МУ Экспл и Ремонт МГ,ХГиН. Эксплуатация линейной части магистральных трубопроводов 12
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Тема 2.7 Эксплуатация и ремонт оборудования баз сжиженного газа Состав, свойства сжиженного углеводородного газа (СУГ). Источники получения СУГ. Применение СУГ. Транспорт СУГ. Хранение СУГ. Базы сжиженных газов. Газонаполнительные станции (ГНС). Методы перемещения сжиженных газов. Эксплуатация приѐмных и раздаточных парков. Эксплуатация и ремонт основного оборудования ГНС. Правила технической эксплуатации АГЗС. Методические указания В начале необходимо вспомнить что такое СУГ. Изучить состав, свойства сжиженного углеводородного газа (СУГ). Источники получения СУГ. Приме- нение СУГ. Транспорт СУГ. Хранение СУГ. Затем приступить к изучению вопроса по эксплуатации баз СУГ. 51 Как известно газонаполнительные базы (станции) сжиженного углеводородного газа (СУГ) − это стационарные хранилища для приема от поставщиков и хранения сжиженных газов и выдачи их потребителям. Организация, эксплуатирующая опас- ные производственные объекты систем газораспределения и газопотребления СУГ, обязана соблюдать положения Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Необходимо знать, что для лиц, занятых экс- плуатацией, должны быть разработаны должностные инструкции, производственные инструкции; к производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ре- монту оборудования должны прилагаться технологические схемы газопроводов и оборудования; на газопроводах указываются направления движения потока газа Тех- нологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиля- ционные системы» средства измерений, противоаварийные защиты должны ежеме- сячно осматриваться, выявленные неисправности − своевременно исправляться. Раз- борка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается по- сле их отключения и продувки инертным газом. Не допускается подтягивать крепеж- ные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и обору- довании под давлением. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и техноло- гического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, следует производить в дневное время. Обслуживание и ремонт арматуры должны произво- диться не реже одного раза в 12 месяцев. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами. Предохранительные сброс- ные клапаны должны проверяться кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже одного раза в месяц; предохранительные сбросные клапаны ре- зервуаров − не реже одного раза в 6 мес. За работой насосов и компрессоров должен осуществляться контроль. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенной ав- томатикой и блокировками с аварийной вентиляцией не допускается. Давление газа не всасывающей линией насоса должно быть на 0,1 − 0,2 МПа выше упругости насы- щенных паров жидкой фазы при данной температуре. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания. Максимальное давление газа после компрессора не должно превышать 1,6 МПа. Проверочные расчеты оборудования БСГ (ГНС) проводятся на практических занятиях по дисциплине. Необходимо ознакомиться с нормативно- правовой документацией по об- служиванию и ремонту, БСГ, АГЗС. По технологическим регламентам рас- смотреть характерные виды ремонтных работ для каждого вида объекта. Следует ознакомиться со следующей документацией: 52 − Руководство по безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением (утв. приказом Фе- деральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 778); − ГОСТ Р 54982-2012 Системы газораспределительные. Объекты сжи- женных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуата- ционная документация; − ВРД 39-1,10-064-2002 Оборудование для сжиженного природного газа. Общие технологические требования при эксплуатации систем хранения, транс- портировки и газификации; − РД 03-380-00 Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газ- гольдеров для хранения СУГ под давлением; − ПБ 12-527-03 Правила безопасности при эксплуатации автомобильных заправочных станций СУГ. Вопросы для самоконтроля 1 Назначения БСГ (ГНС). 2 Основные положения Правил технической эксплуатации БСГ. 3 Сущность технического обслуживания и ремонта БСГ. Основные тре- бования, предъявляемые к ремонту трубопроводов и оборудования. 4 Перспективная техника и технология на объектах газовой промышлен- ности. Тема 2.8 Эксплуатация хранилищ нефти и нефтепродуктов 2.8.1 Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков, нефти и нефтепродуктов, нефтебаз Нефтяные резервуары, резервуарные парки, нефтебазы. Оборудование ре- зервуаров. Эксплуатация резервуаров, резервуарных парков. Основные положения Правил эксплуатации нефтебаз. Меры по обеспечению безаварийной работы резервуарных парков в паводко- вый и зимний периоды. Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистой нефти. Особенности эксплуатации автоматизированных резервуарных парков. План ликвидации аварий в резервуарных парках. 53 Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков. Методические указания Изучение темы целесообразно начать с повторения раннее изученного материала. Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и уче- та «сырой» и товарной нефти. Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называется резервуарным парком. Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсу- точной плановой производительности. По расположению различают резервуары: наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из которых они изготовляются: металлические, железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений камен- ной соли). В России распространены наземные металлические (сварные), полу- подземные железобетонные резервуары, которые изготавливаются согласно ПБ 03-605-03. Наземные металлическими резервуары по форме бывают: − цилиндрические (в зависимости от положения в пространстве: верти- кальные, горизонтальные); − сферические; − каплевидные. Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на: − резервуары низкого давления "атмосферные" (Р изб ≤ 0,002 МПа); − резервуары с понтонами или плавающими крышами (без давления); − резервуары повышенного давления (Р изб в газовом пространстве от 0,01 до 0,013 МПа).Резервуары повышенного давления наиболее экономичны для длительного хранения нефтепродуктов при небольшой их оборачиваемости (не более 10 – 12 раз в год) − резервуары, предназначенные для эксплуатации в се- верных районах (температура до минус 65 ᵒС). Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м 3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м 3 По рисункам и чертежам рассмотреть различные конструкции резервуаров. Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. Вертикальные стальные резервуары с понто- ном (РВСП) отличаются от резервуаров вертикальных стальных (РВС) тем, что 54 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 опо- рожняется 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 опорож- нении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое про- странство 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 лест- ницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами. Дренажное устройство является одним из основных конструктивных уз- лов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализа- цию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприѐмник, к которому присоединена дренажная система. Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При экс- плуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков. Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполнен- ные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетиче- ского каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между со- бой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации. 55 В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резино- вые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и па- трубком 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, закреп- ленную 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. После изучения данных вопросов необходимо изучить тему по эксплуатации резервуаров. Нужно внимательно ознакомиться с основными положениями Пра- вил организации технического обслуживания и ремонта резервуаров. Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные пе- риодические осмотры. Задачей таких постоянных осмотров является своевре- менное 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, рас- положенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам упор- ного уголка при его наличии). Необходимо знать, что контроль технического состояния резервуаров бывает полным и частичным. Сведения о периодичности контроля технического состояния резервуаров представляются в графике плановых осмотров резервуаров. Частичный контроль выполняется без их вывода из эксплуатации и служит для предварительной оценки состояния резервуара. В его рамках производится внешний осмотр резервуара, измерение толщины и определение геометрической формы стенок, нивелирование днища, проверка состояния основания и отметки. При полном контроле резервуары выводятся из эксплуатации, опорожняются, зачищаются и подвергаются дегазации. Дополнительно выполняют: осмотр резервуа- ра изнутри, внешний осмотр понтона, неразрушающий контроль сварных соединений физическими методами, механические испытания сварных швов, химический анализ металла, проверка состояния уплотнения между понтоном и стенкой резервуара. Са- 56 мостоятельно необходимо рассмотреть вопрос составления графика плановых осмот- ров резервуаров. Затем необходимо изучить основные положения по эксплуатации ре- зервуарного оборудования. Необходимо знать, что на каждый резервуар должна быть составлена техноло- гическая карта, в которой указывают: – номер резервуара по технологической схеме; – вместимость резервуара; – высоту резервуара; – базовую высоту резервуара; – диаметр резервуара; – максимальный уровень продукта в резервуаре; – минимальный уровень продукта в резервуаре; – тип и число дыхательных клапанов; – максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара; – максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных по- догревателях. 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 резер- вуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледене- ния; систематически проверять исправность перил. При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только ост- рым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Необходимо помнить, что основные причины нарушения прочности ре- зервуаров при их эксплуатации − колебания температуры окружающей среды, гидравлическое давление налитого нефтепродукта, вызывающего горизонталь- ное кольцевое напряжение, неравномерные посадки резервуаров, знакопере- менное давление в газовом пространстве, отклонения корпуса от формы цилин- дра, дефекты в сварных швах. В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже не- значительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приво- дила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п. 57 При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на суще- ствование следующих дефектов и отклонений от нормы: неплотное опирание днища резервуара на основание; наличие пустот вследствие размыва основания атмосферны- ми осадками; погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой во- ды по контуру резервуара; наличие растительности на отмостке; трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке; отсутствие необходимого уклона отмостки. Необходи- мо знать, что наблюдения за осадкой резервуаров проводят в период гидравлического испытания и в процессе эксплуатации. Если в первые четыре года эксплуатации, когда происходит стабилизация осадки основания, отклонения от горизонтальности (высот- ная разница) наружного контура днища незаполненного резервуара объемом от 2000 до 50000 м 3 превысят плюс-минус 20 мм для двух соседних точек , плюс-минус 50 мм для диаметрально противоположных или плюс-минус 40 и плюс-минус 80 мм соот- ветственно для заполненного резервуара, то необходимо проводить ремонт оснований и фундаментов. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 4-х лет суще- ствуют свои значения отклонений. Необходимо обратить внимание на то, что нивелирование проводят в первые четыре года эксплуатации два раза в год в весенний и осенний период. При этом в первые шесть месяцев ежемесячно, а после четырех лет эксплуатации − один раз в год. 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 сто- рону 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. Изучить вопрос об организации технического обслуживания и ремонта резервуара. При этом необходимо помнить, что резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны периодически подвергаться трем видам ремонта: теку- щему, среднему и капитальному. Текущий ремонт резервуаров выполняют не реже одного раза в шесть ме- сяцев без освобождения от нефтепродукта. При этом проверяют техническое состояние корпуса, крыши резервуара, оборудования, расположенного снару- жи. Текущий ремонт предусматривает исправление мелких дефектов (подтяжка болтовых соединений, сальников; осмотр оборудования в целях выявления возможных дефектов). 58 Средний ремонт проводят на реже одного раза в два года. Он предусмат- ривает замену некоторых узлов, перебивку сальниковых уплотнений, замену прокладок. Более детально изучить перечисленные операции. Необходимо знать, как разрабатываются графики ремонта на каждый календарный год. Капитальный ремонт резервуаров проводят по мере необходимости. Сро- ки его проведения назначают исходя из результатов проверок технического со- стояния, осмотров, текущего ремонта резервуаров и оборудования. На основа- нии этих данных составляется график ремонта резервуаров с учетом обеспече- ния бесперебойной работы резервуарного парка. Капитальный ремонт проводят после опорожнения, зачистки, дегазации резервуара. Изучить более подробно, как производится опорожнение, зачистка и де- газация резервуара. Приступить к изучению методов ремонта составляющих резервуара. Необходимо помнить, что к распространенным видам повреждения оснований резервуаров является: неравномерная по площади и периметру днища осадка; местная просадка под днищем резервуара; периферийная просадка под стенкой резервуара и др. В зависимости от повреждения резервуара выбирается техно- логия его ремонта. Необходимо знать, что при капремонте резервуаров преду- сматривается следующая типовая схема: – освобождение резервуара от нефтепродукта и зачистка; – дегазация (промывка, пропарка, вентиляция); – обследование и дефектоскопия; – составление дефектной ведомости; – разработка проекта производства работ; – исправление кренов, укреплений оснований, фундаментов; – замена изношенных элементов (участков стенки, днища) покрытия; – устранение дефектов с применением огневых работ и без их примене- ния; – испытание на прочность и герметичность; – работы по нанесению защитных антикоррозионных покрытий. Необходимо знать, что наиболее часто встречающиеся случаи образова- ния дефектов в конструкциях металлических резервуаров и методы их устране- ния приведены в картах примерных исправлений дефектов, с которыми необ- ходимо ознакомиться самостоятельно. (Правила технической эксплуатации ре- зервуаров и инструкции по их ремонту). Необходимо запомнить, что контроль за качеством осуществляют с помощью: внешнего осмотра мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением сварных 59 швов; испытания швов на герметичность; проверки сварных соединений рент- гено- и гамма просвечиванием или др. физическими методами; окончательного испытания на прочность, устойчивость и герметичность. Рассмотреть самостоя- тельно каждый из вышеперечисленных вопросов. При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие рабо- ты: освобождение резервуара от нефтепродуктов; длительная пропарка и про- ветривание резервуара с целью его дегазации; промывка внутренней поверхно- сти крыши, корпуса и днища резервуара; удаление твердых отложений, могу- щих оказаться в резервуаре; протирка насухо стенок крыши и днища резервуа- ров. Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специаль- ных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на во- ду» 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 за- глушки на прокладках. Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при за- чистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резер- вуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение от 4 до 5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах об- разуются 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 при- ступать после получения разрешения руководства и после уведомления мест- ной пожарной охраны. Затем, необходимо изучить меры по обеспечению безаварийной работы резер- вуарных парков; особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосерни- стой нефти. После подробного изучения предыдущих тем, перейти к изучению особенно- стей эксплуатации автоматизированных резервуарных парков. Автоматизация позво- ляет улучшить работу резервуарных парков. Крупные резервуарные парки головных, конечных и некоторых промежуточных станций круглосуточно находятся в работе. До 10 резервуаров и более может быть занято на приеме от заводов различных сортов 60 нефтепродуктов, на откачке в трубопровод или налив, на товарных операциях, связан- ных с внутрибазовой перекачкой по исправлению технологических смесей и др. С це- лью механизации и дальнейшей автоматизации производственных и технологических процессов в резервуарных парках устанавливают электрифицированные стальные за- движки на приемо- раздаточных патрубках резервуаров и камерах переключения тех- нологических трубопроводов с устройством местного и дистанционного управления или выводом в систему программного управления; приборами ПСР, которые позво- ляют взять послойную пробу по всей высоте нефтепродукта в резервуаре без подъема обслуживающего персонала на его кровлю; уровнемеры УДУ поплавкового типа. Перейти к изучению плана ликвидации аварий в резервуарных парках. Для закрепления данной темы рассмотреть следующую нормативную докумен- тацию: – СНиП 34-02-99 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их пе- реработки; – Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 780); – Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 777). Вопросы для самоконтроля 1 С учетом каких факторов составляются графики плановых осмотров резерву- аров? 2 Основные положения Правил эксплуатации резервуарных парков, нефтебаз. 3 Содержание технологической карты на резервуар. 4 Эксплуатация резервуарного оборудования. 5 Эксплуатация резервуаров с плавающей крышей. 6 Как осуществляется контроль за осадкой основания резервуара? 7 Перечислить основные причины нарушения прочности резервуаров. 8 Виды ремонта резервуара. Перечень работ; 9 Для чего нужны карты примерных исправлений дефектов резервуаров? 10 Как осуществляется контроль качества ремонтных работ? 11 Как составляется план ликвидации аварий в резервуарных парках? 61 2.8.2 Нефтегрузовые операции на нефтебазах Правила технической эксплуатации систем слива-налива цистерн. Измерение количества и качества товарной нефти в резервуарах. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними. Методические указания При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта. Температура хранения нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 °С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов не менее чем на 15 °С. Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контро- лировать и записывать данные измерений в журнал. Налив нефтепродуктов должен осуществляться, как правило, по закрытой бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телес- копических устройств, оборудованных автоматическими ограничителями нали- ва, обеспечивающими предотвращение перелива цистерн, а также устройствами для герметизации налива с отводом паров на регенерационную установку или газосборную систему. Освобождение от остатков нефтепродукта наливных устройств и коллек- торов должно проводиться с помощью дренажных трубопроводов и самовсасы- вающих насосов или другим эффективным методом. При наливе открытой струей рисунок 1 а, струя нефтепродукта соприка- сается с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному испарению светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статического электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив открытой струей применяют ограни- ченно и только при операциях с темными нефтепродуктами. Налив закрытой струей рисунок 1 б, осуществляется путем опускания шланга до нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефтепродукта кон- тактирует с воздухом только в начале налива. Соответственно, при наливе за- крытой струей потери бензина, например, почти в два раза меньше, чем в предыдущем случае. Герметичный налив цистерн рис. 1 в, производится с помощью специаль- ных автоматизированных систем налива. Их отличительной чертой является наличие герметизирующей крышки 6, телескопической трубы 5 и линии 7 для отвода образующейся паровоздушной смеси. 62 а – налив открытой струей; б – налив закрытой струей; в – герметичный налив; 1 – цистерна; 2 – шланг; 3 – наливной стояк; 4 – коллектор; 5 – телеско- пическая труба; 6 – герметизирующая крышка; 7 – линия отвода паровоздуш- ной смеси; I – нефтепродукт; II – паровоздушная смесь. Рисунок 1 – Схема налива железнодорожных цистерн Следует знать, что технологические операции по приему и отгрузке нефтей и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 5 Пра- вил технической эксплуатации нефтебаз. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно- транспортных операций и после того, как обслуживающий персонал убедится в пра- вильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закры- вать задвижки следует плавно, без применения рычагов. Отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового простран- ства, сниженными пробоотборниками. При ручном измерении уровня нефтепродукта в резервуаре рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точ- ке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте. Отбор проб нефтепро- дуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. При отборе проб нельзя допускать пролива нефтепродуктов. Особо необходимо изучить раздел, касающийся мероприятий по предотвраще- нию потерь от испарения нефти и нефтепродуктов. Поскольку основную часть потерь нефтепродуктов при их транспортировке по трубопроводам составляют потери от испарения в резервуарах, в резервуарных парках перекачивающих станций проводят следующие мероприятия: 63 – уменьшают объем газового пространства резервуара; – уменьшают амплитуду колебаний температуры газового пространства; – улавливают пары нефтепродуктов. Необходимо подробно рассмотреть каждое мероприятие. Изучить понятие ма- лых и больших «дыханий». Для закрепления темы рекомендовано рассмотреть документацию: − ГОСТ Р 50458-92 Устройства для налива нефти и нефтепродуктов в же лезнодорожные цистерны. Общие технические требования и методы испыта- ний; – Правила технической эксплуатации систем слива-налива. Вопросы для самоконтроля 1 Основные положения Правил технической эксплуатации систем слива-налива. 2 Способы слива-налива нефтепродуктов 3 Как производится отбор проб нефтепродуктов? 4 Виды потерь от испарения и мероприятия по борьбе с испарениями. 5 Причины выхода из строя приемных и раздаточных устройств. 6 Сущность технического обслуживания приемных и раздаточных устройств. 7 Характерные дефекты оборудования и трубопроводов на ПС и нефтеба- зах. |