korzh_v_v_salnikov_a_v_ekspluataciya_i_remont_oborudovaniya

-стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые;

-железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные) (рис. 37-43).

	i	\
Рис. 37. Резервуар вместимостью	Р и с 3 8 К а п л е в и д н ы й	резервуар
75000 пудов для хранения нефти
конструкции В. Г. Шухова, 1878 г.

Рис. 39. Шаровой резервуар объёмом 600 м3 на стоечных опорах

1- узел дыхательной арматуры; 2 - поплавковый уровнемер; 3 - шлюзовая камера для замера уровня, температуры сжиженного газа и отбора проб; 4 -быстродействующая задвижка; 5 - приёмо-раздаточный патрубок;

6 - дренажный кран

108

Рис. 40. Стальной	Рис. 41. Резервуар с плавающей
	крышей
цилиндрический резервуар	а - план ребер жесткости; б - план
со щитовой кровлей
объёмом 5000 м3	верхнего настила плавающей крыши;
	в - план днища резервуара;
1 - корпус; 2 - покрытие;	1 - плавающая крыша; 2 - затвор;
3 - опорная стойка; 4 - лестница;	3 - кронштейны затвора; 4 - ребро
5 - днище	жесткости; 5 - опорные стойки;
	6 - балкон; 7 - подвижная лестница;
	8 - неподвижная лестница

102

Рис. 42. Прямоугольный сборный	Рис. 43. Цилиндрический
железобетонный резервуар	железобетонный резервуар
объёмом 2000 м3	1 - колонны; 2 - смотровой люк;
1- сборное покрытие; 2 - монолитное	3 - отверстия для вытяжной трубы;
днище; 3 - световой люк; 4 - люк-лаз;	4 - сливной люк
5 - вентиляционный патрубок;
6 - приямок

Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, ледогрунтовые и шахтные (рис. 44-45).

Рис. 44. Ледогруитовое хранилище

1 - термоизоляционный слой; 2 - дыхательный клапан; 3 - электродвигатель; 4 - ледяное перекрытие; 5 - эксплуатационный колодец; 6 - насос; 7 - ёмкость

103

1 - трубопровод для заполнения хранилища нефтепродуктом; 2 - буровая скважина; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - хранилище; 5 - насосная станция

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении от 0,07 МПа включительно и температуре до 120°С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной инспекции.

Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают вертикальные цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с плавающими крышами и понтонами; горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные.

Вопросы для самоконтроля

1.Назначение резервуаров.

2.Конструкции резервуаров.

3.На какие группы делятся резервуары?

4.Оборудование стальных резервуаров.

5.Оснащение резервуаров для хранения высоковязких нефтей.

111

2.7 Обслуживание резервуаров

На трубопроводы наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определённое обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером. Все изменения, произведённые в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего

персонала.

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:

•поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

•содержать в исправном эксплуатационном состоянии всё резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъёмные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

•проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

•не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

•обеспечить полную герметизацию кровли;

•осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;

•максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

•окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы не-

обходимо:

• поддерживать полную герметизацию системы;

106

•регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

•систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки

всборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

•утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов

взимнее время.

Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъёма (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъёма понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:

-номер резервуара по технологической схеме;

-вместимость резервуара, м3;

-высоту резервуара, м;

-базовую высоту резервуара, м;

-диаметр резервуара, м;

-максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

-минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

-тип и число дыхательных клапанов;

-максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м3/ч;

-максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством предприятия.

При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктов и повернуть в боковое положение.

106

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчётную высоту.

Вопросы для самоконтроля

1.Какие мероприятия необходимо соблюдать для сокращения потерь в резервуарах?

2.Какие данные должны входить в технологическую карту резервуара?

2.8Функции, реализуемые системой автоматики НПС

Система автоматики НПС (СА) предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Система автоматики НПС должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы нефтеперекачивающей станции и его изменения по команде оператора НПС или диспетчера РДП.

Используются следующие разновидности систем автоматики:

-система автоматики, построенная на базе релейных элементов (релейная автоматика);

-микропроцессорная система автоматики (программно-логический контроллер).

Система автоматики НПС должна выполнять следующие основные функции:

-защита оборудования НПС (сигнализация о предельном значении);

-управление оборудованием НПС;

-контроль (измерение) технологических параметров оборудования НПС;

-регулирование параметров;

-отображение и регистрация информации;

-связь с другими системами.

1.Реализация функции защиты (сигнализации)

Для реализации функции защиты или сигнализации на технологическом оборудовании устанавливается реле (сигнализатор), которое при определённом значении контролируемого параметра замыкает (размыкает) контакт, формируя тем самым сигнал, который носит называние «входной дискретный сигнал».

128

2. Реализация функции управления При реализации функции управления система автоматики формирует вы-

ходной дискретный сигнал, с помощью которого происходит включение или отключение, какого-либо оборудований.

3. Реализация функции контроля (измерения)

Для реализации функции контроля (измерения) технологических параметров на технологическом оборудовании устанавливаются преобразователи, которые преобразуют измеряемую величину в стандартный аналоговый сигнал, удобный для передачи в систему автоматики.

4. Реализация функции регулирования давления Основным методом регулирования давления является метод дросселиро-

вания. Для реализации этого метода на выходе НПС монтируются регулирующий орган (заслонка). При прикрытии заслонки давление повышается, что приводит к повышению давления на приеме НПС.

5. Реализация функции отображения Функция отображения информации реализуется в микропроцессорных

системах автоматики на экране компьютера АРМ (автоматизированное рабочее место) оператора. Система отображения позволяет оператору:

-используя стандартные мнемосимволы, формы и журналы отслеживать состояние и параметры работы оборудования, которые отображаются в реальном масштабе времени на мнемосхемах;

-давать команды управления оборудованием НПС.

6.Реализация функции связи

Функция связи обеспечивает возможность передачи информации на различные уровни, что позволяет создавать единую сетевую структуру.

2.8.1 Виды защиты НПС

На схемах автоматизации отображается:

-технологическая схема объекта;

-место расположение приборов, датчиков (преобразователей, сигнализаторов) и технологические параметры, которые они контролируют;

-объём и последовательность выполнения защитных функций системы автоматики.

Всоответствии с разделением технологического оборудования НПС по объектам, система автоматики НПС включает в себя:

-автоматику магистральных агрегатов;

128

-автоматику подпорных агрегатов;

-общестанционную автоматику;

-автоматику вспомогательных систем;

-автоматику аварийных систем (пожаротушение);

-систему автоматического регулирования давления.

Основной функцией системы автоматики НПС является обеспечение безаварийной работы объектов и оборудования магистрального нефтепровода (т. е. выполнение защитных функций).

Защитные функции системы автоматики разделяются на два вида (рис. 46):

-агрегатные защиты;

-общестанционные защиты.

К агрегатным защитам относятся:

- защиты магистрального насосного агрегата;

-защиты подпорного насосного агрегата. К общестанционным защитам относятся:

-технологические защиты, которые имеют две ступени срабатывания;

-аварийные защиты.

В зависимости от срабатывания вида защиты автоматика НПС выполняет переключения технологического оборудования в соответствии с алгоритмом.

1. Автоматизация магистрального насосного агрегата Насосный агрегат является основной частью нефтеперекачивающей стан-

ции и состоит из центробежного насоса, электродвигателя, технологического трубопровода приёмной задвижки, выкидной задвижки и обратного клапана.

Состояние насосного агрегата

Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находиться в одном из следующих состояний:

-в работе;

-в «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

-в «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготовительных работ);

-в ремонте.

АВР магистральных и подпорных насосных агрегатов - автоматическое включение резервного агрегата при отключении собственной защитой работающего агрегата.

109