Содержание

	Лист
Введение	6
1 Общая часть	7
1.1 Общие сведения о нефтебазе	7
1.2 Характеристика хранимой продукций	15
2 Расчетно-технологическая часть	18
2.1Технологические параметры работы оборудования	18
2.2 Расчет технологического процесса	19
3 Техническая часть	21
3.1 Применяемое оборудование	24
3.2 Проектирование протекторной защиты	28
3.3 Расчет протекторной защиты резервуаров	29
4 Экономическая часть	63
5 Организационная часть	70
5.1 Охрана труда и противопожарная безопасность	70
5.2 Экологическая безопасность	75
Заключение	77
Литература	78

Приложения А- Технологическая схема НПС

Б- Схема установки протекторов для защиты днища РВС

В- Схема установки протекторов для защиты внутренней поверхности РВС с уровнем водной фазы до 2 м и более 2 м

Г- Смета затрат на установку протекторной защиты одного РВС5000 и шести РВС10000

Введение

Одной из основных причин выхода из строя нефтегазового оборудования на объектах добычи, подготовки, транспорта, переработки и хранения нефти является коррозия.

Коррозия - это самопроизвольное разрушение металлов в результате химического или физико-химического взаимодействия с окружающей средой. По механизму протекания процессы коррозии подразделяются:

химическая коррозия - это вид коррозионного разрушения, связанный с взаимодействием металла и коррозионной среды, при котором одновременно окисляется металл и происходит восстановление коррозионной среды;

электрохимическая коррозия - процесс взаимодействия металла с коррозионной средой, при котором восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекает не одновременно с ионизацией атомов металла и от электродного потенциала металла зависят их скорости.

Коррозия не только снижает срок службы резервуара и оборудования, но и непосредственно оказывает влияние на промышленную безопасность при его эксплуатации. Опыт эксплуатации стальных товарных и технологических резервуаров показывает, что внутренняя поверхность, как правило, подвергается равномерной, язвенной, щелевой и ножевой (коррозия по границам зерен в зоне перегрева около сварного шва) коррозии.

Анализ эксплуатации резервуаров показал, что скорость равномерной коррозии резервуаров составляет от 0,04 до 1,1 мм/год, но при язвенной коррозии наиболее опасны сквозные поражения, приводящие к утечке продукта. Скорость язвенной коррозии при этом превышает равномерную в 3–6 раз и может достигать 8 мм/год.

1 Общая часть

1.1 Общие сведения о нефтебазе

Рассматриваемая нефтеперекачивающая станция (приложение А) содержит первый основной нефтепровод 1, соединенный с магистральным трубопроводом 9 приема нефти, второй основной нефтепровод 2, насосный блок 3 внешней перекачки, блок нефтеналива 4, блок манифольда 5, дренажный блок 6, резервуары 7 для хранения нефти и резервуар-сепаратор 8, который посредством входного 810 и выходного 811 нефтепроводов соединен с первым основным нефтепроводом 1. Резервуары 7 и резервуар-сепаратор 8 оборудованы предохранительно-дыхательными клапанами, а на их внутреннюю поверхность нанесено антикоррозийное покрытие. Каждый из резервуаров 7 оборудован системой внутреннего обогрева, включающей трубчатый теплообменник, поверхность которого распределена по периметру внутренней стенки резервуара. Приемный патрубок резервуара-сепаратора 8, соединенный с входным нефтепроводом 810, установлен ниже выходного патрубка, соединенного с выходным нефтепроводом 811.

Насосный блок 3 внешней перекачки содержит входной нефтепровод 310, выходной нефтепровод 311, соединенный с магистральным трубопроводом отвода нефти 10, при этом последний далее (не показано) соединен с площадкой налива нефтеналивных судов. Насосный блок 3 также содержит насосы 301, 302 и 303, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом 310, а на выходе соединен с выходным нефтепроводом 311. Выходной нефтепровод 311 на своем входе соединен со вторым основным нефтепроводом 2, а входной нефтепровод 310 на своем входе соединен с одним из выходов первого основного нефтепровода 1.

Другой выход первого основного нефтепровода 1 соединен с входным нефтепроводом 410 блока нефтеналива 4. С входным нефтепроводом 410 соединен и нефтепровод-коллектор 411, с которым в свою очередь соединены выходные нефтепроводы 412, 413, 414. Нефтепровод 413 связывает блок нефтеналива 4 с котельной (не показана), нефтепровод 414 - с площадкой налива автоцистерн 11, а выход нефтепровода 412 соединен с входом второго основного магистрального нефтепровода 2. Блок нефтеналива 4 содержит также насосы 401 и 402, соединенные на входе с входным нефтепроводом 410, а на выходе - с нефтепроводом-коллектором 411.

Первый 1 и второй 2 основные нефтепроводы проходят через блок манифольда 5, в котором через задвижки 501, 502 и вспомогательные нефтепроводы 511, 512 соединены с приемо-раздаточными нефтепроводами 710, каждый из которых соединен с соответствующим резервуаром 7 для хранения нефти.

Насосные блоки 3, 4, а также блок манифольда 5, кроме того, оборудованы вентиляторами и вентиляционными коробами (не обозначены) для снижения пожароопасности внутри этих блоков.

Дренажный блок 6 в составе БРП и НПС содержит подземные дренажные емкости 601, 602 с погружными насосами 621, 622, а также выходной трубопровод 610, соединенный на входе с емкостями 601, 602, а на выходе - с резервуаром-сепаратором 8. Дренажная обвязка резервуаров 7 включает дренажный коллектор 760, замкнутый на дренажную емкость 602, и дренажные трубопроводы 761, каждый из которых одним концом соединен с дренажным коллектором 760, а другим концом - с донной частью соответствующего резервуара 7 для хранения нефти.

БРП и НПС содержит также газоуравнительную обвязку резервуаров для хранения нефти, которая включает газовый коллектор 720, замкнутый на дренажную емкость 601, и газопроводы 721, каждый из которых одним концом соединен с коллектором 720, а другим концом через огнепреградитель 722 соединен с газовым пространством соответствующего резервуара 7 для хранения нефти.

Для закачки ингибиторов коррозии в поступающую на хранение нефть в составе БРП и НПС предусмотрен блок закачки реагентов 12, который соединен с первым основным нефтепроводом 1 на участке между точкой соединения первого основного нефтепровода 1 с магистральным трубопроводом 9 приема нефти и точкой соединения первого основного нефтепровода 1 с входным нефтепроводом 810 резервуара-сепаратора 8.

БРП и НПС оборудован также системой пожаротушения (не показана), которая включает наземные резервуары для хранения запасов воды, бак для хранения запаса пенообразователя и насосную станцию пожаротушения. Каждый резервуар 7 для хранения нефти, кроме того, оборудован пеногенератором, установленным на его крыше, и кольцевым оросительным трубопроводом, установленным на наружной поверхности резервуара в верхней ее части. Насосная станция пожаротушения посредством соответствующих водопроводов и пенопроводов связана с резервуарами для хранения запасов воды, баком для хранения запаса пенообразователя, а также с каждым кольцевым оросительным трубопроводом и каждым пеногенератором.

Автоматизированная система управления технологическими процессами БРП и НПС (не показана) представляет собой программно-аппаратный комплекс, состоящий из нескольких уровней: - первичные средства сбора информации и управления (датчики, исполнительные устройства); - терминал-контроллеры технологических объектов; - автоматизированное рабочее место оператора, представляющее собой ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления.

Каждый терминал-контроллер посредством локальных шин связан с первичными средствами сбора информации и управления, а посредством основной шины связан с автоматизированным рабочим местом оператора. Для различных технологических объектов БРП и НПС предусмотрены индивидуальные конфигурации первичных средств сбора информации и управления.

Так, для насосных блоков 3 и 4 предусмотрены датчики давления на входе и выходе каждого насосного агрегата, датчики температуры переднего и заднего подшипников для каждого насосного агрегата и двигателя каждого насосного агрегата, датчик силы тока на двигателе насосного агрегата, датчик концентрации углеводородных паров в помещении насосного блока, датчики состояния задвижек ("открыты-закрыты"), датчики состояния вентиляторов и насосных агрегатов ("включен-выключен"). К первичным средствам управления насосных блоков относятся выключатели вентиляторов, двигателей насосных агрегатов, концевые выключатели задвижек.

Для блока манифольда 5 предусмотрены датчики состояния ("открыта-закрыта") и концевые выключатели задвижек, а также датчики концентрации углеводородных паров в помещении блока и выключатели вентиляторов.

Для дренажного блока 6 предусмотрены датчики давления и температуры на выходе погружных насосов, датчики состояния насосов ("включен-выключен"), а также выключатели двигателей насосов.

Для каждого резервуара 7 предусмотрены температурные датчики, устанавливаемые внутри него по периметру его крыши.

БРП и НПС также оборудован контрольно-измерительной системой SAAB TankRadar L/2 (TRL/2 - на чертеже не показана), предназначенной для ведения оперативного и коммерческого учета товарной продукции. Система TRL/2, так же как и автоматизированная система управления технологическими процессами, построена по иерархическому принципу. К ее основным компонентам относятся: - радарный уровнемер, устанавливаемый с возможностью определения уровня продукта в резервуаре; - модуль сбора данных, взаимодействующий с датчиками давления парогазовой фазы внутри резервуара, температуры нефти, гидростатического давления продукта; - модуль полевого соединения, используемый в качестве концентратора данных, передаваемых с радарных уровнемеров и модулей сбора данных; - ЭВМ с установленным на ней программным комплексом для решения задач конфигурации и настройки системы, отображения данных измерений и вычислений.

На каждом резервуаре 7 для хранения нефти, а также на резервуаре-сепараторе 8 установлен один радарный уровнемер, а также один модуль сбора данных, при этом последний посредством локальных шин (первого уровня) соединен с установленными внутри резервуара датчиками (давления парогазовой фазы, температуры нефти, гидростатического давления продукта). Каждый уровнемер и каждый модуль сбора данных посредством полевой шины (второго уровня) соединены с ближайшим модулем полевого соединения, обслуживающим группу рядом расположенных резервуаров. Каждый модуль полевого соединения посредством групповой шины (третьего уровня) связан с ЭВМ, установленной в блоке оперативного контроля и управления.

Работа БРП и НПС осуществляется следующим образом.

Внутрипарковые перекачки производятся в двух основных технологических режимах. Первый режим предусматривает осуществление внутрипарковых перекачек низконапорным технологическим насосом 301, расположенным в блоке внешней перекачки 3. Данная схема работы БРП и НПС является основной и применяется в случае необходимости обеспечения приема значительного объема товарной продукции в периодическом режиме или в случае необходимости проведения технологической операции по внутрипарковой перекачке в сжатые сроки в режиме постоянной работы.

Безводная, соответствующая товарной кондиции нефть с месторождений сдающих предприятий по магистральному нефтепроводу 9 поступает на БРП и НПС. На входе в БРП и НПС для защиты трубопроводов и насосного оборудования от коррозии нефть обрабатывается реагентом-ингибитором коррозии (в случае необходимости растворителем АСПО или деэмульгатором) при помощи блока закачки реагентов 12 и по входному нефтепроводу 810 поступает в резервуар-сепаратор 8. Здесь через дыхательные клапаны осуществляется процесс окончательной сепарации и приведения нефти к товарным показателям (давление насыщенных паров - до 500 мм рт.ст.). Из резервуара-сепаратора 8 через выходной нефтепровод 811, по первому основному нефтепроводу 1 товарная нефть самотеком, под гидростатическим давлением столба нефти, поступает на блок манифольда 5, откуда по входному нефтепроводу 310 блока внешней перекачки поступает на вход низконапорного насоса 301, откуда через выходной нефтепровод 311 блока внешней перекачки, второй основной нефтепровод 2, задвижки 501, вспомогательные трубопроводы 510 и приемо-раздаточные нефтепроводы 710 перекачивается в резервуары 7 на хранение. Внутренний обогрев резервуаров 7 и возможность технологической внутрипарковой рециркуляции нефти позволяют обеспечить ее длительное хранение и постоянную готовность ее к сдаче.

При отпуске продукции через магистральный нефтепровод 10 на площадку налива нефтеналивных судов нефть из резервуаров 7 по приемо-раздаточным нефтепроводам 710 поступает на блок манифольда 5, откуда через вспомогательные трубопроводы 511, задвижки 502, первый основной нефтепровод 1 и входной нефтепровод 310 блока внешней перекачки поступает на вход насосов 302, 303, и через выходной нефтепровод 311 блока внешней перекачки поступает в магистральный нефтепровод 10.

При отпуске нефти в автоцистерны на площадке 11 нефтеналива и/или при отпуске на котельную нефть из резервуаров 7 по приемо-раздаточным нефтепроводам 710 поступает на блок манифольда 5, откуда через вспомогательные трубопроводы 511, задвижки 502, первый основной нефтепровод 1 и входной нефтепровод 410 блока нефтеналива поступает на вход насосов 401, 402, и через нефтепровод-коллектор 411 и выходные трубопроводы 413, 414 поступает на площадку налива автоцистерн 11 и/или на котельную.

Второй технологический режим работы БРП и НПС предусматривает осуществление внутрипарковых перекачек насосами блока нефтеналива 401, 402. Данный режим применяется в случае выхода из строя, замены, ремонта основного насосного агрегата 301 или в случае необходимости (в аварийной ситуации) срочной раскачки резервуара-сепаратора 8. В случае выхода из строя насоса 301 нефть из резервуара-сепаратора 8 через выходной нефтепровод 811, по первому основному нефтепроводу 1 самотеком поступает через входной нефтепровод 410 блока нефтеналива 4 на вход насосов 401, 402, откуда через нефтепровод-коллектор 411, выходной нефтепровод 412 по второму основному нефтепроводу 2 поступает на блок манифольда 5, откуда через задвижки 501, вспомогательные трубопроводы 510 и приемо-раздаточные нефтепроводы 710 поступает в резервуары 7 для хранения нефти. При необходимости раскачки резервуара-сепаратора 8 в указанную схему перекачки включается насос 301 в соответствии с описанным ранее первым режимом перекачки.

Отпуск нефти через магистральный нефтепровод 10 на площадку налива нефтеналивных судов, на площадку налива в автоцистерны или на котельную по второму режиму перекачки осуществляется аналогично первому режиму.

В процессе хранения нефти в резервуарах 7 контроль (количественный и качественный) и учет товарной нефти осуществляется при помощи контрольно-измерительной системы SAAB TRL/2, а контроль параметров технологического оборудования и управление этим оборудованием осуществляется посредством автоматизированной системы управления технологическими процессами.

Уровень нефти в каждом резервуаре 7 измеряется посредством радарного уровнемера, а значения давления парогазовой фазы и температуры нефти в резервуаре определяются посредством соответствующих датчиков и передаются на вход модуля сбора данных. Данные с радарного уровнемера и модуля сбора данных каждого резервуара посредством полевой шины передаются в модуль полевого соединения, откуда посредством групповой шины поступают на первую ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления. Полученные данные отображаются на мониторе дежурного оператора.

Контроль текущих параметров технологического оборудования - насосных агрегатов, задвижек, вентиляторов и т.д. - производится посредством датчиков, входящих в автоматизированную систему управления технологическими процессами. Полученные данные посредством локальных шин передаются на соответствующий терминал-контроллер, откуда посредством основных шин передаются на вторую ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления. При необходимости состояние элемента технологического оборудования (например, положение задвижки в насосном блоке 3) может быть изменено путем передачи соответствующего управляющего воздействия с ЭВМ на соответствующий терминал-контроллер, который в свою очередь передает управляющее воздействие на соответствующее исполнительное устройство (концевой выключатель задвижки).

В случае обнаружения соответствующим датчиком превышения концентрации углеводородных паров в помещении насосных блоков 3, 4 или блока манифольда 5 выше заранее установленного предела, соответствующий терминал-контроллер сигнализирует об этом на вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления. После этого, в зависимости от настройки системы управления, вентиляторы включаются либо автоматически, либо по сигналу со второй ЭВМ. Аналогично, в случае обнаружения соответствующим датчиком аномального отклонения хотя бы одного контрольного параметра какого-либо насосного агрегата, соответствующий терминал-контроллер сигнализирует об этом на вторую ЭВМ, после чего отключение насоса производится либо автоматически, либо по сигналу со второй ЭВМ.

В случае обнаружения повышения уровня подтоварной воды в каком-либо резервуаре осуществляется его дренаж. Для этого открывается задвижка, установленная на дренажном трубопроводе 761 резервуара 7, и подтоварная вода через трубопровод 761 и дренажный коллектор 760 самотеком поступает в дренажную емкость 602, откуда в дальнейшем она может быть откачана погружным насосом 622 через выходной трубопровод 610 на вход резервуара-сепаратора 8.

Нормативное давление углеводородных паров в газовом пространстве резервуаров 7 поддерживается посредством газоуравнительной обвязки, замкнутой на дренажную емкость 601.

При возникновении пожара в одном из резервуаров 7 срабатывают установленные в нем по периметру его крыши температурные датчики, которые через терминал-контроллер подают сигнал на блок оперативного контроля и управления. Пенообразователь и вода по соответствующим трубопроводам поступают на вход насосной станции пожаротушения, откуда по соответствующим трубопроводам под давлением подаются на пеногенератор и кольцевой оросительный трубопровод горящего резервуара. Образованная в пеногенераторе пена подается на горящую поверхность нефти внутри резервуара, и одновременно посредством кольцевого оросительного трубопровода производится орошение водой всей наружной поверхности горящего резервуара сверху вниз по его периметру. Для локализации пожара осуществляют также орошение расположенных вблизи резервуаров. Распространение огня через газоуравнительную обвязку резервуаров 7 предотвращается посредством огнепреградителя 722, установленного на газопроводе 721 горящего резервуара.

1.2 Характеристика хранимой продукций

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.

Нефть при приеме в систему трубопроводного транспорта и хранения должна соответствовать требованиям таблицы - 3, группы 1 и таблицы -4, виды 1, 2.

  При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды:

1) В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица1).

Таблица 1 - Классы нефти

Класс	Наименование	Массовая доля серы, %				Метод испытания
1	Малосернистая			До	0,60включ.		По ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 и 9.2 настоящего стандарта
2	Сернистая	От	0,61		1,80
3	Высокосернистая		1,81		3,50
4	Особо высокосернистая	Св. 3,50

2) По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2): 0 - особо легкая; 1 - легкая; 2 - средняя; 3 - тяжелая; 4 - битуминозная.

Таблица 2 - Типы нефти

параметры	Норма для нефти типа																		Метод испытания
	0			1			2				3				4
	для РФ		для эксп.	для РФ		для эксп.	для РФ		для эксп.	для РФ			для эксп.	для РФ			для эксп.
Плотность кг/м, при:																			По ГОСТ Р 51069 и 9.3 настоящего стандарта
20 °С	Не более 830,0			830,1-850,0			850,1-870,0				870,1-895,0				Более 895,0
15 °С	Не более 833,7			833,8-853,6			853,7-873,5				873,6-898,4				Более 898,4
Выход фракций % не менее:																			По ГОСТ 2177 (метод Б)
200 °С	-	30		-	27		-	21			-	-			-	-
300 °С	-	52		-	47		-	42			-	-			-	-
Массовая доля парафина,	-	6		-	6		-	6			-	-			-	-			По ГОСТ 11851