Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет40/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   36   37   38   39   40   41   42   43   ...   81

 

Литература 

 

1. Программа по развитию нефтегазового сектора в Республике Казахстан на  2010 – 2014 годы – 

2010 г.  

2. Парамонов В., Строков А., Столповский О. // – 2010 г. – № 16, стр. 5, г. Алматы.  

3. Смирнов С. Кувшин, полный нефти // Эксперт Казахстан. – 2010 г. – № 12, стр. 15, г. Алматы.  

4.  Государственная  программа  по  форсированному  индустриально-инновационному  развитию 

Республики Казахстан на 2010-2014 годы. Утверждена Указом Президента Республики Казахстан от 

19 марта 2010 года № 958 // http://ru.government.kz.  

 

 

ҚАШАҒАН  КЕН ОРНЫНЫҢ МҰНАЙЫН ҚАЗАҚСТАНДАҒЫ МҰНАЙ ӨҢДЕУ 



ЗАУЫТТАРЫНДА ШИКІЗАТ РЕТІНДЕ ПАЙДАЛАНУ 

 

Нақыпова С.М., Хамхаш Г.Х., Албаева Ж.Т. 

Қ.И. Сәтбаев атындағы ҚазҰТУ, Алматы қ., Қазақстан Республикасы 

 

Қазіргі заман мәселесі. Соңғы жылдары Қазақстан Республикасында үлкен мұнай кен орындар 

мен  газ  конденсаттарды  (Тенгіз,  Қарашығанақ,  Қашаған,  Жаңажол,  Құмкөл,  Құрманғазы  және  тағы 

басқа) пайдалану ашылды және енгізілді. Перспективті кен орындардағы газ конденсаттар мен мұнай 

физикалық  және  химиялық  қасиеттерін  зерттеу  оларды  өңдеуде  рационалды  жолдарды  қарастыру 

шешуі керек түйінді мәселе болып қарастырады. 

Батыс  және  Оңтүстік  аймақтардағы  мұнай  өңдейтін  кен  орындарда  негізінде  құрамында 

парафинді  көмірсутектер,  күкіртті  қосылыстар  мен  смолалы  заттар  бар  тұтқырлығы  жоғары 

көмірсутекті  шикізаттар болып табылады, ал бұл оларды дәстүрлі  емес тұрғыда өңдеуді талап етеді. 


 

237


Жаңа  кен  орындардағы  әртүрлі  орта  дистиляттын  және  мұнайдың  қалдық  фракцияларын  өңдеудің 

рационалды  нұсқаларын  әзірлеу  мемлекеттің  жоғары  сапалы  моторлы  және  котельді  отындарға, 

майлағыш  майларға,  мұнайлы  коксте  және  мұнай  химиялы  синтез  үшін  шикізаттарға  деген 

қажеттіліктерді қанағаттандыру міндеттерін эффективті шешуге мүмкіндік береді.  



Зерттеу  тақырыбының  өзектілігі.  Қазақстан  Республикасының  мұнай  өңдеу  өндірісіндегі  ең  бір 

маңызды  даму  бағыттарының  бірі  жоғары  сапалы  моторлы  және  реактивті  отындарды  алу,  көбінесе 

жоғары  октанды  автомабильді  бензин,  авиокеросин,  қатуы  төмен  дизельді  отын  және  мұнай  химиясы 

үшін  әртүрлі  орынды  мұнайлы  шикізаттар.  Елде  жыл  сайын  85  млн.  т/г  аса  өндіргеннің  өзінде  әлі  де 

қазақстандық мұнай өңдеуші зауыттар (ҚМЗ) өңделген шикізаттың 40 % астамын Ресей Федерациясынан 

әкелінеді. Қазіргі уақытта Республикамыздың батыс аймақтарынан Павлодарлық және Шымкенттік ҚМЗ 

мұнай  тасымал-дайтын  мұнай  құбыр  құрылысы  толығымен  аяқталды.  Бұл  осы  екі  ҚМЗ-ның  РФ 

мұнайына тәуелдік мәселесін шешуге толық мүмкіндік береді.  

Қазақстан  Республикасыныңәртүрлі  аймақтарындағы  мұнайдың  құрамы  мен  физикалық  және 

химиялық  қасиеттерінің  айрмашылығы  мен  көптүрлігі  ҚМЗ-ның  жергілікті  шикізатқа  тасымалдауды жол 

бермейді. Көбінде, оңтүстік аймақтың мұнай құрамы жоғары мөлшерді н-құрылысты парафиндер, яғни ол 

моторлы,  дизельді  және  реактивті  отын  сапасына  айтарлықтай  әсер  етеді,  және  де,  олардың  төмен 

температуралы  қасиеті  бірден  төмендейді.  Батыс  Қазақстан  мұнайы  құрамындағы  полицикльді  ароматты 

және  күкіртті  қосылыстардың  айтарлықтай  құрамы,  сондай-ақ,  шығарушы  тауарлы  мұнай  өнімдерінің 

пайдалану  қасиетітеріне  кері  әсер  етеді.  Осыған  орай,  ҚР  кейбір  мұнай  өңдеу  өндірістерінде  бензин, 

реактивті және дизельді отын өндіру көлемі шектелді. Бұл Республика бойынша мұнай өңдеу процестерінің 

эфективтілігін толығымен төмендейтіні ақиқат. Қазақстан ҚМЗ-да алынған отын және май сапасын, жаңа 

эффективті технологияларды қолдану жолымен, еуропалық стандарт деңгейіне дейін жақсарту қажеттілігі 

туындайды. Сондықтан ҚР әртүрлі дистиллятты мұнай шикізатынан тауарлы мұнай өнімдерін өндіру үшін 

эффективті технологияларды іріктеу, әрі әзірлеу маңызды және өзекті міндет болып келеді.  



Жұмыстың мақсаты. Қазақстан Республикасының перспективті кен орындарындағы орта және 

жоғары  қайнатпалы  мұнай  фракцияларын,  ақшыл  дистиллятты  фракциялар  сапасын  жақсарту  мен 

шығмын  көтеру  үшін  мұнай  шикізатын  гидрокаталитикалық  жолмен,  өңдеуде  эффективті 

технологияны жасау болып табылады.  

Мақсатқа жету үшін келесідей міндеттер қойылды: 

−  орта  және  жоғары  қайнатпалы  қазақстандық  мұнай  фракцияларының  жеке  физикалақ  және 

химиялық қасиеттерін зерттеу; 

−  нысаналы ақшыл мұнай өнімдері мен гидотазарту және гидрокрекинг процестеріндегі әртүрлі 

технологиялық параметрлерінің шығымға әсерін зерттеу; 

−  ҚР әртүрлі мұнай мазутары мен вакуумды газойл, дизельді фракциясын гидрокаталитикалық 

өңдеу процестеріне катализаторлар мен шикізат құрамының әсерін зерттеу; 

−  Әртүрлі  мұнай  фракцияларының  гидрокрекингі  және  гидротазарту  процестері  үшін  жаңа 

түрлендірілген катализатор үлгілерін іріктеу және жасау; 

−  ҚР мұнай қоспасын гидрокаталитикалық өңдеудің оптималды тасқынды сызбасын жасау. 

БҚ-1  ұңғымасын  сынау  үрдісінде,  VT  зерттеуін  жүргізу  барысында  қабат  мұнайын  бір  рет 

газсыздандыру кезінде бөлінген газдың, газсыз-данған және қабат мұнайының компоненттік құрамы 

анықталған. 

Төменгі  визей  ярусының  мұнайынан  бөлінген  газдағы  микрокомпоненттерді  Petrotech 

фирмасымен қабат сынағышпен зерттеу барысында тура алаңда анықталған. Сынамалар қалыптасқан 

режимде  тесттік  айырғыштан  алынған  және  газда  радонның-222,  меркаптанның,  сынаптың  бар-

жоқтығы  зерттелген.  Зерттелген  газдағы  меркаптанның  мөлшері  0,05мл/м,  сынаптың  мөлшері       

0,31-0,58мг/м

3

, радонның-222 максималды меншікті радиоактивтілігі 286Бк/м



3

 



1-кесте 

Қашаған шикі мұнайының  қасиеттері 

 

Параметрлер 



Башқұрт 

ярусы  


   Төменгі        

визей ярусы 

15

о

С-дегі тығыздық, кг/м



3

   


804,3 

800,7 


Кинематикалық тұтқырлық, мм/сек 

 

 



10

о

С-де 



3,612 

4,479 


40

о

С-де 



1,72 

2,162 


60

о

С-де 



1,308 

1,566 


Күкірт мөлшері, % 

0,755 


0,816 

 

238 


1-кестенің жалғасы 

 

Парафин мөлшері, % 



4,23-5,6** 

Мұнайдың қату температурасы, 

0

С 



-15 


Механикалық қоспалар мөлшері, % 

0,01 


0,02 

Хлорлы тұздар мөлшері, мг/кг 

10 


Су мөлшері, % 

0,025 


0,025 

Будың қанығу қысымы, кПа 

38,4 

61,2 


Меркаптан мөлшері, мг/кг* 

1142 



Никель мөлшері, мг/кг* 



Ванадий мөлшері, мг/кг* 



Темір мөлшері, мг/кг* 



Асфальтен мөлшері, % 

0,1 


0,03-0,38 

 

Бұл  жұмыста  ҚР  жаңа  Қашаған  кен  орнының  мұнайының  негізгі  физика-химиялық  қасиеттері 



мен  мұнай  және  газдың  фракциялық  құрамы  зерттелді.  Зерттеу  нәтижесі  бойынша  кен  орнындағы 

мұнай  құрамы:  70%  ашық  өнімдер,  45%  бензин  фракциясы.  Жеңіл  фракцияда  парафин  мөлшері 

жоғары  60-80%  дейін  болады.  Бұл  мотор  майларын  алу  мақсатында  каталитикалық  риформинг 

қондырғыларында шикізат ретінде қолдануға мүмкіндік туғызады.   



 

Әдебиеттер: 

 

1. Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана.ч.1.-Алматы: Гылым, 1995.-320с. 



2.  Кошекбеков  Дж.,  Джетписов  Б.Т.  Конденсат  Карашыганакского  месторождения  //  Химия  и 

технология топлив и масел.-1984.-№6.-С.27-29. 

3.  Леффлер  У.Л.  Переработка  нефти.-  2-изд.  Пересмотренные  /  Пер.  С  англ.-М:  ЗАО  Олимп-

Бизнес, 2003.-224с. 

4.  Майер  В.В.,  Ягьева  С.М.,  Бакирова  С.Ф.  Соединения  серы  и  азота  в  новых  нефтях 

Прикаспийской впадины // Химия и технология топлив и масел.-1990.-№9.-С.10-11. 

5.  Хабибуллин  С.Г.,  Фрязинов  В.В.,  Креймер  М.Л.,  Вольцов  А.А.  Проблемы  переработки 

меркаптансодержащего нефтяного сырья // Химия и технология топлив и масел.-1987.-№11.-С.14-21. 

6.  Надиров  Н.К.,  Уразгалиев  Б.У.,  Хакаев  Б.Н.  и  др.  Новые  нефти  Казахстана  и  их 

использование. Подсолевые нефти Прикаспийской впадины. Алма-Ата: Наука, 1982.-C. 

7. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб.пособие / 

Ахметов  С.А.,  Ишмияров  М.Х.,  Веревкин  А.П.,  Докучаев  Е.С.,  Малышев  Ю.М.;  Под  ред.  С.А. 

Ахметова.- М.:Химия, 2005.-.735с. 

8. Нұрсұлтанов Ғ.М., Абайұлданов Қ.Н. Мұнай және газды өндіріп, өңдеу.-Алматы, Өлке, 2000ж. 

 

 

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТАЛЛИЗАЦИИ ПОЛИМЕРНЫХ МАТЕРИАЛОВ 



 

Наурызова С.З., Елигбаева Г.Ж. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

Металлические  покрытия,  нанесенные  на  полимерные  материалы,  сочетают  высокие 



эксплуатационные свойства металлов и полимеров. Качественное покрытие характеризуется высокой 

адгезией  полимера  к  металлическому  покрытию.  При  химической  металлизации  адгезион-ный 

контакт  объясняют  механическая  и  химическая  [1]  теории  адгезии.  В  первом  случае  адгезия 

металлического покрытия к полимеру определяется когезионными характеристиками поверхностного 

слоя и не зависит от других параметров полимера. По химической теории адгезии величина адгезии 

определяется химической природой полимерного звена поверхностного слоя. Согласно проведенным 

в 

работе 


[2] 

исследованиям 

металлизированных 

полимеров 

методом 

рентгеновской 

фотоэлектрической спектроскопии медь, никель и  хром  образуют с полимерной  основой комплексы 

хелатного типа, что подтверждает образование донорно-акцепторной связи.  

Эффективность  металлизации  зависит  от  эффективности  таких  предварительных  операций,  как 

травление, 

при  котором  поверхность  полимера  приобретает  шероховатость,  и  активация,  в  результате 

которой поверхность становится каталитически активной, способной инициировать автокаталитическую 



 

239


реакцию  химического  восстановления  металла.  По  классической  схеме  применяют  оловопалладиевый 

активатор. Однакопри использовании благородных металлов покрытие получается пористым, кроме того, 

ионы благородных металлов склонны десорбировать с поверхности полимера. 

Как  беспалладиевый  метод  активации  поверхности  полимерных  материалов  предложена 

обработка  полимерной  основы  водными  растворами,  содержащими  восстанавливаемые  соли 

неблагородных  металлов-  меди,  никеля,  железа,  кобальта  -  с  последующим  их  химическим 

восстановлением.  При  химическом  никелировании  в  качестве  восстановителя  применяется 

гипофосфит  натрия  [3].      В  процессе  протекания  химического  никелирования  наряду  с  никелем  в 

покрытие  переходит  часть  фосфора,  входящего  в  состав  гипофосфит  иона.  Образующаяся  при  этом 

фосфидная фаза придает покрытию повышенную твердость.  

Фосфидные  фазы  можно  получить  и  при  использовании  в  качестве  восстановителя  другие 

соединения фосфора. Так, при восстановлении соединений меди газообразным фосфином протекает 

реакция образования фосфида меди:  

 

6 CuSO



+ 3PH


3

+3H


2

O  2 Cu


3

P+6H


2

SO



+H

 3 


PO

3

 



 

Получение фосфидных пленок заключается в последовательном проведении следующих операций: 

1.  Смачивание поверхности образцов раствором сульфата меди путем окунания их на 3-5 секунд 

в  раствор,  содержащий  200  г/л  CuSO

4

∙5H


2

O.  При  этом  на  поверхности  образца  остается  пленка 

раствора толщиной 50-70 мкм. 

2.  Обработка  поверхности  фосфинсодержащим  газом.  Для  этого  образец  помещали  в 

герметичную камеру и подавали туда фосфинсо-держащий газ, полученный кислотным разложением 

фосфида цинка, до прекращения его поглощения. 

 Обычно  процесс  заканчивается  в  течение  7-10  минут.  После  окончания  реакции  остатки 

непрореагировавшего  фосфинсодержащего  газа  обезвреживали  продувкой  через  раствор  дихромата 

калия  [4].Образец,  покрытый  пленкой  фосфида  меди,  промывали  проточной  водой  до  нейтральной 

реакции и высушивали на воздухе.  

Полученная  полублестящая  пленка  имеет  цвет  от  темно-серого  до  черного.  Толщина  пленки 

составляла,  в  зависимости  от  концентрации  сульфата  меди,  материала  основы  и  состояния  его 

поверхности,  0,3-0,6  мкм.  Удельный  расход  пятиводного  сульфата  меди  на  1  м

2

  медьфосфорной 



пленки толщиной 0,5 мкм составлял 15-16 граммов, фосфина 1,0-1,2 дм

3

.  



Химическим  анализом  установлено,  что  содержание  фосфора  в  пленке  10-12%.  Это  позволяет 

идентифицировать полученный фосфид как Cu

3

P, где содержание фосфора составляет 12,1 %.  



Для  определения  состава  медьфосфорной  пленки  использовали  также  метод  рентгенофазового 

анализа.  При  этом  медьфосфорную  пленку  наносили  на  металлические  (медь,  никель)  и  

неметаллические (полихлорвинил) поверхности.  

 

 



 

Рисунок 1. Рентгенограммы медьфосфорных пленок 

Обозначение: Основа материалов, на которые осаждена медьфосфорная пленка: 

1 – полихлорвинил; 2 – медь; 3 – никель.

 


 

240 


Данные,  представленные  на  рисунке  1,показывают,  что  во  всех  полученных  рентгенограммах 

наблюдается  образование  пленки  фосфида  меди  Cu

3

P,  которому  соответствуют  дифракционные 



линии с параметрами межплоскостных расстояний  

2,49 А


о

; 2,01 А


о

; 1,95 А


о

; 1,79 А


о

Пленка  имеет  ярко  выраженные  металлические  свойства,  обладает  металлическим  блеском  и 



хорошо  проводит  электрический  ток.  Электрическая  проводимость  покрытий,  полученная 

измерением сопротивления покрытия методом постоянного тока, составляла 359÷40010

-6

 Омм. 


Таким  образом,  медьфосфорные  покрытия,  полученные  низко-температурным  газофазовым 

восстановлением  поверхностных  пленок  сульфата  меди,  состоят  из  фосфида  меди  Cu

3

P,  который 



придает покрытию повышенную твердость. 

 

Литература 

 

1.  Шалкаускас М., Вашкялис А. Химическая металлизация пластмасс. Л. Химия, 1985. 

2.  Burstand J. J.Appl. Phys., 1981, v. 52 (7), No 7, p. 4795. 

3.  СайфуллинР.С.  Композиционные покрытия и  материалы. – М.:   Химия, 1977. 

4.  Кошкарбаева  Ш.Т.,  Тобылова  А.А.,  Омашева  К.К.,  Абильдаева  К.  Металлизация 

диэлектрических  материалов  //  Труды  МНМК  «Актуальные  проблемы  образования,  науки  и 

производства-2008» - Шымкент, 2008.- С.39-42 

 

 



SYNTHESIS AND CHARACTERIZATION OF LINEAR COPOLYMERS BASED ON N-

ISOPROPYLACRYLAMIDE 

 

Nakan U. 

KazNTU after K.I.Satpayev,  Almaty, Republic of Kazakhstan 

 

Many scientists believe that the hydrogen bonding effect and hydrophobic forces are the most important 



reasons  in  PNIPAAm  phase  transition  process.  Therefore,  with  a  change  in  the  ratio  of  hydrophilic  and 

hydrophobic  groups  in  the  polymer,  one  can  adjust  the  low  critical  solution  temperature  (LCST)  of  the 

system to match the desired critical region. Furthermore, different media affected the swelling behavior and 

the LCST of the hydrogel (1). 

Linear  copolymer  of  N-isopropylacrylamide  (NIPAAm)-co-2-hedroxy  ethyl  acrylate  (2-HEA)  with 

various ratios of hydrophilic chains(M1 = 70 : 30, M2 = 90 : 10 respectively) were synthesized by solution 

polymerization  using  APS  as  an  initiator  and  ethanol/water  (v/v:  1/1)  as  a  solvent  at  60 

o

C.  The  liner 



copolymers synthesized were reprecipitated several times from ethanol to diethyl ether and dried in vacuum 

desiccators  at  30 

o

C  until  a  constant  weight  was  achieved.  The  polymer  was  prepared  in  the  presence  or 



absence of sodium hydroxide solution.  

Nuclear  magnetic  resonance(NMR)  spectroscopy  and  gel  chromatography  (GPC)  were  determined  by  the 

structural  formula,  molecular  weight  and  polidisperstnost  . 

1

H–NMR  spectrum  for  NIPAAm-co-2-HEA  as 



shown  in  Figure  1,  indicated  signals  of  chemical  shifts  at  1.1  ppm  which  were  referred  to  the  protons  of 

methyl group (position 1). Also, the signals at chemical shifts of 1.8 – 1.3 ppm, 1.9 – 2.1 ppm, 4.1 – 4.3 ppm 

and 6 – 6.2 ppm were assigned to methylene protons The signals at 3.7 – 3.8 ppm and 5.7 ppm were assigned 

to CH group. The signal at 3.9 ppm was referred for hydroxyl group. The signal at 7.8 ppm was described to 

the  proton  of  NH  at  position  9.  It  is  clear  that  the 

1

H  NMR  spectra  gave  a  good  conformation  about  the 



structure of the obtained copolymer as shown in Figure 1. 

The  molecular  weights  of  the  copolymers  of  NIPAAm  with  2-HEA  with  different  compositions  were 

determined  by  GPC.  The  results  of  effect  of  the  different  ratios  of  the  monomers  on  Mw  of  the  linear 

copolymer.  It  is  noted  that  the  small  value  of  polydispersity  indexes  (Mw/Mn)  (1.3)  demonstrated  that  the 

copolymers  had  narrow  molecular  weight  distribution.  The  unimodal  and  fairly  narrow  distribution  of 

molecular weight indicates that the copolymer was successfully prepared [2]. 

 


 

241


 

 

Figure 1. 



1

H NMR spectrum and structural formula of NIPAAm-co-2-HEA 

 

Thermal  stability  of  copolymers  (M1  &  M2)  was  studied  by  thermal  gravimetric  analysis  (TGA)  in  a 



temperature program 50-850 °C with heating rate 10 K/min

-1

 and using N



2

 

gas as inert atmosphere. The TGA 



thermograms show there were two decomposition stages. The weight loss of 14.3 wt.% between 30 and 189 

o

C  for  M1  and  10.2  wt.%  between  30  and  215 



o

C  for  M2  are  attributed  to  the  desorption  of  physically 

adsorbed  water  and  organic  molecules  such  as  residual  and  impurities  from  solvents  and  moisture.  It  was 

noticed that M2 polymer  higher thermal stability than  M1 polymer. The second  weight loss  was 81.1 wt.% 

for M1 and 86.1 wt.% for M2. This weight loss could be attributed to the exothermic decomposition of the N 

group and decomposition of other parts of 2-HEA. 

The surface morphology of the polymers containing different of NIPAAm and 2-HEA was observed by 

scanning  electron  microscopy (SEM). It is clear that the surface  morphologies  of M1  with 30 %  of 2-HEA 

are  compact,  smooth  and  dense,  while  the  surface  of  M2  has  a  pronounced  porous  structure  which  is  also 

noticeable to a lesser ratio of 2-HEA in the microstructure of copolymer. As increase the ratio of NIPAAm in 

the copolymer has induced a change in polymer structure, such that more water molecules can diffuse into it 

and  the  polymer  swells  more.  It  is  also  notice  that  surface  of  M2  shows  a  much  open  surface  which  more 

water  molecules  can  penetrate  through  the  surface.  Therefore  more  water  absorption  can  be  observed  with 

M2 more than M1. 

We  propose  to  use  the  copolymers  based  on  NIPAAM-2-HEA  as  "smart"  materials  in  computer 

technology. 

 

References 

 

1.  Tokuyama  H,  Ishihara  N,  Sakohara  Sh.  Effects  of  synthesis-solvent  on  swelling  and  elastic 



properties of poly(Nisopropylacrylamide) hydrogels. Eur Polym J 2007; 43:4975-4982. 

2.  Yaochen Zheng, Sixun Zheng Reactive & Functional Polymers 72 (2012) 176–184. 



 

 

РЕКОНСТРУКЦИЯ НЕФТЕБАЗЫ АКТОГАЙ. 

ТОО «ТЭК-КАЗАХСТАН». МОНТАЖ РВС 3000м

3

 

 

Джексенбаев Н.К., Рахимджанов Д.К., Есболов Е.А., Сматов А.К. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

В настоящее время нефтебаза ТОО «ТЭК Казахстан» ст.  Актогай представляет  собой комплекс 



сооружений,  включающий  в  себя  объекты  по  приему,  хранению  и  отпуску  нефтепродуктов. 

Назначение комплекса заключается в следующем: 

  прием светлых (дизельное топливо, бензин) и темных (масла в ассортименте) нефтепродуктов 

из железнодорожных вагонов – цистерн в резервуары хранения; 

  экипировка тепловозов дизельным топливом и дизельным маслом; 


 

242 


  отпуск дизельного топлива в ж/д цистерны; 

  отпуск светлых нефтепродуктов в автоцистерны; 

  прием, хранение и отпуск темных нефтепродуктов поставляемых в тарированном виде. 

Нефтебаза  на  станции  Актогай  по  характеру  выполняемых  операций  согласно  СНиП  2.11.03-93 

«Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» является – перевалочно-распределительной, 

по  транспортным  связям  –  железнодорожной  и  автомобильной,  по  объему  установленной  емкости 

склад  категории  IIIa,  по  номенклатуре  хранимых  продуктов  –  склад  хранения  светлых 

нефтепродуктов  и  масел.  Прием  нефтепродуктов  из  железнодорожных  вагонов–цистерн 

осуществляется  круглосуточно,  отпуск  в  автотранспорт  в  дневное  время  суток,  заправка  тепловозов 

круглосуточно. 

1. Конструкция РВС 3000 м

3



Основные элементы конструкций РВС 3000м

3

:  



  стенка 

  покрытие 

  днище 

  пощадки и ограждения 

  шахтная лестница 

  люки, патрубки 

  молниемриёмники 

Стенка резервуара состоит из одного полотнища, изготовленного на заводе и свернутого в рулон 

для транспортировки на площадку строительства. 

Днище  резервуара  -  рулонной  сборки  с  кольцевыми  окрайками,.  состоит  из  двух  полотнищ, 

изготовленных на заводе и свернутых в рулон 

Крыша  резервуара  -  самонесущая  коническая,  сборная,  распорной  конструкции,  покрытие 

собирается  из  7  плоских  щитов,  укладываемых  с  уклоном  1/6  на  центральное  кольцо  и  стенку 

резервуара.  Покрытие  разделено  на  14  равных  частей,  щиты  устанавливаются  через  одну  часть. 

Между собой щиты соединяются путем монтажа кольцевых балок. 

Конструкции РВС на стройплощадку поставляются укрупнёнными блоками согласно разделу КМ с 

завода  изготовителя.  Рулонированные  конструкции  РВС  3000 м

3

  разгружаем  с  железнодорожной 



платформы  с  помощью  грузоподъемного  крана.  От  места  разгрузки  к  месту  монтажа  рулоны 

перевозим автотранспортом. 

2. Организация монтажной площадки. 

Строительно-монтажная  площадка  подготавливается  до  начала  строительства.  При  этом 

производится  вертикальная  планировка  под  строительство  4-х  РВС,  площадка  очищается  от 

строительного мусора и посторонних предметов. На площадку подводятся временные автодороги для 

подвоза м/к, материалов, движения кранов, грузовых автомашин в соответствии со стройгенпланом.  

3. Производство монтажных работ. 

Монтаж резервуаров производим в такой последовательности: 

  Монтаж днища 

  Установка временной монтажной стойки 

  Установка рулона в проектное положение 

  Развёртка рулона и сварное соединение швов 

  Установка и монтаж каркаса кровли 

  Монтаж оставшихся сегментов кровли 

  Демонтаж временной монтажной стойки 

  Монтаж шахтной лестницы и ограждений 

  Монтаж технологического оборудования 

Монтаж днища 

Днище  резервуара  монтируем  после  приемки  основания  и  фундамента  с  составлением  акта 

приемки основания под монтаж резервуара. При этом выполняем следующие операции: 

- Перед монтажом выполняем разметку фундамента под укладку окраек; 

- Монтаж окраек днища;  

- Разметку днища ; 

- монтаж днища ; 

- На заваренном днище резервуара устанавливаем монтажную стойку; 

- Следующим этапом монтажа является монтаж стенки резервуара;  


 

243


- Далее выполняем работы по разворачиванию полотнища стенки; 

- Далее выполняем сварку уторного шва, соединяющий стенку с окрайками. 

4. Проведение испытаний резервуаров. 

Испытание  резервуара  после  строительства  производим  согласно  требований  СН  РК  3.05-24-

2004 п.20 гидравлическим способом. 

В  момент  проведения  гидроиспытаний  в  опасной  зоне  останавливаются  все  электросварочные 

работы,  огневые  работы,  обесточиваются  электросети  и  оборудование,  останавливаются 

технологические процессы предприятия. Расстояние опасной зоны при испытаниях трубопроводов 7 

м  при  D  300мм  и  10м  свыше  D300мм  в  оба  направления  от  испытываемого  трубопроводов.  

Расстояние  опасной  зоны  при  испытаниях  резервуаров  и  емкостей  составляет  не  менее  2  диаметра 

испытываемого резервуара.  В опасных зонах в момент проведения испытаний не должны находиться 

люди.  Гидравлическое  испытание  резервуара  проводят  после  окончания  всех  сварочно-монтажных 

работ и контроля их качества, монтажа трубопровода аварийного  сброса нефти внутри резервуара и 

присоединения трубопроводов к резервуару.  

До начала испытаний должны быть выполнены работы по проверке геометрических параметров 

резервуара.  В  точках-марках,  размещенных  по  периметру  резервуара  с  шагом  не  более  6  м, 

выполняется инструментальный контроль: 

  отметок фундамента резервуара;  

  отклонения стенки резервуара от вертикали; 

  нивелировка окраек днища с шагом 6 м; 

  нивелировка  центральной  части  днища  с  точностью  съемки  не  менее  5  мм  и  расстоянием 

между точками съемки не более 2 м.  

До  начала  испытания  представляется  вся  техническая  документация,  предусмотренная 

разделами по изготовлению, монтажу и контролю качества резервуаров: 

  акт на приемку основания и фундамента с исполнительной схемой на основание и фундамент, 

акты  на  скрытые  работы  по  подготовке  и  устройству  грунтового  основания  под  резервуар, 

кольцевого железобетонного фундамента; 

  акты на работы по устройству защитного заземления ЭХЗ в основание под резервуар; 

  протокол качества на конструкции резервуара; 

  рабочие чертежи КМ 

  проект производства работ (ППР); 

  акты  приемки  металлоконструкций  резервуара  в  монтаж  на  соответствие  конструкций 

проектной документации, стандартам, строительным нормам и правилам; 

Гидравлическое испытание проводим при температурах окружающего воздуха плюс 5 

о

С и выше 



наливом  воды  на  уровень  11,350  м  для  РВС  2000  и  3000м

3

.  Технологическая  последовательность 



закачки (откачки) воды в резервуар: 

  закрыть задвижку DN 150 трубопровода слива воды;  

  открыть задвижку трубопровода налива и подать воду в резервуар; 

  налив  воды  до  уровня  11,350  м  осуществлять  с  остановкой  налива  на  втором,  четвертом, 

шестом,  восьмом;  при  сливе  на  седьмом,  пятом,  третьем  поясах  стенки  резервуара,  с  остановкой  на 

время, необходимое для осмотра; 

  резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытывают на гидростатическое давление с 

выдержкой под этой нагрузкой (без избыточного давления) 24 ч. 

Резервуар  считается  выдержавшим  гидравлическое  испытание,  если  во  время  заполнения 

резервуара, выдержки при максимальном уровне взлива 24 ч и его опорожнении не появляются течи 

на  поверхности  стенок  или  по  краям  днища,  уровень  воды  не  снижается,  предельные  отклонения 

формы  и  размеров  металлоконструкций  и  фундаментов  соответствуют  требованиям  СН РК  3.05-24-

2004 требованиям таблиц 17.1, 17.2, 17.3. 

Результаты  гидравлического  испытания  оформляются  актом  по  форме  Приложения  7  СН  РК 

3.05-24-2004. К  Акту  прилагаются:  журнал пооперационного  контроля,  схемы  осадки  резервуара  по 

фиксированным точкам периметра днища, схемы отклонений образующих стенки от вертикали. 

 



1   ...   36   37   38   39   40   41   42   43   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал