Главная / Рефераты / Рефераты по транспорту
Реферат: Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов Лукойл – ОНПЗ
Notice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323
ОГЛАВЛЕНИЕ
Задание на дипломный проект
Введение
1. Общая часть
1.1. Объекты Лукойл – ОНПЗ
1.2. Резервуары для хранения нефтепродуктов
2. Специальная часть
2.1. Расчетно-конструкторская часть
2.1.1. Расчет объема резервуарного парка
2.1.2. Выбор типа и определение количества резервуаров
2.1.3. Расчет обвалования резервуарного парка
2.1.4. Расчет потерь бензина от малых "дыханий" резервуара
2.1.5. Расчет потерь бензина от больших "дыханий" резервуара
2.2. Технологическая часть
2.2.1. Устройство резервуарного парка (согласно ВБН В.2.2.-58.1-94)
2.2.2. Технологическое оборудование резервуаров
2.2.3. Учет нефтепродуктов в резервуарах
2.2.4. Борьба с потерями нефтепродуктов при хранении в резервуарах
2.2.5 Эксплуатация оборудования резервуарного парка
3. Охрана труда
3.1. Расчет количества средств пожаротушения резервуара
3.2. Противопожарная безопасность в резервуарном парке
4. Экономическая часть
4.1. Расчет себестоимости реализации 1 т нефтепродукта
5. Результативная часть
5.1. Результаты ДП
6. Список рекомендованной литературы
6.1. Научно-техническая, справочно-информационная
6.1.1. Л.А.Мацкин и др. "Эксплуатация нефтебаз", М., Недра, 1975
6.1.2. В.А. Бунчук "ТХНГ", М., Недра, 1977
6.2. Нормативно-техническая (БНИП, ДЕСТ, ГСТ, ТУ)
6.2.1. ВБН В.2.2-58.1-94
Графическая часть (в т.ч. Техническое подтверждение)
Лист 1: РВС Общий вид
Лист 2: РП Технологические схемы трубопроводов
Лист 3: Дыхательный клапан. Сборочный чертеж
Введение
Нефтяная и газовая промышленность Украины находится на передовых позициях и занимает одно из ведущих мест в Европе по запасам полезных ископаемых.
Начальные потенциальные добывающие ресурсы углеводов Украины составляют 8481 млн.т. условного топлива (у.т.), из них нефти и газового конденсата – 1706 млн.т. (20 %); газа – 6712 млрд.м3 (80 %). При этом начальные потенциальные ресурсы углеводов на суше составляют 6886 млн.т. у.т. (82 %) и в морских акваториях – 1532 млн.т. у.т. (18 %).
На 1 января 2004 г. из недр Украины добыто нефти с конденсатом порядка 3,5 млн.т., газа порядка 17 млрд.м3. Целиком понятно, что в кризисных условиях, в которых находится наша держава, это очень сложная проблема. С целью ее решения разработано и в 1995 г. утверждена Правительством Национальная программа "Нефть и газ Украины до 2010 года", в которой было предусмотрено увеличение добычи нефти с конденсатом до 4,9 млн.т. в 2000 г., 17,5 млн.т. в 2010 г., а газа – соответственно 27,3 и 35,3 млрд.м3, техническое перевооружение системоразведки и т.д.
Состояние отрасли усложняется слишком низким уровнем расчетов за используемый газ. Состоянием на 1 декабря 1999 г. Задолженность потребителей за природный газ составила более 13 млрд. гривен, в том числе за газ поступивший к потребителям в 1999 г. – более 4,5 млрд. гривен. Уровень проплат за газ не превышает 43 %. Это не дает возможности не только вводить в эксплуатацию новые месторождения и скважины, а и поддерживать в надлежащем состоянии существующие мощности.
С целью внедрения финансирования в добычу нефти и газа и передовых технологий по разработке месторождений с труднодобываемыми запасами был принят Указ Президента от 17.09.96 № 433.96 "Про розробки нафтових родовищ з важковидобувними запасами". На сегодняшний день Постановлением кабинета Министров определено 8 месторождений где инвесторам предоставляются налоговые льготы. Работа в направлении расширения перечня таких месторождений продолжается.
С целью стабилизации и наращивания объемов добычи нефти и газа Кабинет Министров Украины принял постановление от 19.09.98 г. № 1321 "Про додаткові заходи стабілізації та нарощування обсягів видобування нафти і газу в Україні".
По оценкам НАК "Нафтогаз України" минимальная потребность Украины составляет 50 -55 млрд.м3 газа и 28 – 30 млн.т. нефти в год.
Однако потребление нефти и газа по фактическим данным существенно выше. Начиная с 1994 года, в Украине удалось установить спад добычи нефти и газа и стабилизировать ее к уровню 4,0 – 4,2 млн.т. нефти с конденсатом и 18,2 – 18,4 млрд.м3 газа. Эта добыча удовлетворяет потребности Украины в нефти на 12 – 15 % и газа на 22 – 23 %.
А остальное недостающее количество нефти и газа необходимо выполнить за счет импорта из-за границы. При этом необходимо вести расчет либо валютой, либо продукцией производимой в Украине. Покупать газ у России (например, 2003 г.) по цене 50 долларов за 1 тысячу кубометров.
Россия согласилась деструктировать украинский долг за газ. Правительство Российской Федерации рассматривает возможность погашения части задолженности Украины перед Россией за энергоносители путем передачи российской стороне трех танкеров, которые строятся на Херсонском судостроительном заводе, с таким предложением к российскому правительству обратилась нефтяная компания "Лукойл", которая заинтересована в расширении собственного танкерного флота.
В наше время доступность и массовые расширения персональных компьютеров и новейших систем связи дает возможность на качественном уровне подойти к решению организации производственных процессов, в том числе в нефтегазовом комплексе Украины.
Первые шаги к этому уже сделаны. Набирает обороты проект геоинформационной системы (ГИС) магистральных газопроводов Украины, где собраны и систематизированы данные о первых тысячах километров трубопроводов.
Специалисты, которые занимаются эксплуатацией и контролем нефтегазовых инженерных объектов, в своей повседневной работе так или иначе работают с материалами, которые имеют геоинформационный оттенок, даже не задумываясь над этим. Успешное функционирование ГИС связано с решением тех или иных производственных заданий. Принципиально структуру решения производственного задания можно представить так:
> Постановка задания;
> Нахождение необходимых и доступных технических материалов и информационных данных;
> Принятие решения;
> Непосредственное выполнение задания.
Например, в момент повреждения инженерных коммуникаций отыскиваются резервные линии, указывается режим работы и необходимое состояние запорной арматуры (краны, клапаны) или отслеживаются объекты, которые требуют срочного технического обследования. Возможность ГИС интегрировать с системой телемеханики дает возможность оператору (диспетчеру) направления руководить сложным инженерным комплексом непосредственно с рабочего места, где он может быть представлен целиком, и отдельными элементами в удобном виде.
В результате распада СССР новые формы приняли традиционные межотраслевые и торговые связи. Однако, эти изменения привели к появлению не только существующих трудностей, но и новых возможностей. По имеющимся прогнозам экспорт нефти из среднеазиатских государств увеличится по сравнению с настоящим временем, когда он составляет несколько миллионов тонн, до более чем 50 млн.т. к 2010 году. Магистральные нефтепроводы играют ключевую роль в энергетике, содействуя в регионе развитию взаимовыгодной торговли.
Морской терминал у порта "Южный" (в 35 км на восток от Одессы) и соединительный нефтепровод, подключающий его к действующим в Украине нефтепроводным системам, как многоцелевой объект, который будет использоваться для внутренних потребностей Украины в нефтяном сырье, а также предполагаемого спроса на нефть и транспортные услуги сопредельных нефтедобывающих государств.
Строительство объектов предусмотрено вести поэтапно соответственно поступающим объемам каспийской нефти в Черное море и ее востребованности по маршруту украинского варианта (соединительного нефтепровода "Южный" – НЛС "Броды" ("Дружба")), протяженностью 670 км, подключенного на 51 км к существующему нефтепроводу Кременчуг – Одесса. По заявлению Премьер-министра Украины В.Януковича нефтепровод заработает на полную мощность уже в мае нынешнего года.
1. Общая часть
1.1. Объекты ЛУКОЙЛ – ОНПЗ
Лукойл – Одесский нефтеперерабатывающий завод находится на Шкодовой горе.
Представляет собой современное нефтеперерабатывающее предприятие.
Состоит из ряда установок, цехов, к которым относятся:
* ЭЛОУ – АТ по выработке керосино-газойлевых фракций, мазутов, бензин прямой перегонки.
* ЭЛОУ – АВТ по выработке бензинов прямой перегонки, мазутов, вакуумный газойль гудрона.
* Битумной установки по выработке нефтебитумов (строительный, дорожный, кровельный).
* Каталитический реформинт бензинов.
* Комплекс доочистки диз.топлива и авиакеросина.
* Установка получения серы.
* Установка получения сжиженных углеводородных газов.
* Эстакада налива бензинов и диз.топлива.
* Товарно-сырьевой цех для хранения готовой продукции в резервуарах.
В структуру завода входят административно-хозяйственные здания, в т.ч. бухгалтерия, склады, столовая, клуб, поликлиника и т.п.
1.2. Резервуары для хранения нефтепродуктов
Нефтяные резервуары — это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические (стальные) и неметаллические.
РЕЗЕРВУАРЫ С КОНУСНОЙ КРОВЛЕЙ
Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 1). В обоих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно на резервуаре.
Резервуары полистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.
Резервуары вместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.
Резервуары с конусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
Скоростной напор ветра, кгс/м2 30—35
Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружной температурой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той же стали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Для несущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ 380—71).
РЕЗЕРВУАРЫ СО ЩИТОВЫМИ ПОКРЫТИЯМИ
Покрытия резервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.
Конструкции кровли и перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод.ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст.25
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100—150
Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
Скоростной напор ветра (в кгс/м2) для резервуаров вместимостью, м3:
100—700 До 100
1000 55—100
2000—5000 30; 55; 100
10 000—20 000 35; 55
Применение резервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборность конструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качество резервуаров.
РЕЗЕРВУАРЫ СО СФЕРИЧЕСКИМ ПОКРЫТИЕМ
Резервуары со сферическим покрытием имеют вместимость от 10 до 50 тыс. м3 (табл. 3). Они предназначены для хранения жидкости с плотностью до 0,9 т/м3 и могут сооружаться в районах с сейсмичностью до 7 баллов и расчетной температурой не ниже —40° С.
Таблица 2
Габаритные размеры и расход стали на резервуары с рулонным изготовлением корпуса и щитовой кровлей
Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется из отдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.
Щиты опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, под которым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан на следующие нагрузки:
Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40
Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
Скоростной напор ветра, кгс/м2 55
Наружные слои нижних поясов корпуса и окрайки днища изготовляются из низколегированной стали, остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.
Весьма ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.
Сооружение резервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых просадочных грунтах. Резервуары на макропористых грунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания по обеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабыми грунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщине слабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.
Резервуары вместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных и подзолистых почвах.
Для грунтовой подсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористых грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.
Из глинистых грунтов подсыпка может сооружаться только в том случае, если их влажность в момент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%. Укладка грунта при устройстве грунтовой подсыпки и песчаной подушки должна осуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением.
Показатели
Вместимость резервуара, м3
10
15
20
30
50
Геометрический объем, м3
10950
14900
19460
29240
47880
Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм
34200
39900
45600
47400
60700
Высота корпуса, мм
11920
11 920
11920
17900
17900
Масса стальных конструкций, т
203,17
278,83
408,76
597,7
959,7Поверхность песчаной подушки отсыпается с уклоном от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметр подушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосы подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5 с последующим мощением.
Поверх насыпной подушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища от коррозии под действием грунтовых вод и конденсата. При сооружении резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их от увлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Для приготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностью до 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм — 60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — 40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25% от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущим веществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).
Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.
Толщина гидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта). Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а при сооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушки с выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.
Отвод поверхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройством отводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.
При строительстве резервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтах планировка площадки под одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования должен производиться в промышленную канализацию.
Для резервуаров вместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаров с последующей перемосткой.
Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.
При хранении в резервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца) должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.
После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторное нивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.
Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.
Строительное подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую документацию:
технические акты на элементы, изготовленные на заводе;
сертификаты (или их копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже;
акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом);
журнал производства работ и журнал сварочных работ.
Сущность окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.
В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду.
2.1.2. Выбор типа и определение количества резервуаров.
1. Для бензина:
Объем, тип и число резервуаров в составе общего парка СНН должны определяться с учетом экономической эффективности, а также обеспечения:
- необходимой оперативности при заданных условиях эксплуатации;
- возможности вывода резервуаров из эксплуатации для ремонта без ущерба для производственной деятельности СНН;
- минимального расхода металла;
- минимальных потерь нефтепродуктов от испарений;
- возможно большей однотипности резервуаров;
- тушения возможных пожаров.
Выбор резервуаров производим по трем вариантам:
Принимаем типовые вертикальные цилиндрические стальные резервуары с щитовым покрытием (СК) (табл.19, А.С.Арзунян и др. "Сооружение нефтехранилищ, М., Недра, 1986):
РВС – 3000 м3 РВС – 5000 м3 РВС – 10000 м3
Их полезный объем: (3198 м3)(4975 м3) (11000 м3)
Для каждого варианта определим расход метала (по той же табл.19 А.С.Арзунян и др.):
Для РВС – 3000: 22 ? 66,38 = 1460,4 т
Для РВС – 5000: 14 ? 96,60 = 1352,4 т
Для РВС – 10000: 6 ? 199,1 = 1194,6 т
Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3 (по "min" затратам металла).
2. Для дизтоплива:
Выбор топлива и определение количества резервуаров производим аналогично, как и для бензина (здесь только будет другое значение потребного объема резервуарного парка для дизтоплива – 61779 м3)
Тогда:
Потребное число резервуаров:
Расход металла для каждого варианта:
Для РВС – 3000: 20 ? 66,38 = 1327,6 т.
Для РВС – 5000: 13 ? 96,60 = 1255,8 т.
Для РВС – 10000: 6 ? 199,1 = 1194,6 т.
Принимаем третий вариант, т.е. 6 резервуаров РВС – 10000 м3
(по минимальным затратам металла).
2.1.3. Расчет обвалования резервуарного парка.
Согласно ВБН В.2.2 – 58.1 – 94 принимаем следующие показатели и правила для резервуаров при размещении их в парке:
1. полученные в результате расчета резервуары для хранения бензина V = 10000 м3 (полезный объем 11000 м3) в количестве 6 штук размещаем в одной группе в два ряда; расстояние между стенами резервуаров принимаем равными 0,7 D, т.е. 0,7 ? 28,5 = 19,95 м ? 20 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3 равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);
2. для дизельного топлива в результате расчетов также получили резервуары V = 10000 м3 в количестве 6 штук, их размещаем в другой группе, тоже в два ряда, а расстояния между стенками резервуаров принимаем равными 0,5 D, т.е. 0,5 ? 28,5 = 14,25 м ? 15 м (наружный диаметр резервуара емкостью 10000 м3 равен 28,5 м; табл.24 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94);
3. расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, принимаем равным 40 м (табл.25 ВБН В.2.2 – 58.1 – 94, с учетом проездов для пожарных машин шириной 5,5 м);
4. каждую группу резервуаров ограждаем сплошным земляным валом высотой 1,5 м (0,2 м выше расчетного уровня разлившееся жидкости);
5. ширину земляного вала по верху принимаем равной 0,5 м;
6. объем, образуемый между откосами обвалования, принимаем равным емкости одного резервуара, т.е. 11000 м3;
7. в пределах одной группы каждые два резервуара разделяем внутренним земляным валом высотой 1,3 м;
8. при устройстве обвалования в целях предотвращения фильтрации разлившейся жидкости проектируем тщательную утрамбовку грунта и одерновку откосов;
9. для перехода через обвалование проектируем устройство несгораемых лестниц-переходов по четыре лестницы для каждой группы (на внешнем обваловании) и по одной лестнице-переходу на каждом внутреннем земляном валу (стенке);
10. коренные задвижки устанавливаем непосредственно у резервуаров.
Высоту обвалования резервуарного парка (группа резервуаров для бензина), расположенного на горизонтальной площадке, определяем по формуле:
Общая площадь обвалования группы резервуаров для бензина (см.план, рис.1) будет равна:
Sобщ = l ? b = 137,5 ? 89 = 12237,5 м2
тогда: Sсв = Sобщ - ?Sp = 12237,5 – 3188,1 = 9049,4 м2,
11000
и: h = ———— + 0,2 = 1,4 м;
9049,4
согласно ВБН В.2.2 – 58.1 – 94, принимаем h = 1,5 м.
Итак: размеры обвалования: l ? b ? h = 137,5 ? 89 ? 1,5 = 18356,3 м3
Для группы резервуаров для ДТ расчет аналогичен.
2.1.4. Расчет потерь бензина от малых "дыханий" резервуара.
Исходные данные:
1. Резервуар РВС – 10000 м3;
2. степень заполнения резервуара – 0,5;
3. температура начала кипения: tн.к. = 46оС;
4. среднее атмосферное давление: Ра = 105Па;
5. давление насыщенных паров по Рейду: Рру = 0,6 ? 105Па;
6. минимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmin = 12oC;
7. максимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmax = 40oC;
8. минимальная температура верхних слоев бензина:tв.с.п.min = 14oC;
9. максимальная температура верхних слоев бензина:tв.с.п.max = 22oC;
Расчет ведем по формуле 8.1 (В.А.Бунчук "ТХНГ", с.178), принимая Р1 ? Р2 ? Ра:
2.2. Технологическая часть
Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут проектироваться в соответствии с требованиями СНиП 2.09.03-85, если требования к ним не определены настоящими нормами.
Оптимальные размеры вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров и их максимальный объем рекомендуется принимать в соответствии с табл.4
2.2.1. Устройство резервуарного парка (согласно ВБН В.2.2-58.1-94)
Для резервуарных парков нефти и нефтепродуктов, независимо от категории и группы СНН следует применять типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.
Для нефти и нефтепродуктов с температурой застывания выше 0оС, для которых не могут применятся резервуары с плавающей крышей или резервуары с понтоном, независимо от температуры вспышки и давления насыщенных паров следует предусматривать резервуары со стационарной крышей.
Резервуары, как правило, следует размещать группами. В пределах одной группы разрешается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
Общая вместимость группы наземных резервуаров в зависимости от типа и номинального объема размещаемых в ней резервуаров, вида хранимых нефти и нефтепродуктов, а также расстояние между стенками резервуаров в зависимости от диаметра резервуаров, располагаемых в одной группе, следует определять в соответствии с таблицей 5.
Таблица 5
Тип стальных резервуаров
Единичный номинальный объем в группе, м3
Вид хранимых жидкостей
Допустимая номинальная вместимость группы, м3
Расстояние между резервуарами в группе, в зависимости от Д или в метрах
Вертикальные резервуары
Между резервуарами разных типов, размеров и объемов следует принимать наибольшее расстояние по графе 5 таблицы 5 из установленных для этих резервуаров.
Наземные резервуары объемом до 400 м3 включительно располагаемые на одном фундаменте или общей площадке без нормируемых разрывов (общая вместимость блока не более 4000 м3) могут размещаться совместно с другими резервуарами любого объема и типа в одной группе. Общая вместимость группы и блоков не должна превышать объемов, указанных в таблице 5 для вертикальных резервуаров "менее 50000 до 400" (в зависимости от их типа и вида хранимых жидкостей) и для горизонтальных "более 100".
Расстояние между этими блоками в группе принимается:
- при объеме единичного резервуара в блоке от 200 м3 до 400 м3 включительно – 15 м;
- при объеме единичного резервуара в блоке менее 200 м3 – 10 м.
Расстояние между резервуарами единичным объемом более 400 м3 и блоком принимается по наибольшему расстоянию из установленных для этих резервуаров (графа 5 таблицы 5) или для блоков.
Площадь зеркала хранимой жидкости подземного резервуара не должна превышать 7000 м2, а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров – 1400 м2. Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы принимается из условий производства работ и должна быть не менее 1 м.
Для обсыпанных грунтом резервуаров, относимых к подземным, ширина их обсыпки по верху определяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости при аварии резервуара, но во всех случаях должна быть не менее 3 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи для вертикальных резервуаров и от любой точки стенки резервуара до откоса насыпи для горизонтальных резервуаров. Для горизонтальных резервуаров объемом до 75 м3 ширину обсыпки поверху допускается сокращать до 2 м.
Группы резервуаров или отдельно стоящие могут размещаться в выемках, котлованах, на насыпях, наклонной плоскости или иметь комбинированный профиль. Территорию резервуарного парка, как правило, рекомендуется размещать на плоском рельефе с уклоном не более 0,005.
Территория оврагов для размещения резервуарных парков с резервуарами единичным объемом 10000 м3 и более не допускается.
Резервуары единичным объемом 10000 м3 и более следует располагать в группе в один или два ряда.
Резервуары единичным объемом менее 10000 м3 разрешается располагать в 3 и 4 ряда при соблюдении следующих условий:
- при расположении в 4 ряда – вывод технологических трубопроводов следует принимать в направлении наиболее протяженных сторон обвалования группы, между двумя рядами резервуаров в обваловании должна быть обеспечена свободная от застройки полоса для проезда пожарной техники.
Минимальное расстояние между стенками крайних резервуаров, расположенных в соседних группах следует принимать по таблице 6.
Таблица 6
Вид хранения и единичный объем резервуаров, устанавливаемых в группе
Расстояние в свету между стенками крайних резервуаров групп, м
1. Наземное хранение до 10000 м3 включительно
40
Свыше 10000 м3
60
Блок, вместимостью до 4000 м3 включительно, размещаемый самостоятельно (вне общей группы)
15
2. Подземное хранение независимо от объема
15При размещении каждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане или выемке, вмещающем всю хранимую в этих резервуарах жидкость при разливе, расстояние между верхними бровками соседних котлованов или выемок следует принимать 15 м.
Для каждой группы наземных резервуаров, вместимостью, определяемой по таблице 6, по периметру должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Обвалование (ограждение) должно быть непроницаемым. Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающей стены, должен принять расчетный объем разлившейся жидкости равный одному наибольшему по объему резервуару в группе. При расположении только одного резервуара на обвалованной площадке, ее свободный объем должен рассчитываться на объем этого резервуара.
Высота обвалования определяется расчетом на основании сравнения варианта оптимальной площади застройки резервуарного парка в зависимости от объема и количества резервуаров в группе, рядности их установки, с обеспечением свободного объема обвалованной территории, технико-экономическим расчетом, величин приведенных в таблице 7.
Расчет свободного объема обвалованной территории резервуарного парка при наземном хранении рекомендуется выполнять на электронно-вычислительной машине, с оптимальным соотношением размеров в парке и высоты обвалованной территории.
Обвалование следует предусматривать, как правило, земляным с шириной по верху не менее:
0,5 м – при расчетной высоте обвалования менее 2,5м;
1,0 м - при расчетной высоте обвалования 2,5 м до 3,0 м;
2,0 м – при расчетной высоте обвалования свыше 3,0 м.
Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.
Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее приведенных в таблице 7.
Таблица 7
Объем (номинальный) единичных резервуаров в группе, м3
Высота обвалования, м
Минимальное расстояние от стенок резервуаров до внутренних откосов обвалования, м
минимальная
максимальная
10000 и более
1,5
3,9
6
Менее 10000 (включая резервуары, емк. До 400 м3 вкл., размещаемые в общей группе в одном блоке
1
,09
3
До 400 м3 вкл., размещаемых в блоке, самостоятельно (вне общей группы):
- при вертикальных резервуарах
0,8
Не нормируется
- при горизонтальных резервуарах
0,5
Не нормируется
В пределах одной группы внутренними земляными валами должны разделяться:
- на складах 1 и 2 категорий каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или нескольких меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3;
- резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;
- на складах 1, 2 категорий и 3-а категории для хранения этилированных бензинов от других резервуаров группы.
Высоту внутреннего земляного вала или стены рекомендуется принимать не менее:
1,3 м – для резервуаров единичным объемом 10000 м3 и более;
0,8 м – для остальных резервуаров.
При размещении наземных резервуаров на наклонной плоскости или выемке, требования таблицы 7 по минимальной высоте обвалования, а также к устройству обвалования не распространяются на возвышенную сторону площадки.
Высота откоса выемки с верховой стороны определяется только на расчетную высоту по расчетному объему разлившейся жидкости, при этом с верховой стороны должны предусматриваться мероприятия, исключающие попадание ливневых вод на территорию размещения резервуаров.
Обвалование подземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов. Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования, следует определять из условия удержания разлившейся жидкости в количестве, равном 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе. В качестве обвалования этих резервуаров могут быть приняты внутренние автомобильные дороги, расположенные не ближе 10 м от стенок резервуаров, если объем, образуемый между откосами земляного полотна дорог вокруг группы, удовлетворяет этому условию – удерживанию 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе.
Для земляных обвалований резервуарного парка разрешается без ограничений применять грунты и отходы промышленности, мало меняющие прочность и устойчивость под воздействием погодно-климатических факторов и обеспечивающих условия п.17.1.35.
При расчете устойчивости земляного обвалования следует учитывать следующие условия:
А) физико-механические характеристики грунтов обвалования и его основания;
Б) расчетную высоту обвалования;
В) гидростатическое давление разлившейся жидкости по условиям п.17.1.35. во всех случаях в основании обвалования должен быть предусмотрен контактный слой толщиной не менее 0,3 м (для сопряжения тела обвалования с основанием).
Погодно-климатические зоны для устройства обвалования или выемок, а также коэффициенты фильтрации принимаются, как для внутренних автомобильных дорог, в соответствии со СниП 2.05.02-85.
Непроницаемость обвалования следует обеспечивать послойным уплотнением (при тяжелых суглинках и глинах) или специальным укреплением верхнего слоя грунта, в соответствии с таблицей 8.
Вид укрепления рекомендуется устанавливать, исходя из технико-экономической оценки вариантов с учетом максимального использования средств механизации, местных материалов и грунтов от разработки выемок, характеристики грунта тела обвалования и основания.
При устройстве укрепления из глины необходимо предусматривать его защиту посевом трав по растительному грунту или обсыпку местным грунтом слоем не менее 0,1 м.
Территория групп резервуаров внутри обвалования (ограждающей стены) должна быть спланирована с уклоном 0,005 к приемным устройствам канализации.
При размещении резервуарного парка на территории с дренерующими грунтами необходимо предусматривать противофильтрационные устройства в соответствии с требованиями раздела настоящих норм.
К дренирующим следует относить грунты, имеющие при максимальной плотности при стандартном уплотнении по ГОСТ 22733-77 коэффициент фильтрации не менее 0,5 м/сут.
К стационарным лестницам на резервуарах делаются пешеходные дорожки (тротуарные) шириной 0,75 м.
При расположении резервуарных парков на площадках, имеющих более высокие отметки земли по сравнению с указанными п.17.1.17 объектами, а также при необходимости размещения резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов должно быть предусмотрено одно из нижеследующих, дополнительных к п.17.1.35 мероприятий по предотвращению разлива жидкости при аварии наземных резервуаров на территории этих объектов, а также на территории зданий и сооружений СНН, обеспечивающих его функционирование в аварийной ситуации (насосные цеха, здания противопожарной защиты и т.д.):
- устройство второго обвалования (ограждающей стены), рассчитанного на удержание 50 % объема жидкости наибольшего резервуара. В качестве второго обвалования могут быть использованы внутренние автомобильные дороги СНН, расположенные не ближе 10 м от основного обвалования для складов I, П-а категорий и не ближе 5 м – для складов П-б и III категорий, поднятые до необходимых отметок, но не менее чем на 0,3 м. эти дороги не должны иметь водопропускных устройств без затворов;
- устройство открытого земляного амбара вместимостью: на полный объем наибольшего резервуара, если его единичный объем не более 20000 м3; на 50 % объема, если его единичный объем более 20000 м3;
- устройство отводных канав (траншей) шириной по верху не менее 2 м, на расстоянии не менее 20 м от основного обвалования (ограждающей стены) при размещении в парке резервуаров единичным объемом 20000 м3 и более и не менее 10 м – единичным объемом менее 20000 м3. при этом на противопожарной по отношению к резервуарному парку стороне должен быть устроен земляной вал, отводная канава должна заканчиваться в безопасном месте.
Путь аварийного потока, направляемого в земляной амбар или отводную канаву, не должен пересекать подъездных дорог к СНН и участков, на которых размещены сооружения с производственными процессами с применением открытого огня.
При использовании внутренних дорог в качестве второго обвалования, расстояние до края проезжей части этих дорог со стороны разлившейся жидкости рекомендуется принимать:
- от зданий и сооружений с производственными процессами с применением открытого огня – не менее 30 м. если указанные здания расположены к этим дорогам глухой стеной, приведенные расстояния допускается сокращать на 50 %;
- от прожекторных мачт и пунктов контроля и управления вне взрывоопасной зоны, определяется по ПУЭ.
Технологические трубопроводы должны обеспечивать возможность перекачки в случае аварии из резервуаров одной группы в резервуары другой группы, а при наличии в резервуарном парке одной группы – из резервуара в резервуар.
Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для входа на обсыпку резервуаров, на противоположных сторонах обвалования (ограждающей стены) или обсыпки необходимо предусматривать лестницы-переходы (входы) шириной 0,7 м и не менее:
- четырех переходов или входов на обсыпку – для группы резервуаров;
- двух переходов – для отдельно стоящих резервуаров и одного входа на обсыпку.
К отдельно стоящему резервуару отнесен также блок наземных резервуаров вместимостью до 4000 м3 включительно, располагаемый отдельно, если расстояние между переходами не превышает 150 м.
Между сблокированными резервуарами допускается устройство негорючих переходных мостиков и общих площадок при условии сооружения не менее двух лестниц с противоположных сторон блока. При длине блока более 60 м в средней его части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы могут выводиться за обвалование. Уклон лестницы не должен превышать 45о.
Узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) групп или отдельно стоящих резервуаров. Коренное запорное устройство следует располагать непосредственно у резервуаров.
Внутри обвалования группы резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций, обслуживающих только резервуары данной группы.
Трубопроводы, проложенные внутри обвалования не должны, не должны иметь фланцевых соединений за исключением мест присоединения арматуры с применением негорючих прокладок.
Трубопроводы не должны пересекать обвалованные площадки, кроме тех, к резервуарам которых они подведены.
При прокладке трубопроводов сквозь обвалование в месте прохода труб должна обеспечиваться герметичность. Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования не допускается за исключением электропривода коренного запорного устройства и других устройств (являющихся оборудованием собственно резервуара), контроля и автоматики, приборов местного освещения.
Все эти устройства должны выполняться во взрывозащищенном исполнении, а способы прокладки их во взрывоопасных зонах выполнять в соответствии с ПУЭ.
Транзитная прокладка трубопроводов, электропроводок и кабельных линий через соседние обвалования группы резервуаров не допускается.
При высоте земляного обвалования 2 м и более допускается предусматривать заезды для передвижной пожарной техники в каждую группу наземных вертикальных резервуаров следующих объемов:
- 10000 м3 и более, расположенных в 2 ряда;
- менее 10000 до 1000 м3 включительно, расположенные в 3 или 4 ряда.
При этом тупиковые заезды должны устраиваться длиной не менее 20 м по верху уширенного обвалования без съезда автомобилей на нулевую отметку территории групп резервуаров внутри обвалования. Заезды следует предусматривать с противоположных сторон обвалования.
2.2.2 Технологическое оборудование резервуаров.
Типовые резервуары с понтоном для хранения нефти и бензина без избыточного давления. Такие резервуары представляют собой обычную конструкцию типовых вертикальных цилиндрических резервуаров со стационарной крышей, внутри которых расположен плавающий понтон. При заполнении емкости понтон поднимается до верхнего предела, а при опорожнении опускается на опоры. Плавающий на поверхности понтон значительно сокращает испарение легких фракций. Такие резервуары получили широкое распространение и эксплуатацию на нефтебазах.
Во всех резервуарах с понтоном вертикальный монтажный шов цилиндрической стенки должен быть сварен встык с последующим просвечиванием его по всей длине. Для избежания поворота понтона при его вертикальном перемещении используют две диаметрально расположенные трубы, служащие одновременно для пропуска резервуарного оборудования.
При сливе бензина из малых резервуаров понтон в нижнем положении опирается на кронштейны, закрепленные к стенке, а из больших резервуаров – на стойки трубчатого сечения двух конструкций – плавающие стойки и стойки, закрепленные на днище резервуаров. Плавающие стойки крепятся на болтах к патрубкам, приваренным к радиальным ребрам и днищу понтона, и следуют с понтоном при его движении. В этом случае на днище резервуаров приваривают подкладку под плавающие стойки.
Кронштейны, плавающие стойки и закрепленные на днище резервуара стойки фиксируют нижнее положение понтона на высоте 1800 мм от днища резервуара, чтобы не мешать работе хлопушек на приемно-раздаточных патрубках. При выносных хлопушках кронштейны и плавающие стойки фиксируют нижнее положение понтона на высоте 900 мм.
Для свободного вертикального перемещения понтона устраивают зазор между внутренней стенкой резервуара и понтоном. В малых резервуарах этот зазор принимают равным 150, а в больших – 200 мм. Пространство зазора перекрывают уплотняющим затвором. В типовых проектах предусмотрен петлевой затвор, который изготавливают из технической ткани – бельтинга – обрезиненной с двух сторон бензостойкой и морозостойкой резиной.
Монтажный шов стенки резервуара с понтоном предусмотрено сваривать встык с просвечиванием по всей длине шва.
На крыше резервуара имеются площадки и ограждения для обслуживания оборудования. Для подъема на крышу установлена стационарная шахтная лестница.
В конструкции понтона жесткость и прочность обеспечивают радиальные ребра. Изолированные между собой секторные отсеки, образованные ребрами, в соединении с окаймляющими бортами увеличивают плавучесть понтона и обеспечивают возможность определения места повреждения днища. Днище понтона изготавливают на заводах металлоконструкций в виде полотнища и транспортируют к месту монтажа свернутым в рулон.
Общая масса резервуаров с понтоном объемом 700 и 1000 м3 соответственно 22,47 29,97 т.
В настоящее время на нефтебазах применяют в основном вертикальные цилиндрические стальные резервуары с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей. Применение резервуаров с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей обеспечивает 100%-ную сборность конструкции, значительно сокращает сроки монтажа и повышает качество резервуаров.
Монтаж резервуаров объемом 2000 м3 можно вести из отдельных листов, а кровлю монтируют и сваривают из отдельных листов непосредственно на резервуаре. Размеры и масса использованного металла по показателям почти совпадают с аналогичными данными резервуаров со щитовой кровлей. Расчетные данные резервуаров с конусной кровлей следующие: допустимое давление и вакуум в газовом пространстве резервуара – соответственно 200 и 25 мм.вод.ст.; снеговая нагрузка – 100 кгс/м2; нагрузка от термоизоляции кровли – 45 кгс/м2; весовая нагрузка – 30-35 кгс/м2. в центре резервуаров устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия.
2.2.2. Учет нефтепродуктов в резервуарах.
На резервуарах для хранения светлых нефтепродуктов устанавливают следующее оборудование:
Люки включают: люк – лаз (в нижнем поясе резервуара) для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара; люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара; люк замерный для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются уровнемером УДУ-5 и сниженным пробоотборником.
Уровнемер УДУ-5, принцип действия которого основан на передаче величины вертикального перемещения поплавка с помощью стальной ленты на счетчик барабанного типа, установленного в смотровой коробке блока. Показания счетчика соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре.
Пробоотборник ПСР-4 предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны.
Хлопушка предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом. На основной крышке смонтирована перепускная крышка, закрывающая перепускное отверстие. Когда перепускное отверстие открыто, через него в трубное пространство между задвижкой и хлопушкой проходит нефтепродукт, что позволяет разгрузить основную крышку перед ее открытием. На перепускной крышке закреплен трос, при помощи которого пропускная и основная крышки последовательно открываются.
Механизм управления хлопушкой обеспечивает открывание и закрывание хлопушки; кроме того, он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопушкой ручное или электроприводное.
Сифонный водоспускной кран устанавливают для выпуска подтоварной воды из резервуара, и состоит из трубы с изогнутым отводом, находящемся внутри резервуара; сальника, через который проходит труба, и из муфтового крана, монтируемого на втором конце трубы; обе части трубы соединены между собой муфтой. Во избежание образования воронки во время выпуска подтоварной воды на конце сифонной трубы приваривают козырек. Поворот трубы осуществляется рукояткой. На фланце корпуса сальника с наружной стороны и на горизонтальной трубе нанесены риски, соответствующие трем положениям отвода: рабочему положению, при котором отвод открытым концом обращен книзу; положению промывки продуктом, при котором отвод открытым концом обращен кверху; нерабочему положению, при котором продольная ось отвода расположена горизонтально. Для защиты сифонного крана от повреждений и атмосферных осадков предусмотрен специальный кожух.
Дыхательный клапан устанавливают на резервуарах с маловязкими нефтепродуктами для поддержания давления и вакуума в определенных пределах. Он предназначен для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения и для предотвращения его разрушения.
Исходя из условий прочности и устойчивости конструкции резервуаров дыхательные клапаны рассчитаны на давление 200 мм.вод.ст. и вакуум – 25 мм.вод.ст. При повышении расчетного давления паровоздушной смеси, дыхательный клапан выпускает часть смеси и таким путем доводит давление до расчетной величины, а в случае образования в резервуаре разряжения выше расчетного впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На нефтебазах применяются клапаны типа ДК и КД с диаметрами условного прохода 50, 100, 150, 200, 250 и 350 мм и пропускной способностью 25, 70, 135, 235, 295 и 600 м3/ч, а также клапаны типа СМДК и НДКМ. Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуара на огневых предохранителях, препятствующих проникновению внутрь резервуара огня и искр. Непромерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ применяют для резервуаров, работающих под избыточным давлением.
Огневой предохранитель предназначен для защиты резервуара от проникновения в газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру, предохраняя этим самым нефтепродукт от вспышки или взрыва. Принцип действия огневого предохранителя основан на задержке пламени кассетой, размещенной внутри корпуса и состоящей из пакета чередующихся гофрированных и плоских пластин из металлов или сплавов, устойчивых против коррозии. Конструкция огневого предохранителя сборно-разборная, что позволяет периодически извлекать кассеты для осмотра и контроля за их состоянием. Пропускная способность огневых предохранителей при сопротивлении проходу воздуха 100 Па (10 мм.вод.ст.) зависит от их диаметра.
Предохранительный гидравлический клапан применяют обычно с гидравличе...
ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!
Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:
|
|
|
Добавлено: 2010.10.21
Просмотров: 2657
|
Notice: Undefined offset: 1 in /home/area7ru/area7.ru/docs/linkmanager/links.php on line 21
При использовании материалов сайта, активная ссылка на AREA7.RU обязательная! |
