Пм 01.Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ

ОАО «Газпром»

Пм 01.Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ

(базовый уровень)

МДК 01.01Раздел ПМ 2. «Оценка конструктивных особенностей, технического состояния и эксплуатация технологического оборудования объектов транспорта, хранения и распределения нефти и нефтепродуктов».

Методические указания и контрольные задания для обучающихся по заочной форме обучения специальности 131016(21.02.03) «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

 

Одобрено цикловой комиссией специальных дисциплин специальностей 130502,150411 комиссией нефтегазовых технологий специальностей 131016, 151031   Протокол № _____ от «___» ____ 2014 г.   Председатель _______С.Н. Савеня

Методические указания составлены в соответствии с рабочей программой профессионального модуля ПМ01 по специальности 131016 «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»   Зам директора по УР ____________ В.В. Новиков «____» ___________ 2014 г.

 

Автор:	Мирошникова Н.П. – преподаватель специальных дисциплин НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти» ОАО «Газпром»
Рецензенты:	Грушевская В.П.–., преподаватель специальных дисциплин НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти» ОАО «Газпром»
	Журилова Л.А.– к.т.н., доцент кафедры «Теплогазоснабжение и вентиляция» ФГБОУ ВПО Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет

 

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Методические указания для студентов заочной формы обучения ПМ «Технологическое оборудование ГНП и ГНХ» МДК01.01Раздел 2. «Оценка конструктивных особенностей, технического состояния и эксплуатация технологического оборудования объектов транспорта, хранения и распределения нефти и нефтепродуктов».Тема 2.1«Технологическое оборудование нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов» составлены на основании рабочей программы профессионального модуля (далее рабочая программа) – является частью примерной основной профессиональной образовательной программы в соответствии с ФГОС по специальности СПО 131016(21.02.03) Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ (базовая подготовка) в части освоения основного вида профессиональной деятельности (ВПД): обслуживание и эксплуатация технологического оборудования и соответствующих профессиональных компетенций (ПК):

1. Осуществлять эксплуатацию и оценивать состояние оборудования и систем по показаниям приборов.

2. Рассчитывать режимы работы оборудования.

3. Осуществлять ремонтно-техническое обслуживание оборудования.

4. Выполнять дефектацию и ремонт узлов и деталей технологического оборудования.

С целью овладения указанным видом профессиональной деятельности и соответствующими профессиональными компетенциями обучающийся в ходе освоения профессионального модуля должен:

иметь практический опыт:

-эксплуатации и оценки состояния оборудования и систем по показаниям приборов;

-расчета режимов работы оборудования;

-осуществления ремонтно-технического обслуживания;

-дефектации и ремонта узлов и деталей технологического оборудования.

уметь:

-читать и чертить кинематические и технологические схемы основного оборудования газонефтепроводов и вспомогательных систем;

- проводить испытания насосных установок;

-выполнять дефектацию узлов и деталей технологического оборудования;

-определять вид ремонта и производить расчеты основных показателей технического обслуживания и ремонта насосов;

 

знать: устройство машин и оборудования для транспорта, хранения и распределения нефти и нефтепродуктов;

-методы регулирования насосов и компрессорных машин;

-основы термодинамического расчета режимов работы оборудования

-технологию ремонта узлов и деталей оборудования, методы ремонтно-технического обслуживания, определения и устранения неисправностей нефтегазового оборудования;

-источники загрязнения окружающей среды на перекачивающих станциях;

-дефекты конструкций, машин и оборудования

В результате изучения материала студенты должны приобрести не­обходимые знания по конструкции основных типов насосов, систем, обеспечивающих их работу; знания основных принципов рациональнойэксплуатации оборудования.

В целях закрепления материала и привития навыков самостоятельной работы предусматривается проведение практических занятий па современных установках, оборудовании и системах, применяемых па НПС. нефтебаз и АЗС.

Изучаются вопросы рациональной эксплуатации и ремонта оборудования НПС, а также методики расчета различных систем станции.

В результате изучения материала обучающиеся должны приобрести не­обходимые знания по конструкции основных типов насосов, систем, обеспечивающих их работу; знания основных принципов рациональной эксплуатации насосов, оборудования, их техническому обслуживанию. Изучаются вопросы рациональной эксплуатации и ремонта оборудования НПС, нефтебаз и АЗС,а также методики расчета различных систем.

Программа предусматривает изучение устройства, размещения и функ­ций оборудования нефтеперекачивающих станций, нефтебаз и АЗС. Особое вниманиеуделяется изучению конструкций различных типов насосов, оборудования, их техническому обслуживанию, систем, обеспечивающих их работу; знания основных принципов рациональнойэксплуатации оборудования.

В целях закрепления материала и привития навыков самостоятельной работы предусматривается проведение практических занятий па современных установках, оборудовании и системах, применяемых на НПС, нефтебазах и АЗС.

При выполнении расчетов необходимо приучать к использованиюсуществующей НТД, справочно-технической и периодической литературы, а также при проведении учебных занятий использовать модели, макеты, схемы, фильмы, тренажеры, АОС.

В процессе изучения предмета рекомендуется проведение практи­ческих занятий на предприятии.

Количество часов на освоение Раздела 2 программы профессионального модуля. Всего: максимальной учебной нагрузки обучающегося-108час, включая производственную практику по модулю- 144 час. По данному разделу2 МДК01.01 предусматривается проведение промежуточной аттестации в форме экзамена и выполнении домашней контрольной работы.

 

 

1.Тематический план.

Наименование разделов профессионального модуля (ПМ), междисциплинарных курсов (МДК) и тем	Содержание учебного материала, лабораторные работы и практические занятия, самостоятельная работа обучающихся, курсовая работ (проект)
МДК 1 Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Тема 2.1 Технологическое оборудование нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов	Содержание
	Назначение и виды нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов. Технологические процессы на НПС. Технологическая схема НПС
	Основное оборудование на НПС магистральных нефтепроводов. Насосы, применяемые на НПС. Требования к насосам магистральных трубопроводов.
	Вспомогательное оборудование насосных станций: насосы систем охлаждения и смазки, компрессоры пневмосистемы
	Резервуарные парки на НПС. Конструкции и оборудование стальных вертикальных резервуаров. Оборудование резервуаров для светлых и тёмных нефтепродуктов. Дыхательная арматура. Диски – отражатели. Приёмно-раздаточное устройство.
	Наливные устройства НПС. Классификация сливо-наливных эстакад. Оборудование сливо-наливных эстакад. Способы налива нефтепродуктов и нефти.
	Учет нефти и нефтепродуктов на НПС. Методы определения массы нефтепродуктов. Оборудование для учёта массы нефти и нефтепродукта.
	Эксплуатация основного оборудования на НПС. Режимы работы центробежных насосов. Обслуживание насосов в процессе эксплуатации. Подготовка насосов к пуску. Пуск насосного агрегата. Уход в процессе эксплуатации. Основные неисправности в работе насоса.
	Эксплуатация резервуаров на НПС. Правила эксплуатации. Периодическая зачистка резервуаров. Подготовка к паводку и зиме. Контроль за состоянием и техническое обслуживание.
	Ремонт основного оборудования НПС. Виды ремонта центробежных насосов. Содержание работ текущего и капитального ремонта насосов. Ремонт резервуаров на НПС Причины нарушения прочности резервуаров. Виды ремонтов резервуаров. Методы ремонта основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров.
Практические работы
	Определение объема резервуарного парка промежуточной НПС
	Подбор оборудования резервуара
	Определение оптимальных размеров резервуара
	Механический расчет резервуара
	Расчет стенки резервуара на прочность
	Расчет стенки резервуара на устойчивость
	Предварительный выбор толщин поясов резервуара
Тема2.2 Технологическое оборудование объектов хранения и распределения нефти и нефтепродуктов	Содержание
	Общие сведения о хранении и распределении нефти и нефтепродуктов. Классификация нефтебаз и технологические процессы на нефтебазах. Объекты нефтебаз и их размещение.
	Приемные и раздаточные устройства для нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Способы и средства доставки нефтепродуктов на нефтебазы. Сливоналивные устройства для транспортных средств: железнодорожный транспорт, водный транспорт, автомобильный транспорт.
	Резервуары и резервуарные парки нефтебаз. Конструкции резервуаров, применяемых на нефтебазах. Оборудование резервуаров. Требования к размещению резервуаров.
	Насосное оборудование нефтебаз. Общие требования к устройству продуктовых насосных станций. Насосы, применяемые на нефтебазах. Характеристики насосов нефтебаз.
	Эксплуатация насосов на нефтебазах Центробежные насосы: подготовка к пуску, пуск, остановка, аварийная остановка. Характерные неисправности в работе центробежных насосов и способы их устранения. Поршневые насосы: подготовка к пуску, пуск, остановка, аварийная остановка. Характерные неисправности в работе поршневых насосов и способы их устранения.
	Технологические трубопроводы нефтебаз. Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация
	Эксплуатация технологического оборудования нефтебаз Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков. Правила эксплуатации.
	Зачистка резервуаров. Подготовка резервуаров к паводку и зиме. Контроль за состоянием и техническое обслуживание резервуаров.
	Характеристика и виды автозаправочных станций (АЗС) Назначение и типы АЗС. Производственные операции на АЗС: прием нефтепродуктов; хранение нефтепродуктов; отпуск нефтепродуктов; замер уровня и отбор проб в горизонтальных резервуарах АЗС
	Технологическое оборудование АЗС: резервуары, топливораздаточные колонки.
	Количественный учет нефтепродуктов на АЗС Приборы и системы учета нефтепродуктов. Средства измерения нефтепродуктов: объемно-массовый метод, массовый метод, гидростатический метод.
Практические занятия
	Определение вместимости резервного парка АЗС
	Определение конструктивных особенностей технологического оборудования на стационарной АЗС
	Определение конструктивных особенностей топливораздаточной колонки на АЗС
Самостоятельная работа при изучении раздела ПМ 2 Систематическая проработка конспектов занятий, учебной и нормативной литературы. Подготовка к практическим работам с использованием методических рекомендаций преподавателя, отчетов и подготовка к защите практических заданий. Самостоятельное изучение заданных тем, составление конспектов, таблиц, вычерчивание схем.
Примерная тематика домашних заданий Характерные неисправности и методы ремонта центробежных насосов Техническое обслуживание и ремонт задвижек на нефтеперекачивающей станции Характерные дефекты резервуаров и технологии их устранения Потери нефтепродуктов на АЗС и пути их сокращения Потеря качества нефтепродуктов на АЗС Балансировка ротора насоса Центровка валов насосных агрегатов Пересчет характеристик центробежных насосов на нефтебазах Отбор проб нефтепродуктов на АЗС Восстановление качества нефтепродуктов на АЗС Резервуары нефтебаз и их оборудование Насосы, применяемые на нефтеперекачивающих станциях Насосы, применяемые на нефтебазах Сливо-наливные устройства для транспортных средств

III. СОДЕРЖАНИЕ

Насосы, применяемые на НПС. Требования к насосам магистральных трубопроводов.

Методические указания:

При изучении данной темы необходимо знать типы основных и подпорных насосов, их конструкцию. Изучить привод насосов и их технико-экономическую характеристику.

 

Вопросы для самопроверке: I

1. Перечислите виды нефтяных магистральных насосов.

2. Схемы соединения насосов.

3. Что необходимо делать для улучшения всасывающей способности насоса?

4. Размещение насосов и электродвигателей в помещениях насосных.

5. Назначение основных и подпорных насосов.

6. Особенности конструкции основных насосов.

7. Типы приводов и их характеристика.

8. Конструкции подпорных насосов.

 

3 .Вспомогательное оборудование насосных станций.

Резервуарные парки на НПС.

Режимы работы центробежных насосов. Обслуживание насосов в процессе эксплуатации. Подготовка насосов к пуску. Пуск насосного агрегата. Уход в процессе эксплуатации. Основные неисправности в работе насоса

Методические указания:

При изучении данной темы необходимо изучить вопросы эксплуатации ЦБН: подготовку к пуску, пуск, наблюдения во время работы. Знатьосновные неисправности насосов и способы их устранения. Обратить внимание на повышение надежности и КПД насосов.

 

Вопросы для самопроверки:

1. Как осуществить пуск и остановкуЦБН?

2. Как осуществляется смазка и охлаждение насосов?

3. Основные неисправности насосов.

4. Перечислите причины, по которым насос не создает необходимого напора и подачи.

5. Объясните причины повышения вибрации и шума в насосе.

 

Правила эксплуатации. Периодическая зачистка резервуаров. Подготовка к паводку и зиме. Контроль за состоянием и техническое обслуживание.

Методические указания:

При изучении данной темы необходимо знать как организуется техническое обслуживание и ремонт резервуаров па НПС, их виды.

 

Вопросы для самопроверки:

1. Виды технического обслуживания и ремонта оборудования.

2. Перечислить возможные дефекты каждого и методы их устранения.

3. Дать определение межремонтного цикла.

4. Порядок составления графика ТОР оборудования.

5. Дайте определение трудоемкости технического обслуживания

9. Ремонт основного оборудования НПС.

Виды ремонта центробежных насосов. Содержание работ текущего и капитального ремонта насосов. Ремонт резервуаров на НПС

Перечень практических работ

 

1.Определение объема резервуарного парка промежуточной НПС

2.Подбор оборудования резервуара

3.Определение оптимальных размеров резервуара

4.Механический расчет резервуара

5.Расчет стенки резервуара на прочность

6.Расчет стенки резервуара на устойчивость

7.Предварительный выбор толщины поясов резервуара.

 

Оборудование резервуаров. Требования к размещению резервуаров.

Методические указания:

При изучении данной темы необходимо изучить типы резервуаров и их техническую характеристику, оборудование резервуаров, их конструкцию, уметь рассчитать объем резервуарного парка нефтебаз и его обвалование, выбрать правильно тип резервуаров для хранения нефти, нефтепродуктов.

 

Вопросы для самопроверки:

1. Классификация резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов на нефтебазах,

2. Оборудование резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

3. Расстановка резервуаров в группах резервуарного парка НПС.

4. Определить объем резервуарного парка нефтебаз.

5. Выбор типа и количества резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов.

6. Порядок выполнения фундаментов под резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов.

Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация. Эксплуатация технологического оборудования нефтебаз

Методические указания

В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

При периодическом контроле следует проверять:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.

Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортирующих неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не позднее чем, через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).

При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:

а) провести наружный осмотр трубопровода;

б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.

При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее, чем в трех местах.

Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов;

При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания;

Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.

Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.

После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.

Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.

Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.

При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:

а) внешний осмотр;

б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей;

в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;

г) притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);

д) сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.

 

Вопросы для самоконтроля

1. Организация технического обслуживания и ремонта трубопроводов нефтебаз

2. Порядок проведения периодической ревизии технологических трубопроводов

3. Порядок проведения полной ревизии технологических трубопроводов

7. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков.

Правила эксплуатации. Зачистка резервуаров. Подготовка резервуаров к паводку и зиме. Контроль за состоянием и техническое обслуживание резервуаров.

Методические указания

В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приводила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п.

Для предохранения оснований от размыва следует обеспечивать отвод от них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность представляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или резервуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уторного уголка при его наличии).

При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов – резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт.

Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил.

При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крышки или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения их качества.

Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.

Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.

Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.

Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.

Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.

При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы:

· освобождение резервуара от нефтепродуктов;

· длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации;

· промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара;

· удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре;

· протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.

Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают металлические заглушки на прокладках.

Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4¸5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.

Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво- и пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонтным работам можно приступать после получения разрешения руководства и после уведомления местной пожарной охраны.

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения приходится на резервуары. Выделяют две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками.

Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания.

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испаре­ния жидкости.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Они пере­мещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понто­ны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней по­верхности резервуара, перемещение понтона происходит по на­правляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового по­крытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и под­нимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плаваю­щей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольце­вое пространство между диском-коробом и внутренней поверхно­стью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плаваю­щая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удале­ния дождевой воды.

Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами.

Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприёмник, к которому присоединена дренажная система.

Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.

Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.

В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и 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, прикрепленной к настилу плавающей крыши.

Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор – кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра – 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.

При изучении данной темы необходимо знать как организуется техническое обслуживание и ремонт резервуаров па НПС, их виды. Уметь составить график ТОР оборудования

При изучении данной темы необходимо знать перечень техниче­ской док

Осмотр и техническое обслуживание резер­вуаров должны проводиться в соответствии с картами техни­ческого обслуживания.

При осмотре РВС необходимо обратить внимание на сле­дующее: утечки нефти; образование трещин по сварным швам и основному металлу; появление хлопунов и вмятин; неравномерную осадку резервуара.