Техническое обслуживание запорной арматуры проводится не менее 1 раза в месяц и включает: внешний осмотр запорной арматуры для выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля и электродвигателя;
проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);
устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков; устранение при необходимости с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.
Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не реже 2 раз в год.
Протяжка всех фланцевых соединений проводится не реже 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны.
Контроль герметичности линейных и береговых задвижек производится по изменению давления в отсеченном участке не менее 6 ч и акустическим течеискателем при перепаде давления на закрытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсеченном участке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа.
Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и наличие акустического шума в задвижке характеризуют негерметичность задвижки.
Обследования узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств должны выполняться 2 раза в год — весной и осенью с целью определения возможных перемещений обвязки узлов.
Вопросы для самоконтроля
1. Правила содержания запорной арматуры
2. Техническое обслуживание запорной арматуры
3. Периодичность проведения технического обслуживания запорной арматуры
Тема 1.9. Аварийные ситуации и их предупреждение
Студент д о л ж е н:
з н а т ь: характерные повреждения трубопроводов и способы их ликвидации, ABC и АВП, их назначение, состав, оснащение;
уметь: определять повреждения на трубопроводах и изображать (схематично) последовательность ликвидации аварий на линейной части трубопровода.
Характерные повреждения линейной части трубопроводов и вероятность возникновения аварий при этом. Время ликвидации аварии, ликвидация последствий аварии и убытки при авариях. Аварийно-восстановительная служба (ABC) на магистральных трубопроводах. Аварийно-восстановительные поезда (АВП), их назначение, состав, оснащение. Мероприятия по предупреждению аварий.
Методические указания
Отказом называют нарушение работоспособности линейной части, приводящее к отключению участка МТ между линейной арматурой для восстановления его работоспособности. За критерий отказа технологического объекта МТ принимаются наличие и величина утечки продукта через разрывы, трещины, свищи, др. повреждения и факт простоя, недопустимые по условиям эксплуатация объекта МТ в целом.
Авария на объекте магистрального нефтепровода – внезапный вылив или истечение нефти в результате полного или частичного разрушения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых одним или несколькими из следующих событий:
- воспламенение нефти или взрыв ее паров;
- загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;
- объем утечки составил 10 м3 и более.
Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств на объектах МН - отклонения от режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности с утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.
Ликвидация аварий и последствий стихийных бедствий на объектах МН должны выполняться силами АВС с привлечением, в необходимых случаях, сил и средств местных органов власти, штабов ГО, МЧС и МВД в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных ее последствий.
Аварийно-восстановительная служба включает:
- аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на ЛПДС (НПС) или нефтебазах;
- специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные поезда.
Структура и система организации аварийно-восстановительных служб на объектах МН, вид подразделений и место их расположения устанавливаются в зависимости от:
- диаметра и количества параллельно проложенных ниток;
- наличия переходов через искусственные и естественные препятствия;
- географического положения объектов МН и схемы грузопотоков;
- расположения и наличия автомобильных, железнодорожных и водных путей сообщения и других параметров.
Для проведения аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания участок трассы магистрального нефтепровода, база приема и отгрузки или ЛДПС (НПС) должны быть закреплены за АВС приказами или филиала .
Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым АВП, определяется в зависимости от диаметра и количества ниток трубопроводов, природно-климатических и местных условий и должна составлять не более 250 км.
Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие функции:
- проводить плановые работы по графику на своем участке с целью предотвращения аварий;
- оперативно ликвидировать аварии и их последствия;
- содержать в постоянной готовности все технические средства;
- повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений;
- содержать все объекты линейной части в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов;
- осуществлять контроль за состоянием трассы на своем участке;
- своевременно пополнять аварийный запас труб, запчастей, горюче-смазочных материалов;
- комплектовать свои службы технической документацией на обслуживаемый участок, должностными и производственными инструкциями, нормами и правилами согласно установленному перечню.
Подразделения АВС должны быть укомплектованы штатом и обслуживающим персоналом с учетом объема выполняемых работ.
Аварийно-восстановительные пункты должны быть оснащены в соответствии с Табелем технического оснащения аварийно - восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов, разработанным и утвержденным в установленном порядке.
При возникновении аварии на линейной части, НПС, нефтебазе, базе смешения каждая АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и планом тушения пожаров, разработанных для закрепленных за АВС объектов МН, с уточнением планов в зависимости от тяжести и возможных последствий аварии.
Руководством или его филиала при возникновении аварий создается штаб, который осуществляет руководство работами по ликвидации аварии. Персональный состав штаба утверждается приказом.
Руководство работами по ликвидации инцидента должен осуществлять начальник или технический руководитель структурного подразделения филиала .
Все аварии и инциденты на магистральных нефтепроводах подлежат расследованию.
Техническое расследование причин аварии с травматизмом или со смертельным исходом и взрывом паров нефти, приведшим к тяжелым последствиям, проводится специальной комиссией, возглавляемой представителем Федерального государственного органа надзора или его территориального органа, специально уполномоченного в области промышленной безопасности.
Все работы по локализации и ликвидации аварий на МН должны производиться на основе планов ликвидации возможных аварий, планов тушения пожаров и в соответствии с Инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН, Правилами безопасности при эксплуатации МН, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации МН.
Последствия аварии в виде нарушения ландшафта механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности и водоемов должны быть ликвидированы в сроки, согласованные с местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического надзора, других надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены.
Для оперативного и организованного принятия мер по восстановлению объектов - линейной части МН, подводных переходов через судоходные реки, НПС (ЛПДС), ППН, ССН, нефтебаз - службами эксплуатации филиалов или привлеченными организациями должны быть разработаны планы ликвидации возможных аварий (ПЛВА).
Вопросы для самоконтроля
1. Что является отказом, аварией на нефтепроводе
2. Характерные повреждения линейной части трубопроводов
3. Состав АВС
4. Задачи АВС
5. Назначение плана ликвидации возможных аварий
Раздел 2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И НЕФТИ
Тема 2.1. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков
Студент д о л ж е н:
знать: правила эксплуатации резервуаров, резервуарного оборудования и резервуарных парков;
уметь: производить расчеты дыхательной и предохранительной арматуры и потерь от испарения из резервуаров.
Составление графиков плановых осмотров резервуаров. Эксплуатация резервуарного оборудования. Технологические карты на эксплуатацию резервуаров. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними. Эксплуатация систем размыва твердых осадков, плавающих крыш и понтонов. Контроль за осадкой оснований резервуаров.
Меры по обеспечению безаварийной работы резервуарных парков в паводковый и зимний периоды Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистых нефтей. Особенности эксплуатации автоматизированных резервуарных парков. План ликвидации аварий в резервуарных парках.
Методические указания
В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приводила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п.
Для предохранения оснований от размыва следует обеспечивать отвод от них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность представляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или резервуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами.
Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры
Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уторного уголка при его наличии).
При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов – резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт.
Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил.
При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крышки или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения их качества.
Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.
Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.
Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.
Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.
Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня
Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.
При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы:
· освобождение резервуара от нефтепродуктов;
· длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации;
· промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара;
· удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре;
· протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.
Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.
Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают металлические заглушки на прокладках.
Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4¸5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.
Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво - и пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонтным работам можно приступать после получения разрешения руководства и после уведомления местной пожарной охраны.
Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения приходится на резервуары. Выделяют две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.
Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками.
Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания.
Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение понтона происходит по направляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.
Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.
Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами.
Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприёмник, к которому присоединена дренажная система.
Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.
Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.
В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши.
Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор – кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра – 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.
Вопросы для самоконтроля
1. Эксплуатация резервуарного оборудования.
2. Виды потерь углеводородного сырья
3. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними.
4. Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистых нефтей.
5. Эксплуатация резервуаров с плавающей крышей
Тема 2.2. Эксплуатация приемных и раздаточных устройств для нефти и газа
Студент должен:
з н а т ь: правила эксплуатации сливо-наливных устройств;
уметь: производить отбор проб нефтепродуктов.
Правила технической эксплуатации оборудования систем слива-налива железнодорожных маршрутов и цистерн, нефтеналивных судов. Назначение и отбор проб нефтепродуктов, правила их хранения.
Методические указания
Для проведения операций по сливу и наливу железнодорожных цистерн на нефтебазах оборудуются сливо-наливные эстакады, оборудованные сливо-наливными устройствами, подводящими трубопроводами с коллекторами, насосами и другим оборудованием, позволяющим принимать цистерны всех типов.
Нефтегрузовые операции на эстакадах могут проводиться одновременно с несколькими или одиночными цистернами, причем часто применять закрытый и открытый способы слива и налива цистерн.
К закрытому способу слива и налива нефтепродуктов относится такой способ, который применяют только при полной герметизации технологического оборудования и приборов, соединяющих цистерны с приемораздаточными трубопроводами. При такой системе герметизации исключается возможность контакта струи перекачиваемого нефтепродукта с атмосферным воздухом. Достоинством такого способа является и то, что сокращаются или даже исключаются потери нефтепродуктов от испарения и проливов, а также снижается пожароопасность.
К открытому способу слива и налива цистерн относится способ, при котором отсутствует полная герметизация оборудования и наблюдается разбрызгивание нефтепродукта.
В связи с требованиями противопожарной безопасности слив и налив нефтепродуктов с температурой вспышки до 61°С (т. е. легковоспламеняющиеся нефтепродукты) должен осуществляться закрытым способом. Мазуты, масла и высоковязкие нефтепродукты допускается сливать и наливать открытым способом.
При эксплуатации нефтебазового хозяйства используются, в основном, следующие способы слива и налива нефтепродуктов:
ü слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн через горловину цистерн (верхний слив цистерны);
ü слив нефтепродуктов через нижние сливные приборы (нижний слив);
ü налив нефтепродуктов в ж. д. цистерны через горловины (верхний слив);
ü слив нефтепродуктов из ж. д. цистерн через нижние сливные приборы в желоб или емкость, расположенные непосредственно под рельсами или вдоль них (межрельсовый слив цистерн).
Верхний слив применяется в тех случаях, когда цистерны не оборудованы приборами нижнего слива, или если приборы находятся в неисправном состоянии и их нельзя открывать при наличии нефтепродуктов в цистерне. В связи с этим на всех действующих и вновь строящихся железнодорожных сливо-наливных установках должны быть предусмотрены устройства для обеспечения как нижнего, так и верхнего слива, с учетом того, что в парке действующих железнодорожных цистерн все еще находится значительная часть цистерн, не оборудованных нижними сливными приборами, отвечающими современным требованиям.
Верхний слив нефтепродуктов обладает целым рядом недостатков по сравнению с нижним:
ü часто имеют место значительные потери от испарения;
ü невозможно осуществлять нижний слив;
ü частые срывы насосов при сливе продуктов с высоким значением давления насыщенных паров;
ü применение вакуумных насосов для заполнения всасывающих коммуникаций.
ü применение вакуумных насосов для заполнения всасывающих коммуникаций.
Верхний налив применяется в настоящее время и используется значительно чаще вследствие большей простоты, хотя также обладает большими недостатками (повышенное испарение, пожарная опасность и т. д.)
Существующие способы слива и налива цистерн характеризуются технологическими схемами слива и налива железнодорожных цистерн.
При определении длины рукава учитывают возможные отклонения оси колпака цистерны относительно оси наливного стояка с таким расчетом, чтобы конец рукава доходил до нижней образующей цистерны. В начальный момент, налива наблюдается разбрызгивание нефтепродукта и смешение паров с атмосферным воздухом, а затем прекращается, т. к. струя нефтепродукта находится в затопленном состоянии.
Более совершенной следует считать схему, где показан закрытый прямоточный слив нефтепродуктов в межрельсовый желоб с боковой емкостью или емкостью, расположенной непосредственно под рельсами.
Сливной желоб круглого или прямоугольного сечения делается из листовой стали или железобетона. Желоб обычно укладывают с уклоном ко дну равным 0,005÷0,007 к отводным трубам. Отводные трубы укладываются с уклоном не менее 0,02 к приемным резервуарам и оборудуются гидрозатвором. Нулевой резервуар и желоб, предназначенные для слива нефти и нефтепродуктов, выполняют те же функции, что и обычные резервуары, т. е. прием нефти, ее хранение и последующую откачку. В нулевом резервуаре происходят те же большие и малые дыхания, как во всех наземных резервуарах. Потому все нулевые резервуары оборудуют отводными газо-воздушными трубопроводами, в конце которых устанавливают дыхательную арматуру.
Сливо-наливные операции на эстакадах могут производиться одновременно с несколькими или одиночными цистернами. Количество эстакад n в общем случае определяется в зависимости от числа прибывающих за сутки маршрутов.
Принудительный слив нефтепродуктов может осуществляться, например, с помощью погружных насосов или за счет создания в цистерне избыточного давления. Для осуществления сифонного слива необходимо предварительно заполнить нефтепродуктом сливной стояк. Для этого обычно используются вакуум-насосы, которые при сливе одиночных цистерн устанавливаются прямо на стояке. При маршрутном сливе верхнюю часть стояка подсоединяют к вакуум-коллектору.
 |
При верхнем сливе цистерн центробежными насосами или самотеком установка дополнительно поршневого вакуум-насоса необходима не только для заполнения стояка и всасывающих трубопроводов. Практика показывает, что в процессе слива, когда уровень взлива в цистерне становится низким и сливаемая жидкость не успевает подтекать к приемному рукаву, у его конца образуется воздушная воронка. Воздух из нее проскальзывает во всасывающий трубопровод и в нем образуется воздушная пробка, приводящая к разрыву сплошности потока жидкости и срыву работы насоса. Это означает окончание «газовой» операции и переход на операцию зачистки-удалению остатков груза. Зачистка цистерн
наиболее эффективна поршневыми насосами.
Слив под избыточным давлением применяют для сокращения времени слива. При этом способе в котле вагона-цистерны под поверхностью нефтепродукта создают давление, не превышающее 0,05 МПа. Люк колпака цистерны закрывают герметичной специальной крышкой со штуцером для подачи сжатого воздуха. Данный способ слива характеризуется более низким значением потерь нефтепродуктов от испарения.
Вопросы для самоконтроля
1. Способы слива-налива нефтепродуктов
2. Технологические схемы слива и налива железнодорожных цистерн
3. Принудительный слив нефтепродуктов
Тема 2.3 Эксплуатация трубопроводов перекачивающих станций и нефтебаз
Студент должен:
з н а т ь: правила эксплуатации трубопроводов перекачивающих станций
и нефтебаз
Правила эксплуатации трубопроводов перекачивающих станций (ПС) и нефтебаз.
Методические указания
В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т. д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.
При периодическом контроле следует проверять:
техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т. п.;
Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.
Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60°С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.
Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
Продление сроков службы трубопроводов и его элементов проводится в установленном порядке.
При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:
а) провести наружный осмотр трубопровода;
б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.
Внутренний осмотр участков трубопроводов проводится с помощью ламп, приборов, луп, эндоскопа или других средств;
Внутренняя поверхность должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости - протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в наиболее неблагоприятных условиях (где возможна коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъемных соединений проводится путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.
Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов;
При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания;
После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к паспорту.
Периодические испытания трубопроводов на прочность и плотность проводят, как правило, во время проведения ревизии трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) принимается равным удвоенной периодичности проведения ревизии, но не реже одного раза в 8 лет.
Вопросы для самоконтроля
1. Организация периодического контроля состояния технологических трубопроводов
2. Порядок проведения периодической ревизии технологических трубопроводов
Тема 2.4. Эксплуатация оборудования баз сжиженного газа
Студент должен:
з н а т ь: правила технической эксплуатации баз сжиженного газа (БСГ),
умет ь: выполнять проверочные расчеты оборудования БСГ
Правила технической эксплуатации баз сжиженного газа. Характерные неисправности и их устранение. Проверочные расчеты оборудования БСГ (насосов, компрессоров, ТП).
Методические указания
Сжиженные углеводородные газы поставляются на БСГ в специальных железнодорожных цистернах или по трубопроводам, проложенным от заводов-поставщиков.
Внешние отличительные признаки железнодорожных цистерн для перевозки сжиженных газов:
резервуар цистерны окрашен в светло-серый цвет; низ корпуса резервуара цистерны окрашен в черный цвет; вдоль оси резервуара цистерны нанесена красная полоса с надписями «Пропан — бутан», «Огнеопасно».
Железнодорожная цистерна для перевозки сжиженных газов имеет следующую арматуру:
а) два угловых вентиля для слива и налива жидкой фазы
газа (окрашены в коричневый цвет с желтыми поперечными по
лосами);
б) один угловой вентиль для паровой фазы газа (окрашен в коричневый цвет);
в) сигнальный вентиль для контроля уровня наполнения ци
стерны (окрашен в красный цвет);
г) вентиль контроля максимального наполнения (окрашен
в зеленый цвет);
д) вентиль контроля опорожнения цистерны;
е) вентиль для слива воды;
ж) пружинный предохранительный клапан;
з) узел манометродержателя.
Вся арматура, кроме узла манометродержателя, располагается на крышке люка, закрывающегося защитным колпаком.
Прибывшие на КБ железнодорожные цистерны с сжиженным газом должны быть немедленно приняты, осмотрены и подготовлены к сливу газа.
Операции по подготовке к сливу и слив сжиженного газа должны выполняться только после удаления паровоза (тепловоза) с территории КБ на расстояние не менее 20 м от границы КБ и после окончания маневровых работ по установке железнодорожных цистерн на соответствующие места у сливной эстакады.
Слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн в условиях КБ может осуществляться одним из следующих методов:
а) созданием необходимого перепада давления между цистер
ной и резервуаром путем нагнетания компрессором паров сжижен
ных газов из наполняемого резервуара в железнодорожную цис
терну;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
