2.5. Резервуары нефтепроводов

Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций. По материалу, из которого сооружены СибАДИрезервуары, различают металлические, железобетонные, каменные и земляные. Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок

является сама горная порода.

По отношен ю к уровню земли резервуары могут быть [1]:

– подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре наход тся не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре);

– наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества количества нефтепродуктов, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчётом.

Ёмкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам [1]:

1) по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобетонные, каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые и горные в различных горных породах;

44

2) по величине избыточного давления, резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Р н < 0,002 МПа) и резервуары высокого давления (Р н

> 0,002 МПа);

СибАДИ3) по технологическим операциям:

– резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары-отстойники;

– резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров;

4) по конструкции.

– стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые;

– железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные траншейные).

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении от 0,07 МПа включительно и температуре до 120°С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промышленных сооружений». Ко второй группе

45

относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной

высокого давлен я, с плавающими крышами и понтонами; горизонтальные ц л ндрические резервуары высокого и низкого давлен я, наземные подземные.

Обслуживание резервуаров

На трубопроводы наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определённое обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером.

Все изменения, произведённые в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала.

46

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо [1]:

• поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

СибАДИнеобходимости по возможности в ночное время;

• содержать в исправном эксплуатационном состоянии всё

резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъёмные трубы,

сифонные краны, стац онарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

• провод ть с стематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно

устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

• не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске

подтоварной воды из резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов

необходимо:

• обеспечить полную герметизацию кровли;

• осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и

нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней

• максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

• окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо [1]:

• поддерживать полную герметизацию системы;

47

•регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

•систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

СибАДИ• утеплять дренажные устройства предохранять их от снежных заносов в з мнее время.

корость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляц онных патру ков.

При увел чен скорости наполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъёма (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъёма понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают [1]:

– номер резервуара по технологической схеме;

– вместимость резервуара, м3

– высоту резервуара, м;

– базовую высоту резервуара, м;

– диаметр резервуара, м;

– максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

– минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

– тип и число дыхательных клапанов;

48

–максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м3/ч;

–максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

предохран тельную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные про оот орники; утеплить дренажные устройства газоуравн тельной с стемы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктов и повернуть в оковое положение.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены при необходимости наращены.

Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на

49

3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАСЛОСИСТЕМЫ

Техническое обслуживание (ТО) представляет собой комплекс операций по поддержке оборудования в исправном работоспособном

оборудован я [1].

Техническое о служивание подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.

Ежесменное о служивание выполняется эксплуатационным персоналом и осуществляется в течение рабочей смены. В данный вид обслуживания включаются операции, которые необходимо проводить на оборудовании с периодичностью менее одних суток;.

Периодическое обслуживание осуществляется через промежутки времени, продиктованные техническими особенностями оборудования, выполняется в соответствии со сроками, установленными в документации по эксплуатации оборудования. В состав операций периодического обслуживания входят работы ежесменного обслуживания.

50

Сезонное техническое обслуживание производится для подготовки оборудования к очередному осенне-зимнему или весеннелетнему периоду эксплуатации. Этот вид обслуживания включает в себя операции периодического обслуживания и выполняется при

СибАДИочередном периодическом обслуживании.

огласно РД-39-40-416-80 техническое обслуживание основных и подпорных насосов НПА должно проводиться через каждые 800 часов наработки. Трудоёмкость ТО для НМ-360-460 – НМ-1250-260 – 3 чел-ч., для насосов НМ ольшей производительности и для подпорных насосов – 4 чел-ч.

Пр мен тельно к насосам магистральных нефтепроводов ТО состоит главным о разом во внешнем осмотре насосов и проверке крепления насосного агрегата, его отдельных узлов и элементов.

Ремонт – это комплекс операций по восстановлению работоспособности технико-экономических характеристик оборудования, а также по восстановлению ресурса оборудования – времени безотказной работы до предельного состояния оборудования.

За критерий предельного состояния принимаются значения технических параметров оборудования, соответствующих нормам отработки.

Все плановые ремонтные работы составляют единую систему планово-предупредительного ремонта (ППР). В рамках ПНР предусматривается три вида ремонта: текущий, средний и капитальный ремонт [1].

51

Текущий ремонт – минимальный по объёму вид планового ремонта, при котором нормальное эксплуатационное состояние оборудование до очередного планового ремонта поддерживается за счёт выполнения регулировочных работ: замены

балансировки ротора при замене составляющих его деталей, сборки и проверки крепления всех узлов и деталей.

Завершает текущий ремонт опрессовка насоса перекачиваемой жидкостью и опробование работы агрегата под нагрузкой – проверяется напор, потребляемая мощность, вибрация, температура подшипников торцевых уплотнений.

Периодичность выполнения текущего ремонта основных и подпорных насосов по РД-39-30-4169-80 составляет 5600 часов наработки, средняя трудоёмкость ремонта 48з-70 чел-ч. Нормативный срок простоя оборудования в текущем ремонте 21а-49 часов.

Средний ремонт – вид планового ремонта, целью которого является восстановление основных параметров и характеристик оборудования. Данная цель достигается путём капитального ремонта отдельных узлов, замены и восстановления значительного числа изношенных деталей оборудования.

52

В объём среднего ремонта входят все работы текущего ремонта. Для основных и подпорных насосов данный вид ремонта не предусмотрен.

Капитальный ремонт – наибольший по объёму вид планового

При этом замене могут подлежать и базовые детали. Все изношенные и выработавш е свой ресурс детали заменяются в обязательном порядке.

Капремонт для основных и подпорных насосов НПС выполняется с периодичностью в 28 тыс. часов, его продолжительность 30–574 час. Трудоёмкость капремонта для отмеченных насосов составляет 58–107 чел-ч.

Оперативный контроль работоспособности оборудования системы смазки и охлаждения осуществляется оператором НПС по показаниям на АРМ оператора.

В объем оперативного контроля входят: температура масла после охладителей, давление масла «до» «после» фильтров очистки, давление масла на подшипниках МНА, уровень масла в маслобаках, положение запорной арматуры, работа маслонасосов, отсутствие течи масла по соединениям трубопроводов и оборудования маслосистемы.

53

В объём работ по техническому ремонту входит устранение неисправностей без вмешательства в работу системы: наружный осмотр, очистка наружных поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых и резьбовых соединений, проверка

элементов соед н тельной муфты насосов, задвижек и вентилей; при необход мости –- пополнение масла; проверка срабатывания автоматического включен я резервного насоса, очистка маслофильтров.

Очистка фильтрующих элементов маслофильтров производится согласно графику ППР или внепланово при достижении перепада давления масла на входе выходе маслофильтра 0,5 кг/см.

Очистка производится в следующем порядке [1]:

– отсечение засорившийся маслофильтр запорной арматурой;

– демонтаж фильтрующего элемента;

– разборка фильтрующего элемента;

– промывка фильтрующего элемента бензином в условиях механической мастерской с последующей просушкой;

– сборка маслофильтра.

Контроль качества масла производится раз в квартал с составлением протокола химического анализа.

Основное технологическое оборудование нефтеперекачивающих станций НПС представлено на видео 2.

54