Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

384ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта...

•регуляторы давления;

•система сбора и утилизации нефтеутечек;

•система тепло- и электроснабжения;

•система контроля и управления;

•система водоснабжения, канализации и очистки сточных вод;

•система связи;

•система пожаротушения;

•служебно-эксплуатационный и ремонтный блок;

•открытая стоянка техники с воздухоподогревом;

•складские помещения;

•септик с насосной установкой;

•канализационная насосная станция нефтесодержащих стоков;

•канализационная насосная станция очищенных сточных вод;

•станция биологической очистки сточных вод со сборниками отстоянных сточных вод;

•сборник уловленной нефти с насосной установкой;

•узел приема и пуска средств очистки и диагностики.

Территория НПС разделена на две зоны: производственную и слу- жебно-производственного комплекса.

Кпроизводственной зоне НПС, расположенной со стороны магистрального нефтепровода, относятся здания и сооружения технологического назначения:

•узел подключения;

•магистральная насосная;

•регуляторы давления;

•емкость для сбора утечек нефти и дренажа с погружными насосами;

•сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа;

•маслохозяйство;

•фильтры-грязеуловители;

•производственно-эксплуатационный блок — ПЭБ (КТП — комплектная трансформаторная подстанция, ЩСУ — щит станции управления, операторная);

•компрессорная сжатого воздуха;

•резервная электростанция, установка пожаротушения.

Кзоне служебно-производственного комплекса, расположенной со стороны подъездной автодороги, относятся объекты инженерного обеспечения:

•узел связи;

•котельная;

•блоки водоснабжения и канализации;

•очистные сооружения;

•служебно-вспомогательный и ремонтный блоки;

•стоянки механизмов;

•складские сооружения;

•трансформаторные подстанции для зданий и сооружений второй зоны (зона служебно-производственного комплекса);

•установки пожаротушения.

На НПС предусмотрены следующие технологические сооружения:

•магистральная насосная с насосами и электродвигателями. Число насосов с электродвигателями определяется расчетом в зависимости от производительности будущей насосной станции;

•узел регуляторов давления с регулирующими заслонками. Число заслонок зависит от производительности НПС. Параметры заслонок позволяют производить регулирование давления при отключении одной из заслонок;

•фильтры-грязеуловители (рабочие и резервный) с патрубками;

•блок системы гашения ударной волны с устройствами сглаживания волн давления;

•резервуар-сборник нефти системы сглаживания волн давления и дренажа, предназначенный для сброса нефти из системы защиты нефтепровода от повышения давления;

•блок с вертикальными погружными насосами с электродвигателями.

13.1.4. Насосные агрегаты и сопутствующее оборудование

Магистральные насосные оснащаются насосными агрегатами, технические характеристики которых указаны в табл. 13.1.1.

Таблица 13.1.1

Техническая характеристика магистральных насосов (центробежных)

386 Часть II. Объекты и сооружения подготовки и транспорта ...

Окончание таблицы 13.1.1

б) основные секционные

В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели устанавливаются в общем зале с насосами или в помещении, отделенном от насосного зала стеной, не пропускающей паров нефти. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, устанавливаемых в общих залах насосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением.

При обычном исполнении электродвигатели устанавливаются в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения вала, соединяющего электродвигатель и насос, через разделительную стену имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти.

Электродвигатели, применяемыес насосами,указаннымив табл. 13.1.1, приведены в табл. 13.1.2.

Магистральные насосные агрегаты устанавливаются в отапливаемом помещении. Технологическая обвязка насосных агрегатов предусматривается из условия обеспечения достаточной компенсационной способности с целью недопущения передачи дополнительных

усилий от трубопроводной обвязки на патрубки магистральных насосов сверх допустимых.

Для технического обслуживания насосных агрегатов предусматривается мостовой ручной опорный кран грузоподъемностью 8 т.

Для обеспечения нормальной работы насосных агрегатов с электродвигателями предусматриваются вспомогательные системы:

•централизованная система смазки и охлаждения подшипников;

•система сбора утечек и дренажа.

Конструктивно насосы представляют собой улитообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера и два патрубка: всасывающий и нагнетательный). Внутри корпуса вращается закрепленное на валу рабочее колесо. Рабочее колесо состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, противоположную вращению колеса. Принципиальная схема насосной установки приведена в главе 3 п. 3.2 (рис. 3.2.7).

Для оптимального режима перекачки на входе в насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторой величины, называемой допустимым кавитационным запасом.

По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. Назначение подпорных насосов — создание на входе в основной насос подпора, обеспечивающего устойчивую работу основного насоса. При подаче 2500 м3/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньшей производительности используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания).

388 ЧастьII. Объектыисооруженияподготовкиитранспорта...

Маслосистема. Маслосистема предназначена для обеспечения централизованной смазки подшипников магистральных насосных агрегатов, охлаждения нагретого масла воздухом, очистки его от механических примесей и следов воды. Система работает по схеме с подключением аварийного бака на «проток» при статическом напоре и автоматическом контроле уровня масла в нем. Оборудование маслосистемы, кроме аппаратов воздушного охлаждения, располагается в помещении размером 3x12 м: насосы, маслобаки и сепаратор размещаются в приямке. Отметка приямки принимается, исходя из условия обеспечения самотечного слива масла от агрегатов в маслобаки. Аппараты воздушного охлаждения размешаются на открытом воздухе под навесом.

Рядом с помещением маслосистемы устанавливаются горизонтальные стальные резервуары емкостью 5 куб. м для хранения масла. Число резервуаров определяется расчетом из условий создания необходимого запаса масла для бесперебойной работы маслосистемы и ее опорожнения. Резервуары предназначаются для хранения чистого масла, отработанного, слива масла из маслосистемы. Резервуары оснащаются измерительными приборами, вентиляционной арматурой и хлопушками.

Сборники нефти. Для приема нефти от системы сглаживания волн давления, утечек от торцовых уплотнений магистральных насосов, дренажа технологических трубопроводов, а также нефтесодержащих стоков устанавливаются стальные горизонтальные резервуары — сборники нефти емкостью 100 куб. м. Сборники нефти устанавливаются подземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохранителями и сигнализаторами уровня.

Для сбора нефти при аварийном разливе в магистральной насосной устанавливается стальной горизонтальный резервуар емкостью 100 куб. м. Резервуар размещается подземно и оснащается запорной арматурой, огневым предохранителем и сигнализатором уровня.

Насосы погружные. Насосы погружные вертикальные предназначены для откачки нефти из сборника нефти сброса ударной волны, утечек и дренажа технологических трубопроводов, а также из резервуара аварийного сбора нефти и закачки во всасывающий трубопровод магистральных насосов. Необходимая высота всасывания насосов обеспечивается размещением их в подземных стаканах-приямках с запорной арматурой. Насосы должны работать в диапазоне 0—100 м3/ч, Н = 400—150 м без регулировки напора при исключении опасности перегрузки электродвигателя.

Регуляторы давления. Регуляторы давления предназначены для регулирования давления методом дросселирования (изменения дав-

ления путем пропуска потока газа через сужающее или расширяющее устройство) потока нефти в целях поддержания давления — минимального на приеме и максимального на выходе насосной станции в заданных пределах. В качестве исполнительных устройств принимаются регулирующие заслонки с электрическим приводом во взрывозащищенном исполнении. Регуляторы давления устанавливаются на открытой площадке.

13.1.5. Дизельная резервная электростанция

Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей НПС в период аварийного отключения основного источника электроснабжения. Расчетная продолжительность отключения составляет не более 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция находится в резерве.

Дизельная электростанция размещается в блок-контейнере. В комплект дизельной резервной электростанции входят:

•дизель-электрический агрегат;

•оборудование топливной системы;

•масляная система;

•система охлаждения;

•выхлопная система.

Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуары емкостью 10 куб. м каждый. Емкость резервуаров принимается из расчета не менее 4—5 суточных запасов топлива. Резервуары устанавливаются надземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На площадке с резервуарами размещается насос для подачи топлива в расходный бак дизельной электростанции.

13.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ НПС

13.2.1. Архитектурно-планировочные решения НПС

При строительстве объектов сравнительно небольших размеров применяются индустриальные конструкции зданий и сооружений или блок-боксы и блоки полной заводской готовности. Однако, при наличии местных строительных материалов для исключения лишних затрат на транспортные расходы, широко применяются и те конструкции, которые указаны в табл. 13.2.1.

Остальные здания — одноэтажные кирпичные, а здания комплектной поставки — сборные из блок-боксов с несгораемым утеплителем заводского изготовления.

фундаменты под все здания и сооружения приняты на естественном основании монолитными или сборными железобетонными.

Наземные вертикальные стальные резервуары емкостью менее 5000 куб. м устанавливаются на грунтовом основании с гидроизоляцией.

Подземные металлические технологические емкости выполняются с пригрузом монолитным бетоном (при глубине более 1,2 м) или сборным железобетоном для предотвращения всплытия.

В качестве фундаментов под задвижки, фильтры, обратные клапаны, трубы и др. используются фундаментные блоки стен подвалов марки ФБС.

Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза.

Остальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, покрываются антикоррозийным атмосферостойким покрытием.

13.2.2. Теплоснабжение

Потребность в тепле определяется необходимостью обеспечения нормальных условий для обслуживающего персонала и создания микроклимата для оборудования, требующего по условиям эксплуатации определенной температуры. Тепло на НПС расходуется на отопление, вентиляцию и технологический обогрев.

Теплоисточниками на НПС являются собственные котельные, имеющие в своем составе, как правило, две теплоцентрали: рабочую и резервную. Основное и аварийное топливо для котельной — жидкое топливо.

Тепло от котельной к сооружениям площадки НПС поступает по наружным тепловым сетям, прокладываемым на эстакадах совместно с другими коммуникациями или на низких железобетонных стойках. Пересечения с дорогами на площадке НПС выполняются на высоких стойках или подземно в футлярах.

Теплопроводы покрываются антикоррозийной и тепловой изоляцией и заключаются в кожухи из алюминиевых листов. Тепловые удлинения теплопроводов воспринимаются углами поворотов и П-образ- ными компенсаторами.

Отопление в магистральной насосной водяное местными нагревательными приборами, рассчитанное на поддержание внутри насосной положительной температуры, и воздушное, совмещенное с приточной вентиляцией. В аккумуляторной применяется воздушное отопление, совмещенное с вентиляцией. В остальных зданиях и сооружениях НПС применяется водяное отопление местными нагревательными приборами.

392ЧастьII. Объектыисооруженияподготовкиитранспорта...

13.2.3.Вентиляция

Вмагистральной насосной принимается постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция, рассчитанная на 3-кратный воздухообмен в час. Приток воздуха осуществляется от приточной установки. Вытяжка — естественная из верхней зоны через шахты с дефлекторами. Предусматривается аварийная вытяжная вентиляция, рассчитанная на 8-кратный воздухообмен в час, включаемая автоматически при загазованности помещения. Для аварийной вентиляции предусматриваются осевые вентиляторы с забором воздуха из нижней зоны.

Впомещениях аккумуляторной и кислотной узла связи применяется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением, рассчитанная на обеспечение предельно-допустимой концентрации паров серной кислоты.

Вадминистративных и бытовых помещениях принимается при- точно-вытяжная вентиляция. В остальных зданиях и сооружениях (узел связи, диспетчерская, электрощитовая, насосная водопенотушения, флотационная установка и т. д.) — вентиляция естественная, через шахты с дефлекторами и с неорганизованным притоком воздуха.

Подача приточного воздуха в помещение закрытой стоянки механизмов осуществляется сосредоточенными струями, направленными в проезды, а для помещений техобслуживания — рассредоточено непосредственно в рабочую зону, в канавы, приямки. Удаление воздуха производится из верхней и нижней зон. Для удаления отработанных газов в атмосферу предусматриваются местные отсосы.

13.2.4. Водоснабжение и пожаротушение

Источником водоснабжения, как правило, являются подземные воды или городские водопроводные сети (в случае приближения НПС к городу или населенному пункту). На НПС предусматриваются раздельные системы хозяйственно-производственного и противопожарного водопровода.

На площадке НПС предусмотрена автоматическая стационарная система пожаротушения для магистральной насосной и установки системы сглаживания волн давления. Тушение пожара выполняется пеной. Запас пенообразователя для получения 6-процентного раствора равен 6,24 куб. м.

Стационарная система пожаротушения включает в себя:

•насосную станцию водопенотушения;

•резервуары для воды емкостью 100 куб. м каждый, кольцевую сеть трубопроводов;

• мембранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.

Для целей пожаротушения в насосной станции пеноводотушения устанавливаются насосы ЦНС 180-85 мощностью 75 кВт для тушения гаража, открытых технологических установок, помещения магистральной насосной и насос ЦНС 38-66 мощностью 15 кВт — для тушения маслосистемы. Включение в работу насосов пенотушения происходит автоматически от импульсов датчиков пожарной опасности, устанавливаемых в защищаемых зданиях.

Подвод раствора пенообразователя к магистральной насосной и в помещение маслосистемы производится сухотрубками с опорожнением их в мокрые колодцы, сооружаемые из сборных железобетонных элементов диаметром 1,5—2,0 м.

Для тушения возгорания магистральной насосной и установки системы сглаживания волн давления используется фторсодержащий пенообразователь типа «Легкая вода», который хранится в мембранных дозирующих емкостях и канистрах. Расчетный расход воды для тушения возгорания магистральной насосной составляет 46 л/сек.

Тушение возгорания в гараже и других помещениях осуществляется через внутренние пожарные краны с расходом воды 5 л/сек. Наружное пожаротушение зданий и сооружений НПС выполняется от гидрантов с расходом воды 10 л/сек.

Сети противопожарного водопровода и раствора пенообразователя проектируются кольцевыми из стальных электросварных труб диаметром 50—150 мм и прокладываются на глубине от 1 до 2,5 м.

13.2.5. Канализация

На НПС предусмотрена производственно-дождевая и бытовая канализация. Отведению в сеть производственно-дождевой канализации подлежат стоки от технологических площадок и гаража.

Самотечные сети производственно-дождевой и бытовой канализации проектируются из асбоцементных труб, напорные трубопроводы — из стальных труб.

13.2.6. Электроснабжение

Основными электроприемниками на НПС являются:

•на напряжение 10 кВ: асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором приводов магистральных насосов;

•на напряжение 0,4 кВ: асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором приводов насосов, вентиляторов и задвижек,

электронагреватели, светильники внутреннего и наружного освещения, устройства катодной защиты.

Электроприемники, связанные с технологией перекачки нефти, установками автоматического пожаротушения и котельной, относятся к I категории по надежности электроснабжения; электроснабжение их осуществляется от двух независимых источников с автоматическим переключением на резерв.

Выделяются электроприемники:

•относящиеся к особой группе I категории (секущих задвижек, аварийного освещения и аварийной вентиляции, систем управления, контроля связи, пожарной и охранной сигнализации);

•обеспечивающие сохранение инфраструктуры НПС одного котла котельной, вахтового комплекса.

Остальные электроприемники относятся ко II и III категориям. Электричество на НПС подается от высоковольтных линий элек-

тропередач или собственной электростанции. На площадке НПС предусматриваются комплектные трансформаторные подстанции и ЗРУ (закрытые распредустройства).

В качестве аварийного источника электроснабжения используются дизельные автоматизированные электростанции типа ДЭС-200 мощностью 200 кВт или ЭД-500Т мощностью 500 кВт. В случае прекращения подачи электроэнергии от ЗРУ дизельная электростанция обеспечит питание потребителей I категории.

Электроснабжение внеплощадочных сооружений, к которым относятся водозаборные, канализационные очистные сооружения, склады и т. д., осуществляется по воздушным линиям 6—10 кВ от ЗРУ-6—10 кВ.

С целью защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции, защиты от статического электричества и опасных воздействий молнии предусматривается комплексное заземляющее устройство, состоящее из магистралей заземления, защитных проводников, заземлителей, связанных с нулевыми точками питающих трансформаторов.

13.2.7. Автоматизация

Автоматизация НПС выполняется на базе комплекта системы микропроцессорной автоматики, в состав которого входят:

•шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;

•первичные датчики и вторичные приборы;

•приборные щиты вблизи оборудования.

Аппаратура управления НПС устанавливается в операторной. В состав автоматизации объектов входят системы:

•управления контроля и защиты НПС;

•регулирования давления;

•управления контроля и защиты магистральных насосных агрегатов;

•маслосистема;

•приточно-вытяжной вентиляции помещения магистральных насосных агрегатов;

•вытяжной вентиляции помещения маслосистемы;

•откачки утечек;

•пожаротушения;

•водоснабжения;

•производственно-ливневой и бытовой канализации;

•вытяжной вентиляции караульного помещения;

•приточно-вытяжной вентиляции гаража;

•электроснабжения.

13.2.8. Связь и сигнализация

Внутриплощадочная связь включает в себя:

•автоматическую телефонную;

•громкоговорящую, офисную;

•местные диспетчерские виды связи;

•систему оповещения о пожаре;

•радиофикацию;

•компьютерные сети.

Охранно-пожарная сигнализация. В зданиях и сооружениях помещения 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 сигнализациипомещенийиспользуютсямагнитно-кон- тактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях; на стеклах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тревоги передаются на приемно-контрольный прибор, установленный в караульном помещении. На НПС предусмотрена 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 к чувствительному элементу системы. В качестве чувствительного элемента применяется металлическая сетка, закрепляемая по верху ограждения;

396ЧастьII. Объектыисооруженияподготовки итранспорта...

•система радиолучевого принципа действия, являющаяся вторым рубежом охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнализации;

•прибор микроволнового принципа действия, предназначенный для контролирования наружных локальных объемных зон, образуемых у ворот ограждения;

•активные инфракрасные линейные извещатели, предназначенные для блокирования отдельных участков ограждения;

•датчики магнито-контактного принципадействия, предназначенные для контроля положения створок ворот ограждения, ство-

рок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, располагаемых вдоль ограждения.

Для предотвращения несанкционированного подхода к границам охраны персонала НПС предусмотрено устройство оградительного забора из восьми нитей проволоки КЦП.

13.2.9. Электрохимическая защита от коррозии Подземные коммуникации НПС защищаются от коррозии одним

низковольтным распределительным устройством катодной защиты типа УКЗН, который комплектуется двумя катодными станциями (СКЗ) типа ОПС-2, мощностью 3 кВт каждая. Одна СКЗ находится в резерве. Электроснабжение УКЗН осуществляется от внутриплощадочных сетей напряжением 220 В.

Контур анодного заземления СКЗ выполняется из графитовых электродов ЭГТ-2500, монтируемых вертикально по 4 штуки в скважине глубиной 11,5 м, размещаемых за территорией НПС по периметру ограждения. Соединительные линии от СКЗ до анодного заземления выполняются кабелем марки ВВГ 1x50 мм.

На площадках НПС устанавливаются контрольно-измерительные пункты в точке дренажа СКЗ и в местах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.

РЕЗЮМЕ

Нефтеперекачивающие станции предназначены для транспортирования нефти от месторождений до потребителя. НПС магистральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточные. Головные НПС предназначены для приема нефти с установок по ее подготовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистральный трубопровод. Промежуточные НПС применяются для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе и раз-

мещаются по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Охарактеризуйте основное предназначение НПС.

2.Назовите и охарактеризуйте типы НПС.

3.Какие технологические процессы производятся на НПС ?

4.Назовите и охарактеризуйте основные объекты, сооружения и технологические комплексы НПС.

5.Какие объекты и сооружения относятся к производственной зоне НПС?

6.Какие архитектурно-строительные решения применяются при сооружении НПС?

ЛИТЕРАТУРА

Х.КоршакА., ШаммазовА. Основы нефтегазового дела: Учебник. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2.Лаптев А.А. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебникдлявузов /AM. Шаммазов, В.Н. Александров, АИ. Гольянов и др. — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003.

4.Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин. — М.: Недра, 2001.

ГЛАВАИ^ МОРСКИЕ НЕФТЕНАЛИВНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ

14.1.Основное технологическое оборудование и сооружения

14.1.1.Основные сооружения морского терминала

14.1.2.Технологические процессы морского терминала

14.1.3.Резервуарный парк

14.1.4.Технологическое оборудование

14.2.Архитектурно-строительные решения

14.1.1.Принципиальная схема площадки морского терминала

14.2.2.Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация

14.2.3.Электрохимическая защита от коррозии

14.2.4.Система пожаротушения

Резюме Контрольные вопросы и задания 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. Общий вид морского терминала представлен на рис. 14.1.1, 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. ь

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.);

Рис. 14.1.1. Общий вид морского терминала

системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADА) 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 топлиЕа) для энергосиловых установок; погрузку пресной воды для хозяйствен- но-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 и хозяйственных фекальных стоков.

В состав береговых объектов терминала входят следующие здания и сооружения:

•резервуарный парк;

•насосная станция;

•дизельная электростанция;

•трансформаторнаяподстанция;

•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.

Всостав гидротехнических сооружений входят:

•нефтеналивные причалы;

•центральная площадка (ЦП);

•технологические площадки ТП-1 и ТП-2;

•эстакады;

•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.

14.1.2. 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

402ЧастьII. Объектыисооруженияподготовки итранспорта..

инефтепродукты 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

сзападными 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 сощитовой 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 электроприводную задвижку в случае повышения давления в приемной линии или при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуаров;

•сброс нефти в емкости V = 10 м2 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 НПВ3600-90;

•зачистка надземных трубопроводов причальных сооружений погружным насосом;

•сбор утечек нефти от подпорных насосов, дренаж фильтров-гря- зеуловителей, 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 ре-

зервуарамис плавающейкрышей (РВСединичнойемкостьюдо50 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. Принципиальные схемы резервуаров приведены в главе 18 п. 18.15.

Резервуары РВС 50 000 поставляются в комплекте с плавающими крышами, герметизирующими затворами, устройствами для спуска воды с плавающих крыш, катучими лестницами, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажными люками и люками-ла- зами 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 и люками-лазами в I поясе, площадками со стремянками АДя обслуживания пеногенераторов.