Технологические трубопроводы
В состав технологических трубопроводов входят: трубопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры, грязеуловители и другие устройства.
Все технологические трубопроводы должны быть отградуированы согласно методическим указаниям «Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений» РД 112 РСФСР-023-89.
Эксплуатация
трубопроводов, отработавших расчетный
срок службы, допускается в установленном
порядке.
За расчетное давление в трубопроводе принимается:
расчетное давление в емкости или резервуаре, с которым соединен трубопровод;
для напорных трубопроводов (после насосов) максимальное давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке со стороны нагнетания;
давление срабатывания предохранительного клапана, установленного на поршневом насосе.
Протяженность трубопроводов светлых нефтепродуктов: диаметр-150 мм – 1031 м; диаметр -1 00 мм – 748 м.
Трубопроводы темных нефтепродуктов: диаметр -150 мм – 633 м; диаметр -150 мм – 747 м.
Имеется тепловой ввод в центральные тепловые пункты Стерлитамакского участка слива – налива работающий по температурному графику 150/700 С, Р1 = 0,6 МПа, Р2= 0,4 МПа. Протяженность 20 м.
Технологические схемы трубопроводов приведены в приложении А .
3.1 Трубопроводная арматура
Арматура трубопроводов – наиболее ответственный элемент, поэтому должен быть тщательный постоянный контроль за исправностью арматуры, за состоянием сальниковой набивки, за прокладками.
Сальниковая набивка арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке должны быть нарезаны заготовки колец со скошенными под углом 45 концами.
Кольца
набивки следует укладывать в сальниковую
коробку в разбежку линий разреза с
уплотнением каждого кольца. Высота
сальниковой набивки должна быть такой,
чтобы грундбукса в начальном положении
входила в сальниковую камеру не более
чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее чем на
5 мм.
Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы.
Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя и штока.
Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.
Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавный, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.
Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с нормальным усилием. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры.
Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, как правило, производят в период ревизии трубопровода .
4 Резервуарный парк
4.1 Эксплуатация резервуаров
Эксплуатация резервуаров – это совокупность процессов по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, испытанию и приемке резервуаров в эксплуатацию, их техническому обслуживанию и ремонту.
Безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивается при условии:
правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защита металлоконструкций от коррозии и т.д.;
испытания резервуара в целом на герметичность и прочность, согласно рекомендациям проекта, нормативных документов;
соблюдения
в процессе эксплуатации требований
вышеуказанных инструкций и правил.
Эксплуатируемые резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические.
Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:
-соответствовать проекту, иметь технический паспорт;
-быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам;
-иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе, согласно технологической схеме резервуарного парка и технологической карте. Номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.
Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:
дыхательные клапаны;
предохранительные клапаны;
огневые предохранители;
приборы контроля и сигнализации;
противопожарное оборудование;
приемно-раздаточные патрубки;
сифонный водоспускной кран;
люки-лазы;
люки – световые;
люки-замерные.
Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:
лестницами;
измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
Все
производственные операции с резервуарами
следует производить в полном соответствии
с технологическим регламентом и
технологическими производственными
инструкциями.
4.2 Производственные операции, выполняемые при эксплуатации резервуаров
При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.
При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84.
В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.
Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:
-поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
-содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);
-проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;
-не допускать утечки нефтепродуктов при сливе подтоварной воды из резервуаров.
Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:
-обеспечить полную герметизацию кровли;
-осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтепродуктов из резервуаров только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;
-максимально
заполнять резервуар при хранении
легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
-окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.
Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.
При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.
Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара.
При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.
На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:
номер резервуара по технологической схеме;
- вместимость резервуара, м3;
высоту резервуара, м;
базовую
высоту резервуара. м;диметр резервуара, м;
максимальный уровень продукта в резервуаре, см;
минимальный уровень продукта в резервуаре, см;
тип и число дыхательных клапанов;
максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м3/ч;
максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.
Технологические карты на резервуары утверждаются главным инженером филиала.
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 и при необходимости наращены.
4.3 Молниезащита резервуаров
Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории (для легковоспламеняющихся жидкостей, горючих жидкостей) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.
Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории (для масел), должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.
Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м. по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух.
4.4
Сведения о наличии резервуаров и
резервуарного оборудования
по УПСНГ ДНС-2 «Сатаево» Башнефть-добыча
Резервуарный
парк ДНС-2
«Сатаево» состоит
из двух резервуаров РВС-5000 из которых
на сегодняшний день они находятся на
ремонте. Резервуары РВС-5000 №1,2 выведены
из эксплуатации по результатам технической
диагностики. Резервуары РВС-5000 №1,2
используются для перекачки, добываемой
жидкости Сатаевского, Шафрановского,
Демского и Орловского месторождений.
Рисунок 4.4.1 Резервуар №1 РВС-5000
Оборудование резервуаров на ДНС-2 «Сатаево» различается. Так резервуары РВС-5000 №№ 1,2 были построены в 1985 году. Эти резервуары не имеют понтонов. На них установлены дыхательные клапана КДС-300, и установлена система размыва донных отложений СПВК-100. Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров оборудованы хлопушками. Построены эти резервуары индустриальным методом. На этих резервуарах установлены стальные понтоны и используется система размыва донных отложении CПВК-300. Вместо дыхательных клапанов на них установлены вентиляционные патрубки. Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров также оборудованы хлопушками. На всех этих резервуарах используется система автоматического пенного пожаротушения АППТ.