Курсовой проект Эксплуатация нефтебаз и азс по дисциплине
 Скачать 1.01 Mb.
|
1.3 Эксплуатация объектов и оборудования1.3.1 Общие положенияНа нефтебазах эксплуатируется большое количество сооружений и оборудования, предназначенных для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов. При эксплуатации нефтебаз сооружения и оборудование должны соответствовать требованиям нормативных документов и находиться в исправном состоянии. Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и давлениях выше паспортных. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования на нефтебазах должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями нормативно-технических документов на эти сооружения и оборудование, "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94, "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и настоящих Правил. Для применяемого в технологическом процессе основного оборудования проектной организацией должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и техническом паспорте. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки соответствия его проекту и нормативной документации. При обнаружении в процессе технического освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативных документов, оно не должно быть допущено к эксплуатации. Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией-разработчиком (организацией-проектировщиком) этого оборудования. 1.3.2 РезервуарыВ промышленности применяется большое число стальных резервуаров различных типов и объемов без давления (резервуары с плавающей крышей и понтоном) и с давлением до 0,002 МПа (резервуары со стационарной крышей). В последние годы ЦНИИ Проектстальконструкцией разработаны проекты опытных резервуаров объемами 50 и 100 тыс. м3 и проектируются еще более крупные. Имеются стальные резервуары траншейного типа объемом до 10 тыс. м3 рассчитанные на избыточное давление 0,007 МПа. Наибольшее распространение в нашей стране получили наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы. Типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары объемом от 20 тыс. м3 до 100 м3: — со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, с высотой стенки не более 12 м; — с понтоном и плавающей крышей, без давления; — резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах (температура до 65 °С). Резервуары с оптимальными параметрами объемом от 10 до 50 тыс.м3, с высотой стенки до 18 м. На заводах резервуарных металлоконструкций при изготовлении рулонов стенки кромки листов строгаются для получения листов одинаковых размеров, например 1490х5990 мм. Таким образом, высота стенки резервуаров получается кратной 1490мм, а длина окружности (стенки) — кратной 5990 мм. Резервуары повышенного давления широкого распространения не получили. В России сооружено всего несколько каплевидных резервуаров объемом 2000 м3, рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа. Значительно чаще применяют резервуары ДИСИ (Днепропетровского инженерно-строительного института) объемом 400, 700, 1000 и 2000 м3. В общей сложности таких резервуаров, рассчитанных на избыточное давление от 0,01 МПа до 0,013 МПа, построено около 200. Основные геометрические размеры вертикальных цилиндрических и каплевидных резервуаров повышенного давления приведены в таблице 2. Резервуары повышенного давления наиболее экономичны для длительного хранения нефтепродуктов при небольшой их оборачиваемости (не более 1012 раз в год). К числу резервуаров повышенного давления относятся изотермические резервуары для хранения сжиженных газов. Обычно они представляют собой двухслойную конструкцию (резервуар в резервуаре). Для обеспечения постоянной, отрицательной температуры пространство между наружным и внутренним кольцом заполняют теплоизоляционным материалом. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,07 МПа – при конических днищах и 0,04 МПа – при плоских днищах, также являются резервуарами повышенного давления. В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в вертикальных цилиндрических резервуарах повышенного давления не требуется никаких движущихся конструкций и уплотняющих устройств, в них сохраняется возможность рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Эксплуатация таких резервуаров сравнительно проста. Рациональная область применения резервуаров этого типа – объем до 3 тыс. м3. При больших объемах усложняются конструкции крыши и анкерных устройств. Таблица 2. Резервуары повышенного давления
Таким образом, отечественное резервуаростроение охватывает большую номенклатуру резервуаров различных типов и назначений. Однако число типоразмеров, например, в пределах 5100 м3 , в нашей стране значительно меньше, чем в развитых зарубежных странах. В отношении взаимозаменяемости, применительно к большим объёмам резервуаров наша номенклатура более чёткая, чем зарубежная. Климатические условия России вызывают необходимость дифференцированного подхода к применению тех или иных типов резервуаров с учетом специфических условий их эксплуатации, значительных температурных колебаний, больших снеговых и ветровых нагрузок, сейсмических воздействий, вечномерзлых и просадочных грунтов и т.д. Например, резервуары с понтоном и со стационарной крышей по расходу стали более металлоемки (на 1520%) , чем резервуары тех же объемов с плавающей крышей. Однако в районах с большими снеговыми нагрузками или песчаными бурями приходится применять резервуары с понтоном. По аналогичным причинам в северных районах с большими снеговыми и ветровыми нагрузками в целях обеспечения устойчивости стенок резервуаров предпочтительнее резервуары высотой не 18м, а до 12 м. В дальнейшем целесообразно ограничить применение резервуаров больших объемов (50 тыс. м3 и более) в северных районах во избежание возможных хрупких разрушений. Отечественный индустриальный метод рулонирования применительно к резервуарам больших объемов в связи с ограничением толщины листов требует иногда применения новых конструктивных форм, например двухслойной или предварительно напряженной стенки, усиления бандажами и других решений. Перечисленные выше специфические условия проектирования, изготовления и монтажа, а также эксплуатации резервуаров отражаются и в методике расчета. В России за основу принят метод расчета конструкций по предельным состояниям. 1.3.3 Насосные станцииНасосные станции должны обеспечивать выполнение основных технологических операций: слив-налив нефтепродуктов из транспортных средств (железнодорожных и автомобильных цистерн, нефтеналивных судов), налив в бочки, а также выполнение вспомогательных операций (зачистку железнодорожных цистерн, резервуаров, расфасовку нефтепродуктов в мелкую тару, внутрибазовые перекачки и т.п.). Тип насосных агрегатов зависит от: — физико-химических свойств нефтепродуктов - вязкости, плотности, температуры вспышки, давления насыщенных паров и коррозионных свойств нефтепродуктов; — требуемой высоты всасывания, подачи и напора для обеспечения выполнения часовых норм слива-налива; — условий энергоснабжения (пар, электроэнергия); — класса взрывоопасности помещения; — назначения операций (грузовые, вспомогательные). Насосы для перекачки нефтепродуктов следует размещать в зданиях, на открытых площадках или под навесом (если конструкция насосов и двигателей допускают эксплуатацию на открытом воздухе). Все движущиеся части агрегата должны быть защищены надежно закрепленными ограждениями. 1.3.4 Железнодорожные эстакадыНа нефтебазе в зависимости от числа одновременно обрабатываемых железнодорожных цистерн должен быть предусмотрен одиночный, групповой или маршрутный слив-налив нефтепродуктов. Сливоналивные эстакады должны располагаться на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути. В исключительных случаях при соответствующем обосновании допускается расположение эстакад на уклоне до 1,5 %. На нефтебазах III категории односторонние сливоналивные эстакады допускается располагать на кривых участках пути радиусом не менее 200 м. Протяженность железнодорожных сливоналивных эстакад определяется в зависимости от количества одновременно обрабатываемых цистерн, но должна быть не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн. На нефтебазах I и II категорий железнодорожные пути, на которых располагаются двусторонние эстакады для маршрутного слива-налива, должны иметь, как правило, съезд на параллельный обгонный путь, позволяющий осуществлять при необходимости вывод с эстакад цистерн в обе стороны. При реконструкции или расширении действующих эстакад и невозможности обеспечения вывода цистерн в обе стороны допускается использовать предусмотренный тупиковый путь. 1.3.5 Станции налива автоцистерн, разливочные и расфасовочныеНаливные устройства для автомобильных цистерн должны размещаться на площадках, как правило, под навесами. Одиночные наливные устройства (до 3-х устройств) могут размещаться на открытых площадках. Наливные устройства размещают: — на одной площадке (под общим навесом) - для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов; — непосредственно у разливочных, расфасовочных и у сливоналивных железнодорожных эстакад (или устройств) для масел - для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120С; — с наружной стороны ограждения нефтебазы; — по требованиям технологии. Наливные устройства должны располагаться на отдельных островках, объединенных по группам нефтепродуктов. Наливной пункт (станция) для автоцистерн состоит из постов налива, на которых размещены системы налива. В зависимости от типа и объема отпуска отдельных марок (сортов) нефтепродукта рабочие места (островки) должны обеспечивать налив, как одиночных цистерн, так и автопоездов. В зависимости от объема налива на наливном пункте применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным или дистанционным управлением из операторной. На нефтебазах IV и V групп, где загрузка наливных устройств не более 60 %, допускается применение установок с местным управлением. 1.3.6 Пирсы, причалы и причальные сооруженияДля швартовки нефтеналивных судов на нефтебазах должны быть специальные причальные сооружения с гарантированными глубинами на подходах. Необходимая глубина воды у пирсов и причалов зависит от предельной осадки наиболее глубоко сидящего судна, гарантированного навигационного запаса глубины под днищем судна с учетом дифферента, связанного с его разгрузкой и погрузкой. Водные проходы к пирсам и причалам нефтебаз должны обеспечивать безопасность и беспрепятственный проход судов в течение всей навигации. В случае невозможности обеспечения гарантирования габаритов судовых ходов, они определяются на каждый день фактическим состоянием подхода. На нефтебазы возлагается поддержание установленных габаритов на водных проходах к пирсам и причалам, для чего они должны зачищаться. Для приема нефтеналивных судов используются три основных типа причальных сооружений: эстакадный пирс для швартовки с двух сторон, пирс Т-образный (Г-образный), головная часть которого расположена обычно под прямым углом к берегу, и односторонний продольный причал открытого берегового фронта. Пирсы используются на морских и озерных нефтебазах, причалы - на речных. Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормам технологического проектирования портов и пристаней на внутренних водных путях. 2. Расчет потерь нефтепродукта от испарения из резервуаров2.1 Данные для расчета Таблица 3. Исходные данные
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
