Реконструкция резервуарного парка перекачивающей станции ЛПДС "Сургут"

Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу (рис. 26), пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы удаляется выпуском части нефтепродукта.

Для замера уровня и отбора проб нефти резервуары в настоящее время оснащают поплавковыми дистанционными уровнемерами УДУ-5 и сниженными пробоотборниками ПСР. Поплавок уровнемера УДУ-5 перемещается вверх и вниз вместе с уровнем продукта в резервуаре. Лента, к концу которой прикреплен поплавок, выведена наружу, на стенку резервуара; второй ее конец намотан на барабан, размещенный в камере, закрепленной на стенке резервуара на высоте около 1,5м от основания резервуара. Оператор через окошко камеры может считывать по ленте показания уровня продукта в резервуаре. Эти показания с помощью устройств телеизмерения можно передавать на расстояние.

Сниженный пробоотборник позволяет отбирать среднюю по высоте пробу продукта, находящегося в резервуаре.

При хранении нефти на отпускных трубопроводах внутри резервуара устанавливают подъемные трубы, позволяющие забирать нефти из верхних слоев резервуара, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, так как грязь и вода, оседая под действием силы тяжести, собираются в нижних слоях. Подъемные трубы поворачиваются на шарнирах. Если поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предотвращаются утечки из резервуара при повреждении отпускных трубопроводов или их задвижек, т. е. подъемная труба выполняет роль хлопушки.

Горящий в резервуаре нефти можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Пена вводится в резервуар через пенокамеры, монтируемые в верхнем поясе резервуара (рис. 11). Подаваемая под давлением по трубам 1 из пенореактивных установок пена разрывает мембрану 2 из промасленного картона или листового свинца, установленную в камере 3 для предупреждения утечки бензиновых паров, поступает на поверхность нефтепродукта и прекращает горение. Число пенокамер, устанавливаемых на резервуаре, зависит от его диаметра; на каждые 8 -- 10 м длины окружности резервуара ставится по одной пенокамере. В последние годы резервуары оборудуют камерами для воздушно-механической пены, отличающимися от приведенной на рис. 11.

В верхней точке кровли резервуаров (рис. 12), предназначенных для хранения темных нефтепродуктов и масел, устанавливается вентиляционный патрубок (см. рис.12) для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто сеткой с размером ячейки 0,5 -- 0,7 мм. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком. Диаметр вентиляционного патрубка 150--250 мм.

Рис. 11. Пенокамера:

1 - пенопроводы; 2 - мембрана; 3 - корпус камеры; 4 - крышка корпуса; 5 - пенослив; 6 - направляющий козырёк; 7 - верхний пояс резервуара

Рис. 12. Вентиляционный патрубок:

1 - опорный фланец; 2 - труба; 3 - лапа; 4, 10 - болты; 5 - сетка; 6 - крышка трубы; 7 - крышка колпака; 8 - обечайка колпака; 9 - хомуты.

1.7 Испытание резервуаров

Испытание резервуара производится согласно ПБ 03-605-03 гидравлическим способом. Вода для гидравлического испытания подается из водопровода ЛПДС «Сургут», а после испытания сливается в систему канализации с последующей откачкой на очистные сооружения.

До испытания резервуара выполнены врезки и приварка всех патрубков для подключения трубопроводов, оборудования устанавливаемых на стенке резервуара.

Перед испытанием резервуара с понтоном при положении понтона на опорных стойках производятся дополнительно следующие замеры:

а) фактического периметра понтона;

б) отклонение от вертикали направляющих стоек понтона.

Перед проведением гидравлического испытания резервуара составляется акт готовности резервуара к проведению гидроиспытания.

На все время испытания устанавливается и обозначается предупредительными знаками граница опасной зоны с радиусом, от центра резервуара, не менее 46 м.

Испытание резервуара производиться наливом воды на расчетный уровень, который уточняется при привязке понтона. Согласно технологическому паспорту резервуара он составляет 10,7 м, а потребное количество воды при этом составит 4370 м³. Налив воды осуществляется ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

Гидравлическое испытание резервуара с понтоном производится вместе с уплотняющим затвором с наблюдением за работой направляющих стоек понтона. Скорость подъёма (опускания) понтона при испытании составляет менее 3,5 м/ч в положении понтона «на плаву» и 2,5 м/ч до момента «на плаву», что не превышает эксплуатационную.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытания монтируются за пределами обвалования или иного аналогичного защитного сооружения на расстоянии менее двух диаметров резервуара.

Лица, производящие испытание, во время него находятся вне границ опасной зоны. Во время повышения давления допуск к осмотру конструкций разрешается не ранее, чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок.

Гидравлическое испытание проводится при температурах окружающего воздуха +5 °С и выше.

В течение всего периода испытания все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара находятся в открытом состоянии.

По мере заполнения резервуара водой производится осмотр за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в швах стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:

- полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;

- на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II-VI поясах.

Обнаруженные мелкие дефекты подлежат исправлению, а исправленные места - проверке на герметичность.

Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживается под этой нагрузкой в течение 24-х часов.

По истечении 24 часов после заполнения резервуара водой до проектного уровня производится нивелировка наружного контура днища и определяется осадка основания днища.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания:

- на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки;

- осадка днища резервуара по окрайке при незаполненном и заполненном резервуаре не будет превышать допустимых пределов.

По мере подъёма и опускания понтона в процессе гидравлического испытания резервуара производят:

· измерение зазоров между верхней кромкой наружной стенки понтона и стенкой резервуара, которые выполняются в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50-100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости между швами измерительной металлической линейкой (ГОСТ 427-75^*);

· измерение зазоров между направляющими стойками и патрубками в крыше (понтоне).

Допускается отклонение величины зазора от номинального 12 мм.

Результаты гидравлического испытания оформляются актом по форме Приложения 16 «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию».

В акте отражаются:

- схемы отклонений образующих от вертикали (замеры проводят после слива воды для 20 % образующих с наибольшими отклонениями по результатам замеров при монтаже, зафиксированных в журнале монтажных работ);

- схемы и таблицы зазоров между наружной стенкой понтона и стенкой резервуара, а также зазоров между направляющими и патрубками в крыше (понтоне);

- развертки профиля контура днища резервуара. Нивелировкой определяются отметки контура днища в точках, отстоящих на расстоянии не более 6 м. Точки отмечаются постоянными маркерами.

Нивелировка производится:

- перед заполнением;

- по достижении максимального уровня налива;

- по окончании выдержки при максимальном уровне налива;

- после слива воды.

На резервуар, прошедший испытания, составляется акт завершения монтажа конструкций.

После завершения монтажа не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре производятся, предусмотренные проектом, работы по противокоррозионной защите и установке оборудования с оформлением соответствующих документов.

Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум проводится во время гидравлического испытания. Контроль давления и вакуума осуществляют У-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25% (250 мм вод. столба), а вакуум - на 50% (37,5 мм вод. столба) больше проектной величины. Продолжительность нагрузки 30 минут.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление производят контроль 100% сварных швов стационарной крыши резервуара.

На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт по форме обязательного приложения 16, а при сдаче в эксплуатацию- акт по форме приложения 17 «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, реконструкции резервуаров и ввода в эксплуатацию».

1.8 Система компенсации нагрузок

Системы компенсации нагрузок на стенку стальных вертикальных резервуаров предназначены для компенсации относительных пространственных перемещений и герметичного соединения приемнораздаточных патрубков (ПРП) РВС и подводящих технологических трубопроводов (ПТ).

СКНР обеспечивает снижение нагрузок на приемнораздаточные патрубки резервуара, возникающих при:

- осадке основания резервуаров, возникающих при:

- деформациях стенки резервуара и трубопроводов СКНР, ПРП и ПТ при изменениях гидравлического давления, температуры окружающего воздуха и перекачиваемой (хранимой) нефти;

- изменении веса трубопровода СКНР при заполнении и опорожнении.

СКНР комплектуются следующими основными элементами:

- трубопровод, 1 шт;

- подвеска, два типоразмера;

- ригель, 2шт;

- стойка, 4шь;

- опора катковая, 1шт.

Трубопровод СКНР представляет собой трехшарнирный трубопроводный компенсатор, соединяющий ПРП резервуара и подводящие технологические трубопроводы.

Трубопровод СКНР состоит из трёх сильфонных компенсаторов, соединенных между собой тремя трубными вставками и отводом.

Компенсация относительных пространственных перемещений концов ПРП осуществляется за счёт угловых деформаций шарниров трубопровода СКНР.

Роль шарниров трубопровода СКНР выполняются оси корданов металлических поворотных сильфонных компенсаторов, которые нашли широкое применение в трубопроводных обвязках нефтепроводов ввиду их надёжности и удобства эксплуатации.

Сильфонные компенсаторы применяются для компенсации рушения труб при деформации трубопроводов, выравнивания разрушения труб при деформации трубопроводов, выравнивания несоосности в трубопроводных системах, возникших вследствие монтажных работ, и других целей. В зависимости от назначения и условий применения компенсаторов, представляющие собой различные комбинации сильфонов, присоединительной и ограничительной арматуры, направляющих патрубков и защитных кожухов.

Каждый участок участок трубопровода СКНР закреплён на подвесках. Подводящий технологический трубопровод, присоединяемый к СКНР, установлен на катковую опору.

Подвеска предназначена для компенсации переменных весовых нагрузок от трубопровода СКНР и обеспечения вертикальных и горизонтальных перемещений участков трубопровода СКНР при его деформациях. Конструкция подвесок для всех типоразмеров СКНР унифицирована. Подвески состоят из пружинного блока, талрепа, балки, тяг и хомута.

1.9 КИПиА

Резервуарный парк является одним из основных объектов ЛПДС “Сургут”. Для его нормальной эксплуатации необходимо оборудовать резервуары, входящие в его состав, современными средствами автоматизации.

Автоматизация резервуарного парка ЛПДС “Сургут” должна предусматривать механизацию и автоматизацию операций по приему и откачке нефти, выполнение товароучетных повреждений и аварий.

Объектом автоматизации является резервуар РВСП-20000.

В результате эксплуатации резервуаров металл изнашивается и для того, чтобы во время их эксплуатации не произошли аварии для своевременного удаления дефектов применяют неразрушающий метод контроля.

На ЛПДС “Сургут” для неразрушающего контроля дефектов резервуаров используются такие инструментальные средства как: ультразвуковой толщиномер «DIO-570 и ультразвуковой дефектоскоп-сканер «Скаруч».

Ультразвуковой толщиномер DIO-570

Толщиномер ультразвуковой DIO-570 предназначен для измерения толщины полуфабрикатов и готовых изделий, в материалах которых имеет место распространение ультразвуковых волн, при одностороннем доступе к ним.

Толщиномер может применяться на транспорте, в машиностроительной, металлургической и других отраслях промышленности для измерения толщины емкостей, труб, мостовых, корпусных и других конструкций и изделий в процессе их эксплуатации или после изготовления, а также в энергетике, для контроля паровых котлов и теплотрасс.

Прибор изготавливается фирмой «STARMANS electronic Ltd.», Чехия.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерений толщины (в зависимости от ПЭП), мм,

не менее 1 - 199,9

Диапазон установки значений скорости распространения

ультразвука, м/с, не менее 1000 - 9900

Диапазон регулировки чувствительности, дБ, не менее 0 - 60

Диапазон частот, МГц используемых ПЭП 1 - 15

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений толщины, мм, не более ±0,03Н±1

где: Н - измеряемая толщина

Разрешающая способность, м

в диапазоне толщин: от 1,00 до 19,99 0,01

от 20,0 до 199,9 0,1

Масса, кг, не более 0,4

Габаритные размеры, мм, не более 70х115х15

Питание - два NI-MH аккумулятора

или две батарейки АА(R6) 2,4 - 3В

Время непрерывной работы, час, не менее 8

Величина ступенчатой меры толщины, мм 2; 5; 10; 19,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

воспроизведения толщины, мм, не более ±0,03

Толщиномер представляет собой электронный блок с подключенным к нему ПЭП - пьезоэлектрическим преобразователем электрических колебаний в ультразвуковые и обратно. Для периодической калибровки толщиномера используется входящая в комплект мера с известными значениями толщины и скорости УЗ.

В состав блока электронного входят:

- плата процессора с размещенными на ней электронными компонентами;

- источник питания, представляющий собой аккумуляторы, помещенные в специальный отсек;

- пленочная клавиатура;

- жидкокристаллический индикатор (ЖКИ).

Подключение ПЭП к электронному блоку выполняется с помощью кабеля через разъемы, размещенные на корпусе электронного блока и ПЭП. Соединительный кабель может входить в состав ПЭП.

Управление толщиномером производится с панели прибора. Толщиномер имеет возможность передачи данных измерений в персональный компьютер через порт RS232, а также печать измеренных значений на портативном печатающем устройстве. Для этой цели служит разъем интерфейса RS232.

Этот же разъем используется для подключения сетевого адаптера при заряде аккумуляторов.

Толщиномер DIO-570 является ультразвуковым переносным портативным измерительным прибором неразрушающего контроля, позволяющим измерять толщину материала.

Принцип действия толщиномера основан на ультразвуковом импульсном эхо-методе измерения, который использует свойства ультразвуковых колебаний (УЗК) отражаться от границы раздела сред с разными акустическими сопротивлениями.

Передающая пластина акустического преобразователя раздельно-совмещенного типа излучает импульс УЗК через линию задержки (призму) в направлении наружной поверхности изделия, толщину которого нужно измерить. Импульс УЗК распространяется в изделии до внутренней поверхности, отражается от нее, распространяется в направлении наружной поверхности, и, пройдя линию задержки (призму), принимается приемной пластиной.

Принятый сигнал регистрируется; измерительный блок определяет, записывает и выдает показания толщины в цифровом виде на ЖКИ.

Настройка толщиномера на используемый ПЭП производится на эталонной мере с известной скоростью распространения УЗК и известной толщиной. При этом имеется возможность сохранить данные о задержке в призмах преобразователя.

Электронный блок УТ представляет собой портативный прибор, выполненный в стандартном пластмассовом корпусе, внутри которого размещена плата с электронными компонентами.

Структурная схема толщиномера приведена на рисунке 10.

Рисунок 10 - Структурная схема толщиномера DIO-570

Настройка толщиномера на используемый ПЭП производится на эталонной мере с известной скоростью распространения УЗК и известной толщиной. При этом имеется возможность сохранить данные о задержке в призмах преобразователя.

Электронный блок УТ представляет собой портативный прибор, выполненный в стандартном пластмассовом корпусе, внутри которого размещена плата с электронными компонентами.

На передней панели корпуса размещены пленочная клавиатура и жидкокристаллический индикатор для визуального съема информации. Клавиатура имеет пять клавиш, предназначенных для включения электропитания, выбора режима работы, ввода данных. На правой боковой стенке корпуса размещены приемный и передающий разъемы для подключения пьезоэлектрического преобразователя, разъем порта RS232. На задней панели корпуса под крышкой находится отсек, в котором размещены аккумуляторы.

Ультразвуковой дефектоскоп-сканер «Скаруч»

Установка измерительная ультразвуковая серии "СКАНЕР" с автоматической фиксацией и расшифровкой результатов контроля (АФ и РРК), в дальнейшем именуемая установка, предназначена для обнаружения и определения характеристик дефектов в сварных соединениях и основном металле стенки резервуара и металлоконструкций с толщиной стенки 4...60 мм и скоростью распространения ультразвуковых продольных волн = 5300...6300 м/с, а также для измерения остаточной толщины изделий (УЗТ).

Установка используется для ручного УЗК качества сварных соединений и основного металла, и измерения толщины со скоростью сканирования не более 1 м/мин.

Установка работает и в режиме дефектоскопа общего назначения, в дальнейшем дефектоскоп. Дефектоскоп предназначен для обнаружения и определения характеристик дефектов в сварных соединениях и основном материале изделий с толщиной стенки 0.5...6550 мм по стали.

Шероховатость поверхности около шовных зон контролируемых изделий - в состоянии прокатной поставки (не хуже Rz40).

Контроль может проводится как в полевых, цеховых, так и в монтажных условиях.

Установка изготовлена в климатическом исполнении ХЛ по ГОСТ 15150 и должна устойчиво работать при:

- температура окружающей среды от минус 20 С до плюс 45 С;

- относительной влажности до 80 % при температуре плюс 25° С;

- атмосферном давлении (84... 106) кПа.

Установка обеспечивает УЗК сварных соединений - стыковых, тавровых, нахлесточных, стыковых продольных на трубопроводах с валиками усиления или катетом, максимальная ширина которых составляет от 30 до 77 мм для толщин от 4 до 60 мм, а высота валика не более 8 мм.

Установка выявляет, идентифицирует и регистрирует дефекты сварных соединений следующих видов:

- объемные (поры, шлаковые включения);

- плоскостные (трещины, непровары, несплавления);

- объемно-плоскостные (развивающиеся от объемных плоскостные дефекты, дефекты промежуточной формы).

Результаты контроля выводятся дополнительным печатающим устройством (принтером) на стандартный лист бумаги (210х290мм) с указанием параметров дефектов:

- координаты расположения на сварном соединении;

- протяженности (длины) вдоль оси сварного соединения;

- типа (характера);

- величины (развития по высоте).

Кроме этого на цифропечать выводятся следующие вспомогательные данные:

- число, месяц, год ;

- время начала и окончания сканирования ;

- номер изделия ;

- номер проконтролированного шва ;

- диаметр и толщина соединения ;

- номер акустического блока ;

- строка для записи Ф.И.О. дефектоскописта ;

- суммарная длина проконтролированного участка шва;

- эскиз сечения сварного соединения;

- номер дефектоскопа;

- температура внутри электронного блока дефектоскопа.

В установке предусмотрена возможность введения любой другой вспомогательной информации и вывода ее на цифропечать, а также работа с другими внешнимивычислительными средствами.

Акустический контакт обеспечивается с помощью технического трансформаторного или индустриального масла, подаваемого на изделие в зону контроля.

В установке предусмотрен режим дефектоскопа общего назначения.

Обслуживание установки - одним оператором.

Установка состоит из 8-ми канального электронного блока (в дальнейшем-дефектоскопа), механоакустического блока - (МАБ) и соединяющего их информационного кабеля - (ИК).

Дефектоскоп служит для возбуждения пьезоэлементов пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП) в акустических блоках (АБ), принятия и обработки информации: о дефектах, нарушении акустического контакта (АК), а также отображения информации на экране.

На задней панели дефектоскопа расположены разъемы для подключения информационного кабеля, кабеля печатающего устройства, кабеля сопряжения с внешними устройствами, кабеля подключения сетевого питания, а также отсек размещения аккумуляторов и тумблер «вкл./выкл.» питания. Механоакустический блок (МАБ) состоит из механического приспособления (МП) с датчиком измерения пути (ДП) и акустических блоков (АБ) с системой встроенных ПЭП.

МП подразделяются на два типа: двухстороннее раздвижное (МП2) и одностороннее с вьщвижным указателем (МП1).

МП2 служит для контроля стыковых сварных соединений путем симметричной установки АБ по обе стороны от сварного шва. Для контроля стыковых продольных швов труб диаметром 530 ... 1420 мм МП2 имеет возможность «излома» на 17 градусов при нажатии на фиксатор.

МП2 позволяет изменять расстояние между АБ в зависимости от толщины изделия и ширины валика усиления - в соответствии.

ДП обеспечивает измерение пути перемещаемого оператором МАБ вдоль шва с начала движения (контроля), а также определения координат дефектов.

Оператор в процессе контроля проводит горизонтальные или вертикальные перемещения МАБ вдоль сварного соединения. Для обеспечения постоянного качественного прилегания рабочей поверхности АБ к поверхности контролируемого изделия в МП2 установлены системы пружин, поджимающие блоки. В каждом АБ встроено несколько рабочих ПЭП и ПЭП слежения за акустическим контактом (АК). АБ снабженным «щечками», которые обеспечивают устойчивое положение на рабочей поверхности, имеющей кривизну.

В процессе УЗК изделия на каждом "мм" пути проводится автоматическое слежение за уровнем АК в АБ путем излучения ультразвуковых волн в металл одного ПЭП и приеме этих волн и измерение амплитуды сигнала другим ПЭП по зеркально-теневой схеме контроля внутри каждого АБ.

В случае изменения уровня чувствительности, например, из-за изменения шероховатости в околошовной зоне на рабочей или донной поверхностях изделия, изменится и амплитуда сигнала АК. При измерении амплитуд сигналов от дефектов происходит корректировка чувствительности за счет нормирования амплитуд сигналов от дефектов относительно уровня соответствующих сигналов АК.

Если уровень сигнала АК упадет под одним АБ более, чем на 12 дБ (относительно «запомненного» микропроцессором и соответствующего сигналу при шероховатости Rz 20), АК системы считается нарушенным.

На верхней крышке МП1 и МП2 имеются два индикатора - красного и зеленого цвета. В динамическом режиме (при движении МАБ) в случае нарушения АК выключается (гаснет) зеленый светодиод на корпусе МАБ, который сигнализирует, таким образом, о нарушении контакта, если загорается красный индикатор -- обнаружен дефект.

ИК служит для информационного обмена между АБ и дефектоскопом.

Режим дефектоскопа (толщиномера) общего назначения предназначен для проведения ручного контроля сварных соединений и основного металла с помощью совмещенных прямых (типа ГТ111), наклонных (типа П121), раздельно-совмещенных прямых (типа П112), наклонных специализированных (типа СП5-75К, РСМ-5Ф) ПЭП.

Акустический блок установки состоит из двух частей (левой-основной и правой дополнительной) при работе с МП2 или из одной левой при работе с МП1 , при этом в каждой части АБ находится по три-пять ПЭП.

АБ предназначен для излучения в изделие контактным способом ультразвуковых волн частотой 2.5...5 МГц и принятия отраженных или трансформированных волн от дефектов сварного соединения.

На резервуаре РВСП-10000 радарный уровнемер размещается в специальной трубке, смонтированной внутри направляющей трубы В направляющей трубе также размещается датчик средней температуры на патрубке Сигнализаторы максимального допустимого уровня ПМП-022 устанавливаются на специальных патрубках , расположенных по периметру крыши резервуара под углом 120° по отношению к друг другу. Бобышка для датчика температуры пристенного слоя монтируется в крышку люка-лаза на первом поясе резервуара.

Для непрерывного контроля уровня резервуар оборудуется радарным уровнемером. Сигнал полученный от датчика, передается на блок ситемы контроля уровня нефти в резервуарах в операторную, поступая в компьютер. Можно узнать уровень непосредственно на резервуаре, т.к. на датчике имеется цифровой дисплей с индикацией уровня.

Для ведения точного товарного учета нефти предусматривается многоточечный датчик средней температуры, совмещенный с датчиком подтоварной воды.

Сигнализация нормативного верхнего и нижнего, максимального и минимального допустимого уровня, сигнализация скорости наполнения резервуара обеспечивается обработкой показаний измерителем уровня.

Для защиты резервуара при достижении в нем верхнего допустимого уровня нефти система автоматизации подает команды на закрытие всех коренных задвижек резервуара. Данная защита имеет выдержку времени 3 секунды.

При срабатывании защиты “Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара” с выдержкой времени 10 секунд, система автоматизации подает команду на открытие задвижки на линии приема нефти в резервуар аварийного сброса.

При срабатывании защиты “Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара” с выдержкой времени 10 секунд, система автоматизации формирует команду на отключение первого по ходу магистрального агрегата, находящегося на линии откачки нефти их этого резервуара.

При отстое воды в процессе хранения нефти возникает необходимость в выполнении операции по контролю за уровнем воды и ее сбросом в канализацию. Эта задача решается с помощью сигнализатора подтоварной воды, который управляет клапаном с электромагнитным приводом на дренажной линии.

При достижении подтоварной водой чувствительного элемента сигнализатора срабатывает реле, управляющее соленоидным каналом. Последний остается открытым до тех пор, пока граница “вода-нефть” не снизится до допустимого уровня. Оператору подается сигнал о достижении уровнем воды верхней границы.

На крыше резервуара размещены извещатели типа ИП330-5 “Ясень” для обнаружения очага загорания. Тепловые извещатели настроены на температуру 140°, при достижении которой извещатель выдает сигнал “Пожарная тревога”. При срабатывании второго извещателя на компьютер, установленный в диспетчерской связи ПЧ-9, поступают сообщения “Пожарная тревога” и “Принят сигнал на включение пенонасосов”. Через 2,5 минуты автоматически открывается задвижка на пенопроводе и запускается насос пенотушения.

2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Пересчёт характеристики насосов

Насос НМ 36000230

Подача 36000 м/ч

Напор 230м

КПД=88%

Частота вращения вала 3000 об/мин

Диаметр рабочего колеса 765 мм

Диаметр нагнетающего патрубка 500 мм

Диаметр всасывающего патрубка 600 мм

1. =2

где D- наружний диаметр рабочего колеса

b- ширина лопатки колеса наружний диаметр

- коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на входе = (0,9:0,95)

2. R=

где - кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки

D- эквивалентный диаметр наружнего колеса

Пересчёт:

1. D=2

D=2=875,04 мм

2. R=

R==2742,7

K=0,5

K=0,6

K=0,8

H= KH=0,55230=126,5

Q= K=0,53600=1800

=K=0,888=70,4%

2.2 Расчёт пожаротушения

1.Определяем площадь зеркала нефти РВС20000 м

F=

где D- диаметр резервуара, м

F==31,3

2.Определяем количество годовой хим. Пены для тушения пожара в резервуаре

Q=q

где Q- общее количество пены на тушение пожара, м

q- интенсивность подачи пены, л/с

m- время тушения, час (принимаем=25)

K- коэффициент запаса пенообразующих веществ (принимаем=1,25)

Подставляя значения, получим

Q=60/1000

3. Определяем количество воды для образования пены

Q=

где K- коэффициент кратности для химической пены (принимаем=5)

Q==48м

4.Определяем расход воды на охлаждение горящего резервуара

Q=3600/1000

где 3600- перевод часов в сек

1000- перевод л. в м

L- длина окружности резервуара, м (L==3,14=125,2)

q- удельный расход воды на охлаждение стенок горящего резервуара (принимаем=0,5)

m- охлаждение горящего резервуара, час (принимаем=10часов)

Q=3600/1000=2253

5.Определяем общий расход воды на тушение резервуара РВС20000 м

Q=Q=48+2253=2301 м.

2.3 Расчёт молниезащиты

Расчёт молниезащиты резервуара 20000

Для определения тима зоны молниезащиты определяем ожидаемое количество поражений молнией в год сооружений, не оборудованных молниезащитой.

где S- ширина объекта, м;

L- длина объекта, м;

- высота объекта, м.

РВС-20000 имеет следующие параметры- S=L=D=39,9м; =17,8

где D - диаметр резервуара

N=(39,9+617,8) (39,9+617,8) 110=0,02

Расчёт одиночной зоны защиты стержневого молниеотвода проводится в следующем порядке:

1.Высота зоны защиты над поверхностью земли:

где h- высота одиночного молниеотвода, м

=0,9228,57=26,28 м

2.Радиус зоны защиты на высоте над уровнем земли:

V

V

3.Радиус зоны защиты но высоте над уровнем земли:

r=1,5

r

Исходя из 3-го пункта определяем высоту молниеотвода

h=

h=.

Вывод: Таким образом одиночный молниеотвод высотой 28,54 м образует зону защиты от поражения молнией высоту 13,8 м и радиусом на уровне земли 42,86 м, что полностью обеспечивает защиту резервуара от попадания молнией.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Расчёт экономической эффективности от применения резервуара с понтоном

Рассчитаем потери от больших дыханий за год.

где V- объём резервуара, V=20000 ;

- коэффициент заполнения резервуара, =0,72;

- коэффициент оборачиваемости, =30;

с- средняя объёмная концентрация паров нефти в газовом пространстве

- атмосферное давление, =101325;

Т- средняя абсолютная температура газового пространства, Т=273К;

М- молекулярный вес нефтяных паров, М=75,9 кг/моль;

- универсальная газовая постоянная, =8314,4;

Рассчитаем потери от «малых дыханий» за год.

где - упругость паров нефти соответствующая температуре 273 К, =0,27

- упругость паров нефти соответствующая температура 275,5 К, =0,4

- абсолютная температура газового пространства резервуара,

=275,5К;

Найдём общую сумму потерь

Определяем сокращение потерь нефти из резервуара после установки понтона:

Согласно многочисленным экспериментальным данным сокращение потерь от испарения при использовании понтона «Альпон» составляет до 97% от потерь резервуара без понтона, следовательно из резервуара с понтоном теряется 0,03 доли от резервуара без понтона. Поэтому количество потерь после установки понтона вычислим по формуле:

G=0,03

G=0,03

Определяем экономию от внедрения понтона:

Э=ЦG

Вычислим затраты на эксплуатацию

З=А+

где А- амортизационные отчисления;

- затраты на ремонтные работы.

где К- капитальные затраты на один понтон, К=2667 тыс. руб;

- норма амортизации =7,5%.

А=

где - норма затрат на ремонт,

Вычислим годовую экономию



=8276,8-251=8025,8тыс.руб

Вычислим срок окупаемости капитальных затрат

.

Таблица 1-Технико экономические показатели.

Показатели	Значения
Капитальные вложения, тыс.руб	2667
Эксплуатационные расходы, тыс.руб	251
Годовая экономия, тыс.руб	8025,8
Срок окупаемости, лет	0,3

Вывод: внедрение понтона экономически выгодно и целесообразно, так как срок окупаемости 0,3 года ниже нормативного, который в нефтяной промышленности составляет 6,7 лет.

4. ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются законом «Об основах охраны труда в РФ», «Законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, решениями и указаниями органов государственного надзора, Министерства и ведомства (компании).

Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» резервуары и резервуарные парки, входящие в состав ЛПДС «Сургут», относятся к опасным производственным объектам.

Декларация промышленной безопасности опасных производственных объектов должна содержать требования к промышленной безопасности резервуаров и резервуарных парков.

К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке инструктаж, подготовку, не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.

Обслуживание и ремонт технических средств резервуаров и резервуарных парков должны осуществляться на основании соответствующей лицензии, выданной федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности, при наличии договора страхования риска ответственности за причинение вреда при их эксплуатации.

Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов, участков, лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ, утвержденным руководителем предприятия.

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 знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния (Открыто и Закрыто).

При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

В случае перелива нефти из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар, а разлитую нефть откачать в незаполненные резервуары. Резервуар, где произошел перелив, отключить из работы. Подключить его можно только после устранения загазованности, уборки загрязненного грунта, проведения расследования причин перелива и устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.

При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20 °С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов.

Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии 10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарных парках с сернистыми нефтями замер концентраций паров или отбор проб следует осуществлять, кроме того, на расстоянии 5-10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны.

Замер концентраций паров должен проводиться не реже 1 раза в смену - в каре резервуарных парков с резервуарами типа РВСП и РВСПК; 1 раза через 4 часа - в каре с резервуарами типа РВС.

В резервуарных парках с подземными или полуподземными железобетонными резервуарами (ЖБР) замер концентраций паров нефти или отбор проб воздуха следует проводить через каждые 4 часа на высоте 0,10-0,15 м над покрытием крыши около стенки наполняемого резервуара по осевой линии и против дыхательных клапанов (по осевым линиям) с подветренной стороны.

Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Нефть, находящаяся в резервуарах и резервуарных парках, по токсичности относится к III классу опасности вредного вещества. Нефть с содержанием сероводорода в зависимости от его концентрации относится ко II или III классу опасности вредного вещества.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: для отдельно стоящего резервуара - не менее двух, для группы резервуаров - не менее четырех. Переходить через обвалования в других местах запрещается.

Лестницы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.044.

Если на территории парка трубопроводы возвышаются более чем на 0,5 метра от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостики с перилами.

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.

Согласно требованиям ПУЭ и СНиП 23-05 минимальная освещенность на территории резервуарного парка должна быть:

· для парка в целом - не менее 5 лк;

· в местах измерений уровня нефти в резервуаре и управления задвижками в резервуарном парке - 10 лк;

· на лестницах и обслуживающих площадках - 10 лк;

· в местах установки контрольно-измерительных приборов (комбинированное освещение с переносными светильниками) - 30 лк;

· на вспомогательных проездах - 0,5 лк;

· на главных проездах 1-3 лк.

Нахождение обслуживающего персонала на плавающей крыше во время закачки и откачки резервуара запрещается.

Должен быть установлен постоянный контроль за исправностью лестниц, ограждающих конструкций на кровле и крыши резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.

При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

При ручном отборе проб и замере уровня нефти, при спуске подтоварной воды, открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе с открытыми люками последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом. Запрещается без противогаза заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами.

Запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную, а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы. При гололеде должны быть приняты дополнительные меры безопасности.

Запрещается эксплуатировать газоуравнительную систему без огневых предохранителей на газоотводных трубопроводах резервуаров.

Требования безопасности при подготовительных и ремонтных работах

На резервуаре, на котором проводятся операции по приему и откачке нефти, запрещается ведение ремонтных работ.

Работы по зачистке и дегазации резервуаров, некоторые виды ремонта (изоляция внутренней поверхности и др.) относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску на проведение огневых (ремонтных) работ. Эти работы должны выполняться только бригадой в составе не менее двух человек.

К зачистке, дегазации и проведению ремонта допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности, медицинский осмотр и сдавшие экзамен на допуск к работе.

Работы по зачистке и ремонту резервуаров и резервуарного оборудования проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке во время грозы.

Для приведения резервуара в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти:

· не более 0,3 г/м3 при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств;

· не более 2,0 г/м3 при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара.

Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки.

К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а температура не превышает допустимые санитарные нормы. Необходимо периодически, но не реже чем через каждые 2 ч, осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работ, а при обнаружении в воздухе паров нефти (углеводородов, сероводорода), концентрация которых превышает ПДК, начальник объекта, участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности, а при концентрации 20 % от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования, известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм.

В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования, ручная очистка, огневые и ремонтные работы и т.п.) необходимо проводить принудительную вентиляцию газового пространства резервуара.

Для ориентировки обслуживающего персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел, указывающий направление ветра. Запрещается проводить вскрытие и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

Инструмент, применяемый для удаления осадков (совки, скребки, ведра и др.), должен быть изготовлен из материалов, не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции. Для очистки резервуаров следует применять щетки из неискрящих материалов и деревянные лопаты.

Перед началом огневых работ должны быть установлены границы опасной зоны. Радиус опасной зоны определяется проектом производства работ (ППР).

Электросварочные работы должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.003 с учетом требований ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.1.004. Одновременное производство электросварочных и газопламенных работ внутри резервуара не допускается.

Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.

Требования безопасности при газовой сварке и резке с применением кислородных, ацетиленовых баллонов и генераторов следует выполнять в соответствии с действующими правилами пожарной безопасности в Российской Федерации.

Работами на высоте в соответствии с приказами Минздравмедпрома России № 280/88 от 05.10.1995 г. и № 280/90 от 14.03.1996 г. считаются все работы, которые выполняются на высоте 1,5 м от поверхности грунта или настила.

Основным средством предохранения работников от падения с высоты во время работы является его страховка предохранительным поясом по ГОСТ 12.4.089.

Для выполнения работ на высоте необходимо предусмотреть наличие исправных оградительных средств по ГОСТ 12.4.059 и защитных приспособлений по ГОСТ 26887, ГОСТ 27321, ГОСТ 27372.

При работах на высоте для защиты головы все работники, находящиеся в этой зоне, должны обеспечиваться касками по ГОСТ 12.4.087.

Приставные лестницы по конструкции должны соответствовать требованиям ГОСТ 26887 и быть оборудованы нескользкими опорами. Для спуска рабочих в ЖБР, работы внутри него и подъема из него должны применяться переносные лестницы, изготовленные из искробезопасного материала.

При выполнении работ на высоте необходимо пользоваться ящиками и сумками для инструмента и крепёжных изделий, спускать и поднимать все необходимые для работы предметы с помощью хлопчатобумажной веревки.

Для безопасной доставки с резервуара проб нефти в лабораторию следует переносить их в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо. Для подъёма тяжелых деталей надлежит применять соответствующие грузоподъемные средства, своевременно проверенные согласно действующим правилам Госгортехнадзора.

Перед допуском людей в резервуар ответственные за проведение подготовительных и ремонтных работ обязаны лично убедиться в надежности отключения трубопроводов, проверить наличие заглушек и соблюдение всех мер безопасности. По окончании ремонтных работ перед закрытием люков резервуара ответственный должен убедиться, что в резервуаре не остались люди, убраны инструменты и материалы.

Запрещается отогревать огнем арматуру, трубопроводы в резервуарном парке в случае замерзания. Для этой цели может быть применен водяной пар или горячая вода.

Очистку и промывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД), спецодежде и спецобуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнальными веревками, свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находиться в руках у наблюдающего.

У люка резервуара должны находиться не менее двух человек, готовых в случае необходимости оказать помощь работающим в резервуаре. Для ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД.

При применении шлангового противогаза рабочие, находящиеся снаружи резервуара, должны следить за тем, чтобы приемный шланг не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте.

Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 минут, а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 минут.

При очистке и ремонте резервуара ответственным за проведение подготовительных и ремонтных работ перед применением СИЗ ОД необходимо проверить маски, шланги и соединения. При обнаружении трещин, незначительных неплотностей в соединениях использовать их запрещается.

При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов.

Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами.

Рабочие, выполняющие работы внутри резервуаров, должны периодически, но не реже одного раза в год, проходить медицинский осмотр.

Для защиты глаз от пыли, брызг, едких веществ, отлетающих частиц, твердых частиц при ремонте работающие должны пользоваться защитными очками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.013.

При производстве электрогазосварочных работ должны применяться соответствующие защитные маски и очки со светофильтром.

Перед началом и в период работы с полимерными композициями рабочие должны равномерно смазывать руки защитными пастами 4-5 раз в смену, по окончании работ смазывать кремом.

При нанесении на внутреннюю поверхность резервуара полимерных клеевых композиций или аналогичных им необходимо поверх спецодежды и обуви надевать дополнительно легкий защитный комбинезон и резиновые галоши.

Спецодежда, обувь и другие средства индивидуальной защиты выдаются работникам в соответствии с утвержденными отраслевыми нормами выдачи. Указанные нормы являются обязательными и могут быть дополнены по решению ОАО МН в части увеличения количественно-качественного ассортимента и уменьшения сроков службы.

Контроль за правильностью хранения, выдачи, ухода и пользования средствами индивидуальной защиты (СИЗ) возлагается на отдел охраны труда ОАО МН, инженеров по ТБ филиалов ОАО МН и структурных подразделений.

Требования безопасности при работе с нефтями с высоким содержанием сероводорода

При входе в обвалование резервуара, содержащего нефти с высоким содержанием сероводорода (более 20Ч10-6 мг/кг), необходимо надевать фильтрующий противогаз марок В, КД. Вход и работа на территории резервуарного парка проводятся в присутствии наблюдателя (дублера). У входа в резервуарный парк должны быть установлены предупреждающие знаки.

Ручной отбор пробы и замер уровня в резервуаре с нефтью, содержащей сероводород, спуск подтоварной воды, открытие замерных и других люков необходимо проводить в присутствии наблюдающего (дублёра).

Для предупреждения самовоспламенения пирофорных отложений необходимо периодически очищать внутреннюю поверхность резервуаров от продуктов коррозии.

Во время очистки внутреннюю поверхность резервуара необходимо непрерывно орошать (смачивать) водой.