Отчет по практике в ООО «Балтнефтепровод»

 

1 – тарелка давления; 2 – седло  давления; 3 – крышка; 4 – корпус; 5 – седло вакуума; 6 – тарелка вакуума; 7 – кожух; 8 – гибкая фторопластовая пластина

 

Рисунок 5.2 – Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС

 

Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку (3) и четыре кожуха (7) для вакуумных затворов.

При установке на резервуаре дыхательных клапанов типа КДС в качестве предохранительных применяются также клапаны типа КДС, настроенные на рабочие параметры, которые имеют запас в 10 % по сравнению с дыхательными.

Дыхательная арматура не только предотвращает разрушение резервуаров вследствие чрезмерно больших давления или вакуума, но и являются первичным средством сокращения потерь нефтепродуктов от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество углеводородной жидкости) как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефтепродуктов уменьшаются [1].

На крыше резервуара установлены также вентиляционные патрубки (рисунок 5.3) (чтобы обеспечить выдувание паров нефтепродукта из надпонтонного пространства и концентрацию углеводородов в нем меньшую, чем нижний предел интервала взрываемости).

1 – присоединительный патрубок; 2 – огневой предохранитель; 3 – защитный козырек

 

Рисунок 5.3 – Патрубок вентиляционный с огневым предохранителем

Они представляют собой короткую металлическую трубу, оснащенную коническим козырьком, предотвращающим попадание внутрь резервуара дождевой воды и снега.

Приемораздаточное устройство (рисунок 5.4) служит для приема и откачки нефти из нижнего (придонного) слоя в резервуаре, что позволяет увеличить полезную емкость резервуара и увеличить срок службы днища и первого пояса за счет уменьшения количества подтоварной воды [1].

1 – рассекатель; 2 – хлопушка; 3 – стенка резервуара; 4 – приемо-раздаточный патрубок; 5 – поворотная заслонка; 6 – кольцо жесткости

 

Рисунок 5.4 – Устройство приемо-раздаточное

 

Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран и монтируют протекторы на днище резервуара.

Сифонный кран (рисунок 5.5) представляет собой Г-образную трубу (3), которая через сальниковое уплотнение (2) вставлена внутрь резервуара. Нижний конец трубы (3) снабжен защитной диафрагмой (4), обеспечивающей отбор воды и исключающей загрязнение, снаружи труба снабжена пробковым краном (6). Сифонный кран устанавливается в первом поясе резервуара на высоте 350 мм от дна. С целью защиты от повреждений и атмосферных осадков сифонный кран заключен в защитный кожух (1).

 

1 – защитный кожух; 2 – сальниковое  уплотнение; 3 – труба; 4 – защитная  диафрагма; 5 – поворотная ручка; 6 – пробковый кран

 

Рисунок 5.5 – Кран сифонный

 

Для удаления воды из резервуара при помощи поворотной ручки (5) труба (3) устанавливается в рабочее положение: изогнутый конец трубы опускается к днищу, и давлением столба нефтепродукта вода, скопившаяся на дне, через кран (6) вытесняется наружу. Для приведения крана в нерабочее положение трубу (3) поворачивают изогнутым концом вверх или горизонтально [1].

Для размыва донных отложений в резервуаре установлено устройство «Диоген-700». Схема представлена на рисунке 5.6, внешний вид на рисунке 5.7.

Принцип действия заключается в образовании направленной затопленной струи нефти, создаваемой пропеллером и ее углового возвратного движения над днищем резервуара. Под её действием происходит размыв накопившихся осадков, их перемешивание, при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти.

1 – стенка резервуара; 2 – днище резервуара; 3 – кольцо жесткости; 4 – электродвигатель; 5 – присоединительный фланец

 

Рисунок 5.6 – Устройство размыва донных отложений

 

 

Рисунок 5.7 – Внешний вид устройства «Диоген-700»

 

 

 

2. Оборудование для обслуживания и ремонта резервуара

 

Для указанных целей используется следующее оборудование:

-   люки-лазы;

-   люки замерные;

-   люки световые;

-   лестница.

Люки-лазы на резервуаре типа РВСП размещены в первом поясе и служат для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Кроме того, через них в резервуар доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтона и т.д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

В резервуаре типа РВСП два люка-лаза врезаны также в 3-й пояс. Они расположены диаметрально противоположно так, чтобы через них можно было осматривать и обслуживать понтон, находящийся на опорных стойках.

Замерные люки служат для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Отверстие люка имеют внутреннее кольцо из металла, не дающее искр при движении мерной ленты.

Световые люки предназначены для обеспечения проникновения солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке [1].

Замерные и световые люки монтируются на крыше резервуара. Особенностью резервуара РВСП является то, что направляющие трубы выполнены перфорированными и одна из них используется для отбора проб и измерения уровня рулеткой с лотом.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. На данном резервуаре используется лестница шахтного типа.

 

 

 

5.3 Противопожарное оборудование

 

Поскольку резервуар является объектом повышенной пожарной опасности, он в обязательном порядке оснащается противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения (применяется при возгорании соседних резервуаров). В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуаре нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Также используют систему подслойного пожаротушения.

 

5.4 Приборы контроля и сигнализации

 

Для сигнализации и контроля работы резервуаров применяются:

-   местные и дистанционные измерители уровня нефти;

-   сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;

-   дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемораздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

-   сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят ее массу в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера: «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и др., местные уровнемеры УДУ, уровнемеры радарного типа, сниженные пробоотборники типа ПСР и др.

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефтепродуктов в резервуарах. Система действует по принципу слежения за перемещением поплавка, находящегося на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка [1].

Сигнализатор уровня, предназначенный для контроля верхнего уровня нефти в резервуаре (рисунок 5.8), состоит из направляющей – трубы, диаметром 18 мм приваренной к стальному цилиндрическому корпусу с крышкой. В корпус вварен кабельный ввод. Герметичность датчика достигается резиновыми уплотнениями.

 

Рисунок 5.8 – Сигнализатор уровня

 

На направляющей датчика уровня находятся подвижный магнит и пружина. 
В направляющей находится геркон, изменяющий свое состояние (замкнут или разомкнут) под воздействием магнитного поля. Груз, подвешенный на тросе, сжимая пружину, отводит магнит вниз, и магнит не воздействует на геркон. При достижении верхнего уровня заполнения резервуара, понтон, находящийся на поверхности жидкости, поднимает груз. При этом, пружина, разжимаясь, подводит магнит к геркону, вызывая его переключение. Уровень срабатывания регулируется длиной троса.

Для отбора средних проб из резервуара применяется стационарный пробоотборник типа ПСР. Принцип действия пробоотборника основан на выделении в резервуаре столбика жидкости по всей высоте налива.

Пробоотборник типа ПСР (рисунок 5.9) состоит из трех основных узлов: пробоотборной колонны, панели управления отбором и сливом пробы (1), люка для установки пробоотборника (3). Пробоотборная колонна представляет собой две вертикально расположенные трубы: пробоотборная (2) – для заполнения нефтью и пневматическая (3) – для создания давления воздухом, соединенные системой клапанов, расположенных через каждые 1...1,5 м по высоте труб. Для отбора средней пробы ручным насосом, расположенным на панели управления, в пневматической трубе создают давление 0,3 МПа. Под действием этого давления открываются клапаны, и пробоотборная труба заполняется нефтью того состава, который имеет место на уровне расположения каждого из клапанов. После заполнения пробоотборной трубы жидкостью давление в пневматической трубе сбрасывается, клапаны закрываются, и столб пробы отсекается от жидкости в резервуаре. Далее нажатием на рукоятку слива пробы, расположенную на панели управления, нефть сливается в пробоотборную посуду.

Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР показал недостаточную надежность (засорение клапанов, коррозия сильфонов и др.). В последние годы все шире применяются пробоотборники типа «перфорированная труба». Конструктивно такой пробоотборник представляет установленную вертикально трубу с отверстиями. Диаметры и плотность их размещения по высоте трубы неодинаковы и определяются расчетом из условия, что независимо от взлива нефти в резервуаре ее отбор с разных уровней позволит получить представительную пробу [1].

1 – панель управления отбором  и сливом пробы; 2 – пробоотборная  колонна; 3 – пневматическая колонна 

 

Рисунок 5.9 – Пробоотборник ПСР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Патрулирование трассы

 

Периодичность патрулирования трассы устанавливается руководством организации, эксплуатирующей трубопровод в зависимости от местных условий и времени года. Визуальное наблюдение осуществляется:

-   воздушным патрулированием не менее 2-5 раз в 7 дней;

-  наземным патрулированием на транспортных средствах не менее 1 раза в 7 дней, а в зависимости от конкретных условий эксплуатации — ежедневно;

-   наземным патрулированием, выполняемым обходчиками ежедневно.

При патрулировании линейной части МН особое внимание должно быть уделено:

-   наличию признаков утечки нефти;

-   эрозии грунта;

-  льдообразованию на наземных частях трубопроводов и оборудования;

-   образованию промоин и размывов;

-   оползневым участкам;

-   оседанию грунта над трубопроводом;

-   оголению трубопровода;

-   пересечению трубопроводом водотоков, железных и автомобильных дорог;

- строительным и земляным работам, в т. ч. выполняемым сторонними организациями.

Основными задачами обходчика являются:

- осуществляет обход и обслуживание участков трубопровода, имеющих переходы через реки однониточного и многониточного участка трубопровода с устройствами электрической защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов, водосборников, колодцев, запорной арматуры, линии связи, сигнализации и других имеющихся на них сооружений;

-   при обнаружении утечек, нефти и нефтепродуктов, повреждений, различных нарушений в полосе отвода и в охранной зоне немедленное сообщение в РНУ и линейно-аварийную эксплуатационную службу (ЛАЭС);

-   осуществление надзора за контрольными пунктами телемеханики и объектами электрохимзащиты на обслуживаемом объекте;

-  выполняет рытье шурфов, вырубка кустарников и покос травы в полосе отвода, поправку береговых укреплений, одерновки, плетневых клеток, каменной наброски;

-  выполняет текущий ремонт сооружений закреплённого участка, колодцев, здания блок–поста;

- обслуживает закрепленный транспорт и несёт ответственность за его сохранность;

-   ведёт журнал обходчика линейного;

-   выполняет ремонт линий связи при необходимости;

-  уход за аппаратурой дистанционного контроля давления в трубопроводах пуска;

-   участвует в учебно–тренировочных занятиях;

- выполняет отдельные служебные поручения своего непосредственного руководителя.

Основными задачами бортоператора являются:

-   предупреждение возникновения аварий путем своевременного обнаружения нарушений правил охраны и эксплуатации магистральных нефтепроводов;

-   поиск и обнаружение аварий на  МН;

-   выполнение графических работ по ситуационной зарисовке участков трассы, подготовке и наладке на рабочий режим аппаратуры, необходимой для ведения наблюдения за трассой, обеспечение локализации (при возможности локализации  аварийных ситуаций).

При выполнении авиапатрулирования:

-   выявлять признаки утечки нефти, в т.ч. в местах производства работ, в охранной зоне и в непосредственной близости от нее, нарушения целостности защитных сооружений колодцев, ограждений линейных задвижек, оголенные вскрытые и размытые участки нефтепроводов, внешнее состояние воздушных переходов, состояние воздушных линий связи и вдольтрассовой ЛЭП, а также места развития оврагов, оползневых участков, изменение русла рек;

-   бортоператор должен немедленно сообщить диспетчеру и непосредственному    руководителю об обнаруженных утечках нефти, любых повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе нефтепровода или безопасности людей и находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, а также о нарушениях охранной зоны нефтепровода;