17. Морские нефтеналивные терминалы
14.1. Основное технологическое оборудование и сооружения
Основные сооружения морского терминала
Технологические процессы морского терминала
Резервуарный парк
Технологическое оборудование
14.2.Архитектурно-строительные решения
Принципиальная схема площадки морского терминала
Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация
Электрохимическая защита от коррозии
Система пожаротушения Резюме
Литература
14.1. ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ
14.1.1. Основные сооружения морского терминала
Для осуществления морских и речных перевозок нефти необходимо сооружать специальные причальные сооружения для швартовки и налива нефти в танки нефтеналивных судов (танкеров, барж). Комплекс таких объектов обычно называют нефтеналивными терминалами. Принципиальная схема сооружений морского терминала представлена на рис. 14.1.2.
Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потребителю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтеперерабатывающие заводы.
В состав нефтеналивных терминалов входят:
- резервуарные парки;
- технологические трубопроводы;
- технологические насосные;
- узлы учета;
- узлы защиты от гидроударов;
- причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.);
- шлангующие устройства (стендера, гибкие резиновые армированные шланги);
- очистные сооружения;
- вспомогательные здания и сооружения (химическая лаборатория, центральный диспетчерский пункт, котельная и др.);
- системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и системы связи.
Рис. 14.1.2. Принципиальная схема нефтеналивного терминала: 1 — нефтепродукты; 2 — нефть из магистральных нефтепроводов; 4 — трубопроводы; 5 — узел учета; 6 — очистные сооружения
Нефтяные терминалы выполняют ряд сопутствующих функций по обслуживанию судов:
- прием с судов балластных и льяльных вод;
- прием и обезвреживание парогазовых смесей из нефтяных танков судов,
- погрузку (бункеровку) на суда топлива (мазута, дизельного топлива) для энергосиловых установок;
- погрузку пресной воды для хозяйственно-бытовых нужд и др.
В зависимости от установленных в портах режимов обслуживания судов нефтяные терминалы могут предоставлять дополнительные услуги судовладельцам по проводке, швартовке и отшвартовке судов, приему с судов твердых бытовых отходов хозяйственных фекальных стоков.
В состав береговых объектов терминала входят следующие здания и сооружения:
резервуарный парк;
насосная станция;
дизельная электростанция;
трансформаторная подстанция;
воздушная компрессорная;
система водоснабжения, теплоснабжения и канализации;
противопожарная и дренажная системы;
замерные устройства;
административное здание;
мастерская-склад;
караульное помещение;
помещение для операторов;
стоянка автотранспорта;
системы автоматики, связи, пожарной и охранной сигнализации;
системы площадочных трубопроводов.
В состав гидротехнических сооружений входят:
нефтеналивные причалы;
центральная площадка (ЦП);
технологические площадки ТП-1 и ТП-2;
швартовые палы;
промежуточные опоры и переходные мостики;
причалы базы Морспецподразделения и портофлота;
швартовые палы причала портофлота.
На территории гидротехнических сооружений размещаются:
здание базы Морспецподразделения и портофлота;
блок противопожарной насосной станции;
камера управления системы автоматизированного управления нефтенаполнением судов;
проходная;
производственно-техническое здание;
служебно-бытовое здание;
трансформаторная подстанция;
здание контрольно-пропускного пункта (КПП);
•служебное здание.
Портовые сооружения включают в себя:
•базу портового флота; •базу по ликвидации разлива нефти.
Технологические процессы морского терминала
Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магистральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты подаются на замерные устройства, после которых поступают в резервуары. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище. Из буферного хранилища нефть и нефтепродукты поступают в танкер через помпу-сепаратор и погрузочные рукава, установленные на причалах. Средняя скорость погрузки нефти, как правило, составляет 12 000 м3/ч. Эта величина сравнима с западными критериями расчетов для погрузочных терминалов. Для предотвращения разлива нефти при загрузке суда окружаются боновыми заграждениями.
На терминале располагаются следующие основные технологические сооружения:
узел приема средств очистки и диагностики;
фильтры-грязеуловители (один рабочий и один резервный) с патрубками;
наливная насосная с насосами НПВ 3600-90;
резервуары с плавающей крышей, резервуары со щитовой крышей;
узел коммерческого учета нефти;
узел защиты от превышения давления на входе береговых сооружений морского терминала (БСМТ);
узел защиты от гидроудара;
технологические трубопроводы.
На терминале выполняются следующие операции:
прием нефти из нефтепровода в резервуарный парк;
прием средств очистки и диагностики;
погрузка нефти в танкер при работе по схеме «через емкость»;
внутрипарковая перекачка в случае, когда не задействованы на основные операции всасывающие коллекторы резервуарного парка;
оперативный учет нефти, поступающей из магистрального нефтепровода в резервуарный парк терминала;
коммерческий учет нефти при загрузке нефти в танкер по каждому причалу;
поверка счетчиков узла коммерческого учета нефти при подаче нефти в резервуарный парк или танкер;
одновременный размыв парафина в одном из резервуаров и откачка нефти в танкер;
• размыв парафина в резервуаре нефтью, поступающей из нефтепровода, и, при необходимости, наливным насосом НПВ 3600-90 путем забора нефти из приемного коллектора наливной насосной и подачи ее через размывающие головки в резервуар.
• возможность рециркуляции нефти при остановке погрузки нефти в танкеры в зимнее время для поддержания работоспособного состояния;
• регулирование подачи нефти в танкер с использованием регуляторов, давления на узле учета и рециркуляции подпорных насосов;
• сброс нефти в резервуары через предохранительные, клапаны и лектроприводную задвижку в случае повышения давления в приемной линии или при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуаров;
•. сброс нефти в емкости V = 10м2 при гидроударе при внезапном закрытии отсекателей во время загрузки танкера при одновременном отключении подпорных (разгрузочных) насосов (и от термальных клапанов);
•. зачистка резервуаров, приемного коллектора наливной насосной, трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ 3600-90;
•. зачистка надземных трубопроводов причальных сооружений погружным насосом;
•.сбор утечек нефти от подпорных насосов, дренаж фильтров-грязеуловителей, а также надземных участков трубопроводов насосных при ремонтных работах;
дренаж стендера в емкости сброса нефти от гидроудара V= 10 м2;
откачка нефти из емкости сброса нефти от гидроудара в технологические трубопроводы с последующей подачей в танкер;
контроль предохранительных клапанов при помощи вентилей и возможность поочередной замены или ревизии их без остановки перекачки;
контроль герметичности шаровых кранов.
14.1.3. Резервуарный парк
Резервуарный парк оснащается металлическими вертикальными резервуарами с плавающей крышей (РВС единичной емкостью до 50 000 куб. м) и со щитовой крышей (РВС единичной емкостью до 3000 куб. м). Высота резервуаров 50 000 куб. м — 18 м, диаметр 60,7 м полистовой сборки; высота резервуаров 3000 куб. м — 12 м, диаметр 18,98 м полистовой сборки.
Резервуары РВС 50 000 поставляются в комплекте с плавающими крышками, герметизирующими затворами, устройствами для спуска воды с плавающих крыш, катучими лестницами, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажными люками и люками-лазами в I и III поясах резервуара, кольцевыми площадками со стремянками к люкам-лазам в III пояс.
Резервуары РВС 3000 поставляются в комплекте со щитовой кровлей, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажными люками-лазами в I поясе, площадками со стремянками для обслуживания пеногенераторов.
Для обеспечения требуемых режимов работы резервуаров на них устанавливается следующее оборудование:
приемораздаточные устройства с запорной арматурой;
хлопушки электроприводные;
компенсирующие устройства для РВС 50 000;
винтовые мешалки или система предотвращения накопления донных отложений с пригруженными веерными соплами;
огневые предохранители для РВС 50 000;
дыхательные и предохранительные клапаны для РВС 3000;
устройства для отвода подтоварной воды;
система орошения для РВС 3000;
система подслойного пожаротушения;
уровнемеры и сигнализаторы уровня.
14.1.4. Технологическое оборудование
Наливная насосная оснащается подпорными вертикальными насосами агрегатами НПВ 3600-90 с электродвигателями BAOB2-710L4.
Емкости для приема нефти при гидроударе — стальные горизонтальные емкости объемом 100 куб. м. Емкости устанавливаются надземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохранителями и сигнализаторами уровня. Откачка нефти из емкостей осуществляется насосом НК 65/35-70, установленным
рядом с ними.
Емкости для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов. Для сбора утечек нефти от торцевых уплотнений насосов НПВ 3600-90 и дренажа технологических трубопроводов наливной насосной станции применяется емкость подземная горизонтальная типа ЕП-25. Емкость оснащается огневым
предохранителем и сигнализатором уровня. Откачка нефти из емкости производится автоматически при помощи погружного насоса 12НА-9х4, установленного на горловине емкости, во всасывающий трубопровод наливной насосной станции.
Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей береговых сооружений в период аварийного отключения основного источника электроснабжения.
Расчетная продолжительность отключения составляет 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция будет находиться в резерве. В комплект дизельной электростанции входят:
дизель-электрический агрегат;
оборудование топливной системы;
масляная система;
система охлаждения;
•выхлопная система.
Резервуары для хранения дизельного топлива.
Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуары - бочки емкостью по 10 куб. м. Число резервуаров принимается исходя из 4—5 суточного запаса дизельного топлива. Резервуары устанавливаются надземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На одной площадке с резервуарами устанавливается насос НМШ 5-25-3,6/4.
Коммерческий узел учета количества и качества нефти (УУН). Предназначен для измерения количества и физико-химических параметров сырой нефти, обработки и выдачи данных при учетно-расчетных операциях. В состав УУН входят:
• измерительные линии рабочие и резервные в комплекте с преобразователями расхода, струевыпрямителями, прямыми участками, фильтрами, регуляторами расхода, запорной арматурой на общей раме;
блок-бокс (3x4 м) контроля качества нефти в комплекте с вискозиметрами, плотномерами, влагомерами, устройствами приема пробы с быстроразъемными соединениями, насосами прокачки, системой промывки, автоматическим пробоотборником, системами жизнеобеспечения оператора;
турбопоршневая поверочная установка (ТПУ) в комплекте с запорным краном и подводящим и отводящим трубопроводом, дренажной системой, приборами автоматики;
система промывки и поверки ТПУ в комплекте с циркуляционным насосом, эталонным мерником, установленным на электронных весах, резервуарами для промывочной жидкости и технической воды;
пробозаборное устройство;
устройство для обработки информации;
емкость для сбора дренажной нефти типа ЕП-25, установленной поземно.
АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ
14.2.1 Принципиальная схема площадки морского терминала
Морской терминал является конечным пунктом трубопроводной системы и располагается на территории морского порта. Площадь под строительство терминала составляет порядка 70—100 га.
На территории терминала строятся:
- резервуарный парк из наземных металлических резервуаров;
- нефтеналивная насосная станция;
- административно-хозяйственные здания;
- база производственного обслуживания;
- узел водопроводных канализационных сооружений;
- узел канализационных сооружений;
- открытая и закрытая электроподстанции;
- электростанция (если вблизи отсутствуют высоковольтные линии электропередач и невозможен отвод электроэнергии к терминалу);
- подъездная дорога.
Площадь терминала разделена на три зоны:
1-я зона — основные технологические установки нефти;
2-я зона — сооружения вспомогательно-технологического и нетехнологического назначения (блочные устройства теплоснабжения, водоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, операторная, механическая мастерская и др.);
0-я (нулевая) зона — сооружения хранения нефти — зона резервуарного парка.
Сооружения 0-й зоны размещаются на более высоких отметках по отношению к сооружениям 1-й зоны для обеспечения необходимого подпора для всасывания и возможности проветривания территории для исключения скапливания нефтяных паров. Сооружения 2-й зоны располагаются на отметках, примерно равных отметкам ближайших каре резервуарных парков.
Внутриплощадочные и подъездные дороги асфальтируются, имеют ширину проезжей части 4,5 м, ширина дорог в резервуарном парке 3,5 м. Проезды вокруг резервуаров и в технологической зоне проектируются приподнятыми над планировочным рельефом и служат ограждающим валом от перелива нефти через обвалования вокруг парка резервуаров и случайных разливов нефти.
На площадке терминала строятся следующие здания:
корпус управления;
караульное помещение;
служебно-бытовой корпус;
закрытая стоянка техники с пожарным постом;
насосная станция водопенотушения;
• ремонтная мастерская.
Ограждающие конструкции зданий — покрытия, перекрытия, стены, кровля — аналогичны ограждающим конструкциям зданий компрессорной станции. Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза, остальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, имеют антикоррозийное атмосферостойкое покрытие. Сварные швы также покрываются антикоррозийным покрытием.
4 2 2. Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация
Автоматизация наливной насосной и задвижек на коллекторах резервуарного парка выполняется на базе комплекта системы микропроцессорной автоматики. В состав системы входят:
• шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;
первичные датчики и вторичные приборы (при необходимости);
приборные щиты вблизи оборудования.
Аппаратура управления устанавливается в местном диспетчерском пункте.
В резервуарном парке предусматривается установка системы измерения уровня на базе радарных уровнемеров. На направляющих каждого резервуара устанавливаются датчики уровня и температуры, кроме того, устанавливаются датчики аварийного уровня и обнаружения пожара. Измерительные преобразователи узла учета нефти соединяются кабелями с вторичной аппаратурой, установленной в местном диспетчерском пункте (МДП).
В состав автоматизированных объектов и систем терминала входят:
резервуарный парк;
система управления контроля и защиты наливной насосной;
система управления контроля и защиты наливных насосов;
система откачки утечек; .
система пожаротушения;
система водоснабжения;
система производственно-ливневой и бытовой канализации;
система вытяжной вентиляции караульного помещения;
система приточно-вытяжной вентиляции гаража;
система энергоснабжения.
Наладка микропроцессорного комплекса производится предприятием-изготовителем по договору с заказчиком.
Внутриплощадочная связь включает в себя: автоматическую телефонную, громкоговорящую, офисную, местную диспетчерскую, систему оповещения о пожаре, радиофикацию, компьютерные сети.
Охранно-пожарная сигнализация. Помещения зданий и сооружений терминала с нормальной средой оборудуются системой пожарной сигнализации с применением тепловых, дымовых и ручных извещателей. Шлейфы пожарной сигнализации выводятся на приемно-контрольный пожарный прибор, который устанавливается в операторной.
Для охранной сигнализации помещений используются магнитно- контактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях. На стеклах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тревоги передаются на приемно-контрольный прибор, установлений в караульном помещении. На БСМТ и резервуарном парке предусматривается система видеонаблюдения.
Периметральная охранная сигнализация. Для охраны объекта используются следующие средства:
система емкостного принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта. Сигнал тревоги возникает при перелезании через ограждение или при касании чувствительного элемента системы. В качестве чувствительного элемента служит металлическая сетка, закрепляемая по верху ограждения;
система радиолучевого принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта в качестве второго рубежа охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнала;
прибор микроволнового принципа действия, предназначенный для контроля наружных локальных объемных зон у ворот ограждения;
активные инфракрасные линейные извещатели, необходимые для создания рубежа блокирования отдельных локальных участков ограждения;
датчики магнитно-контактного принципа действия, служащие для контроля положения створок ворот ограждения, створок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, располагаемых вдоль ограждения объекта. Для предотвращения несанкционированного подхода к рубежам охраны предусматривается устройство оградительного забора из восьми нитей проволоки.
14.2.3. Электрохимическая защита от коррозии
Подземные коммуникации терминала и внешние поверхности днищ резервуаров защищаются от коррозии низковольтными распределительными устройствами катодной защиты типа УКЗН (устройство катодной защиты низковольтное), каждое из которых комплектуется катодными станциями типа ОПС-2 мощностью 3 кВт. Электроснабжение систем катодной защиты (СКЗ) осуществляется от внутриплощадочныхдочных сетей напряжением 220 В. Число катодных станций принимается в зависимости от величины общей защищаемой поверхности подземных коммуникаций и днищ резервуаров. На площадках БСМТ устанавливаются контрольно-измерительные пункты в точках дренажа СКЗ и в местах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.
14.2.4. Система пожаротушения
В комплекс мероприятий по пожарной защите БСМТ входят: оповещение о пожаре, тушение пожара и его блокировка.
Для ликвидации пожара в резервуарном парке и в помещении ТПУ предусмотрена автоматическая стационарная система пенотушения с использованием пены низкой и средней кратности.
Пожаротушение РВС производится подачей пены низкой кратности в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой нефти, используя высоконапорные пеногенераторы.
Автоматическая стационарная система послойного пенотушения включает в себя насосную станцию пенотушения, вертикальные стальные резервуары для воды, кольцевую сеть трубопроводов, мембранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.
Включение в работу насосов пожаротушения автоматическое — от импульсов датчиков пожарной опасности, установленных на резервуарах с нефтью и в помещении ТПУ. Одновременно поступает сигнал на открытие соответствующих электрозадвижек на сети раствора пенообразователя для подачи огнегасительных средств к очагу пожара. В качестве огнегасительного средства используется фторсодержащий пенообразователь типа «легкая вода».
Тушение пожара в других помещениях осуществляется от системы хозяйственно-производственного водопровода, из установленных на ней внутренних пожарных кранов с расходом 5 л/сек. Наружное пожаротушение выполняется от гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с расходом 10 л/сек.
Блокировка пожара предусматривает защиту сооружений от опасного воздействия высоких температур и осуществляется путем охлаждения водой горящего и соседних резервуаров для нефти. Охлаждение резервуаров емкостью 50 000 куб. м производится при помощи стационарной системы охлаждения, включающей, помимо насосов и кольцевой сети противопожарного водопровода, перфорированные кольца орошения. Включение насосов для подачи воды осуществляется дистанционно.
Резервуарный парк оборудуется пожарными извещателями для дистанционной передачи команд на включение или выключение насосов пено- и водотушения.
Системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации аналогичны системам других наземных объектов нефтегазопроводов.
РЕЗЮМЕ
Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потребителю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтеперерабатывающие заводы.
Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магистральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты подаются на замерные устройства, после которых поступают в резервуары. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище.
ЛИТЕРАТУРА
Коршак А., Шаммазов А. Основы нефтегазового дела: Учебник.-Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.
Лаптев А.А. Методология организации управления про строительства наземных объектов магистральных трубопров.- Тюмень: Слово, 2003.
Научный опыт создания техносферы специализированного морского нефтеналивного порта: Учебник / Ю.Г. Герман-шахлы, В.В.Попов; Под ред. В.В. Попова. — М.: РКонсульт, 2003.
Содержание
Повороты, изготовленные из труб, отводы 30
7.5.4. Нормы отбраковки трубопроводов 47
Механические характеристики трубопроводных сталей 48
50
Критерии отбраковки труб 50
Предельные отбраковочные значения толщин стенок корпуса арматуры 56
7.5.5. Периодические испытания трубопроводов 56
7.5.6. Ремонтные работы на трубопроводах 57
Требования к очистке наружной поверхности трубопровода 60
7.5.7. Консервация, демонтаж трубопроводов 65
Значения взрывоопасных концентраций паров и газов 67
9. ПОРЯДОК УЧЕТА, РАССЛЕДОВАНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТКАЗОВ И ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ 68
9.1. Классификация аварий 68
9.2. Расследование аварий 69
9.3. Отчетность перед контролирующими органами об авариях, утечках, разливах 71
9.4. Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах 71
10. ОХРАНА ТРУДА 73
Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи 79
11. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 80
12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 89
13. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ 97
ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА 98
ДАННЫЕ О МОНТАЖЕ (заполняется для вновь вводимых трубопроводов) 99
А. Сведения о трубах и сварных фасонных деталях 100
Б. Фланцы и крепежные детали 100
В. Арматура и фасонные детали (литые и кованые) 100
РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ (заносятся данные последних испытаний) 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода 102
Запись о ремонте и переустройстве трубопровода 102
Запись результатов освидетельствования и ревизии трубопроводов 102
Формуляр замера деталей трубопровода 102
Результаты ультразвуковой толщинометрии и прогнозирования внутренней коррозии 103
Результаты измерений и прогноза 103
СХЕМА ТРУБОПРОВОДА Вносится схема конкретного объекта РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА 103
ЖУРНАЛ УЧЕТА УСТАНОВКИ-СНЯТИЯ ЗАГЛУШЕК 104
АКТ РЕВИЗИИ И ОТРАБОТКИ ТРУБОПРОВОДОВ 105
АКТ ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ 106
АКТ НА РЕМОНТ И ИСПЫТАНИЕ АРМАТУРЫ 106
Основные технические характеристики и области эффективного применения материалов для антикоррозиоонной изоляции внутренней поверхности трубопроводов 107
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ <<РЕГЛАМЕНТ>> НА ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРА 111
1. Характеристика объекта 111
2. Характеристика воды 112
3. Характеристика ингибитора 112
4. Технология применения ингибитора 113
114
5. Пункты и методы измерения коррозионной агрессивности воды 114
6. Техника безопасности и охрана окружающей среды 115
ХАРАКТЕРИСТИКИ И НАЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДОВ ПРИ СВАРКЕ СТЫКОВ ТРУБ 116
Электроды с покрытием основного вида для сварки и ремонта поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладки трубопроводов 116
Электроды с покрытием целлюлозного вида для сварки неповоротных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов 117
РЕЖИМЫ СУШКИ (ПРОКАЛКИ) СВАРОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПЕРЕД СВАРКОЙ 118
СРОК ХРАНЕНИЯ ЭЛЕКТРОДОВ 119
1. Знакомство с предприятием. 155
1.1. Основы техники безопасности. 155
1.2. Основные опасные и вредные производственные факторы, характерные для данного производства. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. 156
1.3. Пожарная безопасность. 157
1.4. Первая помощь пострадавшим. 158
2. Нефтепроводы и продуктопроводы. Классификация трубопроводов. Технологические схемы. Выбор оптимальной трассы. Мониторинг коррозионного состояния трубопроводов. 158
2.1. Классификация трубопроводов. 158
2.2. Нефтепродуктопровод и его составляющие. 160
2.3. Защита трубопроводов от коррозии. 160
2.4. Выбор оптимальной трассы. 163
3. Компрессорные станции. Описание оборудования, технологические схемы, здания и сооружения. Классификация компрессоров. 164
3.1. Технологическая схема КС. 165
3.2. Классификация компрессоров. 167
4. Резервуарный парк. РВС, системы подготовки и учета товарной продукции. 168
4.1. Типы резервуаров. 168
4.2. Промысловая подготовка нефти. 173
5. Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах. Технологические схемы. 176
5.1. Системы сбора нефти на промыслах. 177
5.2. Дожимные нефтеперекачивающие станции. 181
5.3. Центральные пункты сбора нефти. Основные характеристики ЦПС. 182
6. Нефтебазы, схемы и оборудование для учета и хранения нефтепродуктов. и производственные операции, проводимые на них. Наливные и сливные эстакады нефтебаз. АЗС. 183
6.1. Нефтебаза. Классификация нефтебаз. 183
6.2. Количественный учет нефтепродуктов. 185
6.3. Сливоналивные устройства для транспортных средств. 188
6.4. Наливные и сливные эстакады. 190
6.5. Автозаправочные станции. 192
7. Мероприятия по охране окружающей среды. Оборудование для очистки резервуаров, грунта. 194
7.1. Мероприятия по охране окружающей среды. 194
7.2 Очистка грунта. 195
7.3 Зачистка резервуаров. 198
Список литературы 199