Материал: 2482

Насосная станция – группа насосных агрегатов, установленных в здании, под навесом или на открытой площадке и предназначенных для перекачки нефти и нефтепродуктов.

Эстакада железнодорожная сливо-наливная – сооружение у специаль-

ных железнодорожных путей, оборудованное сливо-наливными устройствами, обеспечивающее выполнение операций по сливу нефти и нефтепродуктов из железнодорожных цистерн или их наливу.

Разливочная – сооружение, оборудованное приборами и устройствами, обеспечивающими выполнение операций по наливу нефтепродуктов в бочки.

Нефтеловушка (очистные сооружения) – сооружение для механической очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов.

Стационарная система пенного пожаротушения включает резервуары для воды и пенообразователя, насосную станцию и сеть растворопроводов с пожарными гидрантами. Средства автоматики включают систему подачи пены при возгорании нефтепродукта.

Нефтебаза может принимать нефтепродукты по магистральному нефтепроводу (только светлые), по железной дороге (светлые и темные). Отпуск светлых нефтепродуктов производится автомобильным, водным и железнодорожным транспортом, темных нефтепродуктов – по железной дороге и через разливочную систему.

Технологический план представляет собой схему, нанесенную в масштабе на генеральный план нефтебазы. По этому плану для каждого трубопровода составляется профиль трассы, который имеет следующие графы:

в первой прочеркивается сплошной линией профиль земной поверхности и жирной линией указывается положение трубопровода;

во второй указывается ситуация вдоль трассы трубопровода (колодцы, насосные, пересечения дорог и т. д.);

в третьей приводятся красные отметки – требуемые отметки поверхности Земли;

в четвертой даются фактические отметки поверхности Земли наиболее характерных точек трассы (разность отметок третьей и четвертой граф составляет величину выемки или подсыпки грунта);

в пятой указываются отметки нижней части трубопровода (при подземной прокладке – отметки дна траншеи);

в шестой приводятся расстояния между характерными точками трассы, а также указываются пикеты через каждые 100 м и километровые столбы;

в седьмой приводятся уклоны трубопровода и расстояния, на которых этот уклон должен быть выдержан.

Графические материалы нефтеперекачивающих станций с резервуарным парком и магистральных трубопроводов (типовые технические решения по проектированию) приведены в работе [55].

156

Современные нефтебазы могут быть универсальными (рис. 10.4).

Рис. 10.4. Универсальная нефтебаза

Они имеют устройства для слива топлива из железнодорожных цистерн, отпускают нефтепродукты в автоцистерны, имеют колонки для заправки автомобилей. Процесс учета нефтепродуктов автоматизирован. Для контроля процессов слива и налива нефтепродуктов применяются ПЭВМ с соответствующими программами.

Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.

Железнодорожные цистерны взвешиваются на специальных весах в соответствии с ГОСТ 8.424–81.

Масса нефтепродукта определяется как разность между массой брутто и массой тары.

10.5.Резервуарные парки

10.5.1.Общие требования к резервуарным паркам

Резервуарный парк – группа (группы) наземных резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой.

Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом требований СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», РД 08-95-95 «Положение о системе

157

технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», ПБ 03-381-00 «Правила устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», «Правила технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных Минэнерго России 19. 06. 2003 г. № 232.

Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе, – 30 м (СНиП 2.11.03-93). Резервуары в группе следует располагать не более чем в 4 ряда объемом менее 1000 м3, не более чем в три ряда объемом от 1000 до 10 000 м3, не более чем в 2 ряда объемом 10 000 и более м3. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, до 40 м при объеме резервуара до 20 000 м3.

В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, расположенных в два ряда и более, должны быть предусмотрены заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники. При этом планировочная отметка проезжей части заезда должна быть на 0,2 м выше уровня расчётного объема разлившейся жидкости.

Для каждого резервуара, находящегося в эксплуатации, должны быть следующие документы:

а) технический паспорт резервуара; б) технический паспорт на понтон; в) градуировочная таблица резервуара;

г) технологическая карта резервуара и схема технологических трубопрово-

дов;

д) журнал текущего обслуживания; е) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статическо-

го электричества; ж) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического

электричества.

Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.

Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.

Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:

–дыхательные клапаны, предохранительные клапаны;

–стационарные сниженные пробоотборники;

–огневые предохранители, приборы контроля и сигнализации;

–противопожарное оборудование;

–сифонный водоспускной кран, вентиляционные патрубки;

–приемораздаточные патрубки, хлопуши;

158

–люки-лазы, люки световые, люки измерительные;

–диски-отражатели.

Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы.

Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:

–местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резер-

вуаре;

–сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;

–сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;

–дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

–местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;

–пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

–дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

–сниженным пробоотборником;

–сигнализатором верхнего положения понтона.

На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуара:

–типа резервуара, наличия понтона (плавающей крыши);

–номера резервуара по технологической схеме;

–фактической высоты резервуара до верхнего уголка, м;

–фактической высоты резервуара до врезки пеногенератора, м;

–максимально допустимого уровня нефтепродукта, м;

–минимально допустимого уровня нефтепродукта, м;

–аварийного уровня нефтепродукта, м;

–максимально допустимой производительности закачки, м3/ч;

–максимально допустимой производительности откачки, м3/ч;

–геометрической вместимости резервуара, м3;

–пропускной способности дыхательного клапана, м3/ч;

159

–пропускной способности предохранительного (гидравлического) клапана, м3/ч;

–типа и количества дыхательных клапанов;

–типа и количества предохранительных клапанов;

–типа и количества огневых предохранителей;

–средства измерения и контроля уровня;

–средства измерения и контроля температуры;

–средства измерения массы нефтепродукта.

Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения.

Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна выполняться с учетом требований СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии». Выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозийной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозийной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения» и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений». Анализируются «рабочие чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы.

В процессе эксплуатации резервуара подвергаются коррозии наружная и внутренняя стороны.

Для защиты резервуаров от внутренней коррозии используются лакокрасочные покрытия.

Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами включает следующие операции:

–подготовительные работы;

–подготовку внутренней поверхности резервуара под окраску;

–нанесение лакокрасочного материала и его сушку;

–контроль качества покрытия;

–заделку технологических отверстий и их окраску.

При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе.

Для агрессивных сред применяют следующие системы лакокрасочных покрытий:

–грунт ВЛ-08, эмаль ЭП-56;

–шпатлевка ЭП-00-10, эмаль ЭП-773; эмаль ЭП-5116.

Перечень основных документов (ГОСТов, СНиПов, РД), необходимых при строительстве, испытании, диагностике, ремонте, зачистке, коррозийной

160