Экологическая безопасность в процессе строительства, эксплуатации нефтепровода. При строительстве либо эксплуатации парка

2.3.4 Назначение и конструкция РВС-2000м³

 

       Стальные резервуары, для хранения  нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции - в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), от формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные формы), от вида соединений листовых конструкций (сварные и клепание).

     Вертикальные  стальные резервуары в зависимости от их конструкции подразделяют по внутреннему давлению:

а) резервуары без давления (с понтоном, плавающей крышей и др.);

б) резервуары низкого давления (до 200 мм вод. ст.

и вакуум до 25 мм вод. ст);

в) резервуары повышенного давления (до 7000 мм вод. ст. и вакуум от 25 до 100 мм вод. ст).

     Резервуары  вертикальные сварные (РВС) имеют формы покрытий: конические, сферические и сфероидальные, клепаные (РВК) - конические. Стенки РВС имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык (вертикальные) и внахлестку (горизонтальные), а РВК внахлестку или встык с накладками.По вместимости РВС бывают от 100 до 30000 м³.

     Резервуары  эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60° С в зимнее время и до плюс 50° С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от климатических условий, эксплуатации и характеристики нефтепродуктов, а также с учетом максимального снижения потерь.Для хранения нефтепродуктов с температурой вспышки паров 28° С и ниже независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять: резервуары вертикальные с плавающими крышами и (при соответствующем обосновании) - с понтонами; резервуары горизонтальные цилиндрические и другие резервуары, конструкции или оборудование которых сокращают или не допускают потери нефтепродуктов от испарения.Понтоны могут быть применены с целью сокращения потерь паров нефтепродуктов как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах со щитовой кровлей и расчетным давлением в паровоздушном пространстве до 200 мм вод. ст.

     Стальные  резервуары для хранения нефтепродуктов должны соответствовать типовым проектам. В отдельных случаях по согласованию допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам. Каждый действующий резервуар должен быть постоянно оснащен полным комплектом соответствующего оборудования, предусмотренного проектом. Каждый наземный резервуар, используемый для хранения нефтепродуктов, должен иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе и значащийся в технологической схеме резервуарного парка, номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму. Для контроля давления в резервуаре на крышке светового люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

     Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефтепродукты с температурой выше 0°С (273 К), следует оснащать не примерзающими дыхательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов горизонтальных резервуаров на вертикальные и наоборот. Запорная арматура (задвижки), устанавливаемая на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45° С и ниже, независимо от температуры и давления среды, должна быть стальной.При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45° С допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже минус 30° С и рабочее давление в трубопроводе не выше 16 кгс/см².

     Основание резервуара должно быть защищено от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен беспрепятственный отвод вод с площадки рёзервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к очистным канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос должен быть покрыт сборными или монолитными бетонными плитами; по периметру откоса должен быть бетонный лоток, соединенный с канализацией. 

рисунок 15 - Резервуар вертикальный РВС-2000м³

     2.3.5 Техническое обслуживание РВС-2000м³

 

     На  предприятии, эксплуатирующем резервуары, должно быть организовано текущее обслуживание резервуаров и их оборудования. Для этого должен быть выделен квалифицированный работник, ответственный за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала текущего обслуживания резервуаров и устранение обнаруженных дефектов.

При вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. Обо всех замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, ненормальный шум в резервуаре, перелив и т.д.) должно быть немедленно сообщено руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал.

Обслуживание  оборудования резервуаров должно быть обеспечено согласно календарному графику, утвержденному главным инженером  предприятия и разработанному в соответствии со сроками "Указании текущему обслуживанию резервуаров".

Результаты  обслуживания должны быть записаны в  журнал.

За осадкой  основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение.

     У вновь сооруженных резервуаров  в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы, после стабилизации основания, следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

     Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый  ниже глубины промерзания грунта. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам упорного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале текущего обслуживания резервуара.

При появлении  трещин в швах или основном металле  днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен.

При появлении  трещин в швах или основном металле  стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

     Выявленные  дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно специально составленной технологической карте.

Визуальный  осмотр поверхности понтона должен проводиться ежемесячно, а плавающей крыши - ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз.

     В третьем поясе резервуара при  осмотре необходимо следить за тем, нет ли отпотин или нефтепродукта  на ковре понтона и в коробах, следить за плотностью прилегания затвора к стенке резервуара, к центральной стойке и кожуху пробоотборника. При каждом вскрытии, но не реже одного раза в два года понтон должен быть осмотрен на опорах согласно перечню основных проверок.

При обнаружении  на ковре понтона нефтепродукта  последний необходимо удалить и  выяснить причину неисправности. В  случае нарушения герметичности ковра понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и выведен на ремонт.

Ежеквартально необходимо проверять герметичность понтона в соответствии с "Временной инструкцией по определению герметичности понтона в металлическом резервуаре при хранении бензина".Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонтам.Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в два года.

     Капитальный ремонт резервуара должен быть проведен по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений и нефтяных остатков.

     Для оценки пригодности резервуара к  эксплуатации необходимо руководствоваться "Инструкцией по обследованию и комплексной дефектоскопии металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов" и указаниями по оценке их технического состояния.

     На  основании данных обследования должен быть составлен годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

Намеченные  к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в  титульный список капитального ремонта  предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

     Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация

     Осмотр  резервуар перед ремонтом должен быть выполнен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

Подготовка  резервуара к ремонту, ремонт и приемка  в эксплуатацию после ремонта должны быть проведены в надлежащем порядке. При обслуживании понтона нужно проверять:

а) горизонтальность поверхности понтона, герметичность коробов, наличие в них продукта;

б) нет  ли отпотевания или нефтепродукта  на центральной части понтона;

в) плотность  прилегания затвора к стенке резервуара, трубам для УДУ и ПСР или  центральной стойке;

г) надежность крепления и нет ли повреждений  проводов для отвода статического электричества.

При обнаружении  на понтоне нефтепродукта последний  удаляют и выясняют причину неисправности.

Если  это нарушение вызвано заплескиванием нефтепродукта, то необходимо исключить  возможность попадания воздушных  пробок в подводящий к резервуару трубопровод. При нарушении герметичности центральной части понтона или коробов резервуар необходимо освободить от нефтепродукта и отремонтировать. При обслуживании вертикальных резервуаров повышенного давления должна быть обеспечена горизонтальность опорных столиков под анкерный болт. Анкерные болты не должны иметь искривлений, трещин, коррозионных язв. Над гайкой должны быть свободные нитки резьбы.

     При обслуживании оборудования резервуаров  должны быть обеспечены:

а) свободный  подъем, и опускание и плотное прилегание клапана вентиля;

б) плотное  прилегание всасывающего клапана;

в) чистота  поверхности, полное сечение отверстий  и целостность сетки фильтра;

г) плотность  прилегания и целостность прокладки  горловины резервуара. 
 
 
 
 
 
 

    Часть 3

    3.1 Экологические проблемы  добычи и транспортировки  нефти 

    Основным  источником углеводородного сырья  и основным энергоносителем в России является нефть. Предприятия топливно-энергетического комплекса России, в том числе по добыче и транспортировке нефти, несмотря на снижение объемов производства, по сравнению с 1990 г, остаются крупнейшим в промышленности источником загрязнения окружающей среды. Экологические проблемы начинаются уже на стадии добычи нефтяного сырья и его транспортировки к потребителю. Ежегодно происходит более 60 крупных аварий и около 20 тыс. случаев, сопровождающихся значительными разливами нефти, попаданием ее в водоемы, гибелью людей, большими материальными потерями [1].

    Наиболее  эффективна и экономична транспортировка  нефти и газа с места их добычи по трубопроводам. Трубопроводный транспорт включает в себя комплекс различных сооружений: трубопроводы, компрессорные, насосные станции и т.д. 99,5% всего добываемого в России „черного золота” доставляется с их помощью потребителю. Сеть магистральных нефтепроводов общей протяженностью более 46 тыс. км раскинулась по стране от Восточной Сибири до западных границ страны, от Ямала до Черного моря.