4.1 Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков
4.1.1 Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны проводиться их своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и других составных частей резервуарного парка осуществляются силами и средствами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз.
4.1.2 Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров, системе пожаротушения резервуарного парка.
Техническое обслуживание проводится согласно инструкциям заводов- изготовителей, отраслевым руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий предприятия или его филиалов.
Обход и осмотр резервуаров и резервуарного парка должен осуществляться, по графику и инструкциям, утвержденным главным инженером филиала предприятия, с записью в журнале осмотров и ремонта резервуаров и отметкой об устранении недостатков:
ежедневно обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями;
еженедельно - лицом, ответственным за эксплуатацию резервуарных парков;
ежемесячно - руководством станции, нефтебазы;
ежеквартально, выборочно - комиссией производственного контроля (КПК) структурного подразделения;
один раз в год, выборочно - комиссией производственного контроля (КПК) предприятия.
По результатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляются акты с отражением в них выявленных недостатков.
4.1.3 Текущий ремонт проводится с целью поддержания технико-эксплуатационных характеристик, выполняется без освобождения резервуаров от нефти.
Текущий ремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров осуществляется по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков КПК всех уровней и ответственными лицами станций, наливных пунктов, нефтебаз, филиалов предприятий.
4.1.4 Ответственность за организацию и осуществление технического обслуживания и текущего ремонта резервуарных парков, резервуаров и оборудования установленного на резервуаре и в резервуарном парке возлагается должностное лицо (специалиста), на которого по должностному положению (инструкции) возложены функции по содержанию и обслуживанию резервуарных парков.
Контроль за осадкой основания резервуара
12.05.2016
В процессе эксплуатации основание стальных вертикальных резервуаров воспринимает значительные нагрузки, и поэтому деформация грунтов, залегающих под ним, неизбежна. Небольшая и равномерная осадка основания резервуара, как правило, не создает проблем, так как не приводит к изменению напряженного состояния стенки, днища и крыши (за исключением узла сопряжения стенки и технологических трубопроводов).
Опасность представляют различного рода неравномерные осадки, которые приводят к появлению дополнительных напряжений в конструкции резервуара, а в некоторых случаях - и к его разрушению.
Для предотвращения повреждения резервуаров в процессе эксплуатации осуществляют контроль за осадкой его состояния путем нивелирования окрайки по наружному диаметру резервуара.
В первые четыре года эксплуатации нивелирование производится ежегодно не менее чем в 8 точках, но не реже, чем через 6 месяцев. В последующие годы систематически (не реже одного раза в 5 лет) производится контрольное нивелирование.
Контрольные точки (геодезические марки) и их номера должны быть отмечены краской красного цвета.
На расстоянии не менее двух диаметров резервуара, в местах, где отсутствует влияние других сооружений, предусматриваются базовые репера. При необходимости в непосредственной близости от резервуара устраивают рядовые репера.
При нивелировании окрайки днища одновременно обязательно должны нивелироваться фундамент лестницы и фундаменты запорной арматуры приемных технологических трубопроводов.
В первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонения от горизонтальности наружного контура днища незаполненного резервуара емкостью 2000-20000 м3 не должны превышать ±40 мм, а для диаметрально противоположных точек ±80 мм. Отклонения при заполненном резервуаре не должны превышать ±50 мм для двух соседних точек и 100 мм - для диаметрально противоположных.
Если резервуары эксплуатируются свыше 4 лет, то допускаются следующие отклонения:
для диаметрально противоположных точек окрайки днища - до 150 мм;
для соседних точек нивелирования, расположенных на расстоянии 6 м друг от друга (местные просадки), - до 80 мм;
высота хлопуна днища - до 150 мм;
площадь хлопуна - до 2 м2.
Для получения достоверных величин осадки резервуара необходимо перед нивелированием обязательно проводить поверки геодезического инструмента, систематически следить за состоянием реперов, а также за разметкой точек нивелирования на резервуаре.
Нивелировку окрайки днищ стальных вертикальных резервуаров необходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающим в большинстве случаев с вертикальными швами нижнего пояса резервуара. Точки должны быть отмечены краской красного цвета с указанием номера точки. Нумерация должна быть произведена по часовой стрелке.
При нивелировании окрайки днища обязательно должны нивелироваться фундамент лестницы и фундаменты под запорную арматуру приемных технологических трубопроводов, для чего на них должны быть выбраны удобные точки. Точки нивелирования на фундаментах должны быть отмечены и обозначены на фундаменте лестницы буквой «Л», на фундаменте запорной арматуры — буквой «Т».
2.10. Автоматические установки пожаротушения предназначаются для тушения пожаров на контролируемой территории, предотвращения или снижения угрозы жизни людей, и сохранности материальных ценностей. Установка систем автоматического пожаротушения требуется в соответствии со сводом правил СП 5.13130.2009. Если ваше здание или помещение входит в перечень объектов подлежащих установке системы пожаротушения, то вам требуется проектирование и монтаж автоматической установки пожаротушения. Установки пожаротушения должны выполнять одновременно функции автоматической пожарной сигнализации и пожаротушения. Это означает, что если вы устанавливаете систему пожаротушения способную самостоятельно определить признаки возгорания, передать сигнал о пожаре на приемно-контрольный прибор, для включения системы оповещения и управления эвакуацией и других инженерных систем, и соответственно заняться тушением самого пожара, то установка пожарной сигнализации, а именно монтаж пожарных датчиков вам не потребуется. Системы пожаротушения бывают порошковые, водяные, газовые и пенные. Тип монтируемой установки пожаротушения выбирается с учетом определения особенностей защищаемого помещения, а также материалов, веществ и оборудования, хранящихся в помещении.
5.2 Система пожаротушения
5.2.1 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков является составной частью системы пожаротушения НПС.
5.2.2 Требования к системе пожарной безопасности и системам пожаротушения должны соответствовать Закону «О пожарной безопасности», ГОСТ 12.1.004 «Пожарная безопасность», ППБ 01-93* «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации», «Правилам пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», СНиП 2.11.03 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», «Рекомендациям по проектированию системы подслойного пожаротушения нефти в стальных вертикальных резервуарах», «Рекомендациям по проектированию автоматической системы подслойного пожаротушения нефти в железобетонных резервуарах и стальных вертикальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей на объектах АК «Транснефть» и другим НТД.
5.2.3 Системы автоматического пожаротушения и сигнализации, установленные и введенные в эксплуатацию в резервуарных парках, должны соответствовать требованиям СНиП 2.04.09 и проектной документации.
5.2.4 Приемные станции и узлы управления следует размещать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.09 в помещениях с круглосуточным обслуживающим персоналом.
5.2.5 В резервуарных парках применяется пожаротушение воздушно-механической пеной средней и низкой кратности. Технические требования на пенообразователи приведены в ГОСТ Р 50588.
5.2.6 Работы по ТОР системы (установок) пожаротушения и установок пожарной автоматики должны осуществляться в соответствии с ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», РД 009-02-95 «Системы пожарной автоматики. Техническое обслуживание и планово-предупредительный ремонт» и другими действующими НД.
5.2.7 Все виды работ по ТОР системы (установок) пожаротушения должны выполняться специалистами НПС, прошедшими соответствующую подготовку, а в отдельных случаях - на договорной основе организациями, имеющими лицензию органов управления Государственной противопожарной службы (ГПС) на право выполнения работ по наладке и техническому обслуживанию установок пожаротушения.
5.2.8 Лиц, ответственных за техническое обслуживание систем пожаротушения, руководители эксплуатирующих предприятий назначают приказом по НПС (с записью в должностных инструкциях).
5.2.9 Установки пожарной автоматики должны постоянно находиться в дежурном режиме работы. Руководитель, ответственный за эксплуатацию систем пожаротушения, несет ответственность за техническое состояние, отказы и срабатывания пожарной автоматики.
В процессе эксплуатации запрещаются отключение установки пожарной автоматики, перевод из режима автоматического управления на ручной пуск или кратковременный вывод из эксплуатации в период проведения плановопредупредительных или иных ремонтных работ.
Внесение изменений в систему пожаротушения должно быть согласовано с проектной организацией или Государственной противопожарной службой МВД.
5.2.10 Решение о переводе автоматической установки пожаротушения в режим ручного пуска должно быть согласовано с пожарной охраной объекта.
4.12 Подготовка резервуаров, оборудования, объектов резервуарного парка к эксплуатации в зимний и летний периоды года
4.12.1 При подготовке резервуаров к работе в зимний и летний периоды должен быть разработан перечень мероприятий, который утверждается руководством предприятия.
4.12.2 При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо:
- удалить воду с поверхности плавающей крыши и с покрытия резервуаров ЖБР с водяным экраном;
- сифонные краны промыть нефтью и повернуть в нерабочее положение и, при необходимости утеплить;
- слить воду с кольца орошения;
- проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, уровнемеры и пробоотборники, демонтировать кассеты огневых предохранителей;
- выполнить ревизию подвижных частей гидрозатвора уровнемера непрерывного измерения уровня нефти, заполнить гидрозатвор незамерзающей жидкостью, утеплить гидрозатвор и уровнемер.
4.12.3 Предохранительный гидравлический клапан на зиму необходимо залить незамерзающей жидкостью.
4.12.4 Необходимо проверить работу дыхательных клапанов, плотность прилегания тарелки клапана к седлу.
4.12.5 Необходимо проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.
4.12.6 При подготовке канализационной сети к зиме необходимо провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, задвижек, колодцев.
4.12.7 При накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекоса необходимо очищать ее от снега.
4.12.8 При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его следует отрывать при помощи не образующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на примерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны, или путем циркуляции теплой нефти в резервуаре.
4.12.9 При подготовке к весенне-летнему периоду резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления во время паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены, обвалования и ограждения восстановлены и, при необходимости, наращены.
4.12.10 При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации на резервуарах следует выполнить ревизию дыхательных и предохранительных клапанов, установить кассеты огневых предохранителей.
2.11. Трубопроводная арматура предназначена для подачи, отключения, распределения, регулирования, сброса транспортируемых по трубопроводу продуктов. Трубопроводную арматуру классифицируют по следующим признакам: областям и условиям применения; целевому назначению; принципу действия; конструкции присоединительных патрубков; способу перемещения запорного или регулирующего органа; условному давлению; условному проходу.
По областям и условиям применения арматуру подразделяют на общетехническую и специальную. К общетехнической относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируют неагрессивные и малоагрессивиые жидкости и газы при рабочих температурах и давлении, допускающих использование для корпусных деталей чугуна, латуни, углеродистой или легированной стали. К специальной относят арматуру трубопроводов, транспортирующих продукты с такими свойствами и параметрами, которые требуют применения высоколегированной стали, бронзы, чугуна, обладающих коррозионной стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или неметаллических материалов.
По целевому назначению арматура бывает: запорная (краны, клапаны, задвижки, затворы) —для отключения потока продукта; регулирующая (регулирующие клапаны и задвиж-кгг) — Для регулирования параметров продукта путем изменения его расхода; распределительно-смесительная — для распределения потока рабочей среды по определенным направлениям или смешивания потоков, предохранительная — для автоматической защиты оборудования от аварийных изменений параметров рабочего продукта, прочая — для определения уровня рабочей среды, отвода конденсата, впуска и выпуска воздуха из трубопровода и т. д.
По принципу действия арматура подразделяется на автономную и управляемую.
В зависимости от конструкции присоединительных патрубков арматура бывает фланцевая (присоединительные патрубки с фланцами); муфтовая (присоединительные патрубки с внутренней резьбой), цапковая (присоединительные патрубки с наружной резьбой), приварная для крепления к трубопроводу. Для технологических трубопроводов наиболее часто применяют фланцевые и сварные соединения труб с арматурой. При монтаже внутренних санитарно-техннческих систем используют муфтовые соединения, наружных—фланцевые и сварные.
В зависимости от способа перемещения запорного регулирующего (рабочего) органа арматуру подразделяют на задвижки, клапаны, краны и затворы Задвижка — арматура, в которой рабочий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока продукта. В кране этот орган имеет форму тела вращения, которое поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока транспортируемого продукта. В затворе рабочий орган поворачивается вокруг оси, не являющейся его собственной осью.
По условному давлению арматуру делят на шесть групп: вакуумную; абсолютного давления — до 0,1 МПа; малого давления — до 1,6 МПа; среднего давления —от 1,6 МПа до ]0 МПа; высокого давления — от 10 МПа до 100 МПа; сверхвысокого давления — свыше 100 МПа
Условные проходы арматуры по присоединительным концам делят на три группы малый Dy до 40 мм, средний Dy — 50—250 м; большой Dv — свыше 250 мм.
Арматура, устанавливаемая на трубопроводы различного назначения, выбирается в зависимоС1И от транспортируемого продукта и параметров эксплуатации.
Для того чтобы безошибочно подобрать тип и материал арматуры, проконтролировать правильность применения на монтаже трубопроводных систем, ее маркируют условными обозначениями по ГОСТ 4666—75 я. Маркировку выполняют на корпусе путем отливки выпуклых знаков нли нанесением клейма.
Конструкционные материалы
Чугун
В арматуростроении в основном используются:
Серый чугун
Ковкий чугун
Высокопрочный чугун
Значительно реже применяются:
Кислотостойкий чугун
Жаростойкий чугун
Щелочестойкий чугун
Антифрикционный чугун
СтальУглеродистая сталь
Легированная сталь
Цветные металлы и сплавы
Латунь
Безоловянная бронза
Алюминиевые сплавы
Никелевые сплавы
Титановые сплавы
Неметаллические конструкционные материалы
Винипласт
Фторопласт-4
Полиэтилен
Пластикат на основе поливинилхлорида
Фаолит А (кислотоупорная пластмасса, изготовляемая на основе бакелитовой смолы)
Капрон(Капролактам)
Керамика кислотоупорная
Стекло
Фарфор
Диабаз плавленный
Графитные материалы
Текстолит
Древесно-слоистые пластики
Виды отказов. Отказы в конструкциях трубопроводной арматуры. Отказ — это выход из строя какого-либо элемента арматуры. Отказы разделяют на полные, исключающие возможность работы изделия до их устранения, и частичные, при которых изделие может частично использоваться. К полным отказам относятся: по запорной арматуре — невозможность перемещения запорного органа между поло-жениями “Открыто” — “Закрыто”, пропуски среды через затвор, делающие невозмож-ность работы объектов; пропуски среды через наружные уплотнения (сальники, фланцы) или через основной металл (свищи) , которые представляют опасность для обслуживаю¬щего персонала или приводят к невосстанавливаемому износу обо¬рудования; по предохранительной арматуре — несрабатывание клапанов при повышении давления сверх установленных значений; незакрытие клапанов при снижении давления до допустимых пределов, пропуски среды через затвор, в результате которых возможно функциони-рование защищаемых ими объектов; пропуски среды через наружные уплотнения (сальники, фланцы) или через основной металл, которые представляют опасность для обслуживающего персонала или приводят к невосстанав¬ливаемому износу оборудования; по регулирующей арматуре — неисправности, вызывающие невозможность измене-ния параметров регулируемого объекта вследствие несоответствия расходных характеристик условиям регулирования, невозможности перемещения регулирующего органа; пропуски среды через наружные уплотнения (сальники, фланцы) или через основной металл (свищи) , которые представляют опасность для обслуживающего персонала. К частичным отказам относятся: по запорной и предохранительной арматуре — пропуск среды через затвор, что снижает экономичность работы, но не препятствует функционированию объектов, на которых они установлены; по регулирующей арматуре — неисправности, вызывающие частичное изменение параметров регулируемого объекта с ухудшением экономичности из-за нарушения плавности хода; увеличение люфтов в сочленениях привода; неправильный выбор шибера или седла в зависимости от расхода воды. Характерные неисправности трубопроводной арматуры и электроприводов и способы их устранения приведены в табл. 2.
Таблица 2. Неисправности трубопроводной арматуры и электроприводов и способы их устранения
Неисправность |
Возможная причина |
Способ устранения |
Пропуск среды при закрытом запорном органе арматуры. |
1. Нарушение герметичности в связи с износом, повреждением (трещины, отслоения, задиры, вмятины) уплотнительных поверхностей корпуса и запорного органа (тарелки, клина, диска). |
Разобрать, очистить, промыть и провести дефектацию. Неглубокие задиры, вмятины отшлифовать с последующей притиркой. Трещины, отслоения, глубокие задиры и вмятины проточить наплавленный слой с последующей наплавкой, проточкой, шлифовкой и притиркой. Вырезать и заменить уплотнительные кольца (седла, гильзы) с последующей притиркой. |
2. Недостаточное усилие на маховике (меньше расчетного). |
Увеличить усилие на маховике до расчетного. |
|
3. Недостаточный крутящий момент, развиваемый электроприводом. |
Проверить настройку муфты крутящего момента, напряжение на вводе, техническое состояние электродвигателя. |
|
Пропуск среды через сальник. |
1. Набивка сальника недостаточна уплотнена. |
Добавить набивку и равномерно подтянуть гайки откидных болтов. |
2. Износ сальниковой набивки. |
Заменить сальниковую набивку. |
|
3. Повреждена поверхность шпинделя (штока) — коррозионный износ. |
Отшлифовать цилиндрическую поверхность с последующим азотированием и полированием. |
|
Течь или потение корпусных деталей |
Дефекты литья. Наличие пустот, пор, раковин, трещины, свищей (трещины, как правило, располагаются в местах радиусных переходов). |
Выбрать дефекты литья до “здорового” металла. Сквозные трещины перед выборкой засверлить по концам. Разделать дефектные места, заварить, зачистить. |
Пропуск среды через соединение корпуса с крышкой. |
1. Потеря герметичности в связи с недостаточной затяжкой шпилечного соединения. |
Равномерно в последовательности, исключающей перекос фланца крышки относительно корпуса, затянуть гайки. |
2. Повреждена прокладка. |
Заменить прокладку. |
|
3. Повреждены уплотнительные поверхности фланца корпуса и крышки. |
Зачистить поврежденные места. Наплавить с последующей механической обработкой (проточить, отшлифовать). |
|
Перемещение запорного (регулирующего) органа с задержками и при увеличенном моменте. |
1. Повреждены направляющие клиньев (дисков, шибера). |
Разобрать арматуру и устранить повреждение.
|
2. Повреждена трапецеидальная резьба втулки резьбовой или шпинделя. |
Разобрать арматуру, при срыве резьбы заменить втулку или шпиндель (втулку и шпиндель). |
|
3. Образование осадка твердых частиц или смолы на направляющих. |
Разобрать арматуру и удалить осадок. |
|
Полное отсутствие перемещения запорного (регулирующего) органа. |
Поломка детали привода управления затвора (шпинделя, ходовой гайки, шестерни и пр.). |
Разобрать арматуру и заменить детали. |
Пропуск среды через сильфонный узел (сильфонная арматура). |
Поврежден сильфон |
Разобрать вентиль (клапан) и заменить сильфонную сборку. |
Изменение гидравлической характеристики регулирующего (дроссельного) клапана. |
Эрозионный износ регулирующего органа (шибера, плунжера, седла). |
Разобрать клапан. Заменить шибер (плунжер) . При износе седла вырезать корпус из трубопровода. Заменить седло с последующей притиркой. |
Ложное срабатывание главного предохранительного клапана. |
Нарушение герметичности в импульсном клапане. |
1. Проверить правильность установки груза на рычаге. 2. Разобрать импульсный клапан и проверить состояние уплотнительных поверхностей. При наличии дефектов произвести притирку. 3. Проверить электромагнитный привод. Клапан не закрывается при обесточенном электромагните. При залипании сердечника необходимо заменить пружину, сердечник, электромагнит. Проверить положение ручного дублера. |
Нарушение герметичности в главном предохрани тельном клапане. |
1. Проверить состояние пружины. 2. Тщательно притереть уплотнительные поверхности. |
|
Главный предохранительный клапан не закрывается. |
1. Обрыв штока. 2. Заклинивание ходовой части. |
Разобрать клапан и заменить шток. Разобрать клапан. Проверить сопряжения основных деталей ходовой части. При сборке особое внимание следует уделить сборке сальниковых уплотнении поршней и штока, с тем чтобы не сделать эти уплотнения чрезмерно тугими. |
Пружинный предохранительный клапан не закрывается. |
Поломка пружины |
Разобрать клапан и заменить пружину. |
При переключении привода на ручное управление маховик вращается вхолостую. |
Кулачки муфт не сцепляются; кулачки муфт сломаны; сорвана шпонка. |
Проверить сцепление муфт и шестерни узла ручного управления, устранить неисправность. |
Усилие на маховике возрастает настолько, что невозможно открыть или закрыть арматуру. |
Заедание подвижных частей арматуры или электропривода. |
Вращая маховики в обратную сторону, повторить закрывание или открывание. Если заедание не ликвидируется, выяснить при чину и устранить неисправность. |
Во время хода стрелка указателя не вращается. |
1. Неисправность передачи от приводного вала привода к кулачковому валику путевого выключателя. |
Проверить передачу, устранить неисправность. |
2. Ослаб винт, стопорящий диск со стрелкой. |
Открыть указатель, снять стекло и подтянуть стопорный винт. |
|
При нажатии на пусковые кнопки двигатель вращается вхолостую, а электропривод стоит. |
1. Электропривод не переключен на дистанционное управление. |
Перевести электропривод на дистанционное управление. |
2. Срезана шпонка на червяке или на валу электродвигателя. |
Разобрать привод, выяснить неисправность и устранить. |
|
3. Ослаб стопорный винт, и муфта на валу электродвигателя продвинулась к подшипнику. |
Снять электродвигатель, поставить муфту на место и застопорить винтом. |
|
При нажатии на пусковые кнопки электродвигатель не вращается. |
1. Неисправна силовая цепь. 2. Не работает пускатель. 3. Нет напряжения на щите управления. |
Проверить силовую цепь Проверить исправность пускателя. Проверить пусковую аппаратуру. |
2.13. Потери происходят от утечек, испарения, смешивания различных сортов нефтепродуктов, примерно 75% потерь происходит от испарения. Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий. Потери от смешивания происходят при последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов и при случайном их смешивании в резервуарах. Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта- это и есть потери от испарения, они происходят по нескольким причинам:
Потери от вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на некотором расстоянии по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а атмосферный воздух будет выходить через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуются так называемые газовые сифоны. Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров путем простого выдувания бензиновых паров ветром, поэтому люки необходимо тщательно герметизировать.
Потери от больших дыханий- от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура.
Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равным вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух- происходит «вдох» резервуара.
Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газа в резервуаре будет увеличиваться, поэтому по окончании «вдоха» спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох»- выход насыщающейся газовой смеси.
Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар содержащий только воздух залить небольшое количество нефтепродукта- последний начнет испарятся и насыщать газовое пространство. Паровоздушная смесь будет увеличиваться в объеме и часть её может уйти из резервуара- произойдут потери насыщения.
Потери от малых дыханий происходят в результате следующих причин:
Из-за повышения температуры газового пространства в дневное время (при нагреве солнечными лучами), паровоздушная смесь стремится расширится, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление растет. Когда давление в резервуаре станет равным давлению на которое установлен дыхательный клапан, он откроется и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь- происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух- происходит «вдох».
Из-за снижения атмосферного давления, при этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного воздуха может превысить перепад давлений на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдёт «выдох» (барометрические малые дыхания), при повышении атмосферного давления может произойти «вдох».
Установка улавливания легких фракций углеводородов автоматизированная (УУЛФ-А) предназначена для сбора, компремирования паров лёгких фракций углеводородов, выделившихся из газового пространства резервуаров, железнодорожных цистерн, автомобильных цистерн и танкеров.
Состав оборудования
Установка улавливания легких фракций углеводородов автоматизированная (УУЛФ-А) состоит из газоуравнительных трубопроводов, блока технологического и блока управления.
Технология позволяет:
ликвидировать потери легких углеводородов из резервуаров и получить дополнительную прибыль;
уменьшить загрязнение воздуха в районе резервуарного парка;
сохранить свойства нефти;
уменьшить пожароопасность резервуарного парка;
сократить внутреннюю коррозию крыш резервуаров за счет предотвращения попадания воздуха.
Установка поддерживает практически неизменное давление в паровой фазе резервуаров при изменяющемся режиме поступления и откачки нефти.
УУЛФ-А комплектуются в зависимости от производительности и требований Заказчика, а также физико-химических свойств газа и нефти.
Установка улавливания легких фракций углеводородов автоматизированная (УУЛФ-А) соответствует ОСТ 26.260.18-2004 «Блоки технологические для газовой и нефтяной промышленности» и ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Принцип работы
При сборе, подготовке, хранении из нефти или нефтепродуктов в газовое пространство резервуаров выделяются лёгкие фракции. Для улавливания легких фракций резервуары должны быть оборудованы трубопроводами газоуравнительной системы.
При достижении давления в газовом пространстве резервуаров 100…150 мм водяного столба включается компрессор УУЛФ, который откачивает лёгкие фракции по выкидному трубопроводу в систему утилизации, принятую в проекте. Если давление в системе продолжает возрастать - компрессор переходит на откачку при повышенных оборотах, увеличивая производительность. Если давление в системе снижается - компрессор переходит на откачку на пониженных оборотах, снижая производительность. При снижении давления на приёме до минимальной запрограммированной величины, обеспечивающей во всех резервуарах, подключённых к системе УУЛФ избыточное давление 60…80 мм вод.ст., компрессор останавливается.
Если давление в дальнейшем будет снижаться, открывается подпиточный клапан, соединяющий приёмный и выкидной трубопроводы УУЛФ, углеводороды обратным ходом из выкидного трубопровода или другого источника поступают через подпиточный трубопровод по уравнительной системе в резервуары, тем самым препятствуют образованию в них вакуума и обеспечивает поддержание в газовом пространстве давления на заданном безопасном уровне. В последующем при повышении давления в газовом пространстве резервуаров до заданной величины вновь включается компрессор.
Запуск и остановка компрессора, изменение скоростей и, соответственно, производительности компрессора, открытие и закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от изменения давления в паровом пространстве резервуаров и на приёме компрессора по программе, находящейся в программируемом контроллере блока управления.
Помещения установки теплоизолированы и имеют систему обогрева, контролируемую датчиком температуры в помещении.
При определенных условиях (заданное высокое давление компримирования, сопутствующая высокая температура газа на выходе, высокое содержание фракции С3-С5+В) установка комплектуется холодильником, скруббером для отделения жидкости.
Расстановка
НПС выполняется графически на сжатом
профиле трассы. Согласно нормам
проектирования магистральных нефтепроводов
[1] применение лупингов и вставок
допускается в отдельных случаях при их
технико-экономическом обосновании.
Поэтому рассмотрим реализацию этого
метода для случая округления числа
НПС в
большую сторону (n>n0)
на примере одного эксплуатационного
участка (рис.
Рис. 4. Расстановка нефтеперекачивающих станций по
Трассе нефтепровода постоянного диаметра
1. По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q2 (рис. 3).
2. Строится треугольник гидравлического уклона abc(с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
3. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции Нст1. Из вершины отрезка Нст1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка Мсоответствует местоположению второй НПС.
4. Из вершины отрезка Нст1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hп в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины Нст1 + hп, показывает распределение напора на первом линейном участке.
5. Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.
6. Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка BC, который проводится из вершины отрезка CN = Нст1 + hп – hост.
2.17. Комплекс работ по очистке полости и гидравлическому испытанию газопроводов, сооружаемых в обычных условиях, включает:
• промывку газопровода по участкам, протяженность которых равна или больше расстояния между соседними линейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого участка;
• испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;
• удаление воды после гидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду;
• обеспечение экологической безопасности при производстве работ;
• осушку полости газопровода;
• проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.
2.18. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА нефтей и нефтепродуктов (а. pumping-over in sequence; н. aufeinanderfolgendes Umpumpen von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. pompage succesif; и. bombeo sucesivo) — транспортировка разносортных нефтепродуктов и нефтей с различными физико-химическими свойствами по одному магистральному трубопроводу последовательно (один продукт непосредственно за другим). Продукты поступают в трубопровод на головной станции из отдельных резервуаров и принимаются в резервуары на конечном пункте трассы отдельно один от другого так, чтобы жидкости не перемешивались. Последовательная перекачка позволяет максимально загрузить магистральный трубопровод и обеспечить промышленность и сельское хозяйство различными видами нефтепродуктов. Последовательная перекачка уменьшает нагрузку на другие виды транспорта (железнодорожный, водный и т.д.). Кроме того, транспорт разносортных нефтей кнефтеперерабатывающим заводам методом последовательной перекачки позволяет избежать смешения нефтей в резервуарах на головной станции трубопровода и упростить технологию их переработки. При циклической последовательной перекачке нефтепродукты, близкие по своим свойствам, группируются в партии. Например, в одну группу могут быть объединены карбюраторные, а в другую — дизельные топлива. Две партии нефтепродуктов, принадлежащих к различным группам, образуют цикл. Перед началом перекачки для каждого цикла составляют технологическую карту расположения нефтепродуктов в партии, где указывают порядок следования нефтепродукта данного сорта и его объём. Формирование партий и цикла на головном пункте трубопровода осуществляется согласно этой технологической карте. При этом партии нефтепродуктов формируются так, чтобы не было резкого изменения физико-химических свойств при переходе внутри цикла от одной партии нефтепродуктов к другой и наиболее ценные нефтепродукты (например, бензин с высоким октановым числом) оказались в середине партии. На магистральных нефтепродуктопроводах за год осуществляется последовательная перекачка с 30-50 циклами. Последовательная перекачка имеет ряд существенных особенностей по сравнению с транспортом однородной жидкости (смесеобразование в зоне контакта разносортных нефтепродуктов и одновременное движение жидкостей с различными плотностями и вязкостями в трубопроводе). Процесс смесеобразования при последовательной перекачка методом прямого контактирования обусловлен структурой потока жидкости в трубопроводе. Скорость жидкости у внутренней поверхности трубопровода меньше, чем в центральных областях потока, поэтому идущий сзади нефтепродукт как бы "вклинивается" в нефтепродукт, идущий впереди. Одновременно с этим процессы диффузии перемешивают разносортные жидкости, создавая более или менее равномерное распределение вещества по сечению трубопровода, в результате чего в месте контакта разносортных жидкостей возникает область смеси, объём которой зависит от режима течения жидкостей, их вязкости, плотности, состояния линейной части трубопровода и т.п. В турбулентном потоке распределение скорости по сечению более равномерное, чем в ламинарном, поэтому меньше смесеобразование. Особенно существенное увеличение размеров области смеси наблюдается при остановках перекачки. В этом случае происходит подтекание слоев более тяжёлого нефтепродукта под слой более лёгкого. Для уменьшения смесеобразования нефтепродукты внутри цикла могут быть отделены друг от друга с помощью механических разделителей. Для осуществления последовательной перекачки с механическими разделителями (рис. 1) трубопровод оборудуется камерами запуска и приёма разделителей. Механические разделители выполняются в виде экранов, эластичных шаров и поршней. Смесь разносортных нефтепродуктов имеет физико-химические свойства, отличные от свойств перекачиваемых нефтепродуктов, и не может быть реализована как полноценный продукт. Пропускная способность магистрального нефтепродуктопровода, по которому ведётся последовательная перекачка, ограничивается пропускной способностью одного из участков между соседними насосными станциями, заполненного в данный момент наиболее вязким нефтепродуктом. Поэтому при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов поддерживают давление не выше максимально допустимого из-за прочности труб и не ниже минимально допустимого из-за кавитации в центробежных насосах. С этой целью предусматриваются два технологических режима либо с "подключёнными резервуарами", либо "из насоса в насос". Разветвлённые магистральные нефтепродуктопроводы имеют отводы от основные трассы к нефтебазам, раздаточным пунктам. При последовательной перекачке по таким системам отводы подключают так, чтобы избежать увеличения смесеобразования. В связи со смесеобразованием и цикличностью перекачки очень важен контроль за движением зон контакта и положением партий вдоль трассы. С этой целью ведётся график движения зон контактов на основе данных приборов контроля за прохождением смеси через перекачивающую станцию и выполняются расчёты положения зон контактов. Всё это позволяет диспетчеру давать команды на подготовку смесевых резервуаров, включение и отключение отводов к нефтебазам и раздаточным пунктам (рис. 2). Смесь нефтепродуктов принимают обычно на конечном пункте нефтепродуктопровода и реализуют путём подмешивания к соответствующим нефтепродуктам с учётом запаса качества последних или направляют на нефтеперерабатывающий завод как сырьё для переработки вместе с нефтью.
2.19. Высоковязкая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество тяжелых углеводородов. Вязкость ВВН быстро увеличивается при снижении температуры, однако застывает при сравнительно низких температурах. Высокозастывающая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество парафинов. ВЗН при высоких температурах являются маловязкими жидкостями, однако при снижении температуры ниже начала кристаллизации парафина в них начинают выделятся кристаллы парафина количество которых увеличивается по мере снижения температуры нефти.
Обычным способом перекачка таких нефтей нерациональна т.к. или велико гидравлическое сопротивление течению для ВВН или невозможна перекачка из-за отсутствия текучести нефти для ВЗН. Способы перекачки ВВН и ВЗН:
1. Перекачка нефти с разбавителями (разбавители: маловязкая нефть, нефтепродукт; конденсат; природный газ). Введение разбавителя в парафинистую нефть улучшает ее реологические свойства, т.е. уменьшается концентрация парафина в смеси, а также понижается температура насыщения раствора и появления кристаллов парафина. В следствии снижается температура застывания нефти. Маловязкие нефти содержат асфальтосмолистые вещества которые препятствуют образованию парафиновой структурной решетки в нефти. Чем меньше плотность и вязкость нефти – тем эффективнее ее добавлять. Достоинства: не надо греть, улучшается реология. Недостатки: нужно иметь разбавители.
2. Перекачка с присадками (стимуляторами потока). Незначительная добавка присадок существенно улучшает характеристики нефтей.
Присадки могут быть двух видов: 1 – полимеры с длинными молекулами; 2 – присадки – регуляторы кристаллизации. Длинные и прочные молекулы присадок задерживают развитие вихрей в потоке, улучшают прокачиваемость ВЗН в области низких температур. Депрессорные присадки эффективно использовать при температурах ниже температуры застывания нефти. Эффективность действия присадок зависит от физико-химических свойств парафинистых нефтей или их смесей с маловязкими нефтями. Необходимое количество депрессора в нефти зависит от конкретных условий применения. Присадки эффективны при очень небольшой концентрации. Недостаток: высокая стоимость присадок.
3. Перекачка термически обработанных нефтей. Термообработка – это подогрев нефти до температуры выше температуры плавления с последующим охлаждением в определенном режиме. Для парафинистых нефтей существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти. На свойства термообработанных нефтей большое влияние оказывают условия охлаждения нефти. С увеличением содержания асфальтосмолистых веществ по отношению к содержанию парафиновых нефти эффект термообработки увеличивается.
4. Гидротранспорт нефти. При совместной перекачке воды и нефти потоку можно придать разные структуры, например, коаксиальную (вода образует вокруг нефти у стенки трубы кольцо), эмульсионную (система состоит из частиц нефти, окружённых плёнкой воды, и контакта нефти с поверхностью трубы практически не происходит; для улучшения условий образования и повышения стабильности эмульсий в неё добавляют ПАВ).
5. Перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка). Нефть подогревается в резервуарах до температуры, при которой она может перекачиваться подпорными насосами и подается ими в огневые печи, где её температура увеличивается до начальной температуры перекачки. Ограничивается температура подогрева разгонкой нефти и нагарообразованием ТОА. Затем подогретая нефть основными насосами закачивается в трубопровод. По мере движения она охлаждается и давление падает. Периодически ее нужно подогревать и сообщать ей нужное давление.
3.