Устройства пожарной безопасности подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

На складах нефти и нефтепродуктов необ­ходимо предусматривать пожаротушение воз­душно-механической пеной средней и низкой кратности.

Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

Размещаемые в верхнем поясе стенки устройства для подачи пены в резервуар типа РВС и РВСП должны находиться на минимальном расстоянии от верхней кромки стенки резервуара. Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру понтонов или плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями.

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, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольца орошения резервуара разделяются на секции (полукольца, четверти), в зависимости от его расположения в группе резервуаров.

Трубопровод кольца орошения оборудуется устройствами для распыления воды, фланцевыми соединениями с заглушкой для возможности периодической их промывки и продувки. Кольца орошения закрепляются на верхнем поясе стенки резервуара не более чем на 250 мм ниже ее верхнего торца.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

Для наземных вертикальных резервуаров со стационарной крышей, тушение которых предусматривается пере­движной пожарной техникой, допускается при­менять послойный способ пожаротушения пеной низкой кратности.

В качестве пенообразующих устройств для системы пожаротушения следует применять, как правило, пеногенераторы, типов: ГПСС - для тушения в резервуарах со стаци­онарной крышей и понтоном; ГПС - для тушения в резервуарах с плаваю­щей крышей и помещениях. На резервуаре должно быть не менее двух пеногенераторов.

Пеногенераторы должны быть установлены равномерно по периметру резервуара. На ре­зервуарах с плавающей крышей расстояние по периметру резервуара между пеногенераторами (пеносливами) следует принимать не более 25 м.

 

12) Система размыва донных отложений. В процессе хранения парафинистых нефтей в резервуарных емкостях, особенно в емкостях большого объема, происходит образование и накопление донных отложений, количество которых в год составляет иногда до 1/4 полезного объема резервуаров. Наличие на днищах осадков приводит к недоиспользованию емкости нефтяных резервуаров, а также к возникновению коррозионно-опасных водяных линз под осадком, к затруднению в обследовании состояния резервуара.

Кроме снижения полезного объема резервуара, накопление донных отложений ведет к осложнению процесса эксплуатации резервуаров, к увеличению материальных затрат в системе транспорта и хранения, а в итоге к снижению технико-экономических показателей работы нефтяных резервуаров и транспортной системы в целом. Для повышения эффективности использования резервуарных емкостей необходимо сохранение полезного объема нефтяных резервуаров.

Существуют два варианта решения проблемы очистки резервуаров:

1. собственно проведение работ по очистке резервуара. Очистные работы проводятся в том случае, когда со временем осадок уплотняется и трудно поддается размыву; 2. принятие мер по предотвращению накоплению осадка, а именно, использование одного из следующих видов оборудования:

Способы очистки резервуаров и емкостей подразделяются на три вида:

ручной; механический (механизированный); механизированный с применением моющих средств.

При ручном способе очистки емкость после удаления твердых остатков пропаривают, промывают горячей (30—50 °С) водой из пожарного ствола при давлении 0,2—0,3 МПа. Промывочную воду с оставшимся нефтешламом откачивают насосом.

При механизированном способе очистки загрязненные поверхности отмывают горячей или холодной водой, подаваемой под давлением через специальные моечные машинки-гидромониторы. Механизированный способ очистки значительно сокращает время очистки, уменьшает простой резервуара, снижает объем тяжелых операций, вредных для здоровья человека, и стоимость процесса очистки резервуара. К недостаткам механизированного способа очистки следует отнести большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды, необходимость откачки загрязненной воды на очистные сооружения, сравнительно большие потери легких фракций.

Химико-механизированный способ очистки резервуаров с применением растворов моющих средствспособствует повышению качества очистки, интенсивности процесса очистки, характеризуется незначительной степенью применения ручного труда. Основными недостатками способа, ограничивающими возможности его практического применения, являются необходимость использования специального реагента и дальнейшая очистка растворов моющих средств от нефтешламов (нефтеостатков). Существуют технологии, когда в качестве моющего средства применяется нефть, в этом случае решается проблема регенерации промывочного раствора и утилизации нефтеостатков путем сбора их в системе транспорта нефти.

Размыв и удаление парафинистого осадка осуществляется раздельным или совмещенным способом.

Раздельный способ заключается в последовательном осуществлении операций заполнения резервуара через систему и последующего опорожнения его через приемо-раздаточный патрубок. В этом случае при заполнении резервуара через систему донный осадок взвешивается, а при опорожнении удаляется из резервуара.

Совмещенный способ заключается в одновременном проведении операций заполнения резервуара через систему и опорожнения его через приемо-раздаточный патрубок. В этом случае взвешивание и удаление осадка происходит одновременно.

Выбор того или иного способа предотвращения накопления и удаления парафинистого осадка зависит от особенностей проведения технологических операций приема, хранения, откачки нефти из резервуаров. Раздельный способ рекомендуется применять в тех случаях, когда перерыв между операциями приема и откачки не превышает 4—6 часов. Наибольший эффект достигается, когда размыв производится перед каждой откачкой или непосредственно в процессе откачки.

 

 

13) Количественно-качественный учет н/прод. Замер и учет производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным. При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применятется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах. По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера. Объемный метод применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Для разных операций с нефтепродуктами установлены определенные способы количественных измерений и учета. Периодически она должна пересматриваться с учетом установки нового оборудования, приборов и др.

Со всеми приборами необходимо обращаться бережно и содержать их в исправном состоянии, так как малейшее нарушение чувствительности может привести к неточностям при учете нефтепродуктов.

Для учета количества нефти и нефтепродуктов могут применяться объемные счетчики надлежащей точности.Для оперативного учета нефти и нефтепродуктов могут применяться расходомеры.

 

14) Система защиты резервуарного парка от электричества: Выполнение требований по электростатической опасности обеспечивается регламентированием показателей по ГОСТ Р 12.1.018. Для обеспечения электростатической безопасности резервуаров необходимо: 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.

Заземляющие устройства для защиты от электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования или молниезащиты. Железобетонный резервуар считается электростатически заземленным, если сопротивление в любой точке его внутренней и внешней поверхностей относительно контура заземления не превышает 107 Ом. Измерения этого сопротивления должны производиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 %, при измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности резервуара, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами.

Заземление заглубленного ЖБР должно быть выполнено путем заземления его арматуры. Технологические трубопроводы и оборудование, расположенные в резервуарном парке и на резервуарах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух местах. Плавающая крыша или понтон резервуара должны быть соединены с корпусом резервуара гибкими металлическими перемычками. При этом число перемычек должно быть не менее двух. Если понтон изготовлен из диэлектрика, защита должна осуществляться по специальному проекту. Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефти незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается. На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. Обслуживание устройств защиты от электричества должно проводиться согласно графику ППР. Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от электричества должно производиться не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта (летом - при наибольшем просыхании или зимой - при наибольшем промерзании почвы).

 

15) Узел подключения нефтебазы. " точка (узел) подключения " - место подключения устройств и сооружений на перекачивающей станции, необходимых для приема нефти от объекта нефтедобычи в магистральный нефтепровод.

Узел подключения к магистрали УМ представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма и пуска скребка. Камеры пуска скребка представляют собой устройство, предназначенное для запуска в магистраль средств очистки ее от внутренних загрязнений.

Узел подключения станции:

- узел приема-пропуска СОД - приема-запуска СОД

Задвижки узла: -секущие задвижки (обеспечивают транзит нефти) -выходные задвижки НПС (обеспечивающие запасовку и пуск СОД) -приемные задвижки НПС (обеспечивающие прием СОД и его извлечение из ТП)

 

Фильтры-грязеуловители

Фильтры – грязеуловители предназначены для защиты приборов и оборудования нефтепроводов путём очистки перекачиваемой жидкости от механических примесей, парафино - смолистых включений, посторонних предметов

Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра. Работоспособное состояние фильтров характеризуется перепадом давления на блоке фильтров. Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал (оператор) каждые два часа.

Перепад давления на блоке фильтров определяется дистанционно с помощью датчика перепада давления с унифицированным выходным сигналом. Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей.

Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе. При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения.

При выявлении оператором увеличения перепада давления на блоке фильтров-грязеуловителей на величину более чем 0,03 МПа, дежурный персонал, по согласованию с оператором, осуществляет поочередное отключение работающих фильтров задвижками на входе и выходе, чтобы в работе остался один фильтр-грязеуловитель, с целью выявления степени его загрязнения.

По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

 

17) Системы Сглаживания Волн Давления (ССВД) относятся к классу систем защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах. При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы. Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов. Наибольшее разрушающее действие оказывают на трубопровод волны повышения давления, возникающие, например, в магистральных нефтепроводах и на нефтеналивных терминалах. Причины возникновения волн давления – это быстрое закрытие задвижек или запуск или остановка, аварийная остановка насосных агрегатов.

Системы сглаживания волн давления позволяют избежать таких негативных воздействий волны давления, как:
Экологические катастрофы, связанные с разливом нефти и нефтепродуктов; Серьезное повреждение трубопроводов и их подвесок; Серьезные повреждения таких элементов трубопровода, как наливные рукава, шланги, фильтры, сильфоны и т.п. Осевое разъединение фланцевых соединений; Усталостное разрушение труб, приводящее к нарушению целостности сварных швов или образованию продольных трещин в трубах;
Нарушение соосности насосов с последующим их повреждением. Базовый состав ССВД включает исполнительный элемент - набор клапанов сглаживания волн давления; и систему управления открытием клапанов сглаживания волн давления. Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтяных трубопроводов; от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывается в специальную безнапорную емкость.
Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывают в специальную безнапорную емкость.

 

18) Регулирование давления и производительности: Регулирование давления в резервуарах производится посредством клапана дыхательного механического со встроенным огнепреградителем (далее по тексту клапан дыхательный). Он предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в вертикальном резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры.

Минимальная пропускная способность клапанов дыхательных, определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по установленным формулам. При повышенной пропускной способности также применяют клапан дыхательный.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения вертикального резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности клапана дыхательного, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.