Хранение нефтепродуктов. Правила хранения нефтепродуктов Правила хранения нефти и нефтепродуктов

К складам относится комплекс сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска потребителям нефти и нефтепродуктов, которые поступают (на склад к потребителю) по железнодорожному, автомобильному, водному или трубопроводному транспорту.

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах. Нефтебазы относятся к пожаровзрывоопасным объектам. Пожарная опасность этих объектов обуславливается тем, что во время производственных операций обращается большое количество ЛВЖ, ГЖ. При работе нефтебаз возможны аварийные разливы жидкостей, а также выделение паров при нормальной работе резервуаров.

Нефтебазы подразделяются:

по общей вместимости и максимальному объему одного резервуара – на категории в соответствии СНиП 2.11.03-93;

по функциональному назначению – на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов – на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные;

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов – на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовому грузообороту – на 5 классов в соответствии с ВНТП 5-95.

По годовому грузообороту нефтебазы подразделяются на 5 классов.

Классификация нефтебаз по годовому грузообороту

Термины и понятия, примененные в сНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. (Приложение1)

1. Склады нефти и нефтепродуктов - комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и. организаций (расходные склады).

В соответствии со СНиП 2.11.03-93 «СКЛАДЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ» склады по своему назначению и вместимости подразделяются на следующие категории:

Таблица 1

Общая вместимость складов нефти и нефтепродуктов определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему*.

Примечание. Номинальный объем резервуара - условная округленная величина объема, принятая для идентификации требований норм для различных конструкций резервуаров при расчетах номенклатуры объемов резервуаров, вместимости складов, компоновки резервуарных парков, а также для определения установок и средств пожаротушения. (Приложение 1 к СНиП).

При определении общей вместимости допускается не учитывать:

промежуточные резервуары (сливные емкости) у сливоналивных эстакад;

расходные резервуары котельной, дизельной электростанции общей вместимостью не более 100м 3 ;

резервуары сбора утечек:

резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел общей вместимостью не более) 100м 3 (вне резервуарного парка);

резервуары уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

Минимальные расстояния от зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов с взрывопожароопасными и пожароопасными производствами до других объектов следует принимать по табл. 2. СНиПа 2.11-03-93 в главе 2 «Генеральный план»

Таблица 2

Минимальные расстояния от зданий и сооружений

Установка для слива и налива нефти и нефтепродуктов в зависимости от способа их транспортировки может быть в виде железнодорожных сливо-наливных эстакад, сливо-наливных причалов и пирсов, а также сливо-наливных устройств для автоцистерн.

Железнодорожные сливо-наливные эстакады по конструкции представляют собой сооружения, состоящие из односторонних и двусторонних галерей с железнодорожными подъездными путями, коллекторов со сливными установками, отводными трубопроводами и дыхательными свечами (вантузами).

Пожарная опасность на эстакадах. Пожарная опасность на эстакадах для слива и налива нефти и нефтепродуктов обусловлена возможностью образования горючих паровоздушных смесей как внутри технологического оборудования (в вагонах-цистернах, сливных коллекторах, промежуточных резервуарах и т.п.), так и на прилегающей территории.

Опасность среды внутри технологического оборудования определяется рабочей температуры жидкости.

Например, температурные пределы распространения (воспламенения) пламени Ромашкинской нефти (-36,1 - -2,8 о С) создают возможность для образования горючей паровоздушной смеси внутри «дышащего» технологического оборудования даже в период нормальной его работы: зимой, весной и осенью – при неподвижном или увеличивающемся уровне жидкости, а летом – при снижении уровня жидкости.

Образование горючей концентрации на прилегающей территории связано с вытеснением паровоздушной смеси наружу из сливных коллекторов через дыхательные свечи при сливе и из внутреннего объема цистерн при наливе. Эта опасность зависит от количества вытесняемых паров и метеорологических условий, а количество вытесняемых паров зависит от свойств сливаемого продукта, его рабочей температуры, способа слива-налива и конструкции используемых сливоналивных устройств.

Верхний слив-налив по сравнению с нижним обладает повышенной пожарной опасностью вследствие неполного опорожнения цистерн при сливе и увеличенного выхода паров нефтепродуктов через открытые люки при наливе, когда образуется открытая падающая струя продукта, приводящая к разбрызгиванию жидкости и резкому увеличению скорости ее испарения.

Максимальная загазованность эстакад при проведении операций слива-налива наблюдается летом в вечерние, ночные и утренние часы в условиях полного безветрия.

При сливе и наливе легковоспламеняющихся нефтепродуктов через закрытые сливоналивные устройства опасная загазованность на эстакаде создается при скорости ветра менее 3 м/с.

Основными источниками загазованности на эстакадах являются дыхательные свечи сливных коллекторов и открытые люки железнодорожных цистерн. Однако особую опасность представляют аварии технологического оборудования, при которых возможен неизмеримо больший выход огнеопасных жидкостей. Наиболее характерными авариями на эстакадах являются повреждение цистерн с продуктами при взаимном столкновении и обрыв сливоналивных устройств при внезапном движении с места цистерн или группы цистерн, находящихся под сливом-наливом.

Специфическими источниками зажигания при проведении сливоналивных операций являются искры топок и высоконагретые поверхности тепловозов, искры механических ударов, искры трения при торможении цистерн, разряды статического и атмосферного электричества, а также тепловое проявление электрической энергии при неисправности электрооборудования.

Характерными путями распространения пожара на эстакадах могут быть сливные коллекторы, поверхность разлитого нефтепродукта, парогазовоздушные смеси (облака). Пожары на эстакадах часто сопровождаются взрывами железнодорожных цистерн и сливных коллекторов, при которых возможны выбросы горящего продукта на большие расстояния и значительное увеличение площади пожара.

Резервуарные парки . При резервуарном хранении нефти и нефтепродуктов используются стальные и железобетонные резервуары.

Наибольшее распространение получили наземные стальные резервуары типа РВС со стационарной крышей объемом от 100 до 50000 м 3 . Размеры этих резервуаров колеблются в широких пределах. Например, резервуар типа РВС-50000 при высоте 17,9 м достигает в диаметре 60,7 м.

Для хранения нефти и мазута часто используют также прямоугольные заглубленные (подземное хранение) железобетонные резервуары типа ЖБР объемом 10000 и 30000 м 3 .

Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры.

Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов является теплота прямых ударов молнии, разрядов статического электричества, искр механического происхождения, самовозгорания пирофорных отложений, а также пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и другого оборудования.

Меры пожарной безопасности.

Защиту от прямого попадания ударов молнии осуществляют устройством молниезащиты (устройство специальных приемников и токоотводов); кроме того, осуществляют заземление корпуса резервуара.

Подземные резервуары от прямых ударов молнии защищают отдельно стоящими молниеотводами.

Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и соединенных с ними трубопроводов.

Для предупреждения механических искр, образующихся при выполнении ручных операций, ремонте оборудования, замере уровня и отборе проб нефтепродуктов из резервуара используется искробезопасный инструмент и приспособления.

Для снижения опасности образования пирофорных отложений осуществляется предварительная очистка нефти от серы и сернистых соединений перед ее подачей на хранение и переработку; снижение температуры хранимого продукта; использование подземного метода хранения нефти и нефтепродуктов; антикоррозийные покрытия внутренних поверхностей емкостных аппаратов.

Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений обеспечивается уменьшение или полное исключение поступления в газовое пространство резервуаров воздуха.

Для исключения возможности возникновения пожара от искр электрооборудования, электрооборудование располагают в помещении операторной. Используют взрывозащищенное электрооборудование.

Характерные пути распространения пожара. Характерными путями распространения пожара на складах могут быть дыхательная арматура (патрубки) трубопроводы газоуравнительной обвязки резервуаров, разлившиеся нефтепродукты, горючие парогазовоздушные смеси, образующиеся при загазованности территории.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 10 минут

А А

Главные правила хранения нефтепродуктов

Хранение нефти и нефтепродуктов на нефтебазах в России регламентируют «Правила технической эксплуатации нефтебаз» (далее – Правила), утвержденные приказом номер 232 Министерства энергетики РФ в июне 2003-го года. В этих Правилах технической эксплуатации прописаны основные требования, которым должны соответствовать прием и отгрузка нефтепродуктов, хранение светлых нефтепродуктов, нефти и её темных фракций, сроки хранения нефтепродуктов и многое другое.

Настоящие Правила используются нефтебазами для составления внутренних нормативных документов и инструкций. Они обязательны для всех существующих, находящихся в процессе строительства или реконструируемых предприятий этого направления всех форм собственности. Основные положения этого нормативного документа мы и рассмотрим в этой статье.

Общие положения

Транспорт и хранение нефти и газа, а также готовых нефтепродуктов являются важными составляющими нефтяной и газовой отрасли. Хранение обеспечивается в основном нефтебазами крупного, среднего и мелкого масштаба.

Нефтебаза

Режим работы на нефтебазе устанавливается эксплуатирующей её организацией в соответствии с требованиями вышеуказанных Правил, за исполнение которых несет ответственность руководитель предприятия. Ответственным за выполнение требований настоящих Правил на нефтебазе является ее руководитель, а при выполнении отдельных технологических операций (приемка нефтепродуктов, их хранение и распределение, операции отпуска нефтепродуктов на сторону и так далее) ответственность за соблюдение вышеуказанных правил несет производитель работ.

Доставка нефтепродуктов на базу для последующего хранения и распределения может производиться с помощью любого вида транспорта: трубопроводного, железнодорожного, водного и автомобильного.

Все сооружения и здания, а также энергетическое и технологическое оборудование и вспомогательные устройства нефтебазы необходимо эксплуатировать в строгом соответствии с требованиями, разработанными при проектировании и закрепленными в проектно-эксплуатационной документации. Если в процессе монтажа, технической проверки или в процессе эксплуатации обнаружены несоответствия этим требованиям, то такое оборудование эксплуатировать нельзя.

Нефтебазы должны быть полностью укомплектованы необходимыми техническими средствами и материалами, предназначенными для локализации и ликвидации последствий аварийных ситуаций, а также для их предупреждения. Действия персонала предприятия в таких ситуациях регламентируются соответствующими планами, утвержденными руководством нефтебазы.

Надзор и текущий контроль за соблюдением Правил в установленном порядке ведет Министерство энергетики РФ.

Любая нефтебаза должна иметь в наличии и постоянно вести следующую документацию:

• техпаспорт нефтебазы;
• журнал для отражения результатов осмотров ремонта сооружений, зданий и оборудования;
• утвержденные в установленном порядке экологические нормы, регламентирующие выбросы, сбросы и складирование образующихся в процессе эксплуатации отходов;
• при наличии вентиляционных систем – паспорта на них;
• паспорта на все резервуары;
• журнал распоряжений, отражающих все внутрибазовые перекачки и приемки нефтепродуктов;
• градуировочные таблицы на резервуары;
• паспорта или формуляры на все используемое в процессе работы технологическое оборудование.

Для ликвидации возможных чрезвычайных ситуаций (паводки или аварийные разливы) на нефтебазе должен быть создан резерв материальных ресурсов, объем которых определяется специалистами на основании прогноза возможных последствий таких ситуаций.

На предприятии, обеспечивающем приемку нефтепродуктов, а также их хранение и отпуск, необходимо дополнительно вести учет товарно-материальных ценностей и учет контроля качества хранимых нефтепродуктов.

Эксплуатация базы нефтепродуктообеспечивающей организацией должна предусматривать все необходимые меры для недопущения любых загрязнений окружающей среды (почвы, природных вод и атмосферы) вредными веществами сверх установленных законодательством норм.

Источниками таких загрязнений могут быть:

• резервуары, заполненные нефтепродуктами;
• сливоналивные эстакады (как железнодорожные, так и автомобильные);
• вентиляционные системы зданий, в которых эксплуатируется технологическое оборудование (насосные станции и пункты, химические лаборатории и так далее);
• очистные сооружения разного рода (нефтеловушки, разделочные резервуары, шламонакопители, пруды-отстойники и другие);
• насосные площадки открытого типа для перекачки нефтепродуктов;
• котельные;
• недостаточная герметичность коммуникаций и оборудования;
• нефтепродуктовые пары, которые образуются в процессе испарения при хранении, отгрузке и приемке нефтепродуктов;
• продукты газовой природы, выделяющиеся вместе с дымом котельных – диоксиды азота и серы, диоксид углерода и прочие взвешенные вещества.

Для каждой конкретной нефтебазы определяются и в установленном порядке утверждаются нормы ПДВ (предельно-допустимых выбросов) в атмосферу, а также ПДС (предельно-допустимых сбросов) со сточными водами вредных веществ.

За их соблюдением на предприятии должен осуществляться постоянный контроль – либо своими силами, либо с привлечением сторонней сертифицированной организации.

Чтобы минимизировать естественную убыль хранимых нефтепродуктов, в Правилах технической эксплуатации перечислен комплекс мероприятий, выполнение которых позволяет сократить такие потери.

Ниже перечислены основные такие меры с указанием примерного процента сокращения потерь:

Чтобы предупредить потери нефтепродуктов, возникающие в результате их переливов, необходимо использовать ограничительные устройства, которые автоматически останавливают подачу нефтепродукта либо после достижения им заданного уровня налива, либо в случае разгерметизации наливныхкоммуникаций.

Нефтебаза, в зависимости от различных критериев, может быть:

• по своему назначению:

1. перевалочной;
2. распределительной;
3. базой для хранения.

Резервуарный парк

• по транспортному критерию:

1. трубопроводной;
2. железнодорожной;
3. водной;
4. глубинной (находящейся на большом расстоянии от основных транспортных путей и снабжаемой автомобильным или воздушным транспортом).

• общая вместимость и максимальный размер резервуара:

1. свыше 100 тысяч кубометров – первая категория;
2. от 20 до 100 тысяч – вторая;
3. от 10 до 20-ти тысяч (максимальный резервуар – до 5 тысяч м 3) – категория три А;
4. от 2-х до 10-ти тысяч (максимальный резервуар – до 2-х тысяч м 3) – три Б;
5. до 2-х тысяч (максимальный резервуар – до 700 м 3) – три В.

• по объему годового оборота:

1. более 500 тысяч тонн – первая группа;
2. от 100 до 500 тысяч тонн – вторая;
3. от 50-ти до 100 тысяч – третья;
4. от 20-ти до 50-ти – четвертая;
5. до 20-ти – пятая группа.

Порядок приема продукции на хранение, её отпуска и проведения прочих операций (отбор и хранение проб нефтепродуктов, внутренние перекачки и так далее) регламентируются внутренними документами предприятия в соответствии с вышеуказанными Правилами (инструкция по хранению, по приемке и т.п.).

Приемка нефтепродуктов и их отпуск на нефтебазе производится при помощи специальных устройств слива/налива:

• в ж/д цистерны – через эстакады, отдельные сливные установки или стояки;
• в нефтеналивные суда – причальным или беспричальным способом;
• в автоцистерны – через наливные станции, эстакады либо через отдельно стоящие стояки;
• в мелкую тару (бочки, бидоны и так далее) – в расфасовочных и разливочных;
• по отводам от нефтепродуктопроводов магистрального назначения.

В целях недопущения смешивания различных нефтепродуктов во время операций слива/налива каждый продукт необходимо перекачивать через отдельные сливоналивные устройства. Операции по сливу и наливу горючих и легковоспламеняющихся нефтепродуктов, которые имеют 1 и 2 класс опасности, необходимо герметизировать.

Температура отгружаемых нефтепродуктов не должна быть больше установленной стандартом.

Разогретые нефтепродукты с высокой вязкостью необходимо наливать при температурах, которые установлены правилами перевозок грузов (ж/д, водным или автотранспортом) и нормативными документами на конкретный нефтепродукт.

Резервуар горизонтальный стальной РГС-50

Максимальная скорость приема нефтепродуктов на нефтебазе и их отпуска, обеспечивающая должный уровень безопасности, зависит от:

• эксплуатационные свойства нефтепродуктов и их физические и химические характеристики;
• диаметра трубопровода;
• свойств материалов, из которых изготовлены трубы.

Эта скорость устанавливается в соответствии с рекомендациями по недопущению возникновения опасной электризации.

Все проводимые технологические операции по внутренней перекачке нефтепродуктов должны отражаться в журнале распоряжений, связанных с подготовкой к такой перекачке.

• проводить операции слива/налива на водных причалах, ж/д и автомобильных эстакадах во время грозы и при скорости ветра от 15-ти метров в секунду включительно:
• проводить иные работы на резервуарах, ж/д и автоцистернах и прочих высоких конструкциях, если скорость ветра от 12,5 метров в секунду включительно, и/или во время грозы;
• проводить слив нефтепродуктов и их налив на причале без предварительно установленных боновых заграждений, а также без приведения в полную готовность средств для борьбы с пожарами и аварийными разливами;
• выполнять погрузо-разгрузочные работы с тарными нефтепродуктами портальными и башенными кранами, а также погрузочными мостами, если скорость ветра превышает 12 метров в секунду; всеми остальными погрузо-разгрузочными средствами – от 15 метров в секунду;
• швартовка нефтеналивных судов к сливоналивным причалам, а также их бункеровка, если скорость прижимного ветра больше 7,4 метра в секунду, а отжимного – больше 10 м/с.

Проводить работы на высоте резервуаров, цистерн всех типов и прочих высоких конструкциях при наличии тумана или обледенения, разрешается только с применением дополнительных мер по обеспечению безопасности (посыпка наледей песком, присутствие дублера, устройство должного освещения, установка ограждений, наличие страховочного пояса и тому подобных мер).

Если температура окружающего воздуха ниже минус 40-ка градусов, или общие погодные условия (ветер + температура) соответствуют этому значению, то работы вне помещений проводить нельзя.

Отпуск нефтепродуктов на АЗС (автозаправочных станциях) при заправке автомобилей нормируется другими документами.

Выбор резервуаров происходит по результатам технико-экономических расчетов, которые проводятся с учетом конкретного вида нефтепродукта, условий будущей эксплуатации ёмкости и с учетом минимизации потерь хранимого продукта в результате испарения в процессе хранения.

Полуприцеп-цистерна Stokota для перевозки нефтепродуктов

Нефтепродукты различных видов и марок необходимо храниться в различных резервуарах. При эксплуатации резервуаров необходимо уделять повышенное внимание их техническому состоянию, а также исправности установленного на них оборудования, устройств для защиты от статического электричества и молниезащиты.

При хранении бензинов для минимизации потерь от испарительных процессов следует использовать понтонные конструкции резервуаров, ёмкости с плавающей крышей или резервуары, которые оборудованы газовой обвязкой. Авиационные бензины в ёмкостях с плавающей крышей хранить нельзя.

Запорные устройства резервуаров должны быть в исправном состоянии, а люки емкостей – иметь стойкие к нефтепродуктам и герметичные прокладки.

Замеры массы и уровня, а также забор проб в резервуарах, находящихся под избыточным давлением, должны проводиться без разгерметизации газового пространства при помощи допущенных к применению измерительных средств.

С целью максимального снижения потерь от испарения необходимо:

• обеспечение полной герметичности крыши резервуара;
• поддержание в нем проектного давления;
• перекачку летучих нефтепродуктов между резервуарами следует проводить только в случае крайней необходимости, и лучше – в ночное время суток;
• максимальное заполнение резервуара, в котором хранятся продукты с высокой склонностью к испарению;
• наружная поверхность резервуара должна быть покрыта отражающими материалами светлых цветов;
• теплоизолировать поверхность резервуара, в котором хранятся застывающие нефтепродукты.

Производительность опорожнения и наполнения резервуара не может превышать суммарную пропускную способность его дыхательных и предохранительных клапанов, либо патрубков для вентиляции.

При проведении операций по наполнению и опорожнению резервуаров, оборудованных плавающей крышей или металлическим понтоном, скорость движения такой крыши или понтона в вертикальной плоскости (вверх/вниз) не должна быль больше:

• для резервуаров ёмкостью до 700 м 3 – 3,5-ой метра в час;
• свыше 700 м 3 – 6-ти метров в час.

Скорость сдвига или горизонтального вращения понтонов и плавучих крыш для резервуаров объемом менее 700 м 3 не должна быть больше 2,5-ой м/ч.

Эти показатели для понтонов, изготовленных из синтетических материалов, указана в их технической документации.

В процессе хранения нефтепродуктов в резервуарных емкостях уровень подтоварной воды не должен превышать минимальный уровень, обеспечиваемый конструкцией дренажного устройства (примерно 25 миллиметров от дна).

Если температура окружающего воздуха – отрицательная, то нужно по мере необходимости производить слив из резервуара подтоварной воды, а сифонный сливной кран следует промывать нефтепродуктом и оставлять в боковом положении.

Резервуары для застывающих нефтепродуктов должны быть оборудованы теплоизоляцией и обогревателями, для обеспечения сохранения качества продукта и соблюдения правил пожарной безопасности.

Если меняется марка хранимого нефтепродукта, то резервуары следует подготовить к заполнению в соответствии с требованиями стандарта.

Резервуары вертикальные стальные для нефтепродуктов

На территории резервуарного парка не должно быть мусора, сухих листьев и травы. В случае разлива нефтепродуктов на почву его устраняют путем снятия почвенного слоя до глубины, которая должна на один – два сантиметра превышать глубину проникновения нефтепродукта. Загрязненный грунт помещается в отведенное специально для этих целей место, а полученная выемка засыпается либо чистым песком, либо свежим грунтом.

Горючие материалы на территории парка резервуаров складировать запрещено.

Вязкие и застывающие продукты нефтепереработки нуждаются в подогреве для увеличения их текучести и снижения уровня их гидравлического сопротивления.

Нефтепродукты в таре можно хранить:

• в специально оборудованных помещениях;
• на площадках под навесом;
• на открытых площадках.

Выбор метода хранения зависит от климата, вида используемой тары и физико-химических характеристик продукта.

На открытых площадках запрещено хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов, чья температура 45 градусов и меньше, а также нефтепродуктов, расфасованных в деревянную тару. Хранение легковоспламеняющихся продуктов под навесом разрешается только в исключительных случаях, если на то есть веское обоснование.

Горючие продукты, расфасованные в тару, можно хранить в подземных сооружениях глубиной один этаж.

Предприятия, на которых производится фасовка нефтепродуктов по металлическим бочкам, должны быть оснащены средствами автоматизации и механизации для обработки использованной при транспортировке тары, а также необходимым оборудованием и инструментом для мелкого и среднего её ремонта. Операции по очистке тары включают в себя:

• очистку;
• пропарку;
• промывку;
• просушку;
• окраску (после проверки на герметичность).

Новая металлическая тара должна изнутри быть покрыта маслобензостойкими и паростойкими материалами, с целью обеспечения должного уровня электростатической искробезопасности.

Погрузо-разгрузочные работы в складских помещениях и открытых площадках для хранения тарных нефтепродуктов должны обеспечиваться средствами механизации.

Капитальные хранилища для нефтепродуктов в таре должны предусматривать:

• наличие подъездных путей для автотранспорта и погрузчиков;
• эстакады для обеспечения погрузки и выгрузки тары, заполненной нефтепродуктами, из ж/д вагонов;
• вентиляционную систему, способную обеспечивать двух – трехкратный воздухообмен;
• наличие не меньше, чем двух ворот или дверей.

Окна хранилищ необходимо защитить металлическими решетками. Стекла в окнах, направленных на солнечную сторону, следует закрасить белой краской.

Полы в таких складах должны иметь негорючее покрытие и уклоны, обеспечивающие сток разлитых продуктов в спецриемники.

В хранилищах затаренных нефтепродуктов должна быть документация следующего рода:

• план склада с нанесенной на него схемой расположения штабелей и стеллажей;
• картотека на хранящиеся продукты;
• необходимый набор инструкций для персонала.

Металлические бочки должны храниться в лежачем положении, если отверстие для налива расположено на цилиндрической поверхности бочки, и в стоячем положении, если это отверстие – в дне. Штабель из бочек не должен быть выше пяти ярусов.

Хранение нефтепродуктов в металлических бочках 200л первый сорт

Нижний ярус необходимо разместить на деревянных подкладках, толщина которых – не меньше 100 миллиметров.

Порожняя тара, побывавшая в употреблении, должна перед очисткой храниться на площадках открытого типа.

Штабель из порожних бочек не должен быть выше четырех ярусов.

Их горловины необходимо закрыть пробками, а если у бочек – съемное дно, то необходимо наклеивать на них специальные прокладки, на которое уже ставиться само съемное дно, стянутое обручем.

Допускается не отапливать склады и хранилища, в которых нормами проектирования внутренняя температура не нормирована, а также если их внутренняя температура может быть отрицательной.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http :// www . allbest . ru /

• Введение
• 1. Типы резервуаров, применяемых на предприятии
• 2. Технология монтажа резервуара
• 2.1 Основные принципы организации монтажных работ
• 2.2 Подготовительные работы
• 2.3 Монтаж резервуаров
• 2.3.1 Монтаж днища резервуара
• 2.3.2 Монтаж стенки резервуара
• 3. Техническая документация
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

Быстрый рост нефтяной промышленности требует соответственного развития резервуаростроения. Многообразие нефтей и нефтепродуктов, особенности их свойств и условий хранения вызывают необходимость иметь емкости разных типов и назначений, удовлетворяющие индустриальности сооружения, экономичности, рациональности и удобств при эксплуатации. Своевременное строительство и пуск в эксплуатацию новых резервуарных парков и хранилищ, а также реконструкция существующих нефтебаз являются необходимыми условиями для обеспечения бесперебойной добычи нефти на промыслах, переработки ее на заводах и распределения готовых нефтепродуктов. Рациональные методы хранения и типы резервуаров позволяют сохранить качество нефти и нефтепродуктов и предотвратить потери и порчу их при хранении. Поэтому выбор наиболее эффективных методов хранения и конструкций резервуаров имеет важное практическое значение.

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов классифицируются в зависимости от условий установки резервуаров по отношению к планировочной отметке площадки их расположения, от вида материала, из которого изготавливаются резервуары, от формы, конструктивного решения резервуаров и их технологических параметров.

Область применения резервуаров в зависимости от сорта хранимой нефти или нефтепродуктов устанавливается главным образом в зависимости от условий взаимодействия хранимой жидкости с материалом, из которого сооружается хранилище. При этом учитывается необходимость минимального расхода металла на их возведение.

1. Типы резервуаров, применяемых на предприятии

Нефтяные резервуары по назначению подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приёма обводнённой нефти с месторождений. Технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники.

Резервуары на территории деятельности ЦДНГ-6 вблизи населенного пункта Кама-Исмагилово НПУ «Лениногорскнефть» в которые поступает обезвоженная или обессоленная нефть для последующей сдачи в магистральный трубопровод, называются товарными.

Для удобства обслуживания и сокращения длинны трубопроводной обвязки, резервуары на нефтяных месторождениях строят группами отдельно от установок. Группу сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте, обычно называют резервуарным парком, если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то её называют товарным парком.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов. Различают наземные, полуподземные и подземные резервуары. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили цилиндрические стальные наземные резервуары, реже применяются полузаглубленные или заглубленные железобетонные.

Вертикальные стальные резервуары (РВС) стандартизованы и различаются по номинальным объёмам. Так, например, резервуар РВС-1000 имеет номинальный объём 1000 м3, РВС-3000 - соответственно 3000 м3.

Основными элементами вертикального стального резервуара являются днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание - фундамент. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устанавливают кювет с уклоном в сторону канализационной сети.

Рисунок 1- Цилиндрический сварной вертикальный стальной резервуар РВС

РВС применяются для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, нефтепродуктов, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм), агрессивных химических продуктов; изотермические резервуары для хранения сжиженных газов; баки-аккумуляторы для горячей воды.

2. Технология монтажа резервуара

2.1 Основные принципы организации монтажных работ

Монтажом называется производственный процесс, связанный со сборкой и установкой оборудования, отдельных конструкций или всего сооружения, заранее изготовленного целиком или по частям. От правильной организации монтажных работ зависят сроки монтажа и его качество.

Организация монтажных работ характеризуется применением на монтаже мобильных грузоподъемных средств, укрупнением монтируемых элементов в крупные блоки и высоким качеством монтажа.

Монтаж технологических металлоконструкций является трудоёмким процессом в связи с тем, что технологические металлоконструкции обычно индивидуальные. Это обстоятельство обуславливает сложность типизации методов монтажа технологических металлоконструкций.

Организация работ по монтажу металлических конструкций разрабатывается в проекте организации строительства и в проекте производства работ. Проект организации строительства входит в виде раздела в состав проектного задания, а проект производства работ является рабочим проектом. Монтаж металлических конструкций должен производиться только по проекту производства работ или по технологическим запискам, которые составляются для монтажа отдельных мелких конструкций или оборудования.

Перед монтажом металлических конструкций необходимо закончить работы по возведению фундаментов, планировке площади, устройству постоянных и временных дорог.

Для производства монтажных работ к месту монтажа подводят электроснабжение для подключения сварочных аппаратов и монтажных кранов. Устраивают пути под краны. Вблизи монтажной площадки сооружают бытовые помещения, передвижные инструментальные склады и комнаты производителей работ. При необходимости около места монтажа устраивают площадку для складирования и укрупнительной сборки.

При монтаже технологических металлоконструкций рабочие-монтажники имеют дело со сложными тяжёлыми подъёмами, работают на большой высоте почти без ограждений, пользуются самыми различными видами монтажных приспособлений, производят работы по соединению монтажных узлов при помощи болтов или электросварки.

В этих сложных условиях вопрос безопасного ведения монтажных работ приобретает большое значение. Поэтому все вновь поступающие рабочие могут быть допущены к работе только после прохождения:

вводного (общего) инструктажа по технике безопасности;

инструктажа по технике безопасности непосредственно на рабочем месте.

2.2 Подготовительные работы

Для обеспечения безопасной работы на высоте устраивают подмости, временные площадки и люльки. Это особенно важно при монтаже металлических конструкций на большой высоте, где все соединения отдельных элементов, марок и узлов осуществляют на болтах или сваркой. Применение монтажных подмостей увеличивает стоимость монтажных работ, но зато создает безопасные условия труда монтажников. Исходя из этих условий, вытекают следующие требования, предъявляемые к подмостям:

а) необходимо устанавливать их на элементе до его подъёма;

б) они должны быть сборно-разборными, лёгкими и по возможности инвентарными; обладать достаточной прочностью и устойчивостью.

Подмости должны отвечать следующим конструктивным требованиям:

а) иметь ограждения (перила) высотой 1000мм;

б) настил следует изготовлять из металлического листа или из досок толщиной не менее 40мм;

По своему назначению различают два вида подмостей: подвесные, закрепляемые на смонтированных конструкциях, и наземные, устанавливаемые на земле и не связанные со смонтированными конструкциями.

Подвесные подмости закрепляют около мест примыкания стропильных и подстропильных ферм, подкрановых балок и других элементов к колоннам. Их крепят перед установкой самой колонны, а снимают при помощи монтажных кранов.

Подмости имеют разнообразную конструкцию. Их выполняют из уголков с деревянным или металлическим настилом. Подмости крепятся к строительным элементам крюками или другими приспособлениями.

Для производства монтажных работ применяются монтажные мачты, шевры, порталы, различные подъемники и грузоподъемные краны. В большинстве случаев от правильного выбора монтажных механизмов зависит экономическая эффектность всего монтажа. При выборе механизмов для монтажа каких-либо отдельных конструкций цеха, сооружения, галерей, эстакад или резервуаров учитывают объем и вес монтируемых конструкций, наибольшую высоту подъема отдельных элементов и необходимый вылет стрелы монтажного механизма. Только при наличии всех необходимых данных производят выбор монтажного механизма с обязательным учетом местных условий на монтажной площадке.

Для подъема металлоконструкций и их установки в проектное положение производят закрепление поднимаемых элементов к крюку грузоподъемного крана - строповку

Безопасность работ, возможность легкого оперирования с элементом при его подъеме и установке зависят от правильной строповки. Строповку выполняют при помощи стального каната - стропа. Длина стропа зависит от геометрических размеров конструкций.

Работы по строповке грузов и конструкций производят специально выделенный для этого человек - стропальщик.

а) соответствие грузоподъемности стропа весу поднимаемого груза;

б) правильность закрепления стропа;

в) возможность свободного прохода груза около близкостоящих конструкций или оборудования;

г) отсутствие людей возле поднимаемого груза.

В местах прикрепления стропа к верхнему поясу фермы, для предохранения повреждения уголков фермы и каната, под него подкладывают инвентарные подкладки.

2.3 Монтаж резервуаров

2.3.1 Монтаж днища резервуара

К монтажу днища приступают только после приемки основания резервуара и фундамента под шахтную лестницу и разметки рисок, определяющих проектное положение окраек днища резервуара по отношению к разбивочным осям и окружности резервуара. Разметка выполняется при помощи теодолита и рулетки. При сборке днища резервуара должна быть обеспечена сохранность основания (фундамента) и гидроизолирующего слоя от воздействия различных монтажных нагрузок.

Монтаж днища производится в следующей последовательности:

а) Укладывают в проектное положение окрайки, контролируя правильность их укладки с помощью разметочного приспособления, закрепленного в центре основания. По окончании сборки кольца окраек необходимо проверить:

Отсутствие изломов в стыках окраек;

Отсутствие прогибов и выпуклостей;

Горизонтальность кольца окраек;

Соответствие зазоров проектным.

При разработке технологии сборки элементов днища, имеющего кольцо окраек, должно быть предусмотрено следующее:

1 - окрайка; 2 - окрайка; 3 - гребенка; 4 - сварочный шов;

5 - частичная сварка; 6 -риска установки первого пояса

Рисунок-2 Схема сварки стыков окраек

б) Прихватывают собранное кольцо окраек и сваривают радиальные щиты в проектном положении на длине 200-250 мм в зоне расположения стенки.

Остальную часть шва между элементами окраек доваривают после сварки кольцевого шва, соединяющего стенку с днищем. Такая технология сварки позволяет снизить напряжения после сварки в кольцевом шве за счет усадки, которая компенсируется изменением зазоров между элементами окраек.

Накатывают рулон на основание и устанавливают его в положение 1 как показано на рис.10, при этом начальный участок полотнища должен быть прижат к днищу рулона.

При наличии остаточной деформации на периферийных участках центральной части днища до установки полотнища в проектное положение необходимо выполнить их правку.

в) Накатывают рулон на основание и устанавливают его в положение 1 как показано на рис.10, при этом начальный участок полотнища должен быть прижат к днищу рулона.

При наличии остаточной деформации на периферийных участках центральной части днища до установки полотнища в проектное положение необходимо выполнить их правку.

На днище резервуара наносят кольцевые риски.

Конструкция пандуса должна обеспечить сохранность формы основания и бетонного кольца во время накатывания рулонов.

г) Развертывают полотнище 1. Срезку планок следует производить по мере развертывания при натянутых канатах приспособления. Перекатить рулон в положение 4.

д) Наносят на развернутом полотнище шнуром, натертым мелом, две параллельные риски (ось монтажного стыка и риску укладки полотнища). Перемещают, при необходимости полотнище трактором так, чтобы ось монтажного стыка совпала со шнуром А-А", а концы были на одинаковом расстоянии от центра.

Для удобства укладки полотнища 2 на полотнище 1 следует приварить уголки-ограничители нахлеста, далее развертывают полотнище 2.

ж) Укладывают полотнище 2 в проектное положение, проверяют соответствие размеров днища проектным, соблюдение размеров в нахлесточных соединениях, сваривают днище в соответствии с ППР.

При наличии остаточной деформации на периферийных участках центральной части днища до установки полотнища в проектное положение необходимо выполнить их правку.

По окончании монтажа и сварки днища производят его разметку в следующей последовательности:

Фиксируют центр резервуара приваркой шайбы и наносят оси резервуара;

На днище резервуара наносят кольцевые риски:

Установки ограничительных уголков (по наружному радиусу резервуара);

Установки вертикальных листов и ребер открытого понтона;

от точки пересечения оси резервуара с кольцевой риской установки ограничительных уголков наносят радиальные риски:

Начала развертывания первого рулона;

Положения осей монтажных стыков стенки;

Наносят также риски, определяющие места расположения стоек понтона.

По этим рискам приваривают к днищу опорные плиты под стойки (кроме плит, находящихся в зоне развертывания рулонов стенки).

Центральную часть понтона монтируют после разметки днища и прихватки плит под опорные стойки в следующей последовательности:

Накатывают рулоны и развертывают их на днище резервуара;

Развернутые элементы сваривают между собой;

По окончании сборки и сварки полотнищ центральной части понтона в центре днища закрепляют разметочное приспособление, обеспечивающее точность кольцевой разметки;

Проверяют правильность расположения центральной части относительно криволинейной кромки окраек и прихватывают днища понтона к днищу резервуара.

После завершения монтажа центральной части понтона на нее переносят центр днища резервуара, закрепляют в центре разметочное приспособление и производят разметку кольцевых рисок установки подкладного листа под монтажную стойку (на 10 мм больше радиуса подкладного листа) и контроля вертикальности монтажной стойки. Кроме того, наносят риски, определяющие положение опорных стоек понтона.

2.3.2 Монтаж стенки резервуара

Установка рулонов стенки в вертикальное положение.

Перед установкой рулона стенки производят следующие подготовительные работы:

1.Подготовить площадку для роботы крана, обеспечив несущую способность площадки не менее паспортных характеристик крана.

2.Разметить место установки крана, шарнира, отметить
продольные оси крана, рулона и шарнира (схема 1).

3.Установить рулон стенки в исходное перед подъемом положение (схема 1.2), для чего:

1) установить рулон одним концом на днище резервуара, а другим - на шпальную клеть (схема 2. этап I).

2) приподнять краном нижнюю часть рулона, подвести шарнир под рулон и опустить рулон в ложе шарнира, при этом торец рулона должен плотно прилегать к вертикальной стенке ложа, а продольная ось рулона должна быть строго перпендикулярна продольной оси шарнира, рулон должен располагаться строго горизонтально;

3) Произвести строповку грузового каната через захват. К захвату прикрепить тормозной канат. Проверить перпендикулярность продольных осей рулона и трубы шарнира. Ось рулона, грузовой и тормозной канаты должны находиться в одной вертикальной плоскости.

Схема 1- Подготовка рулона к подъему.

4) закрепить шарнир к днищу приваркой наружных пластин;

5) закрепить рулон канатом шарнира, предварительно приварив приставки к рулону, натянуть канат и затянуть талрепы шарнира, приварить шарнир внутренними пластинами к днищу.

Схема-2 Установка рулона в шарнир.

4. Разметить угловой сектор и приварить его к рулону.

5. На верхний конец рулона установить захват, предварительно приварив к каркасу рулона две распорки.

6. Произвести строповку грузового каната через захват. К захвату прикрепить тормозной канат. Проверить перпендикулярность продольных осей рулона и трубы шарнира. Ось рулона, грузовой и тормозной канаты должны находиться в одной вертикальной плоскости.

7. Разметить и приварить к поддону четыре упора и установить поддон на рулоне, так чтобы он не мешал подъему.

8. Приварить к верху рулона скобу, прикрепить к ней канат, с помощью которого обмотать рулон тремя витками.

9. Перед подъемом наружную поверхность поддона обильно смазать солидолом.

резервуар нефтепродукт монтаж хранение

3. Техническая документация

1. Комплект технической документации на резервуар должен включать:

а) документацию на изготовление и монтаж резервуара;

б) эксплуатационную документацию;

в) ремонтную документацию.

Документация на изготовление и монтаж резервуара

1.1 На законченный строительством и монтажом резервуар должна быть следующая техническая документация:

а) проектно-сметная документация на резервуар и понтон;

б) паспорт резервуара;

в) заводские сертификаты на изготовление стальных конструкций;

г) документы (сертификат и прочие), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже;

д) заключение по качеству сварных соединений стенки физическим методом контроля со схемами расположения мест контроля;

е) копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, выполнявших сварку, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

ж) акт на скрытые работы по подготовке и устройству насыпной подушки под резервуар;

з) акт на скрытые работы по устройству изолирующего слоя под резервуар;

и) акт на испытание сварных соединений днища резервуара;

к) акт на испытание сварных соединений стенки резервуара керосином;

л) акт на испытание резервуара наливом водой;

м) акт на испытание сварных соединений кровли резервуара на герметичность;

н) акт на испытание резервуарного оборудования;

о) журнал сварочных работ;

р) заключение на просвечивание швов гамма-лучами только для резервуаров вместимостью 2000м3 и более, изготовленных из отдельных листов;

с) документы о согласовании отступлений от проекта при строительстве;

т) ведомость металла, израсходованного на резервуар, необходимо заполнять только для резервуаров, изготовленных из отдельных листов;

у) схема и акт испытания заземления резервуара;

ф) схема нивелирования основания резервуара;

х) акт приемки резервуара в эксплуатацию

2. Для резервуаров с понтоном или плавающей крышей кроме документов, перечисленных в п.1.1, должны быть приложены:

а) акт испытания сварных соединений центральной части днища металлического понтона или плавающей крыши на герметичность;

б) акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытания их после монтажа;

в) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

г) документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для уплотняющего затвора;

д) документы, удостоверяющие качество резинотканевого или другого синтетического материала, использованного для изготовления неметаллического ковра понтона;

е) документы, удостоверяющие качество клеев, использованных при склеивании неметаллического ковра понтона;

ж) ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона и направляющих патрубков понтона или плавающей крыши и наружного цилиндрического листа короба (борта понтона).

3. Для резервуаров повышенного давления кроме документов, указанных в п.1.1, должны быть предъявлены дополнительно:

4. Общие сведения о применяемом резервуаре РВС-2000М3

Вертикальный стальной резервуар типа РВС-2000м3 объемом 2000м3 состоит из стенки, днища и конического покрытия. Масса конструкции 59 т. днище резервуара состоит из центральной части толщиной 5 мм и окрайков толщиной 8 мм, сваренных с центральной частью на заводе. Такие окрайки называются прямыми. Резервуар предназначен для хранения нефтепродуктов (избыточное давление в газовом пространстве 200 мм. вод. ст). Для уменьшения влияния на конструкцию солнечной радиации, то есть снизить нагрев хранящегося в резервуаре нефтепродукта, стенку и покрытие окрашивают двумя слоями лака с добавлением 15% алюминиевой пудры.

Резервуар изготовлен по проекту заводом - изготовителем. Широко применяется отечественный индустриальный методы рулонирования. При этом методе значительная часть сварочно-монтажных работ и изготовление укрупненных блоков переносится в заводские условия, вследствие чего повышается качество работ.

Резервуар эксплуатируют в различных географических районах, отличающихся климатическими, грунтовыми и сейсмическими условиями.

Таблица 1 - Техническая характеристика РВС-2000м3

4.1 Назначение и конструкция РВС-2000м3

1. 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).

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 4000 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.

Резервуары горизонтальные сварные (РГС) и клепаные (РГК) имеют плоские, конические, сферические и цилиндрические днища:

Листы стенок РГС соединены встык или частично встык и внахлестку, РГК - внахлестку.

По вместимости резервуары РВС бывают от 100 до 30000 м3; РВК - от 100 до 10000 м3; резервуары РГС и РГК - от 3 до 100м3.

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.

2. 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.

3. Для хранения нефтепродуктов с температурой вспышки паров 28° С (301 К) 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.

4. 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.

5.Стальные резервуары для хранения нефтепродуктов должны соответствовать типовым проектам. В отдельных случаях по согласованию допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

6. Каждый действующий резервуар должен быть постоянно оснащен полным комплектом соответствующего оборудования, предусмотренного проектом.

7.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.

8. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

9. 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.

10. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефтепродукты с температурой выше 0°С (273 К), следует оснащать не примерзающими дыхательными клапанами.

11. Не допускается установка дыхательных клапанов горизонтальных резервуаров на вертикальные, и наоборот.

12. Запорная арматура (задвижки), устанавливаемая на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45° С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды, должна быть стальной.

При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45° С (318 К) допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже минус 30° С (303 К) и рабочее давление в трубопроводе не выше 16 МПа (ру = 25 МПа).

13.Основание резервуара должно быть защищено от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен беспрепятственный отвод вод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к очистным канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

5. Техническое обслуживание РВС-2000М3

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.

Примечание. Величины допустимых отклонений от горизонтальности наружного контура днища резервуара изложены в части II настоящих Правил.

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.

Заключение

Применение резервуаров хранения не ограничивается одной областью, потому что топливные материалы стали обязательным ресурсом при функционировании всевозможных сельскохозяйственных, промышленных, пищевых предприятий. Конструкционные варианты, которые применяются работниками при производстве емкости для нефти, допускают создание резервуаров многих моделей или же объемов. Если фирма, которая приобретает резервуары для нефти и нефтепродуктов, специализируется в переработке либо добыче нефти, тогда всевозможные емкости для этой компании в основном разрабатываются достаточно больших размеров.

В основном это вертикальные резервуары для хранения нефти с наземным монтажем, а также объемами до пяти куб.м. или же даже более.

Крайне практичными в эксплуатации довольно давно можно считать двустенные резервуары для нефти и нефтепродуктов, которые разрабатываются по индивидуальному проекту. Изготовление резервуаров выполняется таким образом, дабы стальной резервуар при любых условиях предотвращал потери нефтепродуктов. Для большей безопасности в 2-стенных резервуарах для хранения нефтепродуктов всегда пространство между сосудами наполняют определенным газом либо жидкими веществами. Регулировать давление в емкости для нефти позволяет специально созданный манометр либо специальный бачок с указателями давления.

Все резервуары для хранения нефти должны соответствовать столь важным параметрам, как устойчивость к коррозии и физическим повреждениям, герметичность, увеличенная надежность сосуда, эко безопасность, эргономичность и экономность.

Список использованной литературы

1. Закожурников Ю.А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа - ИнФолио - 2010 г. - 432 с.

2. Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа / Г.В. - Феникс - 2006 г. - 128 с.

3. Левитин Р.Е. Хранение нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах с использованием инертных газов: Диссертация / Р.Е. - Тюмень - 2008 г. - 138 c.

4. Бунчук B. A. Tранспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа: учебн. пособие/

M.: Недра, 1999 - С.232.

5. Земенков Ю.Д. Хранение нефти и нефтепродуктов: учебн. пособие/ Тюмень.: 2001 - C.347.

6. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа: учебн. пособие/

М.: Недра, 2002 - С.321.

7. Константинов Н.Н, Тугунова П.И. Транспорт и хранение нефти и газа: учебн. пособие/ Н.Н. Константинов, П.И. Тугунова.

М.: Недра, 2003 -- 248 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Основные принципы организации работ по монтажу металлических конструкций. Безопасная работа на высоте. Монтаж резервуаров для хранения нефтепродуктов, воды и других жидкостей. Техника безопасности при монтаже технологических металлоконструкций.

реферат , добавлен 19.09.2008


Изучение стандартизации, норм и правил сооружения резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов. Основы проектирования площадки и заложение фундамента вертикального стального резервуара. Сооружение стенки и крыши емкости и основного оборудования.

курсовая работа , добавлен 09.04.2014


Причины нарушения прочности резервуаров. Очистка резервуаров от парафина и механических осадков. Организация планово-предупредительного ремонта резервуаров. Осмотровой, текущий и капитальный ремонты резервуаров. Расчёт системы размыва отложений.

курсовая работа , добавлен 19.05.2012


Особенности перекачивания и хранения нефтепродуктов, основные требования к хранилищам. Типы резервуаров и их конструкции, техническая документация и обслуживание. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС, мероприятия по их сокращению.

курсовая работа , добавлен 21.06.2010


Технические средства для механизированной зачистки резервуаров. Организация работ по зачистке. Зачистка горизонтальных резервуаров механизированным способом моечной установкой УМ-1, техническое обслуживание ее установки, транспортировки и хранения.

реферат , добавлен 17.09.2016


Потери легких фракций нефти, малые и большие "дыхания" резервуаров. Устройства для борьбы с потерями нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов под слоем газа. Улавливание паров и нефтепродуктов с помощью эжектора. Снижение температуры газового пространства.

презентация , добавлен 26.06.2014


Подготовительные работы к ремонту. Способы очистки резервуаров. Ремонт оснований и фундаментов. Удаление дефектных мест без применения сварочных работ. Контроль качества ремонтных работ и испытание резервуаров. Приемка резервуаров после ремонта.

контрольная работа , добавлен 12.12.2010


Оборудование наземных резервуаров. Расчет потерь нефтепродукта из резервуара от "больших" и "малых дыханий". Сокращение потерь нефтепродукта от испарения. Применение дисков-отражателей, газоуравнительных систем, систем улавливания легких фракций.

курсовая работа , добавлен 06.08.2013


Классификация и оборудование резервуаров. Элементы и технологическая характеристика вертикального стального резервуара. Принцип работы технологического и товарного резервуаров, уровнемера Ерошкина, радарного уровнемера. Средства пожаротушения резервуара.

курсовая работа , добавлен 26.05.2015


Изучение конструктивных особенностей вертикальных цилиндрических резервуаров низкого давления для нефти и нефтепродуктов. Характеристика метода наращивания поясов резервуара. Расчёт стенки резервуара на прочность. Технология сварочных и монтажных работ.

6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

6.2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

6.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.
Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

6.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

6.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

6.6. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

6.7. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:
обеспечить полную герметизацию крыши;
поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;
осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время;
максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;
применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

6.9. Эксплуатация и обслуживание понтонов производится в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

6.10. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных , а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

6.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:
700 м3 и менее - 3,5 м/ч;
более 700 м3 - 6 м/ч.
При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.
Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

6.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

6.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

6.15. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:
обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;
поддерживать полную герметичность системы;
регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;
систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;
утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

6.17. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.18. При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

6.19. Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.
Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время - освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

6.20. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

6.21. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90°С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35°С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

6.22. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

6.23. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:
стационарные и переносные;
общие и местные;
трубчатые, циркуляционного подогрева;
паровые, электрические и др.

6.24. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С.

6.25. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - змеевиковые подогреватели.

6.26. Подогреватели должны:
обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;
обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;
быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

6.27. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

6.28. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

6.29. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

6.30. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

6.31. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.32. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

6.33. В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.
Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

6.34. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

6.35. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

6.36. Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

6.37. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

6.38. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.
Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:
слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;
хранение нефтепродуктов в резервуарах;
налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

6.40. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

6.41. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке:
через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;
к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом;
открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;
при уровне нефтепродукта 600-700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;
остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны;
остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

6.42. Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.
Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.
За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.43. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

6.44. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.
Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

6.45. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.
Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.
Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

6.47. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют нагревательные гибкие ленточные элементы.

6.48. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

6.49. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.
В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.
Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:
производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;
включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;
включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;
производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;
включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;
ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

6.51. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

6.52. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.
Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

6.53. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70-90°С. При нагреве выше 100°С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.
Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

6.54. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.55. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование - отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

6.57. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45° С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

6.58. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб.м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120°С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

6.59. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

6.60. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.
Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

6.61. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

6.62. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:
подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;
эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;
систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-кратный обмен воздуха;
не менее двух дверей (ворот).
Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.
Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.
Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.
Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.
В хранилищах должна иметься следующая документация:
план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;
картотека на хранимые нефтепродукты;
инструкции для обслуживающего персонала.

6.64. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне).
Бочки укладываются в штабели не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

6.65. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.
Количество ярусов порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

6.66. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0°С, могут не отапливаться.

6.67. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).
Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

6.68. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.
Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

6.69. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

6.70. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

Важнейшая особенность предприятий транспортирования, хранения и сбыта нефти - их органическая связь с нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностью, с одной стороны, и потребителями, с другой стороны. Она во многом определяет характер организации производственных процессов на предприятиях трубопроводного транспорта и нефтегазового хозяйства.

Поставка нефти на переработку производится преимущественно по нефтепроводам и только незначительная часть поставляется в железнодорожных цистернах.

Из общего количества производимых на нефтеперерабатывающих заводах продуктов около 67% доставляются потребителям по железной дороге, 9% - автотранспортом и 7% - водным путем. На долю продуктопроводов (для автобензинов, керосинов, дизельного топлива) приходится 17 % общего объема поставок, что явно недостаточно при относительно небольшом количестве предприятий нефтепереработки в стране.

Основной производственный процесс на трубопроводах обеспечивает транспортирование нефти, на перевалочных нефтебазах - перегрузку нефтетоваров, на распределительных нефтебазах - хранение и реализацию нефтепродуктов. Организация основного производства обусловливается различными факторами.

На нефтепроводах основной производственный процесс обеспечивает транспортирование нефти из района добычи на нефтеперерабатывающие заводы, на железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также на экспорт.

Задача продуктопровода заключается в транспортировании нефтепродуктов из района производства в район потребления (до наливных станций или нефтебаз).

Основной производственный процесс нефтебаз направлен на обеспечение потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и в установленные сроки.

Наиболее распространены на предприятиях транспортирования, хранения и сбыта нефти механизированные процессы: машинно-ручные или чисто машинные (например, перекачка нефти при ручном управлении перекачивающим агрегатом и при автоматизированном управлении).

Для нефтебаз, автомобильных заправочных станций (АЗС) и ряда других объектов в связи с периодичностью их работы (процессы приема, внутрибазовая перекачка, выдача нефтепродуктов, зачистка резервуаров, замер уровня хранения нефти и нефтепродуктов и т.д.) характерны периодические (циклические) процессы.

Для предприятий по перекачке нефти характерны непрерывные производственные процессы.

Процессы на магистральных трубопроводах значительно разобщены в пространстве. В процессе перекачки нефти одноименные производственные операции производятся на объектах, отдаленных один от другого на сотни тысяч километров. Однако эти процессы обычно совмещаются по времени. От этого во многом зависит продолжительность производственного процесса.

В зависимости от организационной сложности производственный процесс по транспортированию нефти может включать следующие рабочие процессы: подготовку трубопровода к перекачке нефти, запуск агрегатов, контроль за перекачкой.

Производственный процесс на нефтебазах состоит из следующих рабочих процессов: прием нефтегрузов, внутрибазовые перекачки продукции, контроль за хранением, зачистка резервуаров, выдача нефтепродуктов.

На предприятиях транспортирования, хранения и сбыта нефти организация производственного процесса включает комплекс мероприятий, направленных на более полное использование пропускной способности трубопровода и мощности нефтебаз с целью улучшения на этой основе технико-экономических показателей работы трубопроводного транспорта и нефтебазового хозяйства.

Характер организации производственного процесса во времени на предприятиях транспортирования, хранения и сбыта нефти влияет на такие показатели, как продолжительность пребывания нефтепродуктов на нефтебазе, оборачиваемость оборотных средств, оборачиваемость нефти и нефтепродуктов через резервуарные парки, себестоимость хранения нефтетоваров, средние остатки оборотных средств и т.д.

Выбор формы организации производства на предприятиях нефтегазотранспорта и хранения во многом определяется количеством перекачиваемых (хранимых) нефтетоваров в единицу времени, а также наличных средств перекачки и хранения (например, одна или две нитки трубопровода, имеющийся резервуарный парк, сливо-наливные средства и т.д.). Важным фактором для выбора организации производства на нефтебазах и продуктопроводах является ассортимент хранимых или перекачиваемых нефтепродуктов.

На трубопроводах и нефтебазах, так же как и на других предприятиях нефтяной промышленности, при организации производственного процесса различают последовательную, параллельную и смешанную формы сочетания операций. Так, если у потребителя имеется одна сливоналивная установка, то слив железнодорожных цистерн будет производиться последовательно. При наличии одной автомобильной заправочной колонки заправка автомобилей также будет осуществляться последовательно. Если имеется одна нитка трубопровода, то различные нефтепродукты перекачиваются последовательно.

Особенности производственного процесса различных предприятий транспортирования, хранения и сбыта нефти определяют их производственную структуру.

Производственная структура предприятий трубопроводного транспорта и нефтебазового хозяйства зависит от многих факторов (диаметра и протяженности нефтепровода, числа и мощности перекачивающих станций, уровня автоматизации производственных процессов).

На нефтебазах производственная структура определяется мощностью нефтебазы, ее производственно-хозяйственным назначением, транспортными связями, степенью специализации и кооперирования с другими нефтебазами.

Таким образом, в связи с особенностями производственно-хозяйственной деятельности различных предприятий нефтегазоснабжения производственная структура их весьма разнообразна. Правильный анализ основных производственных процессов предприятия и условий их размещения дает возможность установить их рациональную производственную структуру.

Транспортирование нефти и некоторых видов нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам организуется нефтепроводными и продуктопроводными управлениями. В задачу этих управлений входит обеспечение непрерывной и надежной поставки продукции на нефтеперерабатывающие заводы, крупным потребителям, на экспорт и другие нужды с учетом рационального использования мощности трубопроводных магистралей, сохранения качества и снижения потерь нефти и нефтепродуктов.

Нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие основные группы.

1. Магистральные трубопроводы - самостоятельные хозрасчетные предприятия. Они предназначаются для перекачки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы, железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также для транспортирования нефтепродуктов из районов их производства (с НПЗ) в районы потребления (до наливных станций или перевалочных нефтебаз).

2. Трубопроводы внутрихозяйственного назначения. К этой группе относятся коммуникации нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, потребителей и автозаправочных станций.

3. Трубопроводы местного значения. Сюда относятся подводящие нефтепромысловые трубопроводы небольшой протяженности, предназначенные для подвода нефти от нефтепромыслов к головным сооружениям магистральных нефтепроводов и к нефтебазам. На рис.11 показана производственная структура нефтепроводного предприятия (управления).

Рис.11. Типовая производственная структура нефтепроводного управления

Производственная структура нефтебазы зависит от ее назначения, размеров емкостей, количества и особенностей работы потребителей, неравномерности потребления нефтепродуктов и видов транспортных связей нефтебазы (рис.12).

Исходя из организации нефтеснабжения в стране нефтебазы подразделяется по их целевому назначению и характеру оперативной деятельности на следующие основные типы:

1) нефтепромысловые и нефтезаводские (товарно-сырьевые парки);

2) перевалочные нефтебазы федерального, республиканского и областного (краевого) значения, являющиеся промежуточными звеньями между потребителями нефти и нефтепродуктов;

3) экспортные перевалочные нефтебазы;

4) нефтебазы сезонного регулирования;

5) распределительные нефтебазы.

Рис.12. Типовая производственная структура перевалочно-распределительной нефтебазы

Кроме того, нефтебазы распределяются по размеру емкости, особенностям реализации, видам транспорта и ряду других признаков. В зависимости от характера производственно-хозяйственной деятельности нефтебаз, их размера, места размещения и транспортных связей изменяется и производственная структура нефтебаз, включая цехи, службы, производственные участки и рабочие места.

К основным резервам повышения эффективности процесса транспорта, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов относятся прежде всего:

увеличение объемов транспортирования нефтепродуктов по трубопроводам;

более широкое использование трубопроводов больших диаметров;

современное определение действительной потребности в нефти и нефтепродуктах предприятий и организаций народного хозяйства;

выявление всех возможных источников покрытия указанной потребности и своевременное распределение ресурсов по отраслям и отдельным предприятиям;

повышение эффективности транспортно-экономических связей по нефти и нефтепродуктам путем рационального прикрепления потребителей поставщикам, разработка оптимальных планов нефтеснабжения с широким применением математических методов и электронно-вычислительной техники;

создание автоматизированной системы управления нефтеснабжением;

рациональное использование основных фондов, ускорение оборачиваемости нефтетоваров в системе транспорта и хранения, сохранение высокого качества реализуемой продукции и снижение ее потерь до минимума.

В совершенствовании производственного процесса на нефтебазах важную роль играют более рациональное использование энергетических ресурсов, улучшение теплоснабжения, совершенствование системы ремонтов и т.д.

Важнейший резерв - внедрение рыночных отношений в сбыте нефти и нефтепродуктов.

Вопросы для самоконтроля

1 . Особенность предприятия транспортирования, хранения и сбыта нефти.

2. Характеристика основных процессов на трубопроводах, нефтебазах.

3. Производственная структура нефтепроводного управления.

4. Основные резервы повышения эффективности процесса транспорта, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов.