После окончания забивки свай в этой 6-метровой зоне (строительная зона II) первый сваебойный агрегат перемещают в зону IV, где расположены АВО газа и сепараторы-пылеуловители. В зоне IV сваебойный агрегат проводит забивку свай фундаментов под АВО газа и пылеуловители. Из зоны IV первый сваебойный агрегат переводят на «высокую» сторону за компрессорным цехом (за пределы 6-метровой зоны) и проводят забивку остальных свай. Второй сваебойный агрегат после окончания забивки свай внутри будущего здания компрессорного цеха переводят в 6-метровую полосу зоны III «низкой» стороны в зону V. В последней будут размещены блок-боксы водоснабжения, канализации, электростанция и склады. В зоне V вторым сваебойным агрегатом забивают сваи под блок-боксы, склады и эстакады. После этого второй сваебойный агрегат вновь перемещают в строительную зону III, где забивают остальные сваи за пределами 6-метровой полосы.

Таблица 14.1. Примерный состав и функции, выполняемые специализированными потоками при сооружении одной из КС с восьмью агрегатами

№ потока	Характер работы, выполняемой специализированным потоком	Максималь-ное число рабочих в потоке	Тип машин и оборудования в потоке	Число машин в потоке
1	Земляные работы (вертикальная планировка, разработка котлованов и траншей, отсыпка полотна дорог и др.). Свайные работы	40	Бульдозеры Экскаваторы Сваебойный агрегат Бурильная машина Самосвалы	5 6 3 2 15
II	Работы нулевого цикла (устройство фундаментов зданий, сооружений и оборудования), устройство сетей водоснабжения, канализации и теплоснабжения	150	Экскаваторы Бульдозеры Монтажные краны Электросварочные агрегаты Вибраторы	3 3 5 3 4
III	Монтажные работы по монтажу газоперекачивающих, агрегатов	15	Трубоукладчики Монтажные крапы Трейлер Трактор-тягач Сварочные агрегаты	2 2 1 1 2
IY	Монтаж надземной части каркасно-панельных зданий и блок-боксов	80	Трубоукладчик Монтажные краны Сварочные агрегаты Трансформатор сварочный	1 5 3 1
Y	Монтаж технологического оборудования (кроме газоперекачивающих агрегатов) и обвязка этого оборудования технологическими трубопроводами	75	Монтажные краны Трубоукладчики Сварочные агрегаты	4 11 12
YI	Внутренние санитарно-техничес-кие работы, устройство вентиляции	20	Сварочный агрегат Сварочный трансформатор	1 1
YII	Электромонтажные работы	15	Сварочный трансформа тор	2
YIII	Монтаж КИП и А	15	Сварочный трансформатор	1
IX	Отделочные и изоляционные работы	64	Подъемник Штукатурно-малярная станция	1 1
X	Телефонизация и радиофикация	5	-

Аналогичный путь совершает идущий вслед специализированный поток II, выполняющий работы нулевого цикла. Таким образом, организуют ведение общестроительных работ при сооружении компрессорных станций.

Определенная типовая последовательность выполнения строительно-монтажных работ разработана также и для сооружения блочных и блочно-модульных насосных станций, когда территорию строительной площадки насосной станции разбивают на шесть монтажных зон (рис. 14.2).

Строительно-монтажные зоны имеют следующую характеристику:

зона I - монтаж фильтров-грязеуловителей, трубопроводов от общего здания насосного цеха до узла подключения, испытание трубопроводов;

зона II - монтаж и обвязка блок-бокса регуляторов давления, монтаж трубопроводов от общего здания насосных агрегатов до узла подключения, испытание трубопроводов;

зона III - монтаж общего здания насосного цеха, монтаж трубопроводов, обвязка насосных агрегатов и оборудования со вспомогательными трубопроводами, испытание трубопроводов обвязки насосных агрегатов до блок-бокса регулятора давления;

зона IV - монтаж блока сборника нефти сброса ударной волны и блок-бокса гашения ударной волны;

зона V - монтаж блоков и блок-боксов, находящихся в здании, а также поэтапный монтаж отдельно стоящих блоков и блок-боксов;

Рис. 14.2. Разбивка территории насосной станции на 6-ть строительно-монтажных зон

зона VI - монтаж резервуарного парка.

Такое разбиение упрощает работу специализированных бригад и позволяет организовать эффективные строительно-монтажные технологические потоки.

14.3. Строительство резервуарных парков нефти и газа

Резервуарный парк нефти представляет собой набор ёмкостей из типового ряда от 1000 до 50000 м³, соединённых между собой системой трубопроводов для налива и опорожнения. Существуют нефтяные резервуар в 100 тыс. м³ и больше.

В системах хранилища газов различают наземные и подземные сооружения. Подземные газовые хранилища способные вмещать сотни миллионов и даже миллиардов м³ газа подразделяются на два основных типа: в пористых породах и в полостях горных пород. Надземные ёмкости для хранения газов (газгольдеры) представляют собой стационарное стальное сооружение объемом сотни и тысячи м³ для приёма, хранения и выдачи газа в распределительные газопроводы или в установки по его переработке и применению. Газгольдеры бывают цилиндрические (длина до 20 м, диаметр до 5 м) и шаровые (сферические) диаметром до 15 м, рассчитанные на давление 20 МПа.

Каждая ёмкость оснащается системой контрольной аппаратуры и оборудованием для управления технологическим процессами и текущей эксплуатацией объекта хранения нефти и газа.

В резервуарном парке (нефтебазе) обычно выполняются следующие технологические операции:

1. Приём нефти в резервуарный парк из магистрального трубопровода;

2. Приём и отправка средств очистки и диагностики магистрального трубопровода;

3. Осуществление перекачки нефти в танкер по схеме «через ёмкость» или по схеме «с подключённой ёмкостью»;

4. Внутрипарковые перекачки нефти с помощью насосов;

5. Выполнение плановых зачисток резервуаров, приемных коллекторов наливных насосных, трубопроводов резервуарного парка и сбросных трубопроводов;

6. Осуществление сброса нефти в запасные резервуары при срабатывании автоматической защиты от перелива;

7. Последующая перекачка нефти из запасных резервуаров в основные;

8. Регулярный контроль вентилей и предохранительных клапанов, установленных в узлах манифольда и на внутрипарковых коммуникациях, поочередная их замена.

9. Сбор утечек от подпорных насосов, дренажа фильтров-грязеуловителей, камер приема СОД, а также надземных участков трубопроводов насосных при ремонтных работах в емкости для сбора и откачки утечек.

10. Откачка нефти из сборных емкостей, всасывающих коллекторов наливных насосных и на входе фильтров-грязеуловителей;

11. Очистка перекачиваемой нефти от механических примесей, парафино-смолистых отложений и посторонних предметов с помощью фильтров-грязеуловителей;

12. Сброс нефти через термальные предохранительные клапаны в подземную емкость в случае повышения давления в фильтрах-грязеуловителях и в надземных трубопроводах при температурном расширении заполняющей их нефти на замкнутых линиях трубопроводной обвязки;

13. Коммерческий учет количества и качества нефти, поступающей из магистрального нефтепровода в резервуарный парк с помощью узла учета;

14. Регулирование производительности налива нефти в танкеры на терминале с использованием узлов регулирования.

Для выполнения перечисленных технологических операций на территории парка размещается необходимое оборудование и прокладываются трубные и электрические внутрипарковые коммуникации.

Для нефтей с температурой застывания ниже 0 °С, а также с целью снижения стоимости сооружения и эксплуатации резервуарного парка, уменьшения его площади используют обычно резервуары большого объема - 50 и 100 тыс. м³ с плавающей крышей. Конструкция резервуаров и его оборудование должны обеспечивать безопасную эксплуатацию, заданный уровень надежности и максимальную защиту окружающей среды.

Основные причины отказов резервуаров в процессе их эксплуатации следующие.

1. Коррозионный износ днища (как изнутри - в среде подтоварной воды, так и снаружи - из-за нарушения гидрофобного слоя основания днища) и нижних поясов стенки резервуара (особенно в районе уторного узла).

1. Дефекты сварных соединений и искажение формы стенки из-за низкого качества монтажа или неправильного выполнения основания.

14.3.1. Проектирование резервуарного парка

Схема размещения ёмкостей для хранения нефти, нефтепродуктов и газа, а также архитектурно-строительные решения объектов для обслуживания, контроля и управления принимаются в соответствии с рекомендациями и требованиями, изложенными в СНиП и ВСН.

На отведённой территории для резервуарного парка обычно проектируются для строительства следующие основные объекты:

• наземных металлические резервуары или газгольдеры;

• внутрипарковые коммуникации;

• помещения с блоком контроля и управления;

• узлы технологических задвижек;

• дренажные устройства для сбора и удаления стоков;

• помещения для ремонта техники и хранения транспорта и оборудования;

• система пожаротушения;

• прожекторные мачты и молниеотводы;

• кабельные эстакады.

Архитектурно-планировочные решения по размещению и компоновке проектируемых объектов принимаются в соответствии с утверждённой заказчиком технологической схемой хранения нефти или газа на территории резервуарного парка, из условий обеспечения безопасной его эксплуатации, размещения коридоров для прокладки сетей, с учетом транспортных связей, намечаемой организации строительства и будущих ремонтных работ, в условиях действующего производства, а также из наличия и конфигурации свободной от застройки территории.

Вертикальные отметки зданий, сооружений, автодорог и площадок с покрытием, а так же планировка рельефа приняты с учетом требований технологических решений, существующих высотных отметок, из условий нормального водоотвода, в соответствии со СНиП 2.11.03-93.

Внутриплощадочные автодороги должны быть запроектированы на 0,3 ÷ 1,0 м выше планировочного рельефа и могут также (на нефтебазах) служить дополнительным ограждающим валом от перелива нефти через обвалование резервуаров и случайных разливов нефти.

Водоотвод осуществляется по спланированному рельефу в дождеприемники, размещаемые внутри обвалования групп резервуаров, в проектируемую закрытую систему производственно-дождевой канализации с последующей подачей на очистные сооружения. Отвод поверхностных вод, не подверженных контакту с производственными загрязнениями, должен осуществляться по запроектированному рельефу за пределы территории площадки.

Для создания нормальных условий строительства и последующей эксплуатации базы для хранения нефти или газа должно предусматриваться строительство горизонтального дренажа, обеспечивающего требуемую норму осушения на промплощадке. Для защиты территории базы от склоновых вод должно быть предусмотрено строительство по периметру площадки улавливаемых нагорных канав, которые будут перехватывать как поверхностные воды, так и частично подземные воды верхнего водоносного горизонта.

Инженерные сети прокладываются в основном подземно, а кабельные разводки и теплотрассы надземно - по эстакадам. Прокладку рекомендуется осуществлять в обочинах автодорог, по свободной от застройки территории и по кратчайшим расстояниям.

Территория резервуарного парка должна быть благоустроена путем создания пешеходных дорожек, устройством травяных газонов, посевом трав по откосам автодорог, посадкой кустарника и деревьев и др. приёмами благоустройства.

Для повышения условий охраны территории резервуарного парка следует предусматривать надёжное ограждение. При этом вдоль ограждения с внутренней и внешней стороны должна быть запретная зона и полоса отчуждения (шириной по 5 м), спланированные и свободные от строительных конструкций.

14.3.1.1. Конструкции резервуаров

На рис. 14.3 показан пример конструктивного решения и схемы размещения эксплуатационного оборудования резервуара с плавающей крышей для хранения нефти и нефтепродуктов.

Рис. 14.3. Металлический резервуар объемом 50000 м³с плавающей крышей:

1 - днище резервуара; 2 - дренажная система; 3 - запорная задвижка; 4 - люк-лаз; 5- стенка; 6 - кольцо жесткости; 7 - кольцевая технологическая площадка для обслуживания оборудования, служащая верхним кольцом жесткости; 8 - верхнее положение плавающей крыши; 9 - горизонтальные направляющие; 10 - катучая лестница; 11 - переходная площадка; 12 - лестница; 13 - трубчатая направляющая; 14 - плавающая крыша; 15 - нижнее положение плавающей крыши; 16 - уплотняющий затвор; 17 - зумпф для сбора подтоварной воды

Для обеспечения устойчивости от ветровых нагрузок на цилиндрической стенке сооружаются кольца жесткости. Верхнее кольцо жесткости 7 используется в качестве технологической площадки для обслуживания оборудования, расположенного на верхней кромке стенки.

Одна из конструкций плавающей крыши резервуара состоит из верхнего и нижнего настилов, пространство между которыми разделено радиальными и поперечными перегородками, создающими герметичные отсеки и образующие сплошной понтон по всей площади крыши. В случае изменения уровня нефти в резервуаре нижнее положение 15 плавающей крыши фиксируется опорными стойками, предохраняющими от поломки приемораздаточные патрубки, оборудование подогрева нефти, дренажную систему 2 и др. Для обеспечения доступа персонала на плавающую крышу, она оборудуется катучей лестницей 10, ступени которой находятся в горизонтальном положении при любом наклоне лестницы. Верхняя часть лестницы шарнирно прикрепляется к переходной площадке 11, а нижняя перемещается на катках по горизонтальным направляющим 9, укладываемым на решетчатую ферму. Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются трубчатые на­правляющие 13. Они также предотвращают возможный перекос крыши (от неравномерных нагрузок или затопления понтонных секций) и ее зависание при откачке нефти. Плавающие крыши оборудуются дренажной системой 2 из шарнирно соединенных труб, подсоединенных к ливнеприемнику на крыше и патрубку с запорной задвижкой 3, уровнемером, пробоотборным устройством, дыхательным клапаном для удаления выделяющихся паров нефти из под крыши, устройством девакуумирования.

Верхнее положение плавающей крыши 8 фиксируется максимальным уровнем жидкости в резервуаре, который не должен превышать значения, установленного проектом. Производительность заполнения или опорожнения резервуаров с плавающей крышей ограничивается 3,5 м/ч.

Для сокращения загрязнения воздушной среды кольцевое пространство между плавающей крышей и стенкой резервуара (200 - 350 мм) должно быть герметизировано и защищено от попадания атмосферных осадков и пыли. Для этого применяют уплотняющие затворы 16 различных конструкций: с жестким, мягким или комбинированным уплотняющим элементом. Затвор должен быть непроницаем для нефти и ее паров, износостойким, пожаробезопасным, устойчивым к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей, коррозийностойким и надёжным в эксплуатации.

14.3.1.2. Оборудование резервуаров

Для возможности подъема на кровлю все резервуары оснащаются наклонными лестницами одномаршевыми, двухмаршевыми или шахтными; при наличии плавающей крыши на ней имеется подвижная катучая лестница. Для эксплуатации - приема и слива нефтепродуктов, регулирования уровня подтоварной воды, обеспечения противопожарных мер и молниезащиты, подогрева, замера уровня и пр., а также уменьшения потерь от дыханий на резервуаре устанавливается специальное оборудование: на корпусе - люки-лазы, приемо-раздаточные патрубки, перепускное устройство, хлопушка с боковым управлением, кран сифонный, пеносливные камеры; на кровле - люки световые и замерные, клапаны дыхательные и предохранительные, огневые предохранители, приборы для замера уровня.