Строительство резервуарного парка нефтеперерабатывающего завода

Содержание

Введение
1. Общая часть
1.1 Краткая характеристика объекта
1.1.1 Физико-географическая характеристика
1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта
1.1.3 Геологическая характеристика
1.2 Основные решения по организации производства работ
1.2.1 Общие положения
1.2.2 Работа на действующем предприятии
1.2.3 Порядок оформления производства работ
2. Технологическая часть
2.1 Основные технологические решения
2.1.1 Объемно-планировочные и конструктивные решения
2.1.2 Специальные мероприятия
2.2 Резервуарные парки
2.2.1 Поставка металлоконструкций резервуара
2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства
2.2.3 Сварочные материалы
2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов
2.2.5 Основные положе ...

Содержание

Введение
1. Общая часть
1.1 Краткая характеристика объекта
1.1.1 Физико-географическая характеристика
1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта
1.1.3 Геологическая характеристика
1.2 Основные решения по организации производства работ
1.2.1 Общие положения
1.2.2 Работа на действующем предприятии
1.2.3 Порядок оформления производства работ
2. Технологическая часть
2.1 Основные технологические решения
2.1.1 Объемно-планировочные и конструктивные решения
2.1.2 Специальные мероприятия
2.2 Резервуарные парки
2.2.1 Поставка металлоконструкций резервуара
2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства
2.2.3 Сварочные материалы
2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов
2.2.5 Основные положения при сборке под сварку и сварке монтажных сварных соединений
2.2.6 Организация сварочных работ
2.2.7 Рекомендации по сварочно-монтажным работам в условиях отрицательных температур
2.2.8 Контроль качества сварных соединений
2.2.9 Технологическая последовательность монтажа металлоконструкций резервуара
2.2.10 Монтаж площадок обслуживания на стенке резервуара
2.2.11 Монтаж площадок обслуживания на кровле резервуара
2.2.12 Монтаж кольцевой площадки обслуживания резервуара
2.2.13 Гидроиспытания Общие положения
2.2.14 Подготовительные работы гидроиспытания
2.2.15 Производство работ по гидроиспытанию
2.2.16 Порядок производства работ по теплоизоляции резервуаров мазута
2.3 Технологические насосные станции
2.3.1 Насосная станция перекачки нефти (поз.42)
2.3.2 Насосная станция перекачки мазута и судовых топлив (поз.А22 )
2.3.3 Насосная станция перекачки светлых нефтепродуктов (поз.А23)
2.4 Технологические трубопроводы
2.5 Автоматизация
2.5.1 Структура системы автоматизации
2.5.3 Противоаварийная защита (ПАЗ)
2.5.4 Электропитание
2.6 Пожаротушение
2.7 Спецвопрос. Замена теплоизоляции резервуара
3. Расчетная часть
3.1 Исходные данные
3.2 Определение потерь тепла при неизолированном резервуаре
3.3 Определение потерь тепла при изолированном резервуаре и
толщину слоя изоляции
4. Экономическая часть
4.1 Расчет сметной стоимости для проведения строительства резервуарного парка
4.2 Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы
4.3 Расчет заработной платы
4.4 Определение показателей эффективности проекта
5. Безопасность и экологичность проекта
5.1 Характеристики пожаровзрывоопасности нефтей и нефтепродуктов
5.2 Пожарная безопасность
5.3 Требования безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ
5.4 Требования безопасности при производстве газорезательных работ
5.5 Требования безопасности при производстве электросварочных работ
5.6 Меры безопасности при гидравлическом испытании резервуара
5.7 Требования безопасности при работе на высоте
5.8 Охрана окружающей среды
5.9 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения
Список литературы
Приложение

Содержание

Введение
1. Общая часть
1.1 Краткая характеристика объекта
1.1.1 Физико-географическая характеристика
1.1.2 Природные и климатические условия в месте расположения объекта
1.1.3 Геологическая характеристика
1.2 Основные решения по организации производства работ
1.2.1 Общие положения
1.2.2 Работа на действующем предприятии
1.2.3 Порядок оформления производства работ
2. Технологическая часть
2.1 Основные технологические решения
2.1.1 Объемно-планировочные и конструктивные решения
2.1.2 Специальные мероприятия
2.2 Резервуарные парки
2.2.1 Поставка металлоконструкций резервуара
2.2.2 Требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства
2.2.3 Сварочные материалы
2.2.4 Требования к подготовке, хранению и использованию сварочных материалов
2.2.5 Основные положе ния при сборке под сварку и сварке монтажных сварных соединений
2.2.6 Организация сварочных работ
2.2.7 Рекомендации по сварочно-монтажным работам в условиях отрицательных температур
2.2.8 Контроль качества сварных соединений
2.2.9 Технологическая последовательность монтажа металлоконструкций резервуара
2.2.10 Монтаж площадок обслуживания на стенке резервуара
2.2.11 Монтаж площадок обслуживания на кровле резервуара
2.2.12 Монтаж кольцевой площадки обслуживания резервуара
2.2.13 Гидроиспытания Общие положения
2.2.14 Подготовительные работы гидроиспытания
2.2.15 Производство работ по гидроиспытанию
2.2.16 Порядок производства работ по теплоизоляции резервуаров мазута
2.3 Технологические насосные станции
2.3.1 Насосная станция перекачки нефти (поз.42)
2.3.2 Насосная станция перекачки мазута и судовых топлив (поз.А22 )
2.3.3 Насосная станция перекачки светлых нефтепродуктов (поз.А23)
2.4 Технологические трубопроводы
2.5 Автоматизация
2.5.1 Структура системы автоматизации
2.5.3 Противоаварийная защита (ПАЗ)
2.5.4 Электропитание
2.6 Пожаротушение
2.7 Спецвопрос. Замена теплоизоляции резервуара
3. Расчетная часть
3.1 Исходные данные
3.2 Определение потерь тепла при неизолированном резервуаре
3.3 Определение потерь тепла при изолированном резервуаре и
толщину слоя изоляции
4. Экономическая часть
4.1 Расчет сметной стоимости для проведения строительства резервуарного парка
4.2 Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы
4.3 Расчет заработной платы
4.4 Определение показателей эффективности проекта
5. Безопасность и экологичность проекта
5.1 Характеристики пожаровзрывоопасности нефтей и нефтепродуктов
5.2 Пожарная безопасность
5.3 Требования безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ
5.4 Требования безопасности при производстве газорезательных работ
5.5 Требования безопасности при производстве электросварочных работ
5.6 Меры безопасности при гидравлическом испытании резервуара
5.7 Требования безопасности при работе на высоте
5.8 Охрана окружающей среды
5.9 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси вне здания, сооружения
Список литературы
Приложение

В связи с требованием [23] о необходимости осмотра уторного сварного соединения днища со стенкой предусмотрены съемные элементы теплоизоляции и покровного листа.
2.3 Технологические насосные станции
Проектом предусматривается строительство трёх насосных станций, с узлами задвижек:
-расширение насосной станции перекачки нефти (поз.42) для выполнения технологических операций с нефтью;
-насосная станция перекачки мазута (поз.А22) для выполнения технологических операций с мазутом;
-насосная станция светлых нефтепродуктов (поз.А23) для выполнения технологических операций со светлыми нефтепродуктами (дизельное топливо, печное топливо).
Все насосные станции и узлы задвижек приняты открытого типа под навесом с лёгким ограждением для защиты от ветра и атмосферных осадков.
Все насосные агрегаты приняты с торцевым уплотнением вала и снабжены централизованной системой сбора утечек, выведенной в специальные дренажные ёмкости (для каждого нефтепродукта).
Ёмкости сбора утечек оборудованы датчиками уровня, сигнализацией и погружными насосами.
Для монтажа и обслуживания оборудования в насосных станциях предусмотрены кран-балки.
Предусматривается электрообогрев полов насосных станций.
2.3.1 Насосная станция перекачки нефти (поз.42)
Технологическая схема насосной станции с узлом задвижек обеспечивает выполнение следующих технологических операций:
-подачу нефти на установку АТ-2;
-внутрипарковую перекачку нефти из резервуара в резервуар;
-подачу нефти в нефтяные резервуары площадки НПУ.
Исходя из производительности установки АТ-2 к установке приняты центробежные насосы (Н-21) со следующими характеристиками:
-подача 350-450м³/час;
-напор 60 м.
С учётом обеспечения бесперебойности подачи сырья на установку переработки АТ-2 и в случае необходимости в сырьевые резервуары установки АТ-1 к установке приняты 3 насоса.
2.3.2 Насосная станция перекачки мазута и судовых топлив (поз.А22)
Технологическая схема насосной с узлом задвижек обеспечивает выполнение следующих технологических операций:
подачу мазута и судовых топлив на эстакаду налива в ж.д. цистерны;
внутрипарковую перекачку продуктов из резервуара в резервуар;
-подачу некондиционных продуктов на узел смешения для обеспечения требуемого качества.
Для выбора насосов принят вариант максимально возможной загрузки - одновременный налив 2-х маршрутов (по 16 цистерн) на эстакаде налива в ж.д. цистерны.
К установке приняты винтовые насосы (Н-22, Н-25) со следующими характеристиками:
-подача 400 м³/час;
-напор 60 м.
Количество насосов -3 шт.
2.3.3 Насосная станция перекачки светлых нефтепродуктов (поз.А23)
Технологическая схема насосной обеспечивает выполнение следующих технологических операций:
-подачу дизельного и печного топлив на эстакаду налива в ж.д. цистерны;
-внутрипарковую перекачку продуктов из резервуара в резервуар;
-перекачку продуктов из вновь проектируемых резервуаров в существующие резервуары товарно-сырьевого склада;
-подачу некондиционных продуктов на узел смешения для обеспечения требуемого качества;
-подачу дизельного топлива в ёмкости приготовления присадок.
Для выбора насосов приняты варианты максимально возможной загрузки на эстакадах налива в ж.д. цистерны:
-для дизельных топлив одновременный налив 2-х маршрутов по 15 цистерн.
Исходя из этого к установке приняты центробежные насосы со следующими характеристиками:
Для дизельных и печного топлив (Н-23):
-подача 400 м³/час;
-напор 60 м.
Количество насосов -3 шт.
2.4 Технологические трубопроводы
Диаметры трубопроводов для транспорта жидкостей приняты исходя из нормативных скоростей движения жидкости:
-в приемных трубопроводах – (0,6÷1,0) м/с;
-в напорных трубопроводах – (1,0÷2,0) м/с.
Трубопроводы приняты по [24], [25]. Материал труб – сталь 10Г2, 09Г2С, сталь 10 группы В.
Трубопроводы, транспортирующие пар, конденсат паровой, воду теплофикационную, приняты по [24], материал - сталь 10
группы В.
Трубопроводы сброса с предохранительных клапанов, газа на факел, нефти, мазута прокладываются с теплоспутниками и теплоизолируются.
Предохранители огневые на газовых линиях также обогреваются и теплоизолируются.
Категория и группа трубопроводов приняты согласно [5] и приводятся в экспликации трубопроводов.
Расчетные сроки эксплуатации технологических трубопроводов и запорной арматуры определяются по [5] исходя из:
-температуры эксплуатации;
-скорости коррозии;
-отбраковочной толщины.
Расчетные сроки эксплуатации трубопроводов и сроки ревизии приведены в экспликации трубопроводов.
Для запорной арматуры, в зависимости от типа, в каталоге «Промышленная трубопроводная арматура» указывается:
-гарантийный срок – от 12 до 24 месяцев;
-гарантийная наработка – от 500 до 3000 циклов.
Средний срок службы запорной арматуры принимается от 8 до 12 лет.
Класс герметичности затворов – А.
Трубопроводы прокладываются на низких и высоких опорах.
Монтажные работы, промывку, продувку и испытания трубопроводов на прочность, плотность и герметичность с определением падения давления производить согласно [19], [26] и [5].
Способ испытания – гидравлический.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии применяется битумно-полимерное покрытие весьма усиленного типа по [27].
Ведомости изоляции оборудования и трубопроводов в проекте прилагаются.
2.5 Автоматизация
2.5.1 Структура системы автоматизации
Для блочной нефтеперерабатывающей установки 2 пускового комплекса предусматривается управление технологическим процессом автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП).
В составе АСУТП 2 пускового комплекса предусмотрено два автоматизированных рабочих места(АРМ):
-АРМ оператора ж/д налива в операторной поз.34;
-центральный АРМ оператора в операторной МСС поз.5.
Нижний уровень АСУТП предусматривает:
-сбор информации о значениях параметров технологического процесса, о состоянии положения исполнительных механизмов;
-передачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы регулирующих клапанов и пусковые устройства электроприводов;
-локальные системы автоматизации блочно-комплектного оборудования;
-местную световую и звуковую сигнализацию о загазованности на открытых площадках.
Верхний уровень АСУТП предусматривает:
-обработку всей поступающей информации;
-отображение на экране монитора текущих значений измеряемых параметров и сигнализацию их выхода за установленные пределы;
-вывод информации на печать;
-выработку сигналов управления исполнительными устройствами регулирующих клапанов, пусковыми устройствами электроприводов насосов и электрозадвижек.
2.5.3 Противоаварийная защита (ПАЗ)
Для предотвращения аварийных ситуаций проектом предусматривается следующий объём контроля, сигнализации и блокировок:
-контроль загазованности на эстакадах налива, на площадках резервуаров, в насосных, в местах установки дренажных емкостей со световой и звуковой сигнализацией по месту установки датчиков или групп датчиков;
-сигнализация верхнего аварийного уровня нефти в железнодорожных цистернах с автоматическим закрытием запорно-регулирующего клапана на стояке;
-сигнализация оператору о предельном верхнем уровне в резервуарах
Р-15...Р-36, с автоматическим закрытием соответствующих электроприводных задвижек при предельном уровне нефти в резервуаре;
-контроль температуры подшипников насосов с отключением работающего насоса при перегреве его подшипников;
-автоматическое отключение насосов при достижении аварийного уровня вибрации или при повышенных утечках;
-автоматическое отключение любого из работающих насосов при низком давлении на выкиде насоса или отсутствии перекачиваемой жидкости (защита от "сухого хода");
-сигнализация оператору о предельном верхнем уровне в емкостях КР-5, КО-1/3, КО-2, КБ-1.
2.5.4 Электропитание
Электропитание системы автоматики обеспечивается от распределителей питания переменным током частотой 50 Гц напряжением 220 В по особой группе 1-й категории надежности с АВР и предусмотрено в электротехнической части проекта.
В составе системы автоматики предусматриваться устройства бесперебойного электропитания.
Устройство бесперебойного электропитания обеспечивает работу системы автоматики при уменьшении или полной потере входного питающего напряжения в течение времени не менее 60 минут с момента пропадания напряжения питания.
Источник бесперебойного электропитания имеет в своем составе аккумуляторные батареи необходимой емкости, снабженные специальными газорегенерационными устройствами, или имеющие специальный электролит на гелиевой основе, полностью исключающими выделения газов при зарядке или разряде батарей.
Время заряда аккумуляторных батарей не более 24 часов с момента восстановления питания.
Источник бесперебойного электропитания обеспечивает световую сигнализацию на блоке питания, а также сигнализацию на АРМ оператора режимов работы (работа от сети, работа от батареи, заряд батареи), а также неисправностей в сети электропитания и источника бесперебойного электропитания.
2.6 Пожаротушение
На реконструируемой площадке были запроектированы и в настоящее время построены следующие сооружения пожаротушения:
- емкости противопожарного запаса воды V=2000 м3 2 шт. Поз.49;
Насосная станция пожаротушения с тремя группами насосов Поз.16:
-первая для подачи воды на наружное пожаротушение установлены насосы марки 1Д500-63 Q=500 м3/ч Н=63 м.вод.ст. Два насоса рабочих, один резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое;
-вторая группа для подачи раствора пенообразователя. К установке приняты насосы 1Д 200-90а Q=180 м3/ч Н=74 м.вод.ст. Один насос рабочий, второй резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое;
-третья группа насосов предназначена для дозирования пенообразователя из емкостей хранения запаса пенообразователя во всасывающую линию насосов, подающих раствор пенообразователя. К установке приняты насосы НД 2,5Р 10000/10Е1 Q=10000 л/ч, Н=100 м.вод.ст. Один насос рабочий, второй резервный. Управление насосами местное, дистанционное и автоматическое с одновременным включением насосов 1Д 200-90а;
-ёмкости для хранения запаса пенообразователя V= 5 м3 2 шт. Поз.41;
-три блока задвижек системы пенотушения Поз.50, Поз.55, Поз.56;
-два блока задвижек системы охлаждения Поз.51/1,2.
Система охлаждения и пенотушения принята автоматическая.
Также на площадке запроектированы кольцевые сети противопожарного водопровода диаметром 300 и кольцевые сети раствора пенообразователя диаметром 200.
Для вновь проектируемых сооружений система пенотушения достаточна, только дополняется блоками задвижек. Систему противопожарного водоснабжения необходимо дополнить установкой дополнительного насоса, блоками задвижек и лафетными стволами. Согласно [28] пункт 8.29 устанавливаются дополнительные резервуары противопожарного запаса воды V=400 м3 и V=1000 м3.
Расчетные расходы воды и раствора пенообразователя на тушение и охлаждение вновь проектируемых резервуаров определяются в соответствии со [21] и [28]. На площадке предусматривается единая система автоматической противопожарной защиты.
На площадке предусматривается два пожара. Один на резервуарном парке, второй на установке АТ-2 или АТ-1.
2.7 Спецвопрос. Замена теплоизоляции резервуара
Энерго- и ресурсосбережение является одним из основных направлений технической политики в мире. В энергосбережении большое значение отводится повышению теплозащиты оборудования и сооружений.
При выборе теплоизоляционного материала учитывают прочностные и деформационные характеристики резервуара, расчетные допустимые нагрузки на фундамент и другие элементы изолируемой поверхности. Так, при изоляции стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов допустимая нагрузка от изоляции ограничена.
Требования пожарной безопасности определяются нормами технологического проектирования конкретных отраслей промышленности. Для таких отраслей промышленности, как газовая, нефтехимическая, химическая, производство минеральных удобрений, ведомственные нормы допускают применение только негорючих и трудногорючих материалов в составе теплоизоляционных конструкций. При выборе материалов учитывается не только показатели горючести теплоизоляционного слоя и защитного покрытия, но и поведение теплоизоляционной конструкции в условиях пожара в целом.
Пожарная опасность теплоизоляционных конструкций наряду с другими факторами зависит от температуростойкости защитного покрытия, его механической прочности в условиях огневого воздействия. Негорючие волокнистые теплоизоляционные материалы при определенных условиях могут поглощать горючие вещества (нефтепродукты, масла и др.), которые влияют на горючесть конструкции и способны самовоспламеняться, что также учитывается.
В настоящее время для теплоизоляции резервуаров в основном применяют минераловатные утеплители. Предлагаю заменить минераловатный утеплитель на жидкую сверхтонкую керамическую теплоизоляцию.
Этот материал представляет собой микроскопические (0,03-0,08 мм) пустотелые керамические шарики, обладающие исключительными свойствами, как при нагревании, так и при охлаждении, которые находятся во взвешенном состоянии в жидкой композиции, состоящей из синтетического каучука, акриловых полимеров и неорганических пигментов. Эта комбинация делает материал легким, гибким, растяжимым. Материал обладает хорошей адгезией к покрываемым поверхностям. Материал представляет собой суспензию белого цвета, которая после высыхания образует эластичное покрытие.
На современном рынке теплоизоляционных материалов доля таких покрытий составляет лишь 3 %, однако за этим направлением будущее. Обладают уникальными теплоизоляционными, антикоррозионными, гидроизоляционными и звукоизоляционными свойствами. Приведенный коэффициент теплопроводности 0,001 Вт/м °С. Жидкая теплоизоляция по консистенции напоминает обычную краску, поэтому ее можно наносить на любую поверхность. После высыхания образуется эластичное полимерное покрытие, которое обладает уникальными теплоизоляционными свойствами, обеспечивая еще антикоррозионную защиту. Покрытия этой серии наносятся послойно кистью, валиком или распылителем (пневматическим и безвоздушным). Толщина одного технологического слоя — не более 0,4 мм. Норма расхода при однослойном покрытии — 1 литр на 1-1,5 м2. Трудоемкость нанесения соизмерима с трудоемкостью покраски.
Срок службы тепловой изоляции при нормальной эксплуатации не менее 20 лет. Покрытие влагонепроницаемо, поэтому легко моется при загрязнении.
Материал наносятся на все виды поверхностей, любой конфигурации, температуры которых находятся в пределах от +7 до +150°С, это обеспечивает возможность нанесения изоляции без остановки технологического процесса. Материалы эксплуатируются при температурах от -60° С до +260°С. Область применения - тепловая изоляция технологических трубопроводов и оборудования, трубопроводов горячего/холодного водоснабжения, технологического оборудования котельных; наружных ограждающих конструкций промышленных, общественных и жилых зданий, как нового строительства, так и реконструкции, для защиты любых металлических поверхностей от коррозии. Значительно упрощается эксплуатация и техническое обслуживание трубопроводов и запорной арматуры, вследствие быстрого обнаружения мест утечек, свищей.
3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Исходные данные
-Теплоноситель мазут М-40
-Плотность мазута, ρ 860 кг/м3
-Теплоёмкость теплоносителя, C 0,521ккал/кг°C
-Температура теплоносителя, t 40°C
-Температура окружающего воздуха, tн -25°C
-Диаметр резервуара, Dу 20,92 м
-Высота стенки резервуара, H 17,9 м
-Объем резервуара, 6000 м3
-Объем теплоносителя (70% наполнения) , V 4200 м3
-Обеспечить падение температуры теплоносителя не более 3°C/сут.
3.2 Определение потерь тепла при неизолированном резервуаре
Расчет потерь тепла при охлаждении теплоносителя определяем по формуле:
(3.1)
где, ΔТ - Охлаждение теплоносителя на - 0,125°С/час.
Расчет площади боковой стенки резервуара:
(3.2)
Расчет площади крыши резервуара:
(3.3)
Расчет площади поверхности резервуара:
(3.4)
Определение допустимых потерь тепла:
(3.5)
Если задана температура теплоносителя, температура окружающего воздуха, толщина и коэффициент теплопроводности не изоляционного слоя, тепловые потери составят:
(3.6)
где,
ав – коэффициент тепловосприятия стенкой 15 Вт/(м2·°С)СНиП II-3-79
ан – коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающий воздух 29Вт/(м2·°С) [33]
Тепловые потери при не изолируемом резервуаре превышают допустимые нормы. Необходимо выполнить тепловую изоляцию резервуара.
3.3 Определение потерь тепла при изолированном резервуаре и толщину слоя изоляции
Расчет тепловых потерь с использованием жидкой керамической теплоизоляции:
(3.7)
где,
ан – коэффициент теплоотдачи теплоизоляции 3 Вт/(м2·°С)
ав – коэффициент тепловосприятия теплоизоляции 2 Вт/(м2·°С)
λиз коэффициент теплопроводности изоляции 0,001 Вт/(м·°С)
δиз толщина одного технологического слоя изоляции 0,0004 м
Для обеспечения тепловой защиты резервуара необходимо выполнить нанесение одного технологического слоя толщиной - 0,4 мм
4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1. Сравнительный анализ показателей экономической эффективности затрат на тепловую изоляцию резервуаров
Для сравнения показателей экономической эффективности затрат на тепловую изоляцию резервуаров рассмотрим два варианта.
1.Вариант. Выполнение тепловой изоляции ограждающих конструкций резервуаров минераловатными плитами.
Виды работ, осуществляемые для монтажа данного вида утеплителя, следующие:
1 Антикоррозионная обработка.
2 Монтаж креплений бандажа.
3 Окраска стенки резервуара в 2 слоя.
4 Монтаж плит тепловой изоляции.
5 Гидроизоляция минераловатных плит.
6 Монтаж бандажа.
7 Монтаж покровного слоя.
8 Финишная окраска резервуара в 2 слоя. (рис.4.1):
Рис. 4.1. Схема монтажа минераловатного утеплителя
Сводный сметный расчет стоимости теплоизоляции из минераловатных плит (утеплитель 1) представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1
Сметная стоимость работ по монтажу утеплителя 1
№ п/п
Наименование работ, услуг
Сумма
Ед.изм.
1
Пескоструйная обработка
180
руб. / м2
2
Окраска стенки резервуара в 2 слоя.
150
руб. / м2
3
Минераловатные плиты
280
руб. / м2
4
Металлическая обрешетка (система крепления)
180
руб. / м2
5
Гидро- пароизоляция
100
руб. / м2
6
Герметизация стыковочного шва
85
руб. / м2
7
Покровный слой (оцинкованный лист)
250
руб. / м2
итого стоимость материалов
1225
руб. / м2
8
Стоимость работы
500
руб. / м2
Всего затрат
1750
руб. / м2
Гарантийный срок службы тепловой изоляции из минераловатных плит - 5 лет, по истечении данного срока материал рассыхается, распадается и осыпается вниз.
Эксплуатационные затраты на монтаж данного вида утеплителя представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2
Смета эксплуатационных затрат на монтаж утеплителя 1
№ п/п
Наименование работ, услуг
Стоимость
Ед.изм.
1
Материалы
84
руб. / м2
2
Заработная плата
168
руб. / м2
3
Отчисления на соц.нужды
62,02
руб. / м2
4
Амортизация основных средств
60,9
руб. / м2
5
Прочие расходы
149,08
руб. / м2
6
Итого:
524
руб. / м2
2.Вариант. Выполнение тепловой изоляции ограждающих конструкций резервуаров сверхтонким теплоизоляционным покрытием.
Виды работ, осуществляемые для монтажа данного вида утеплителя, следующие:
1. Антикоррозийная обработка стенки резервуара.
2. Жидкое теплоизоляционное керамическое покрытие (рис4.2.)
Рис.4.2. Схема покрытия жидкой теплоизоляцией
Сводный сметный расчет стоимости теплоизоляции из сверхтонкого теплоизоляционного покрытия (утеплитель2) представлен в таблице 4.3
Таблица 4.3
Сметная стоимость работ по нанесению утеплителя 2
№ п/п
Наименование работ, услуг
Сумма
Ед.изм.
1
Антикоррозийная обработка
50
руб. / м2
2
Жидкое теплоизоляционное керамическое покрытие
200
руб. / м2
3
итого стоимость материалов
250
руб. / м2
4
Стоимость работы
250
руб. / м2
5
Всего затрат
700
руб. / м2
Эксплуатационные затраты на монтаж данного вида утеплителя представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4
Смета эксплуатационных затрат на нанесение утеплителя 2
№ п/п
Наименование работ, услуг
Стоимость
Ед.изм.
1
Материалы
13,72
руб. / м2
2
Заработная плата
26,40
руб. / м2
3
Отчисления на соц.нужды
9,39
руб. / м2
4
Амортизация основных средств
9,57
руб. / м2
5
Прочие расходы
23,42
руб. / м2
6
Итого:
82,50
руб. / м2
Используя данные по объему резервуара (из расчетной части) можем определить необходимую общую стоимость работ. Объединим данные показатели в таблицу 4.5.
Таблица 4.5
Расчет стоимости монтажа и нанесения тепловой изоляции резервуара
№ п/п
Наименование
Ед.изм.
Покрытие
Отклонение
(экономия)
Минватные плиты
Жидкая теплоизоляция
1