Оператор Республики Казахстан по транспортировке нефти компания "КазТрансОйл"

Тип работы:
Отчет
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

  • Введение. Компания «КазТрансОйл»
  • 1. АО «КазТрансОйл» Восточный филиал. Карагандинское нефтепроводное управление
  • Нефтепровод «Атасу-Алашанькоу»
  • Автоматизированные системы управления технологическими процессами SCADA
  • 2. Резервуарный парк
  • Виды резервуаров и их технические характеристики
  • Оборудование резервуаров
  • Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций
  • Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков
  • Системы защиты резервуаров и резервуарных парков
  • Система защиты резервуаров от коррозии
  • Требования к системе пожаротушения резервуаров и резервуарных парков
  • Система предупреждений аварий и повреждений
  • Использование резервуаров по назначению
  • Схемы перекачки
  • Режим эксплуатации резервуаров
  • Измерения и учет количества нефти
  • 3. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и резервуарных парков
  • Организация технического обслуживанияи текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков
  • Определение вместимости и базовой высоты резервуаров
  • Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой нефтью
  • Предотвращение накопления и размыв асфальтосмолистых и парафиновых осадков
  • Дренирование подтоварной воды
  • Контроль за осадкой основания резервуаров
  • Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров, газоуравнительной системы
  • 4. Очистка резервуаров
  • 5. Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров
  • Допустимые отклонения образующих стенки резервуара от вертикали
  • Допустимые отклонения наружного контура днища от горизонтали
  • 6. Ремонт вертикальных стальных резервуаров
  • 7. Требования по безопасной эксплуатации резервуаров и резервуарных парков
  • Охрана труда
  • Охрана окружающей среды
  • Охрана атмосферного воздуха
  • Охрана водных объектов
  • Охрана почвы
  • Лимиты образования и размещения отходов
  • Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров

Введение. Компания «КазТрансОйл»

В целях соблюдения интересов Республики Казахстан в вопросах транспортировки нефти, экспорта и импорта нефти и нефтепродуктов, постановлением Правительства Республики Казахстан от 2 апреля 1997 года № 461 было создано закрытое акционерное общество «Национальная компания по транспортировке нефти «КазТрансОйл» (далее — ЗАО «НКТН «КазТрансОйл») со 100-процентным участием государства в его уставном капитале.

В 2001 году государственный пакет акций ЗАО «НКТН «КазТрансОйл» был передан в уставный капитал закрытого акционерного общества «Национальная компания «Транспорт Нефти и Газа», созданного в соответствии с постановлением Правительства Республики Казахстан от 2 мая 2001 года № 591.

Согласно приказу Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 22 июня 2001 года № 159 ЗАО «НКТН «КазТрансОйл» было переименовано в закрытое акционерное общество «КазТрансОйл» (далее — ЗАО «КазТрансОйл»).

Указом Президента Республики Казахстан от 20 февраля 2002 года № 811 на базе реорганизованных путем слияния закрытых акционерных обществ «Национальная нефтегазовая компания «Казахойл» и «Национальная компания «Транспорт Нефти и Газа» было образовано закрытое акционерное общество «Национальная компания «КазМунайГаз», которое стало единственным акционером ЗАО «КазТрансОйл».

31 мая 2004 года ЗАО «КазТрансОйл» переименовано в АО «КазТрансОйл».

Компании были переданы все существующие магистральные нефтепроводы и водоводы Казахстана. На момент создания КазТрансОйла, по территории Казахстана проходило около 6 тыс. км магистральных нефтепроводов.

Уже в 1998 году по системе КТО было транспортировано 24 104 тыс. тонн нефти. Рост объемов транспортировки нефти позволил добиться увеличения грузооборота по системе до 15 337 млн. тонно-километров. Начиная с 1998 года, объемы транспортировки нефти по системе магистральных трубопроводов постоянно увеличивались.

В соответствии с требованиями Закона Р К «Об акционерных обществах» 31 мая 2004 года была осуществлена перерегистрация организационно-правовой формы компании КазТрансОйл в акционерное общество.

За годы независимости в Казахстане проведена большая работа по развитию системы магистральных нефтепроводов, направленная на повышение конкурентоспособности и надежности существующих и строительство новых мощностей по транспортировке и перевалке нефти, а также на создание необходимой договорной базы для обеспечения транзита нефти по территориям транзитных государств.

В течение указанного времени введены в эксплуатацию новые нефтепроводы — Кенкияк-Атырау, Алибекмола-Кенкияк, Северные Бузачи — Каражанбас, Атасу-Алашанькоу, расширены мощности нефтепровода Атырау-Самара, порта Актау, ряда железнодорожных сливных и наливных терминалов.

Подписаны соглашения с операторами нефтепроводных систем, такими, как ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Укртранснафта», РУП «Гомельтранснефть», Новополоцкое предприятие по транспорту нефти «Дружба».

Важным событием в истории нефтяной промышленности Казахстана стал ввод в эксплуатацию в 2001 году нефтепровода Тенгиз-Новороссийск Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК).

Ввод в эксплуатацию нефтепровода «Атасу-Алашанькоу» стал одним из важнейших событий 2006 года, значительным этапом реализации стратегии многовекторности систем транспортировки нефти и обеспечил нефтяным компаниям надежное и экономически эффективное направление поставок нефти на перспективный и быстрорастущий рынок Китая. Кроме того, нефтепровод также позволяет задействовать транзитный потенциал Казахстана для транспортировки в Китай российской нефти. Данный проект реализован ТОО «Казахстанско-Китайский Трубопровод» — совместным предприятием, созданным на паритетной основе (с долями участия по 50%) АО «КазТрансОйл» и CNODC, дочерним предприятием китайской национальной компании CNPC.

В целях обеспечения надежного и бесперебойного приема и транспортировки нефти по системе «Атасу-Алашанькоу», АО «КазТрансОйл» провело ряд мероприятий по модернизации и реконструкции объектов Восточного филиала на участке «Прииртышск — Атасу», «Каракоин — Атасу» и непосредственно самой ГНПС «Атасу», являющейся головной нефтеперекачивающей станцией нефтепровода «Атасу-Алашанькоу».

По нефтепроводу Атасу-Алашанькоу в Китай поставляется нефть с месторождений Центрального Казахстана. Также возможны поставки нефти из западных регионов Казахстана, для чего в Атасу построена сливная эстакада для приема нефти с железнодорожных цистерн и дальнейшей ее перевалки в трубопровод Атасу-Алашанькоу. По итогам 2008 года объем перевалки нефти в нефтепровод Атасу-Алашанькоу составил 6,1 млн. тонн.

АО «КазТрансОйл», являясь основным оператором Республики Казахстан по транспортировке нефти, занимает активную позицию в развитии инфраструктуры отрасли, поиске альтернативных и оптимальных маршрутов доставки энергетического сырья, а также в привлечении инвестиций для их строительства.

транспортировка нефть резервуарный парк

1. АО «КазТрансОйл» Восточный филиал. Карагандинское нефтепроводное управление

Карагандинское нефтепроводное управление входит в состав Восточного филиала Акционерного Общества «КазТрансОйл»

Карагандинское нефтепроводное управление образовано 1983 году и входит в состав Восточного филиала Акционерного Общества «КазТрансОйл».

Управление осуществляет свою деятельность по эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов в установленных границах территории с 328,351 км. по 846,606 км. нефтепровода «Павлодар — Шымкент» протяженностью 518,255 км., МН «Атасу — Алашанькоу» с 0 по 291 км.

Главной задачей управления является предоставление услуг по транспортировке нефти по нефтепроводам «Павлодар — Шымкент» и «Атасу — Алашанькоу», слива и налива нефти на нефтесливоналивной эстакаде ГНПС «Атасу» и сдача нефти ТОО «Казахстанско — Китайский трубопровод» в соответствии с планами и заданиями Общества. Управление обслуживает участок нефтепровода «Павлодар — Шымкент» с общей протяженностью 518,255 км. с диаметром трубы 820 мм., с установленным вдольтрассовым оборудованием и сооружениями ЭХЗ (24 линейных задвижек, 4 камеры приема пуска очистного устройства) и имеет на своем балансе на ГНПС «Атасу» 5 резервуаров емкостью по 20 000 м 3 каждый, 3 печи подогрева нефти и 3 котельные: на ГНПС «Атасу», НПС «Трудовое», БПО с теплопроизводительностью 1 котла до 1.9 Мвт; МН «Атасу — Алашанькоу» общей протяженностью 291 км. с диаметром трубы 813 мм., с установленным вдольтрассовым оборудованием и сооружениями ЭХЗ (11 крановыми узлами, 2 камеры приема пуска очистного устройства).

Главной задачей КНУ является обеспечение выполнения плановых показателей при минимальных затратах при приеме, хранении и отгрузки нефти, сохранности ее по количеству и качеству, выполнение условий договорных обязательств, заключенных Обществом и Восточным филиалом, предоставление операторских услуг в соответствии с договором на эксплуатацию и техническое обслуживание нефтепровода «Атасу — Алашанькоу».

Для выполнения своей главной задачи управление обеспечивает:

безаварийную эксплуатацию оборудования НПС, линейной части нефтепровода, технологическое обслуживание и ремонт оборудования;

организует работу по повышению надежности объектов, автоматизации технологических процессов, по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций на объектах управления;

осуществляет мероприятия по повышению эффективности использования производственных площадей и технологического оборудования;

обеспечивает внедрение в производство новых, более безопасных производственных процессов;

обеспечивает соблюдение норм и правил по охране труда;

производит профилактическую работу по пожарной безопасности, обеспечивает охрану земель, вод, окружающей среды.

обеспечение основных производственных показателей по приему, хранению и перекачке нефти с соблюдением надежности и безопасности, оптимальных режимов работы в соответствии с Политикой А О «КазТрансОйл» в области качества и охраны окружающей среды.

В состав Карагандинского нефтепроводного управления входят:

1. Нефтеперекачивающая станция «Трудовое», находящаяся на территории Осакаровского района Карагандинской области. Станция осуществляет транспортировку нефти по магистральному нефтепроводу Павлодар — Шымкент в южном и северном направлениях.

2. Головная нефтеперекачивающая станция «Атасу», включающая в свой состав нефтесливоналивную эстакаду, находящаяся на территории Жанааркинского района Карагандинской области. Станция осуществляет транспортировку нефти по магистральному нефтепроводу Павлодар — Шымкент и Атасу — Алашанькоу, слив/налив нефти на нефтесливоналивной эстакаде и сдача нефти ТОО «Казахстанскокитайский нефтепровод»

3. АВП «Атасу» МН «Атасу-Алашанькоу», находящаяся на территории Жанааркинского района Карагандинской области.

2009 году выполнение плана по перекачке нефти составило 107,2%. Карагандинским Н У перекачено 8 252 045 т. тн. нефти при плане 7 700 000 т. тн. Грузооборот за 2009 года составил — 1953,7 млн. тн/км при плане 1796,1млн. тн /к м или 108,8%. Сдача нефти в нефтепровод «Атасу — Алашанькоу» составила за 2009 года 7 698 786 т. тн. при плане 6 700 000 т. тн. или 114,9%.

По сравнению с 2008 годом план перекачки увеличился на 120,7%, грузооборот на 112,2%. По нефтепроводу «Атасу — Алашанькоу» на 125,9%.

За 2009 год на нефтесливоналивной эстакаде ГНПС «Атасу» слито 78 717 тн нефти или 114,4%.

Нефтепровод «Атасу-Алашанькоу»

Атасу — Алашанькоу — первый экспортный нефтепровод, построенный независимым Казахстаном. Владельцем нефтепровода является ТОО «Казахстанско-Китайский Трубопровод», участником которого с казахстанской стороны является АО «КазТрансОйл», с китайской стороны — Китайская национальная корпорация по разведке и разработке нефти и газа (CNODC).

По итогам 2009 г. объем перевалки нефти в нефтепровод Атасу — Алашанькоу, предназначенный для транспортировки нефти с казахстанских месторождений и транзита российской нефти потребителям в КНР, составил

7 млн 699 тыс. тонн нефти. По сравнению с 2008 годом данный показатель увеличился на 1 млн 586 тыс. тонн (факт 2008 г. составил 6 млн 113 тыс. тонн).

По итогам первого полугодия 2010 года объем перевалки в данный нефтепровод составил 4 млн 967 тыс. тонн нефти. Транзит российской нефти по казахстанскому участку нефтепровода по итогам 2009 г. составил 5 млн 358 тыс. тонн, что выше показателя 2008 г. на 372 тыс. тонн нефти (факт. за 2008 год составил 4 млн 986 тыс. тонн нефти).

Автоматизированные системы управления технологическими процессами SCADA

С первых лет основания АО «КазТрансОйл» является лидером по внедрению в производство прогрессивных технологий, международных стандартов качества и информационной безопасности. В числе первых в Казахстане А О «КазТрансОйл» реализовал такие уникальные проекты, как

SAP/R3, SCADA, ГИС, ВОЛС, стал первой компанией страны, внедрившей международный стандарт информационной безопасности.

За период с 2001-го и по 2009 год была реализована комплексная программа по модернизации систем автоматики, телемеханики, систем автоматического пожаротушения, внедрены система диспетчерского контроля и управления (SCADA), система безопасности на станционных объектах и объектах линейной части магистральных нефтепроводов.

Выдающимся проектом компании стало внедрение системы диспетчерского контроля и управления (SCADA). Эта система, реализованная в АО «КазТрансОйл», является одной из крупнейших в мире иерархической системой управления нефтепроводами, распределенной на значительной территории.

На данный момент все системы эксплуатируются на 42 объектах компании, включая местные, региональные, центральные диспетчерские пункты, а также Главное диспетчерское управление в г. Астане. В процессе проектирования и последующей реализации применялись наиболее передовые технические решения с использованием оборудования ведущих мировых производителей. Благодаря проведенным работам компании удалось значительно увеличить надежность и безаварийность эксплуатации нефтепроводов, обеспечить непрерывный контроль за состоянием технологического оборудования и работой эксплуатационного персонала и в целом — в разы повысить эффективность и качество производственно-экономической деятельности.

Суть внедрения данных технологий в том, что предпринятые шаги позволили увеличить надежность и безаварийность эксплуатации всей системы нефтепроводов; обеспечить непрерывный контроль за состоянием технологического оборудования и работой эксплуатационного персонала; снизить себестоимость перекачки нефти; повысить эффективность от производственно-экономической деятельности «КазТрансОйл» в целом.

В частности, проект SCADA позволил не только объединить управление всей нефтепроводной сети в одно целое, но и уменьшить вероятность возникновения аварийных ситуаций, обеспечивая круглосуточный мониторинг и оперативное дистанционное управление за состоянием всего технологического процесса. Это, в свою очередь, позволяет оперативно реагировать на любые изменения, происходящие на производстве. Эта система позволяет повысить надежность управления, проводить мониторинг и архивирование информации о состоянии технологических процессов и режимов работы оборудования.

SCADA позволяет производить автоматизированный мониторинг как всей системы КТО в целом, так и любого ее участка, включая нефтеперекачивающие станции и резервуарные парки, управлять процессами перекачки нефти по всей системе нефтепроводов КТО. Проще говоря, диспетчер, находясь в ГДУ в Астане, имеет возможность вести мониторинг в режиме онлайн всей системы магистральных нефтепроводов компании и состояния оборудования.

2. Резервуарный парк

Виды резервуаров и их технические характеристики

Вертикальные стальные резервуары для нефти подразделяются по:

конструкции — на стальные вертикальные цилиндрические с плавающей крышей или со стационарной крышей (с понтоном и без понтона);

способу изготовления — стальные резервуары рулонные или полистовой сборки;

номинальной вместимости.

Основные размеры и конструктивные решения стальных резервуаров приведены в Приложении 1.

Резервуары оборудованы средствами сокращения потерь нефти:

плавающими крышами;

понтонами;

газоуравнительными системами;

дыхательной и предохранительной арматурой, дисками — отражателями на резервуарах со стационарной крышей.

Резервуар со стационарной крышей для нефти представляет собой цилиндрическую емкость, состоящую из круглого днища, вертикальной стенки из нескольких поясов и конической или сферической крыши (РВС, РВСП).

Резервуар с плавающей крышей (РВСПК) представляет собой цилиндрическую емкость, внутри которой расположено плавающее покрытие (плавающая крыша), отделяющее поверхность нефти от атмосферного воздуха.

Конструктивно плавающая крыша состоит из внешнего кольцевого понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Плавающая крыша может дополнительно иметь внутреннее понтонное кольцо и радиальные понтоны.

Каждый отсек представляет собой пустотелый короб закрытого типа, имеющий внизу пробку для слива жидкости. Кольцевой зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей закрывается специальным затвором. Эффективность работы резервуаров с плавающими крышами, в основном, определяется герметичностью уплотняющих затворов между крышей и корпусом резервуара. В зависимости от конструкции и применяемых материалов используется мягкий или жесткий (механический) тип уплотняющих затворов.

Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны вертикального стального резервуара через шахтную лестницу, переходящую в катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме. Ступени катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.

Для ограничения опускания крыши и фиксирования ее в крайнем нижнем положении имеются опорные стойки. Стойки закреплены на плавающей крыше и движутся вместе с ней.

Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются направляющие стойки, которые могут использоваться одновременно для установки пробоотборников и автоматических устройств измерения уровня нефти. Кольцевой зазор между плавающей крышей и направляющей стойкой закрывается уплотняющим затвором.

Резервуары с плавающими крышами оборудованы устройствами для стравливания воздуха из-под плавающей крыши в начале заполнения и поступления воздуха в конце опорожнения резервуара с целью предотвращения ее деформации.

Понтон — плавающее устройство, размещенное внутри резервуара со стационарной крышей и отделяющее поверхность нефти от газового пространства резервуара для предотвращения испарения нефти.

Конструктивно понтон состоит из внешнего кольца понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб, имеющий внизу пробку для слива жидкости. Короба понтона могут быть открытого и закрытого типов. Для исключения потопления понтона в случае перелива нефти или ее выплескивания под действием выделяемого из нефти газа следует модернизировать понтоны с открытыми отсеками. В нижнем положении понтон опирается на стойки. Стойки прикреплены к днищу понтона и перемещаются вместе с ним.

Для предотвращения поворота понтона при его движении к днищу или крыше резервуара прикреплены две диаметрально расположенные перфорированные трубы — направляющие стойки, используемые для измерения уровня и отбора проб.

Зазоры между стенкой и понтонным кольцом, а также между понтонным кольцом и направляющими стойками герметизируются уплотняющими затворами. Для доступа на понтоны в III поясе резервуара устанавливаются не менее двух люк — лазов, оборудованных площадкой.

Определение товарных, фактических, нормативных и др. остатков нефти в резервуарах и РП проводится в соответствии со схемой, указанной на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 — Принципиальная схема резервуара

НСТ. Р - высота стенки резервуара;

НМАК.Д. - максимально допустимый уровень взлива;

НМИН.Д. - минимально допустимый уровень взлива;

НП.П.Е. - высота определяющая потенциальный полезный объем резервуара (мобильные остатки);

НТ. О - технологический остаток нефти в резервуаре, при этом должно соблюдаться условие НТ. О НП.П. Е НМАК. Д. ;

Н.В. Н.У.  — высота нормативного верхнего уровня;

Н.Н. Н. У — высота нормативного нижнего уровня; А — расстояние от днища резервуара до оси приёмораздаточного патрубка;

— критическая высота уровня жидкости в резервуаре, при которой начинается устойчивое истечение с воронкой; НА — высота аварийного уровня (объема);

— угол среза приемо-раздаточного патрубка (рад);

Газоуравнительная система состоит из:

трубопроводов, соединяющих газовые пространства группы резервуаров со стационарной крышей без понтона;

огневых предохранителей, предназначенных для защиты газового пространства резервуара от проникновения в него пламени из системы газовой обвязки;

компенсаторов — для исключения деформации газопроводов в процессе эксплуатации;

задвижек — для отключения резервуара от системы;

дренажного устройства — для сбора и удаления конденсата из газопроводов;

заземляющего устройства.

Газоуравнительные системы применяются для резервуаров, работающих в режиме «прием-сдача» при совпадении во времени операций заполнения одной группы резервуаров и опорожнения другой. При перекачке нефти по схеме «с подключенными резервуарами» из-за отсутствия совпадения операций во времени по приему и опорожнению резервуаров газоуравнительная система неэффективна.

Оборудование резервуаров

Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах, приведен в таблице 1.

Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией.

Таблица 1 — Оборудование и конструктивные элементы резервуаров

Наименование оборудования

РВС

РВСП

РВСПК

Дыхательный клапан

+

Предохранительный клапан

+

Вентиляционный патрубок

+

+

Огневой предохранитель

+

+

+

Приемораздаточный патрубок

+

+

+

Хлопушка с механизмом управления

+

+

+

Компенсирующая система приемораздаточных патрубков

+

+

+

Пробоотборник

+

+

+

Водоспуск с плавающей крыши

+

Кран сифонный

+

+

+

Система размыва осадка

+

+

+

Люки

+

+

+

Уровнемер

+

+

+

Приборы контроля, сигнализации, защиты

+

+

+

Система пожаротушения

+

+

+

Дыхательная арматура включает дыхательные и предохранительные клапаны, вентиляционные патрубки. Универсальные клапаны КДС, КДС-2 работают как в режиме дыхательного, так и предохранительного клапана.

Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяется в зависимости от конструкции крыши резервуара и свойств хранимой нефти (давления насыщенных паров):

на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти ниже 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями;

на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти свыше 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предохранителями;

на резервуарах с плавающей крышей (или понтоном) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляется в зависимости от климатической зоны.

Дыхательный клапан предназначен для выпуска паровоздушной смеси из резервуара при заполнении и пропуска воздуха в резервуар при опорожнении.

Суммарная пропускная способность дыхательных клапанов определяется в зависимости от максимальной подачи нефти при заполнении (или опорожнении) резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.

Предохранительный клапан имеет то же назначение, что и дыхательный клапан, но предназначен для предотвращения повышения давления выше или понижения вакуума ниже допускаемых значений при отказе в работе дыхательных клапанов.

Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не меньше чем дыхательных клапанов.

Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление (5−10) % и пониженный вакуум (5−10) %. Предохранительный гидравлический клапан заливают незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

Замена предохранительных клапанов КПГ и КПР проводится только с одновременной заменой дыхательных клапанов.

Огневые предохранители устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами, а также на вентиляционных патрубках на резервуарах с понтонами и плавающими крышами для защиты от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

Вентиляционные патрубки предназначены для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой для резервуаров с понтонами (плавающей крышей) в период заполнения и опорожнения.

Приемо-раздаточные устройства (патрубки) предназначены для присоединения технологических трубопроводов и устанавливаются на нижнем поясе резервуаров.

Хлопушки предназначены для предотвращения потерь нефти из резервуаров при авариях и повреждениях технологических трубопроводов или запорной арматуры. Для открытия крышки хлопушки, удерживания ее в поднятом состоянии и закрытия, она оснащена механизмом управления.

На приемораздаточном патрубке должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар.

Коренная задвижка резервуара должна быть фланцевого или сварного типа с электроприводом, обеспечивающим дистанционное управление. Допускается использование задвижек с ручным приводом.

Для удаления атмосферных осадков (воды) с плавающей крыши используется система водоспуска двух типов:

гибкая или с шарнирными соединениями труба, предназначенная для удаления воды за пределы резервуара;

сифонная труба (открытый патрубок) используется, когда дождевая вода, проходящая через хранимый продукт, собирается на днище резервуара.

Краны сифонные (КС) предназначены для сброса подтоварной воды из стальных резервуаров. Кран состоит из крана проходного муфтового, установленного на горизонтальном конце изогнутого патрубка. На горизонтальном конце патрубка установлены ручка для поворота в нужное положение; фланец, приваренный снаружи к стенке резервуара; сальник, состоящий из корпуса, уплотнительных колец и нажимной втулки. Изогнутый конец патрубка находится внутри резервуара. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков кран закрывается кожухом. Буквы с метками на корпусе сальника соответствуют трем положениям патрубка: Р — рабочее; Н — нерабочее; П — положение промывки. Риска на патрубке должна совпадать с буквой на фланце сальника. После окончания «сброса воды» кран закрывается, патрубок устанавливается в нерабочее положение, отворачивается пробка в корпусе сальника, удаляется вода до появления нефти, пробка закрывается, устанавливается в кожух.

Для удаления донных отложений из резервуаров используется система размыва.

В состав оборудования резервуара входят люки замерный, световой и люк-лаз (количество люков и их типы устанавливаются проектом).

Люк световой (ЛС) предназначен для освещения при осмотре внутреннего пространства и проветривания резервуара перед ремонтом.

Люк замерный предназначен для замера уровня нефти и отбора проб.

На резервуарах со стационарной крышей дополнительно имеются люк для установки указателя уровня, люк для установки пробоотборника, патрубок для установки сигнализатора уровня.

Люки-лазы предназначены для проветривания резервуара и проникновения внутрь резервуара при его ремонте или зачистке.

В стенах резервуаров с понтонами следует устанавливать люки-лазы, обеспечивающие доступ персонала на плавающие покрытия при нижнем их положении.

Резервуары оснащаются сигнализаторами предельных уровней нефти, устройствами измерения температуры, уровня нефти, автоматическими пожарными извещателями.

Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций

Резервуарный парк состоит из одной или нескольких групп резервуаров, систем защиты, технологических трубопроводов, производственно-дождевой канализации, расположенных в пределах обвалования.

Планировка резервуарного парка, расстояния между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров и расстояния между группами должны соответствовать требованиям СНиП 2. 11. 03 (Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.).

Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемо-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения.

Каждая группа резервуаров должна быть ограждена замкнутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м3 и 1,5 м — для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10 000 м3 и 6 м — для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.

В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20 000 м3 и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем которых равен 20 000 м3.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать равной:

1,3 м — для резервуаров объемом 10 000 м3 и более;

0,8 м — для остальных резервуаров.

При размещении резервуарных парков на площадках, имеющих более высокие геодезические отметки по сравнению с отметками территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, а также при размещении резервуарного парка у берегов рек на расстоянии 200 м и менее от уреза воды (при максимальном уровне) должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, исключающие при аварии резервуаров возможность разлива нефти на территорию населенного пункта или предприятия, на пути железных дорог общей сети или в водоем.

Резервуары в группе следует располагать:

объемом от 2000 до 10 000 м3 — не более чем в три ряда;

объемом 10 000 м3 и выше — не более чем в два ряда.

В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, должны быть предусмотрены заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов резервуарного парка не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары.

Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы — переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух — для отдельно стоящих резервуаров. Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах должны быть предусмотрены пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м с твердым покрытием.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, как правило, должны быть выполнены на сварке. Для присоединения арматуры должны быть применены фланцевые соединения с негорючими прокладками.

Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности. При нарушении обвалования, связанном с ремонтом или реконструкцией, по окончании работ оно подлежит восстановлению.

В производственно-дождевую канализацию из резервуарного парка должны отводиться воды:

производственные сточные (при сбросе подтоварной воды из резервуаров);

атмосферные (в период дождей и таяния снега);

охлаждающие резервуары при пожаре.

Не допускается сброс в канализацию донных отложений при очистке резервуаров.

Атмосферные воды, загрязненные нефтью, направляются в дождевые колодцы, установленные на территории резервуарного парка и оборудованные запорными устройствами, приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Дождеприемные колодцы через выпуски с гидравлическими затворами должны быть подключены к сети производственно-дождевой канализации. «Нормальное» положение хлопушки дождеприемного колодца — закрытое.

Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарном парке, нумеруются в соответствии с технологической схемой сети очистных сооружений.

Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков в Обществе осуществляется в пределах каждого филиала собственными силами и силами привлеченных предприятий, организаций, имеющих лицензию и разрешение на производство работ, на договорной основе.

Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков включает в себя осуществление (с привлечением специализированных предприятий, организаций) полного комплекса необходимых работ от момента приемки в эксплуатацию до демонтажа резервуаров включительно. Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков зависит от организационной структуры филиалов и его нефтепроводных управлений (НУ); конструктивных особенностей резервуаров и их арматуры; количества и качества систем и приборов управления, контроля, защиты; технического состояния резервуаров; природно-климатических условий; качества металла резервуаров; качества нефти; времени года; температуры окружающего воздуха и т. д. Порядок организации эксплуатации резервуаров и резервуарных парков филиалы определяют и устанавливают самостоятельно, отражая этот порядок в положении по организации эксплуатации резервуаров и резервуарных парков в целом по филиалу или положениях о нефтепроводных управлениях и перекачивающих станциях.

Основные виды работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков:

оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков;

техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров;

определение вместимости и градуировка резервуаров;

диагностирование резервуаров;

капитальный ремонт резервуаров;

списание и демонтаж резервуаров;

ликвидация резервуарного парка и рекультивация земли.

Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков, обязан обеспечить:

их надежную и безопасную работу;

разработку и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти и охране окружающей среды;

организацию и своевременное проведение технической диагностики, технического обслуживания и ремонта;

организацию обучения, инструктирование и периодическую проверку знаний подчиненного персонала;

внедрение и освоение нового оборудования;

наличие и своевременную проверку защитных средств и противопожарного инвентаря.

Системы защиты резервуаров и резервуарных парков

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

Требования к устройству молниезащиты

Под молниезащитой понимают комплекс мероприятий по защите от воздействия молнии, обеспечивающих безопасность людей и сохранность сооружений и оборудования от взрывов, возгораний и разрушений.

Воздействие молнии на резервуары подразделяется на две основные группы: первичные, вызванные прямым ударом молнии; и вторичные, индуцированные близкими ее разрядами или занесенные в объект протяженными металлическими коммуникациями.

Опасность прямого удара и вторичных воздействий молнии определяется параметрами разряда молнии; технологическими и конструктивными характеристиками объекта (наличием взрыво — или пожароопасных зон, огнестойкостью строительных конструкций, видом вводимых коммуникаций и т. д.).

Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти (далее резервуары) должны быть оборудованы устройствами молниезащиты.

Устройства и мероприятия по молниезащите должны быть заложены в проект и график строительства или реконструкции резервуарного парка (резервуара) таким образом, чтобы выполнение молниезащиты происходило одновременно с другими строительно-монтажными работами. Устройства молниезащиты могут быть запроектированы и построены по отдельному проекту, не связанному с реконструкцией резервуарного парка (резервуара).

Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью.

Металлический корпус резервуара при толщине металла крыши менее 4 мм должен быть защищен от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами. Металлический корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более достаточно присоединить к заземлителю.

Требования к устройству защиты резервуаров от статического электричества

Электростатическая искроопасность — это состояние объекта защиты, при котором имеется возможность возникновения в объекте или на его поверхности разрядов статического электричества, способных зажечь объект, окружающую или проникающую в него среду.

В резервуаре статическое электричество может образовываться при ударе струи нефти о дно и стенки резервуара, разбрызгивании (распылении) ее, а также при разрыве струи нефти и пропускании газов через ее массу. Накопление большого заряда статического электричества при заполнении резервуара нефтью может привести к разряду в виде искры и явиться причиной взрывов и пожаров, если не приняты меры по защите от статического электричества технологических процессов в резервуарах.

Для обеспечения электростатической искробезопасности резервуаров следует:

заземлить все электропроводные узлы и детали резервуаров;

исключить процессы разбрызгивания и распыления нефти;

ограничить скорости истечения нефти при заполнении резервуаров и размыве донных отложений допустимыми значениями.

Нефть должна подаваться в резервуар таким образом, чтобы не допускать ее разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефти свободно падающей струей не допускается. Нефть должна поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка.

Для придания верхней одежде из тканевых материалов необходимых антистатических свойств рекомендуется пропитка ее растворами поверхностно-активных веществ с последующей просушкой.

Система защиты резервуаров от коррозии

Резервуары подвержены атмосферной коррозии (наружная поверхность), воздействию со стороны агрессивных компонентов хранимой нефти (внутренняя коррозия), почвенной коррозии (днище резервуаров).

Различают пассивный и активный способы защиты резервуаров от коррозии. К пассивным методам защиты относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, к активному — применение электрохимической защиты.

Для защиты наружной поверхности резервуаров от атмосферной коррозии используют окрашивание алюминиевой краской или эмалью.

Для защиты наружной поверхности днища от почвенной коррозии применяют электрохимзащиту.

Защиту внутренних поверхностей стальных конструкций резервуаров осуществляют в зависимости от степени агрессивного воздействия нефти на элементы конструкций, которая принимается в соответствии с таблицей 4. Рекомендуемые методы защиты от коррозии металлических конструкций в зависимости от агрессивности среды приведены в таблице 5 (где t — толщина покрытия).

Таблица 4 — Степень агрессивного воздействия сырой нефти на элементы стальных конструкций резервуаров

Элементы конструкций

Резервуара

Степень агрессивного

воздействия нефти*

Внутренняя поверхность днища

и нижний пояс

Среднеагрессивная

Средние пояса и нижние части

понтона и плавающей крыши

Слабоагрессивная

Верхний пояс (зона периодического смачивания)

Среднеагрессивная

Кровля и верх понтонов и плавающих крыш

Среднеагрессивная

* При содержании в нефти сероводорода в концентрации свыше 10 мг/дм3 или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия на внутреннюю поверхность днища, нижний пояс, кровлю и верх понтонов и плавающих крыш повышается на одну ступень.

В качестве электрохимического способа защиты от внутренней коррозии поверхности днища и нижнего пояса резервуаров рекомендуется применять протекторную защиту. Для защиты внешней поверхности днища и нижнего пояса резервуаров следует применять протекторы или установки катодной защиты.

Таблица 5 — Способы защиты от коррозии металлических конструкций

Степень агрессивного

воздействия среды на

конструкции

Способы защиты несущих конструкций из

углеродистой и низколегированной стали

1

2

Неагрессивная

окрашивание лакокрасочными материалами группы I

Слабоагрессивная

а) горячее цинкование t= (60−100) мкм;

б) газотермическое напыление цинка t = (120−180) мкм или алюминия t = (200−250) мкм;

в) окрашивание лакокрасочными материалами I, II и III групп;

г) изоляционные покрытия (для конструкций в грунтах)

Среднеагрессивная

а) горячее цинкование t = (60−100) мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами II и III групп;

б) газотермическое напыление цинка или алюминия t = (120−180) мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами II, III и IV групп;

в) окрашивание лакокрасочными материалами II, III и IV групп;

г) газотермическое напыление цинка t = (200−250) мкм или алюминия t = (250−300) мкм;

д) изоляционные покрытия совместно с электрохимической защитой (для конструкций в грунтах);

е) электрохимическая защита в жидких средах и донных грунтах;

ж) облицовка химически стойкими неметаллическими материалами

Сильноагрессивная

а) газотермическое напыление цинка или алюминия t = (200−250) мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами группы IV;

б) изоляционные покрытия совместно с электрохимической защитой (для конструкций в грунтах);

в) электрохимическая защита (в жидких средах);

г) облицовка химически стойкими неметаллическими материалами;

д) окрашивание лакокрасочными материалами IV группы

Электрохимзащиту резервуаров следует проектировать с определением на начальный и конечный периоды эксплуатации следующих параметров:

для установки катодной защиты — силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций, а также сопротивления анодных заземлителей;

для протекторных установок — силы защитного тока и сопротивления протекторов.

Требования к системе пожаротушения резервуаров и резервуарных парков

Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков является составной частью системы пожаротушения НПС.

Для группы наземных резервуаров объемом 5000 м3 и более должна предусматриваться стационарная система автоматического или подслойного пожаротушения.

В резервуарных парках при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожаров передвижной пожарной техникой.

Система автоматического пенного пожаротушения включает резервуары для воды, насосную станцию, узлы управления, пенообразователи, генераторы пены с питающими и распределительными трубопроводами для подачи раствора пенообразователя в резервуары, средства автоматизации. Для резервуаров вместимостью более 5000 м3 должно быть не менее двух подводящих пенопроводов.

Стационарная система пенного пожаротушения (неавтоматическая) состоит из резервуаров для воды и пенообразователя, насосной станции и сетей растворопроводов с пожарными гидрантами. Средства автоматизации этих систем должны обеспечивать включение резервных насосов в случае отключения работающих или необеспечивания необходимого напора.

К передвижным относятся системы пожаротушения, в которых все оборудование и материалы для подачи пены доставляются к месту пожара с помощью пожарных машин.

Схема управления системой автоматического тушения пожаров должна обеспечивать:

автоматическое обнаружение и сообщение о пожаре;

заданное время срабатывания;

заданную интенсивность подачи не ниже нормативной в течение времени действия согласно нормативной документации, утвержденной в установленном порядке;

прочность и герметичность пенопроводов при пробном давлении 1,5 МПа (15 кгс/см2).

Наземные стальные резервуары объемом 5000 м3 и более должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения. Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения — оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющего кольцо орошения с сетью пожарного водопровода.

При охлаждении резервуара передвижной пожарной техникой подача воды на орошение резервуара осуществляется пожарными стволами, присоединенными к пожарному водопроводу высокого давления, или с использованием пожарных автомобилей (мотопомп) из пожарных гидрантов или пожарных емкостей (водоемов).

Система предупреждений аварий и повреждений

Элементами системы предупреждений аварий и повреждений являются визуальные и специальные автоматизированные методы.

Визуально перелив, возгорание, выход нефти на поверхность земли и прочие ситуации обнаруживаются при обходе и осмотре обслуживающим персоналом резервуаров и резервуарных парков.

Основными параметрами, контролируемыми специальными автоматизированными методами, являются:

предельные уровни нефти в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте резервуара);

аварийный максимальный уровень нефти;

повышение температуры в резервуаре до пороговой температуры возгорания).

Для автоматического контроля предварительно устанавливаемого верхнего и нижнего предельных уровней нефти в резервуаре используют сигнализаторы уровня различных модификаций, принцип действия которых основан на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля.

При достижении максимального аварийного уровня нефти в резервуаре на операторном щите появляется светозвуковой сигнал, обязывающий оператора совместно с диспетчером принять меры к снижению взлива до оперативного верхнего уровня.

Все резервуары с нефтью должны быть оборудованы первичными датчиками сигнализации возгорания, устанавливаемыми на крыше или на стенке по периметру резервуара.

Использование резервуаров по назначению

Эксплуатационная документация

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующая эксплуатационная документация:

паспорт резервуара (Приложение);

градуировочная таблица на резервуар (Приложение);

технологическая карта эксплуатации резервуара;

журнал текущего обслуживания;

журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического электричества;

схема нивелирования основания, акты, протоколы по нивелировке окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации;

схема молниезащиты и защиты от статического электричества;

акты на замену оборудования;

технологические карты производственных ремонтов.

Технологическая карта

До заполнения резервуаров и подключения их в технологический процесс транспортировки нефти составляется технологическая карта эксплуатации резервуаров. Технологическая карта разрабатывается режимно-технологической службой, входящей в один из отделов филиала (службу эксплуатации, главного механика, товаро-транспортный отдел).

Технологическая карта эксплуатации резервуаров составляется с учетом:

требований нормативных и руководящих документов;

данных о характеристиках резервуаров и их оборудования;

технического состояния резервуаров;

схем перекачки нефти, высотных отметок резервуаров и откачивающих агрегатов;

свойств нефти;

диаметра и протяженности трубопроводов технологической обвязки на участке «резервуары — насосная»;

производительности трубопровода и количества резервуаров, подключаемых к данному трубопроводу;

температуры воздуха и т. д.

Технологическая карта эксплуатации резервуара должна отражать наиболее вероятные условия его работы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

Схемы перекачки

Нефтеперекачивающие станции, оснащенные резервуарами, осуществляют перекачку нефти по нефтепроводам в зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров:

«через резервуары»;

«с подключенными резервуарами»;

«из насоса в насос».

При перекачке «через резервуары» нефть принимается поочередно в один или группу резервуаров станции, подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров. Схема перекачки «через резервуары» применяется для учета перекачиваемой нефти, при последовательной перекачке, ухудшении сортности.

При схеме перекачки «с подключенными резервуарами» резервуары служат для компенсации неравномерности подачи нефти предыдущей и откачки на последующую нефтеперекачивающую станцию.

При перекачке «из насоса в насос» резервуары промежуточных нефтеперекачивающих станций отключаются. Они используются только для приема нефти из трубопровода во время аварии или ремонта.

Режим эксплуатации резервуаров

Заполнение и опорожнение резервуара должно проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой (картами).

Заполнение резервуара с плавающей крышей (понтоном) условно делится на два периода:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой