Главная
База знаний "Allbest"
Производство и технологии
Оператор Республики Казахстан по транспортировке нефти компания "КазТрансОйл"
Оператор Республики Казахстан по транспортировке нефти компания "КазТрансОйл"
АО "КазТрансОйл" как основной оператор Республики Казахстан по транспортировке нефти. Позиция компании в развитии инфраструктуры отрасли, поиске маршрутов доставки энергетического сырья. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров и резервуарных парков.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | отчет по практике |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.01.2014 |
| Размер файла | 195,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
первый - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши (понтона);
второй - от момента всплытия плавающей крыши (понтона) до максимальной рабочей высоты налива.
Опорожнение резервуара с плавающей крышей (понтоном) условно делится на 2 периода:
первый - от начала опорожнения до посадки плавающей крыши (понтона) на опоры. Опорожнение резервуара может производиться со скоростью опускания плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом;
второй - от посадки плавающей крыши (понтона) на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневых предохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона.
Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствуют второй период заполнения и первый период опорожнения.
Измерения и учет количества нефти
Измерение массы нефти по градуированным резервуарам производят статическим объемно - массовым методом при оперативных измерениях, инвентаризационных и приемо-сдаточных товарных операциях.
В системе учета Общества резервуары, в подавляющем большинстве случаев, являются резервным средством измерения.
При определении массы статическим объемно-массовым методом измеряют объем, температуру и физико-химические показатели нефти в резервуаре.
Определение объема проводится по градуировочным таблицам и измеренным уровням нефти и подтоварной воды в резервуаре. Физико-химические показатели нефти определяют в объединенной пробе, измеренное значение плотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре.
Определение уровня нефти
Измерение уровня нефти в резервуарах должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров.
Оперативные измерения уровня нефти в процессе заполнения или опорожнения резервуара должны проводиться не реже чем через каждые два часа. При заполнении последнего метра высоты максимального уровня нефти в резервуаре оперативные измерения уровня должны проводиться постоянно.
С целью защиты от статического электричества измерение уровня и отбор проб вручную через замерный люк допускаются только после прекращения движения нефти в резервуаре (не ранее чем через 10 минут). Ручной отбор проб и измерение уровня в процессе заполнения резервуара нефтью запрещаются.
Каждый резервуар независимо от наличия уровнемера должен быть оборудован сигнализаторами предельных уровней (верхнего и нижнего).
При необходимости измерение уровня и отбор проб через замерный люк следует выполнять в фильтрующем противогазе в присутствии наблюдающего (страхующего) работника.
Отбор проб нефти из резервуара
Отбор проб производится после двухчасового отстоя нефти в резервуаре. Пробу нефти из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.
Точечные пробы нефти отбирают стационарным или переносным пробоотборником с трех уровней:
верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефти;
среднего - с середины высоты столба нефти;
нижнего: для нефти - нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру. Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приямке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.
Объединенную пробу нефти составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1: 3: 1.
Точечные пробы при высоте уровня нефти в резервуаре не выше 2000 мм отбирают с верхнего и нижнего уровней. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.
При отборе пробы с целью определения температуры и плотности нефти пробоотборник необходимо выдержать на заданном уровне до начала его заполнения не менее пяти минут. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтью, отобранной с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.
Определение средней температуры
Температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных или переносных датчиков температуры или путем измерения температуры проб, отбираемых из резервуара.
При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием одновременно определяют температуру нефти в резервуаре путем измерения температуры пробы.
При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют немедленно после отбора пробы. При этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы до начала его заполнения не менее пяти минут.
Среднюю температуру нефти в резервуаре рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы.
Измерение температуры нефти в резервуаре при высоте уровня более 2000 мм проводится по пробам нефти, отобранным с трех уровней.
Средняя температура нефти в резервуаре (t) определяется расчетным путем по формуле:
где: tв, tc, tн - температура нефти в пробе, отобранной с верхнего, среднего и нижнего уровней соответственно.
Измерение температуры нефти в резервуаре при высоте уровня не выше 2000 мм производится по пробам нефти, отобранным с верхнего и нижнего уровней.
Средняя температура нефти определяется по формуле:
3. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и резервуарных парков
Организация технического обслуживанияи текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков
Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии в период между капитальными ремонтами должны проводиться их своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт.
Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров, системе пожаротушения и т.д. резервуарного парка. Техническое обслуживание проводится согласно инструкциям заводов - изготовителей, отраслевым руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий филиалов или его НУ.
Ежедневно в светлое время суток обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями осуществляется обход резервуарного парка с одновременным осмотром состояния плавающих крыш резервуаров (при их наличии).
Текущий ремонт проводится с целью поддержания технико-эксплуатационных характеристик, выполняется без освобождения резервуаров от нефти.
Текущий ремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров и составных частей осуществляется по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков ПДК всех уровней и ответственными лицами станций, НУ, филиалов.
Определение вместимости и базовой высоты резервуаров
Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального транспорта нефти, должна быть определена его вместимость.
Определение вместимости резервуара - это метрологическая операция, в результате которой определяется градуировочная характеристика резервуара - зависимость между уровнем заполнения резервуара жидкостью и вместимостью резервуара, составленная в виде таблицы или уравнения.
Для определения вместимости резервуаров используются геометрический или объемный методы.
При применении геометрического метода измеряются геометрические размеры резервуара и рассчитывается зависимость объема жидкости от уровня заполнения резервуара.
Объемный метод заключается в непосредственном измерении объема жидкости, залитой в резервуар, и ее уровня с целью получения градуировочной характеристики резервуара.
Основанием для проведения работ по измерениям вместимости резервуаров являются истечение срока действия градуировочных таблиц, ввод резервуаров в эксплуатацию после строительства, ремонта, конструктивных изменений и монтажа различных устройств внутри резервуара
Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой нефтью
При перекачке и хранении в резервуарах высокосернистой нефти необходимо учитывать возможность выделения сероводорода, образования и накопления пирофорных отложений, способных к самовозгоранию при невысоких температурах.
Резервуары, в которых хранятся высокосернистые нефти, должны подвергаться периодическим осмотрам, диагностированию и ремонту по отдельному графику, утвержденному главным инженером предприятия.
В резервуарах с высокосернистыми нефтями дыхательные патрубки, клапаны, люки должны регулярно очищаться от пирофорных отложений и продуктов коррозии для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений.
Резервуары, используемые для высокосернистых нефтей, должны быть, как правило, оборудованы приборами, исключающими замер уровня и отбор проб нефти через замерный люк.
При необходимости замера уровня и отбора проб через замерный люк, а также при дренировании воды операторы должны проводить работы в фильтрующих противогазах.
Резервуары с высокосернистыми нефтями должны иметь внутренние защитные покрытия от коррозии.
Перед зачисткой освобожденного от высокосернистой нефти резервуара необходимо провести его пропарку. Пропарка проводится заполнением резервуара в течение 24 ч водяным паром с интенсивностью, достаточной для поддержания давления внутри резервуара выше атмосферного.
Для обеспечения безопасности проведения работ очищаемую поверхность резервуара следует содержать во влажном состоянии.
Пропарку РВС следует проводить при закрытом нижнем люке резервуара, а конденсат дренировать в канализацию.
После окончания работ необходимо взять пробу воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций нефтяных паров и газов, проба из РВС отбирается через нижний люк.
Пирофорные отложения, извлеченные из резервуара, поддерживаются в увлажненном состоянии, обезвреживаются специальных установках или размещаются в отведенных местах, согласованных с территориальными органами уполномоченными в области охраны окружающей среды и экологической безопасности.
Предотвращение накопления и размыв асфальтосмолистых и парафиновых осадков
В целях предотвращения накопления на днище резервуара осадков, а также для их удаления должны устанавливаться размывающие системы или винтовые мешалки.
Одним из типов размывающей системы является система размыва и предотвращения накопления осадка, состоящая из группы пригруженных веерных кольцевых сопел, обвязывающих их трубопроводов, насосного агрегата. Осадок размывается распространяющейся по днищу резервуара нефтью в виде веерной струи.
В процессе длительного накопления структура осадка изменяется. Он переходит из рыхлого состояния в уплотненное. Следует не допускать образования уплотненного осадка на днище резервуара.
Предотвращение накопления осадка следует осуществлять включением системы размыва по графику при высоте рыхлого осадка не более 10 см. Наиболее эффективный размыв рыхлого осадка происходит при расходе нефти (150 - 250) м3/ч на одно сопло.
При образовании в резервуаре уплотненного осадка его следует размывать прокачиванием нефти через систему в течение нескольких последовательных циклов заполнения и опорожнения. Наиболее эффективный размыв уплотненного осадка происходит при расходе нефти (200 - 300) м3/ч на одно сопло.
Высоту донного осадка в резервуарах определяют через люки, расположенные на стационарной крыше или через дополнительные патрубки в резервуарах с понтоном или плавающей крышей.
Включать в работу систему размыва необходимо после дренирования подтоварной воды и при уровне нефти в резервуаре не менее 1,0 м. Контроль за работой системы следует осуществлять по манометру, установленному на приемной трубе системы или на выходе насоса, по расходу нефти, замеряемому по счетчику или изменению уровня нефти в резервуаре.
После окончания размыва донных осадков нефть следует откачать до минимального допустимого технологического (рабочего) уровня взлива.
По окончании размыва осадка и откачки нефти из резервуара, необходимо произвести замер высоты донных осадков в установленных точках. При неудовлетворительных результатах цикл размыва следует повторить.
Дренирование подтоварной воды
На НПС, оснащенных очистными сооружениями или имеющих возможность очистки сточных вод, подтоварная вода, образующаяся в резервуарах при отстое нефти, должна периодически отводиться в производственно-дождевую канализацию.
Частота дренирования подтоварной воды зависит от содержания воды в нефти, режима работы резервуаров (для резервуаров, работающих в режиме "прием-сдача", - перед проведением каждого измерения).
При удалении подтоварной воды необходим контроль за ее стоком. Не допускается вытекание нефти.
Подтоварная вода из РВС удаляется через сифонный кран.
Сифонный кран следует осматривать при каждом приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц. При этом проверяется отсутствие течи в сальниках крана. Сифонный кран при плохо набитом сальнике или непритертых поверхностях пробок может служить источником потерь нефти. Поворот крана должен быть плавным, без заеданий. В нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении, а спускной кран закрыт кожухом на запоре.
Контроль за осадкой основания резервуаров
Для обеспечения надежной работы резервуаров в процессе эксплуатации необходимо осуществлять наблюдение за осадкой основания резервуаров.
Контроль за осадкой основания РВС. Наблюдение за осадкой основания РВС заключается в нивелировании окрайки днища по наружному периметру резервуара в процессе его эксплуатации и днища внутри резервуара при проведении полного обследования. По результатам нивелирования составляются акты и отчеты по обследованию резервуаров.
Нивелировку окрайки днищ стальных вертикальных резервуаров необходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающим в большинстве случаев с вертикальными швами нижнего пояса резервуара, если листы нижнего пояса имеют длину 6 м. Обход резервуара должен быть по часовой стрелке.
Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров, газоуравнительной системы
Обслуживание газоуравнительной системы. Газоуравнительная система (ГУС) включает в себя газовые пространства резервуаров, газопроводы, огневые предохранители, компенсаторы, задвижки, дренажные и заземляющие устройства.
Периодичность осмотров ГУС должна быть не реже двух раз в месяц при положительных значениях температуры воздуха и не реже одного раза в неделю - при отрицательных.
При осмотре ГУС проверяются:
герметичность элементов системы;
состояние наземных газопроводов, их опор и оборудования;
работа дыхательных клапанов;
исправность заземляющих устройств;
отсутствие конденсата в дренажных устройствах;
работа задвижек на открытие-закрытие.
Слив конденсата из газопроводов должен осуществляться через закрытую систему дренирования.
4. Очистка резервуаров
Резервуары для нефти следует очищать в установленные сроки для:
обеспечения нормальной эксплуатации резервуаров, работы приборов учета, отбора проб и т.д.;
освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
производства ремонта.
Технологический процесс очистки резервуара включает следующие операции:
откачку нефти из резервуара до уровня, необходимого для работы размывающих головок;
откачку до минимально возможного уровня;
подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продукта и откачку его в соответствии с ППР;
предварительную дегазацию резервуара до снижения концентрации паров нефти ниже предельно допустимой взрывобезопасной концентрации (ПДВК) при соблюдении предельного уровня загазованности в каре резервуара не более 20 % НКПР (нижнего концентрационного предела);
очистку резервуара в соответствии с ППР;
дегазацию резервуара до значений ПДК;
контроль степени очистки внутренних поверхностей резервуара после очистки и дегазации.
Дегазация резервуара может осуществляться с использованием аэрации, сорбции, принудительной вентиляции, пропарки.
Резервуары следует пропаривать при открытых люках. Степень открытия люков должна обеспечивать поддержание температуры внутри резервуара 60…70°С.
Для очистки резервуаров необходимо использовать оборудование, обеспечивающее искровзрывозащищенность и выполнение всех технологических операций с соблюдением технологической и экологической безопасности процесса. Оборудование должно быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.
Комплект оборудования включает электронасосы или насосную установку, промежуточную емкость, сборно-разборный трубопровод, бензостойкие прорезиненные рукава, разветвления, моечные машинки, ручные стволы, эжекторы, переходники, вентилятор, фланцы с соединительной арматурой и т.п.
5. Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров
Техническое диагностирование (освидетельствование) - это комплекс последовательных работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара или его демонтажа.
Цель диагностирования - своевременное выявление дефектов, влияющих на эксплуатационную надежность резервуара.
Система технического диагностирования включает в себя два уровня работ:
частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;
полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.
Допустимые отклонения образующих стенки резервуара от вертикали
В процессе эксплуатации изменение геометрической формы корпуса чаще всего происходит из-за неравномерной осадки, под действием вакуума, переполнения, вибраций, а также из-за некачественной подготовки основания. Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в таблице 15. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации от 5 до 20 лет, отклонения, приведенные в таблице 15 должны быть увеличены на 1,3 раза, а для резервуаров со сроком эксплуатации свыше 20 лет - в два раза.
Предельные отклонения в таблице 15 даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определять интерполяцией.
Указанные отклонения должны удовлетворять 75 % выполненных замеров по образующим. Для остальных 25 % замеров допускаются предельные отклонения на 30 % больше с учетом их местного характера. При этом зазор между стенкой и плавающей крышей (понтоном) должен находиться по высоте стенки в пределах, указанных в технических условиях на затвор, и обеспечивать его нормальную работоспособность.
При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для устранения дефектов формы. Вывод таких резервуаров из эксплуатации приурочить к очередному капитальному ремонту.
Таблица 15 - Допустимые отклонения образующих стенки от вертикали для новых резервуаров, мм
|
Объем резервуара, м3 |
Номера поясов |
||||||||||||
|
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
||
|
3000-5000 |
15 |
25 |
35 |
45 |
55 |
60 |
65 |
70 |
75 |
80 |
- |
- |
|
|
10000-20000 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
75 |
80 |
85 |
90 |
90 |
90 |
|
|
30000-50000 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
75 |
80 |
85 |
90 |
90 |
90 |
90 |
Допустимые отклонения наружного контура днища от горизонтали
Отклонения от горизонтали наружного контура днища нового резервуара не должны превышать величин, указанных в таблице 16. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации от 5 до 20 лет, допустимые отклонения увеличиваются в 1,3 раза, свыше 20 лет - в 2 раза.
Таблица 16 - Допустимые отклонения наружного контура днища от горизонтали для новых резервуаров
|
Объем резервуара, м3 |
Разность отметок наружного контура днища, мм |
||||
|
при незаполненном резервуаре |
при заполненном резервуаре |
||||
|
смежных точек на расстоянии 6 м по периметру |
любых других точек |
смежных точек на расстоянии 6 м по периметру |
любых других точек |
||
|
3000-5000 |
20 |
50 |
40 |
80 |
|
|
10000-20000 |
15 |
45 |
35 |
75 |
|
|
30000-50000 |
30 |
60 |
50 |
100 |
При наличии отклонений днища, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.
6. Ремонт вертикальных стальных резервуаров
Данный раздел регламентирует правила выполнения работ по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров, эксплуатируемых в системе трубопроводного транспорта нефти.
Дефекты, встречающиеся в элементах конструкции резервуаров, условно можно разделить на шесть групп:
металлургические - появившиеся при изготовлении проката (закаты, расслоения, неравномерное легирование, задиры, микротрещины, нарушение геометрии проката и т.п.);
проектные - появившиеся из-за несовершенств проекта;
заводские - появившиеся на этапе изготовления рулонных или иных заготовок (дефекты сварки и сборки);
транспортные - появившиеся в процессе транспортировки заготовок до монтажной площадки (вмятины, смятие части рулона, вырывы, задиры, гофры и т.п.);
монтажные - появившиеся в процессе монтажа резервуара (дефекты сварки и монтажа металлоконструкций, дефекты оснований и фундаментов, неубранные остатки монтажных приспособлений, угловатость монтажных швов и т.п.);
эксплуатационные - появившиеся в процессе эксплуатации резервуара (осадка, потеря устойчивости, коррозия, хлопуны и т.п.).
В зависимости от опасности дефекта и влияния его на эксплуатационную надежность элемента конструкции или на весь резервуар в целом можно выделить три метода ремонта:
восстановление проектных характеристик элементов конструкции (наплавка, заварка подрезов, вырывов и др., выправление вмятин, исправление геометрического положения и т.п.);
установка дополнительных элементов жесткости (установка ребер жесткости, заплат на днище и т.п.);
замена элементов конструкции резервуаров (полная замена днища, замена части первого пояса стенки, замена покрытия и т.п.).
При капитальном ремонте выполнение отдельных видов работ (при их необходимости) должно осуществляться в следующей последовательности:
подготовительные работы;
техническое диагностирование;
разработка и согласование проекта ремонта;
разработка и согласование проекта производства работ (Приложение 16);
выполнение ремонтных работ:
а) устранение дефектов, не требующих замены элементов конструкции;
б) установка дополнительных элементов жесткости;
в) замена элементов конструкции с недопустимыми дефектами;
г) исправление геометрического положения;
устройство антикоррозийной защиты;
контроль качества выполнения ремонтных работ;
гидравлические испытания на прочность, устойчивость и герметичность;
оформление документации и приемка в эксплуатацию.
7. Требования по безопасной эксплуатации резервуаров и резервуарных парков
Охрана труда
Охрана труда - это система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические и иные мероприятия.
Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются Законом Республики Казахстан "О труде в Республике Казахстан" и Законом Республики Казахстан "Об охране труда", правилами, решениями и указаниями органов и инспекций государственного надзора, Министерства (департамента нефти и газа) и ЗАО "КазТрансОйл".
При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
образование взрывоопасной среды;
загазованность воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень статического электричества;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
выполнение работ на высоте;
повышенная или пониженная подвижность воздуха;
недостаточная освещенность на рабочем месте;
воздействие на организм человека электрического тока;
повышенная или пониженная влажность воздуха.
Требования безопасности при выполнении технологических операций в резервуарах и резервуарных парках.
Обслуживающий персонал резервуарного парка должен хорошо знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах быстро и безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочем месте оператора.
Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.
Для местного освещения следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно проводиться вне обвалования.
Охрана окружающей среды
Под окружающей природной средой (окружающей средой) понимается вся совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров МН и прилегающих к ней территорий.
В соответствии с Законом Республики Казахстан "Об охране окружающей среды", вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов решаются как комплексная задача, обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.
Охрана окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз состоит в:
соблюдении действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей среды;
контроле степени загрязнения атмосферы, воды и почвы нефтью;
контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;
своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды;
рациональном использовании природных ресурсов (определение ущерба, причиняемого окружающей среде; осуществление мероприятий по сокращению потерь нефти; плата за загрязнение окружающей природной среды).
Охрана атмосферного воздуха
К числу основных загрязняющих веществ, выбрасываемых из резервуаров, относятся углеводороды, образующиеся вследствие испарения во время приема, хранения и отпуска нефти.
Нормы предельно допустимых выбросов для резервуаров с нефтью разрабатываются в составе проекта нормативов предельно допустимых выбросов для НПС магистральных нефтепроводов.
Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти из резервуаров.
Перечень технических средств по сокращению потерь от испарения нефти из резервуаров и показатели их эффективности представлены в таблице 23.
Охрана водных объектов
Производственно-дождевые сточные воды нефтеперекачивающих станций перед сбросом их в водоемы и водотоки должны быть очищены. Необходимая степень очистки должна быть обоснована с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно допустимого сброса загрязняющего вещества.
Нормы предельно допустимого сброса загрязняющих веществ со сточными водами устанавливаются в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с правилами и нормативами охраны и использования вод.
Таблица 23 - Показатели эффективности технических средств сокращения потерь нефти от испарения (от величины потерь нефти из резервуаров без средств сокращения потерь)
|
Техническое средство |
Показатель эффективности в сокращении потерь, % |
|
|
1. Плавающие крыши, понтоны в зависимости от применяемого типа уплотняющего затвора |
80ё95 |
|
|
2. Газоуравнительная система (эффективность применения зависит от коэффициента совпадения операций по заполнению и опорожнению резервуаров (Кс); 0 Ј Кс Ј 1, эффективность ГУС имеет пределы от 0 до 100 %) при Кс = 0,5 |
40 |
|
|
3. Дыхательные клапаны типа КДС |
3 |
|
|
4. Диски - отражатели в зависимости от оборачиваемости резервуара |
||
|
5. Окраска резервуаров: до 2 лет эксплуатации включительно; свыше 2 до 4 лет включительно |
7 3 |
Охрана почвы
Источниками загрязнения почвы нефтью на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов и нефтебазах являются неплотности запорной арматуры, фланцевых и муфтовых соединений, сварных стыков; утечки вследствие коррозионных повреждений резервуаров; продукты очистки резервуаров. Для предотвращения загрязнения почвы при разливах, отборе проб нефти из резервуаров и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефти. Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования, сальниковых устройств, фланцевых соединений, съемных деталей, люков и т.п. Во избежание переливов нефти следует применять предохранительные устройства, автоматически прекращающие подачу нефти по достижении заданного уровня или разгерметизации коммуникаций.
Лимиты образования и размещения отходов
Твердые отходы (продукты коррозии, механические примеси, нефтешламы), образующиеся при зачистке резервуаров, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах.
Складирование, уничтожение и захоронение отходов, образующихся в процессе работы НПС, проводятся в местах, определяемых решениями местных исполнительных органов по согласованию с исполнительными органами в области охраны окружающей среды, и на основании утвержденных нормативов образования отходов и лимитов на их размещения для предприятия.
Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров
Пожарная безопасность резервуаров и резервуарных парков в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004 должна обеспечиваться за счет:
предотвращения образования на территории резервуарных парков горючей паровоздушной среды и предотвращения образования в горючей среде источников зажигания;
противоаварийной защиты, способной предотвратить аварийный выход нефти из резервуаров, оборудования, трубопроводов;
предотвращения разлива и растекания нефти, а также системы пожаротушения, обеспечивающей предотвращение развития пожара в крупномасштабную аварию;
организационных мероприятий по подготовке персонала, обслуживающего резервуарный парк, к предупреждению, локализации и ликвидации аварий, аварийных утечек, а также пожаров и загораний.
При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков должны выполняться требования, определяемые Законом Республики Казахстан "О пожарной безопасности" и установленные правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, цеховой и общеобъектовой инструкциями по пожарной безопасности.
Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары оснащаются системами пенного пожаротушения и водяного охлаждения согласно СНиП 2.11.03.
Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действиям.
Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами (таблица 24).
Таблица 24 - Нормы потребности первичных средств пожаротушения в резервуарном парке
|
Наименование защищаемого объекта |
Порошковые огнетушители, шт. |
Ящики с песком (1,0) м3 и лопата, шт. |
Войлок, кошма или асбест (размером 2Ч2 м), шт. |
Носилки, шт. |
|
|
Группа нефтяных резервуаров: из 2-х рез-ов; из 4-х рез-ов; из 6-ти рез-ов |
2 4 6 |
1 2 2 |
2 4 6 |
не менее 2-х не менее 3-х не менее 4-х |
Для размещения первичных средств пожаротушения на территории резервуарного парка должны быть установлены пожарные щиты (на каждые 5000 м3, но не менее одного), оснащенные набором средств пожаротушения. Использование первичных средств не по назначению запрещается.
Ручные огнетушители должны размещаться на вертикальных конструкциях (навесах) на высоте не более 1,5 м от уровня земли (пола) до нижнего торца огнетушителя или в специальных пожарных шкафах.
Пожарная безопасность на территории резервуарного парка.
Территория резервуарных парков должна содержаться в образцовой чистоте. Разлитая нефть должна немедленно убираться. Не допускается засорять территорию промасленными тряпками и другими материалами, они должны собираться в предназначенные для этой цели ящики с крышками. Категорически запрещается складирование на территории горючих материалов.
Все въезды (дороги и проезды) на территорию резервуарного парка необходимо содержать в исправном состоянии, своевременно ремонтировать. Проезды к пожарным гидрантам, подходы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть свободными. Загромождать дороги не допускается.
Технические средства, используемые в обваловании резервуаров, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.
реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009Подготовка нефти к транспортировке. Обзор различных систем внутрипромыслового сбора: самотечных и герметизированных высоконапорных. Типы танкеров для перевозки сжиженных газов. Техническая и экологическая безопасность в процессе транспортировки нефти.
курсовая работа [488,8 K], добавлен 21.03.2015Назначение нефтеперекачивающей станции, ее внутреннее устройство, элементы, основное технологическое оборудование, характеристика резервуара и резервуарных парков. Обслуживание, периодический и капитальный ремонт вертикального стального резервуара.
курсовая работа [437,6 K], добавлен 16.10.2014Последовательная перекачка нефтепродуктов. Достижение максимально возможного использования пропускной способности трубопровода. Использование резервуарных парков для накопления отдельных сортов нефти. Прямое контактирование и применение разделителей.
курсовая работа [63,5 K], добавлен 21.09.2013Общие сведения о потерях нефти и нефтепродуктов при транспортировке по трубопроводам. Борьба с авариями на нефтепроводах, способы их ликвидации. Методы контроля утечек и предупреждения аварий. Организация эффективной защиты трубопроводов от коррозии.
реферат [748,7 K], добавлен 01.06.2015Рассмотрение порядка проведения аккредитации аттестованной испытательной лаборатории АНУ "КазТрансОйл". Элементы экспертной оценки ступеней компетенции. История Атырауского нефтепроводного управления. Государственная система сертификации нефтепродуктов.
дипломная работа [453,1 K], добавлен 16.06.2015Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012Классификация и общая характеристика резервуаров для хранения нефти. Выбор конструктивного решения для крыши, зависящий от условий хранения нефтепродуктов, климатических условий размещения резервуара и его ёмкости. Принципы работы насосных станций.
презентация [113,2 K], добавлен 16.05.2019Определение физических характеристик нефтепродуктов: плотность, вязкость, температура. Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов, их размещение, полезный суммарный объем. Расчёт параметров и выбор типа насоса для перекачки нефти. Расчёт трубопровода.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 06.05.2014Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015
