Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Нефтяные резервуары

Содержание

Введение………………………………………………………………............

1. Общие положения по ТД и КР……………………………………………

2. Вывод из эксплуатации……………………………………………………

3. Технологический процесс зачистки……………………………………...

3.1 Подготовительные работы к зачистке резервуара..……………..

3.2 Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродуктов……………………………………………………………………………..

3.3 Дегазация резервуара……………………………………………..

3.4 Мойка резервуара………………………………………………….

3.5 Контроль качества зачистки………………………………………

4. Оформление передачи резервуара в капитальный ремонт……………...

Список использованных литературных и нормативных источников…….

Введение

Нефтяные резервуары относятся к опасным производственным сооружениям. Для поддержания их в надежном работоспособном состоянии действующими правилами технической эксплуатации предусматривается ряд мероприятий, в который входят: периодические осмотры, текущие ремонты, регламентные работы по обслуживанию, приборам и системам, трубопроводам обвязки. Весьма важным и ответственным мероприятием по обеспечению надежности и долговечности резервуаров является техническое диагностирование их с установленной в нормативных документах периодичностью.

Техническое диагностирование (ТД), в целом, включает в себя два уровня проведения работ:

- Первый уровень – частичное обследование резервуара с наружной стороны без вывода его из режима эксплуатации, или же с внутренней стороны – при наличии капитальной теплоизоляции резервуара, с наружной стороны- с выводом его из режима эксплуатации.

- Второй уровень – полное обследование резервуара с наружной и внутренней сторон с основательной предварительной подготовкой его к ТД: выведение из эксплуатации, откачка нефтепродукта, зачистка, дегазация, промывка.

Ремонт - любая работа, необходимая для поддержания резервуара в работоспособном состоянии. В зависимости от степени сложности ремонт может быть текущим, средним или капитальным.

Общие положения по ТД и КР

Под техническим диагностированием понимается комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара. Целью диагностирования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

До начала технического диагностирования должны быть учтены и выполнены следующие условия и требования:

- за организацию ТД ответственность возлагается на владельца (юридическое или физическое лицо) резервуара;

- к проведению ТД могут быть привлечены только те организации, у которых такой вид деятельности предусмотрен их уставом и которые имеют соответствующую лицензию федерального уровня, располагают необходимыми средствами проведения ТД, обученными и аттестованными в установленном порядке специалистами.

До начала ТД обязательно должны быть проведены следующие подготовительные работы:

- специальный инструктаж по охране труда и пожарной безопасности для всех участников ТД с оформлением журнала инструктажа;

- общая подготовка резервуара к ТД;

- оформление акта готовности резервуара к ТД;

- приведение к готовности №1 противопожарной и медицинской сдужб;

- документальное согласование конкретной программы между владельцем резервуара и исполнителем ТД;

- обеспечение условий свободного доступа ко всем конструктивным частям и элементам резервуара;

- основательная очистка осматриваемых и измеряемых участков.

В состав технологических операций по выводу резервуара в ремонт, проведению ремонта (реконструкции) и последующего ввода его в эксплуатацию входят:

- вывод резервуара из технологического режима работы;

- зачистка резервуара от донных отложений, подготовка поверхности резервуара к диагностике;

- диагностика резервуара с составлением дефектной ведомости;

- составление технического задания на разработку проектно-сметной документации на ремонт (реконструкцию) резервуара, на основании дефектной ведомости и перечня работ;

- разработка проектно-сметной документации в соответствии с техническим заданием, проведение экспертизы и регистрации (согласования) ее в органах государственного надзора;

- выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции);

- гидравлические испытания и освобождение резервуара от опрессовочной воды;

- нанесение антикоррозионного покрытия;

- заполнение резервуара нефтью и включение в технологический режим работы НПС.

При капитальном ремонте (реконструкции) резервуара типа РВС, РВСП, РВСПК должны быть выполнены следующие работы:

- восстановление основания резервуара;

- ремонт и замена металлоконструкций (днища, окрайки, стенки,кровли);

- монтаж системы подслойного (комбинированного) пожаротушения;

- монтаж (ремонт) системы орошения;

- замена «хлопуш» на приемо-раздаточные устройства типа «ПРУ-Д»;

- замена системы размыва донных отложений с веерными соплами на устройства типа «Диоген»;

- ремонт (замена) систем измерения уровня и температуры;

- ремонт (монтаж) понтона;

- ремонт плавающей крыши, катучей лестницы, системы водоспуска;

- оборудование понтона (плавающей крыши) дополнительными патрубками или другими устройствами для изменения высоты опорных стоек в эксплуатационном положении;

- оборудование резервуара с понтоном (плавающей крышей) направляющими, в которых монтируется оборудование для измерения уровня;

- установка (замена) резервуарного оборудования;

- оборудование резервуаров протекторной защитой;

- гидроиспытания;

- антикоррозионное внутреннее и наружное покрытие;

- калибровка резервуара;

- восстановление отмостки и каре резервуара.

Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке и подготовке к диагностике проводятся на основе Проекта производства работ, утвержденного главным инженером, и наряда допуска, оформляемого на каждый вид выполняемых работ.

Производство работ по капитальному ремонту резервуара осуществляется на основании рабочего проекта, выполненного проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию, прошедшего экспертизу, зарегистрированного в территориальном органе Госгортехнадзора России и утвержденного к производству работ Главным инженером.

2. Вывод из эксплуатации

Резервуары из эксплуатации выводятся на основании «Комплексной программы диагностики, реконструкции, техперевооружения и капремонта объектов» и «План-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта».

Вывод резервуара из эксплуатации в ремонт (реконструкцию) осуществляется службой эксплуатации, конкретная дата вывода согласовывается. Отдел эксплуатации в день вывода резервуара из эксплуатации предоставляет сведения о резервуарной емкости в эксплуатации, соответственно вносятся изменения по используемой емкости в ежесуточную «Сводку о состоянии резервуарного парка».

До вывода резервуара из эксплуатации должен быть разработан проект организации работ по подготовке резервуара к ремонту, который должен включать в себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом конкретных условий, меры по охране труда, способы контроля взрывопожароопасности. Проект организации работ должен быть утвержден главным инженером и согласован с вневедомственной пожарной охраной или местными инспекциями территориальных подразделений ГПС МВД РФ.

При выводе резервуара из эксплуатации выполняются следующие работы:

- откачка нефти из резервуара;

- размыв парафинистых отложений;

- закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

- установка заглушек на фланцевых соединениях технологических трубопроводов резервуара с составлением схемы и акта на установку.

После выполнения работ по выводу резервуара из эксплуатации составляется акт готовности и передачи резервуара для выполнения зачистных работ с указанием объема оставшихся нефтешламов и выполненных мероприятий по его отключению от технологических трубопроводов.

3. Технологический процесс зачистки

Очистка резервуара от отложений является опасной и трудоемкой работой, которая требует значительных материальных затрат.

До начала работ по зачистке резервуара от донных отложений и подготовки его к диагностике должен быть утвержден проект организации работ.

В объем работ по зачистке резервуара входят работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к диагностике и проведению огневых работ:

- размыв и удаление донных отложений;

- пропарка резервуара;

- механическое удаление нефтешламов из резервуара;

- утилизация нефтешламов;

- промывка резервуара и дегазация;

- песко(дробе)струйная обработка внутренней поверхности резервуара для диагностики.

Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов должны осуществлять специально обученные и подготовленные работники, допущенные к этим работам медицинской комиссией.

Перед началом работ по зачистке работники должны пройти инструктаж о мерах безопасности труда в соответствии с инструкцией предприятия для данного вида работ. Отметка о проведении инструктажа делается в личной кар-точке инструктажа и наряде-допуске на выполнение работ повышенной опас-ности.

Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

Работы по зачистке резервуара опасны и требуют соблюдения специаль-ных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности.

Технологический процесс зачистки определяет принципиальную схему обвязки оборудования, последовательность проведения операций зачистки резервуара от остатков нефтепродукта в зависимости от следующих факторов:

- типа и размеров резервуара (вертикальные, горизонтальные, с понтоном или без понтона);

- физико-мимических свойств нефтепродукта (вязкость, пожаро- и взрывоопасность);

- количества донного осадка;

- цели зачистки.

Состав и последовательность технологических операций зачистки приведен в табл. 1

Таблица 1.

Состав технологических операций зачистки резервуаров

п/п	Технологические операции зачистки	Проведение ремонта	Проведение ремонта без огневых работ	Смена марки нефтепродукта	Проведение дефектоскопии, градуировки резервуаре
1	Подготовительные работы	+	+	+	+
2	Удаление технологического остатка	+	+	+	+
3	* Предварительная дегазация или флегматизация	+	+	+	+
4	* Удаление осадка	+	+	+	+
5	* Дегазация	+	+	-	+
6	* Доводка поверхностей до требуемой чистоты	+	-	-	+
7	* Контроль качества зачистки	+	+	+	+
8	Утилизация продуктов зачистки	+	+	+	+

Примечания.

«+» - операция проводится:

«-»- операция не проводится;

* - предварительно перед началом операции проводится отбор и анализ проб воздуха из резервуара.

3.1 Подготовительные работы к зачистки резервуара

При подготовке резервуара к зачистке проводится:

1) Выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта до мини-мального уровня (до "прохвата" насоса) по зачистной линии в свободный ре-зервуар.

2) Отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых за-глушек на системах трубопроводов, выполнение мер безопасности, предусмот-ренных в наряде-допуске.

3) Определяется количество остатка, отбирается проба, определяется объ-ем зачистных работ.

4) Проводится инструктаж работников по безопасным методам проведе-ния зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи по-страдавшему работнику, по специфическим особенностям резервуара и харак-терным опасностям, которые могут возникнуть при проведении работ.

5) Проверяется исправность подъездных путей, наличие средств пожаро-тушения, заземления резервуара.

6) Оформляется акт о готовности резервуара к проведению зачистки.

7) Работник, ответственный за проведение зачистки, обязан:

- проверить совместно с ответственным за подготовку резервуара полноту выполненных подготовительных мероприятий, готовность резервуара к прове-дению зачистных работ;

- проверить правильность и полноту принятых мер безопасности, состоя-ние и квалификацию работников, полноту и исправность инструмента и обору-дования;

- проверить место работы и состояние средств защиты;

- обеспечить последовательность и режим выполнения операций по зачи-стке;

- контролировать выполнение работниками мероприятий, предусмотрен-ных в наряде-допуске и в технологическом процессе;

- регулярно проводить контроль паровоздушной среды в резервуаре. Не допускать присутствия в зоне проведения работ посторонних лиц;

- по окончании работ по зачистке в составе комиссии проверить полноту и качество выполненных работ. Составить акт о выполненной зачистке.

8) Уточняется объем работ и технологический процесс зачистки по количеству, расположению и основным показателям (вязкость, содержание механических примесей, плотность, температура застывания и вспышки паров) остатка нефтепродукта.

9) Прокладываются специальные системы подачи пара и ТМС. Подготав-ливаются средства выкачки продуктов зачистки, каскадный отстойник и ТМС.

10) Подготавливается оборудование по дегазации или флегматизации свободного пространства резервуара с температурой вспышки паров остатка нефтепродукта ниже 60 °С.

3.2 Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродуктов

Процесс зачистки резервуара от остатков высоковязких нефтепродуктов предусматривает следующие виды работ:

- разогрев остатка нефтепродукта в резервуаре системой подогрева;

- удаление остатка нефтепродукта;

- предварительную дегазацию в случае остатка нефтепродукта с температурой вспышки пасов ниже 60° C ;

- промывку внутренних поверхностей резервуара ТМС;

- удаление продуктов зачистки;

- чистовую обработку днищевой поверхности.

Для удаления остатка вязкого нефтепродукта проводится его разжижение путем подогрева. Подогрев выполняется одним из способов:

- разогрев горячей водой;

- циркуляционном;

- гидромониторным.

При разогреве горячей водой или паром на остаток нефтепродукта наливают горячую воду (80-85°С) на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта.

Для интенсификации разогрева подают острый пар непосредственно в нефтепродукт. При возможности секционного включения штатного поверхностного подогревателя вводят в работу и секции, находящиеся под слоем разогреваемой массы (вода + нефтепродукт). В целях ускорения процесса подогрева нефтепродукта, рекомендуется разогрев массы с перемешиванием ее насосом по схеме «резервуар-насос-резервуар».

Пар подается по паровым трубам (рукавам) диаметром 50-63 мм. Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродукта.

Подачу пара в разогреваемую массу производят по всем возможным для этих целей вводам и входам в резервуар (люки, лазы, свободные патрубки, зачистные люки), по которым возможно подать паропровод непосредственна в нефтепродукт.

Пар должен подводиться к трубопроводам по съемным участкам трубопроводов или гибким шлангам; запорная арматура должна быть установлена с обеих сторон съемного участка. После окончания продувки эти участки трубопроводов необходимо демонтировать, а на запорной арматуре установить заглушки с хвостовиками. Зазоры между паропроводом и горловиной закрываются и уплотняются кошмой.

Продолжительность подогрева в зависимости от количества остатка составляет 18-24 часа в летний период и 30-32 часа в зимний. Разогретый остаток совместно с водой откачивается в разделочный резервуар или в сборник каскадного отстойника или в выделенную емкость.

При циркуляционном подогреве в случае наличия в резервуаре циркуляционной системы подогрева (специальные трубы с насадками, теплообменник, насос циркуляционный) на остаток наливают горячий аналогично остатку нефтепродукт (температура на 15-20°С ниже температуры вспышки его паров) производят циркуляцию этой массы затопленными струями.

Циркуляция производится по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар». Продолжительность циркуляции 10-15 часов в зависимости от количества остатка.

Температура циркулирующего нефтепродукта, поступающего в резервуар, должна быть не ниже 45°С.

В случае зачистки заглубленного или подземного резервуара возможно использование водного раствора ТМС, например ММ-5, ТЕМП-300 и др.

На остаток нефтепродукта наливают раствор ММ-5 в количестве не менее 5-6 объемов остатка. Температура 50-55°С. Проводится циркуляция раствора по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар».

Продолжительность циркуляции 16-24 часа в зависимости от количества остатка и его физико-химических свойств. Образовавшаяся эмульсия откачивается в разделочный резервуар или другую емкость, где производится ее регенерация.

При гидромониторном способе нефтепродукт разжижается и смывается с днища струей горячей воды под давлением. Вода подается насосом на моечные машинки (гидромониторы). Напор воды на насосе 10-12 кгс/см2; температура воды 75-80°С.

Моечные машинки заводят в резервуар через люки на кровле резервуара или через нижний люк-лаз (установка МБ-3). Машинки закрепляются на водоподводящих рукавах и опускаются на страховочных канатах на высоту 3-4 м от днища резервуара.

Учитывая большую поверхность днища резервуара, операция разжижения остатка повторяется через другие горловины или рукава с машинками оттягиваются от центра их установки на 3-4 м. Оттяжку рукавов производят пеньковым канатом, закрепленным одним концом за рукав выше машинки, второй конец закрепляют за конструкции в резервуаре, расположенные на днище или стенке. Эта операция выполняется только после полной остановки подачи воды на моечные машинки и выкачки разжиженной части остатка нефтепродукта из резервуара.

Выкачка разжиженной подвижной массы, производится постоянно при работе моечных машинок и продолжается в течение 30-60 минут по окончании подачи воды.

Продолжительность разжижения зависит от количества остатка, его характеристик и может колебаться от 2-3 до 5-8 часов непрерывной работы моечных машинок.

Выкачка разжиженной массы (вода + нефтепродукт) производится в разделочный резервуар или в каскадный отстойник или в приспособленную емкость.

3.3 Дегазация резервуара

В практике применяются следующие методы дегазации и флегматизации свободного пространства резервуара для обеспечения взрывобезопасного состояния:

- снижение концентрации паров нефтепродукта замещением свободного пространства чистым воздухом;

- заполнение емкости водой;

- снижение содержания кислорода в атмосфере резервуара заполнением (флегматизация) инертными газами.

Снижение содержания паров нефтепродукта осуществляется естествен-ной, принудительной вентиляцией или пропариванием резервуара.

Метод дегазации резервуаров наливом веды применяется только в отдельных случаях для подземных и заглубленных резервуаров из-за большого расхода воды и необходимости ее дальнейшей очистки от нефтепродукта.

Естественная вентиляция проводится при скорости ветра не менее 1 м/с. Открываются верхние крышки люков, для интенсификации вентилирования на люки устанавливаются дефлекторы. При этом более тяжелая (по сравнению с воздухом) смесь вытекает из резервуара в атмосферу, а более легкий и чистый атмосферный воздух входит в резервуар. Чистый атмосферный воздух входит в резервуар через люки на кровле. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

После прохождения области воспламенения открываются нижние люки-лазы и концентрация паров нефтепродукта доводится до 2 г/м3.

Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения и пароэжекторами. Принудительная вентиляция осуществляется на подачу воздуха в резервуар в соответствии с табл. 2.

Таблица 2

Объем резервуара, м3		100-700	1000-5000	5000-20000	20000 и более
Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч		30-70	20-50	15-20	10-13
Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч		8	8	4	2,5
Скорость приточного воздуха минимальная м/с		10	15	20	30
над понтоном	Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч	30-70	20-50	15-20	10-15
	Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч	8	8	4	3
	Минимальная скорость приточного воздуха, м/с	10	15	20	15
под понтоном и плавающей крышей	Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч	50-70	50-70	30-50	20-30
	Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч	10	12	8	6
	Минимальная скорость приточного воздуха, м/с	10	20	25	30

При использовании электрических вентиляторов работы рекомендуется проводить в соответствии с правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения.

В тех случаях, когда предприятия имеют возможность обеспечения подачи пара, рекомендуется использовать пароэжекторы.

Во избежание образования застойных зон в датируемом резервуаре кратность воздухообмена должна быть не менее трех объемов в час.

Технологическая операция пропаривания используется при удалении остатков вязких нефтепродуктов. Температура пропарки 80-90°С.

Пропаривание эффективно для резервуара малых объемов до 1000 м3.

Продолжительность дегазации определяется анализами проб паровоздушной среды, отбираемых не ближе 2 м от открытых нижних люков, на расстоянии 2 м от стенки резервуара, на высоте 0,1 м от днища.

Наиболее широкое применение получили способы заполнения емкостей инертными газами, в качестве которых могут быть использованы сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые отработавшие газы (двигатели, котельные установки, специальные генераторы газа).

3.4 Мойка резервуара

Мойка резервуара осуществляем горячей водой, подаваемой через моечные машинки. Промывка проводится в два этапа:

- первичная промывка после подогрева и выкачки «мертвого» остатка нефтепродукта;

- чистовая промывка после удаления с днищевой поверхности остатка нефтепродукта и пропарки, рис. 1-8.

Первичная промывка проводится с 3-х уровней - на 2/3, 1/2, и 1/3 высоты резервуара. Это позволяет улучшить качество очистки поверхности резервуара, как от нефтепродукта, так и от пластовой ржавчины, образовавшейся в процессе эксплуатации.

Количество моечных машинок определяется исходя из характеристик машинок, количества и вязкости продукта.

Количество одновременно работающих моечных машинок в неконтролируемой паровоздушной среде с целью обеспечения пожаровзрывобезопасности должно быть не более 4-х.

Промывка начинается с верхнего уровня с постепенным снижением в сторону днища. Моечные машинки переставляются в смежные горловины только на нижнем уровне.

Промывка проводится горячей водой температурой 75-80° C , напор воды 10-12 кгс/см2. Продолжительность промывки на верхнем и среднем уровнях не менее 1-1,5 часов, а на нижнем уровне 3-4 часа. При промывке горячей водой предварительный разогрев донного осадка не требуется.