дочерних и зависимых акционерных обществах системы магистральных нефтепроводов;
— координация деятельности в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, внедрение передовых технологий, новых видов техники и материалов;
— взаимодействие по вопросам транспортировки нефти с трубопроводными предприятиями различных отраслей Российской Федерации, а также других государств, в том числе в соответствии с межправительственными соглашениями;
— развитие внешнеэкономических связей Компании и ее дочерних акционерных обществ системы магистральных нефтепроводов;
— осуществление инвестиционной деятельности для развития производственной базы, расширения, реконструкции и технического перевооружения дочерних акционерных обществ системы магистральных нефтепроводов;
— руководство системой предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций на нефтепроводном транспорте;
— организация охраны труда на предприятиях системы магистральных нефтепроводов;
— обеспечение сохранности имущества Компании, объектов жизнеобеспечения системы магистральных нефтепроводов, защита экономических интересов Компании;
— организация работ по целевой подготовке и переподготовке кадров Компании и ее дочерних акционерных обществ системы магистральных нефтепроводов;
— мобилизация финансово-материальных ресурсов системы магистральных нефтепроводов на удовлетворение ее потребностей, в том числе путем создания централизованных фондов для общесистемных нужд.

1.3 История компании

В 1878 году в России появился первый нефтепровод длиной 10 км, по которому в декабре было перекачано 841 150 пудов нефти. К концу 1914 года общая протяжённость нефтепроводов в России составляла 1280 км. Первый подземный нефтепровод появился в 1936 году (маршрут Ишимбай — Уфа). В 1964 году сдаётся в эксплуатацию нефтепровод «Дружба» (8900 км трубопроводов, из них 3900 км на территории России).

Компания является правопреемником Главного производственного управления по транспортировке и поставкам нефти (Главтранснефть) Миннефтепрома СССР. В виде открытого акционерного общества «Транснефть» зарегистрирована Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года. С 21.07.2016 компания ОАО «Транснефть» была переквалифицирована в Публичное акционерное общество (ПАО «Транснефть»)

Восточный нефтепровод.

28 апреля 2006 года в Тайшете были сварены первые стыки уложенных труб Восточного нефтепровода (ВСТО) — одного из крупнейших инфраструктурных проектов в России. 28 декабря 2009 года была запущена первая очередь проекта («ВСТО-1») — трубопровод от Тайшета (Иркутская область) до Сковородино (Амурская область) длиной 2694 км. Мощность первой очереди ВСТО — 30 млн т в год.

2010 год ознаменовался стартом строительства второй части Восточного нефтепровода — ВСТО-2. Уже в сентябре 2011 года в Приморском крае был сварен завершающий стык линейной части системы ВСТО-2. Общая протяженность нефтепровода — 2046 км. Мощность — 50 млн тонн в год. По окончании 3 квартала 2012 года завершено строительство ВСТО-2. Ввод ВСТО-2 в эксплуатацию был осуществлен в 4 квартале 2012 года.

Каспийский трубопроводный консорциум.

В управлении «Транснефти» с июня 2007 года находится 24 % акций Каспийского трубопроводного консорциума, находящихся в федеральной собственности.

Протяженность трубопроводной системы КТК составляет 1510 км. Пропускная способность действующей системы КТК — 28,2 млн тонн нефти в год. До 2015 года планируется увеличение мощности нефтепровода до 67 млн тонн нефти в год.

Трубопроводная система Заполярье — Пурпе.

Цель проекта — Обеспечение приема в систему магистральных нефтепроводов нефти новых месторождений районов Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края: Уренгойской группы месторождений ПАО «Газпром», Сузунского, Тагульского, Русского, Русско-Реченского месторождений ПАО «НК «Роснефть», Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть») Пякяхинского месторождения (ПАО «ЛУКОЙЛ»).

• 488 км — протяженность магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе;
• до 45 млн тонн нефти в год — возможная пропускная способность;
• 2 млрд тонн нефти — ресурсный потенциал месторождений, подключаемых к нефтепроводу.

Нефтепровод Заполярье — Пурпе — уникальный проект, включающий в себя новейшие методы строительства и инновационные российские технологии:

• 170 км трубопровода проложены за Полярным кругом;
• 315 км трубопровода проложены над землей на специальных опорах;
• нефтепровод оснащен современной системой обнаружения утечек;
• для нагрева нефти на всем протяжении трассы возведены пункты подогрева нефти (из-за высокой вязкости нефти для транспортировки ее необходимо подогревать до 60 С⁰);
• увеличен срок эксплуатации труб без замены и реконструкции до 50 лет (в среднем — 30).

В ходе работы над проектом ПАО «Транснефть» защитило 22 патента на изобретения и 15 патентов на полезные модели.

Проект реализован в 2016 году.

Трубопроводная система Куюмба — Тайшет.

Цель проекта — Обеспечение приема в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» нефти новых месторождений Красноярского края — Куюмбинского (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть») и Юрубчено-Тохомского (ПАО «НК «Роснефть»).

Мощность магистрального нефтепровода — до 15 млн тонн в год, в том числе:

• первый этап — 8,6 млн тонн в год — 2016 год;
• второй этап — 15 млн тонн — 2023 год.

Протяженность магистрального нефтепровода Куюмба — Тайшет составляет 697 км. Трасса проходит по территориям Эвенкийского, Богучанского и Нижнеингашского районов Красноярского края и Тайшетского района Иркутской области (505 км — Красноярский край, 192 км — Иркутская область).

Нефтеперекачивающие станции — 2 шт., ГНПС № 1 «Куюмба» и НПС № 2 «Юрубчен», объем резервуарного парка 160 тыс. м³.

Внешнее электроснабжение — собственная ВЛ-110 кВ протяженностью 326 км, 3 распределительных подстанции 110/10 кВ суммарной мощностью 25,6 МВт.

Сроки строительства: первый стык нефтепровода сварен 17 декабря 2013 года, ввод объектов в эксплуатацию — декабрь 2016 года.

Слияния и поглощения.

В январе 2011 года «Транснефть» совместно с предпринимателем Зиявудином Магомедовым приобрела компанию Kadina Ltd, которой принадлежал контрольный пакет (50,1 %) Новороссийского морского торгового порта. Продавцами по сделке (сумма сделки, составившая $2,5 млрд, по данным газеты «Ведомости» почти на 80 % превышала рыночную оценку, складывавшуюся на тот момент), выступили семьи председателя совета директоров НМТП Александра Пономаренко и депутата Госдумы Александра Скоробогатько (получили вместе около $2 млрд) и структуры Аркадия Ротенберга (получил около $500 млн).

16 апреля 2007 года президент России Владимир Путин подписал указ о присоединении к «Транснефти» компании «Транснефтепродукт» путём внесения принадлежащих государству 100 % акций «Транснефтепродукта» в качестве вклада России в уставный капитал «Транснефти».

23 мая 2017 года Газпромбанк раскрыл структуру владения привилегированными акциями «Транснефти»: ЗАО «Газпромбанк-Управление активами», доверительный управляющий средствами «Транснефти» и «Газпромбанка», получило в результате сделки 53,57 % префов монополии, НПФ «Газфонд пенсионные накопления» — 14,85 %, около 2 % — РКИФ и РФПИ. Кроме того, Газпромбанк стал финансовым консультантом трубопроводной компании.

 

Основные направления деятельности ПАО «Транснефть»:
-перекачка, координация и управление транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие предприятия России и за ее пределы;
-профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепроводах;
-координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
-взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти в соответствии с межправительственными соглашениями;
-координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов;
-привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции акционерных обществ, входящих в компанию;
-организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов нефтепроводного транспорта.

 

1.4 Политика ПАО «Транснефть» в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности

Принципы ПАО «Транснефть» в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности:

• приоритетность жизни и здоровья работников по отношению к результату производственной деятельности;
• рациональное использование топливно-энергетических ресурсов;
• приоритетность предупреждающих мер перед мерами, направленными на локализацию и ликвидацию последствий аварий;
• предотвращение и снижение негативного воздействия на окружающую среду, рациональное использование природных ресурсов;
• вовлеченность персонала всех уровней в совершенствование системы управления охраной труда, промышленной безопасностью, системы экологического и энергетического менеджмента;
• открытость значимой информации о деятельности в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности.

Обязательства ПАО «Транснефть» в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности:

• безусловное выполнение требований российского законодательства, международных договоров Российской Федерации, федеральных норм и правил в области охраны труда, использования энергетических ресурсов, энергосбережения и энергоэффективности, промышленной безопасности и охраны окружающей среды;
• постоянное совершенствование системы управления охраной труда, промышленной безопасностью, системы экологического и энергетического менеджмента;
• осуществление комплекса профилактических мер, направленных на предупреждение производственного травматизма и ухудшения здоровья работников;
• снижение риска возникновения аварий на опасных производственных объектах;
• повышение энергоэффективности процессов производства на всех его стадиях;
• защита окружающей среды и предотвращение загрязнения.

Для соблюдения указанных принципов ПАО «Транснефть» ставит перед собой следующие цели и задачи:

• обеспечение охраны труда, в том числе за счет достижения уровня производственных процессов, соответствующего современному состоянию техники и достижениям науки, руководствуясь принципом приоритетности жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности;
• организация статистического наблюдения за энергоэффективностью, мониторинг и анализ основных характеристик использования и потребления топливно-энергетических ресурсов и факторов, влияющих на уровень их потребления;
• внедрение комплекса организационных и технических мероприятий, реализуемых в рамках утвержденной Программы энергосбережения для снижения потребления топливно-энергетических ресурсов;
• улучшение состояния промышленной и экологической безопасности за счет своевременной замены и повышения надежности оборудования, обеспечения его безопасной и безаварийной работы;
• поддержание высокого уровня готовности аварийно-спасательных формирований, оснащение их современными техническими средствами для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
• выделение достаточных для достижения целей материальных, финансовых и кадровых ресурсов;
• повышение уровня информированности работников об охране труда и условиях труда на рабочем месте, требованиях промышленной безопасности, мотивация их к бережному расходованию всех видов ресурсов;
• обеспечение, развитие и стимулирование личной и коллективной ответственности работников за соблюдение требований охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды;
• повышение ответственности персонала за рациональное и эффективное расходование энергоресурсов;
• организация сотрудничества с государственными органами, научно-исследовательскими организациями и другими заинтересованными сторонами с целью обмена опытом, разработки и внедрения прогрессивных норм и правил;
• использование и внедрение передовых технологий в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной безопасности и экологии при проектировании, строительстве, техническом перевооружении, реконструкции и капитальном ремонте объектов трубопроводного транспорта;
• организация эффективного производственного контроля за соблюдением требований охраны труда, энергоэффективности и энергосбережения, состоянием промышленной и экологической безопасности.

Соблюдение данных положений ПАО «Транснефть» считает залогом оптимального сочетания интересов Компании с социально-экономическими потребностями общества в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности.

 

2. Цель работы.
3. Анализ по нормативно-правовой базе .
4. Основные экологические требования на проектной стадии.
5. Расчет выделений/выбросов загрязняющих веществ от резервуарного парка на производственных объектах организации системы «Транснефть».

 

2.1 Анализ по нормативно-правовой базе.

• Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 года N35-ФЗ «Об электроэнергетике» (прил.1)
• Постановление Правительство Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N861 «Об утверждении правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям»(прил.2)
• ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» (прил. 3)
• Постановление от 6 мая 2011 г. N 354 «О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов» (прил. 4)
• Постановление от 4 мая 2012 г. N 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» (прил.5)
• Постановление от 29 декабря 2011 г. N 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (прил.6)
• Приказ Федеральной службы по тарифам от 15 февраля 2005 года N22-э/5 «Об утверждении Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям»(прил.7)

 

2.2  Основные экологические требования на проектной стадии.

Документ устанавливает порядок разработки  и требования к содержанию проектов нормативов предельно допустимых выбросов для производственных организаций  системы «Транснефть»

Документ распространяется на разработку проектов нормативов предельно допустимых выбросов для производственных объектов организаций системы
«Транснефть»  деятельность которых связана с источниками выбросов загрязняющих веществ в  атмосферный воздух, подлежащих государственному учету и нормированию.
Документ не распространяется на утверждение в установленном
порядке  проекты нормативов предельно допустимых выбросов для производственных объектов организаций системы «Транснефть».

Документ предназначен для применения ПАО«Трвнснефть» и
организациями системы «Транснефть», расположенными на территории Российской Федерации , а также организациями , осуществляющими разработку проектов нормативов предельно допустимых выбросов  для производственных объектов организаций системы «Транснефть».

Нормативные ссылки
ГОСТ 17.2.1.04-77 Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. Термины и определения
ГОСТ17.2.3.О2-2014Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями
ГОСТ 17.2.4.06-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения скорости и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения
ГОСТ 305-2013 Топливо дизельное. Технические условия
ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки
ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 51866-2002 Топлива моторные. Бензин неэтилированный. Технические условия

ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ Р ИСО  5725-2002 Точность (правильность и прецизионносгь) методов и результатов измерений
ОНД -86 Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ содержащихся в выбросах предприятий
СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий , сооружений и иных объектов
СП 131.13330.2012 Свод правил «СНиП 23-01-99*  Строительная климатология»
РД-17-89 Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии
РД  52.04.52-85 Методические указания. Регулирование выбросов при неблагоприятных  метеорологических условий
РД-01.120.00-КТН-228-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения
РД-03.120.10-КТН-155-11 Требования к подрядным организациям в системе ОАО «АК «Транснефть» ‘
РД  52.04.186-89 Руководство по контролю загрязнения атмосферы
ОР-13.020.00-КТН-181-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок взаимодействия ООО «НИИ Транснефть» с организациями системы «Транснефть» при разработке проектов нормативов предельно допустимых выбросов в атмосферу
ОР -13.040.99-КТН-162-15 Магистральный Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов . Порядок взаимодействия структурных подразделений организаций системы  «Транснефть» при  предоставлению  исходных данных для расчета объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от резервуарных парков на производственных  объектах организаций  системы «Транснефть»
 

2.3 Расчет выделений/выбросов загрязняющих веществ от резервуарного парка на производственных объектах организации системы «Транснефть»

2.3.1 Для производственных объектов ОСТ , осуществляющих перекачку нефти по магистральным трубопроводам ,расчет выбросов ЗВ(загрязняющих веществ) от резервуаров с нефтью устанавливается в соответствии с требованиями Федерального Закона от 04.05.1999 № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»

2.3.2 Максимально годовой разовый выброс M , г/с , паров нефти рассчитывается по формуле (1):

M=P₃₈ · m · k_t^max· k_p^max · k_в · V_ч^max ·0,163 · 10^-4      (1)

P₃₈ – давление насыщенных паров нефти при температуре 38 °С,       420 мм. рт. ст.;

m – молекулярная масса паров жидкости ;

k_t^max – опытный коэффициент, принятый в зависимости от температуры нефти/АБ в резервуаре по унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 0,78 при температуре жидкости в резервуаре  38°С.

k_p^max – опытный коэффициент, принятый в зависимости от режима эксплуатации («мерник») , резервуаров (наземный вертикальный)  и его объема (до 100 м³)  по унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 0,62.

k_в — опытный коэффициент, принятый в зависимости от давления  насыщенных паров (420 мм. рт. ст.) при температуре  жидкости унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 1.

V_ч^max – максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки. 56 м³/ч

M=420 · 63,7 ·0,78 · 0,62 · 1 · 56 · 0,163 · 10^-4 = 11,8100  г/с

 

2.3.2 Валовый выброс G , т/год ,  паров нефти рассчитывается по формуле (2) ;

G =   (2)

k_t^min – опытный коэффициент ,п принятый в зависимости от температуры нефти в резервуаре по унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 0,42

k_р^ср— опытный коэффициент, принятый в зависимости от режима эксплуатации («мерник») , резервуаров (наземный вертикальный)  и его объема (до 1000 м³)  по унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 0,62

k_об – коэффициент оборачиваемости, принятый по унифицированным справочным данным для проведения расчетов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, значение которого составляет 1,352

B – количество жидкости, закачиваемое в резервуар в течение года , т/год , составляет 4162 т/час, итого 300000 т/год;

Ρ_ж – плотность жидкости,0,74 т/м³.  .

Значение коэффициента k_об принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):

 

Заключение

Таким образом, при функционировании резервуарного парка, состоящего из 54 резервуаров, и годовой оборачиваемостью нефти, равной 300000 тонн, образуется 325 000 тонн загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

Внедрение разработанной системы защиты атмосферы, основанной на стабилизации нефти, позволит снизить потери легких газовых фракций нефти до 95%. Это в 20 раз меньше годового выброса загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров, функционирующих без систем улавливания.

При этом экоэффективность разработанной системы достигнет 100%. Поскольку стабилизируется 95 % нефти, а 5% нестабилизированного сырья в виде несконденсировавшихся газов направляется на газобензиновый завод, где он полностью используется.

 

Список литературы

1. Руководящий документ «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Система управления охраной труда»
2. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов»
3. Горбачев М. И., Егорова М. С. Трудовые ресурсы предприятия АО «Транснефть – центральная Сибирь»: оценка потребности и эффективности использования, охрана труда, социальная ответственность // Молодой ученый. — 2015. — №10.4. — С. 19-22. — URL
4. Калыбеков Т., Касенов Б.С. Охрана труда в нефтегазовой отрасли. Часть 1. -Алматы: КБТУ, 2006.- 153 с.
5. Федерального Закона от 04.05.1999 № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»
6. Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (утвержденны Госкомэкологии России № 199 от 08.04.1998)