Конструкция и эксплуатация нефтяного резервуара

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтяные резервуары - это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические и неметаллические.

Для хранения нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки паров 28 °С и ниже независимо от категории группы складов следует применять резервуары вертикальные с плавающими крышами, понтонами, горизонтальные цилиндрические; другие резервуары и емкости, конструкции и оборудование которых не сокращает или не допускает потерь нефти и нефтепродуктов от испарения.

Нефти с температурой застывания выше 0 °С, для хранения которых не могут быть использованы резервуары с понтонами или плавающими крышами, при соответствующем технико-экономическом обосновании допускается хранить в резервуарах со стационарными крышами.

Общая вместимость группы резервуаров со стационарными крышами - 80 тыс. мі при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 120 тыс. мі при хранении горючих жидкостей.

Максимальный объем резервуара со стационарной крышей - 20 тыс. мі при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 50 тыс. мі при хранении горючих жидкостей.

В данном курсовом проекте рассматривается конструкция и эксплуатация резервуара V = 20000 мі.

1. Общая часть

1.1 Конструкция резервуара и его назначение

Резервуары объемом 20000 мі сооружают со сферическим покрытием, щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуара (считая снизу-вверх) 6-14 мм. Толщина листов покрытия - 3 мм.

Основные данные резервуара: фактический объем - 19500 мі, диаметр внутреннего пояса - 46600 мм, высота корпуса - 11860 мм, расход металла на 1 мі объема резервуара - 19,2 кг.

При хранении в наземных стальных резервуарах вязких подогреваемых нефтей и нефтепродуктов наблюдаются значительные потери тепла в окружающую атмосферу, особенно в холодное время года. Для уменьшения расхода тепла на подогрев нефти и нефтепродуктов, соответствующего уменьшения затрат на подогревательные устройства осуществляют теплоизоляцию наружных поверхностей резервуаров. Наиболее эффективным типом изоляции является пенопластовая, имеющая наилучшие теплоизоляционные свойства.

СКБ "Транснефтеавтоматика" разработал конструкцию теплоизоляции обогреваемых емкостей с применением пенополиуретана "ППУ-3м", наносимого на поверхность резервуара методом напыления.

Сварной вертикальный цилиндрический резервуар объемом 2000 мі является резервуаром низкого давления - "атмосферным". Резервуары "атмосферного" типа характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и составляет 2000 Па (0,02 кгс/ смІ). Они применяются в основном для хранения нефтепродуктов с низкой упругостью паров, т.е. мало испаряющихся, например, керосина, дизельного топлива, а также нефти. Однако в тех случаях, когда в этих резервуарах хранят легкоиспаряющиеся нефтепродукты, например, бензин с высокой упругостью паров, то их оборудуют специальными устройствами, например: газовой обвязкой, отражательной изоляцией и др.

1.2 Назначение оборудования, устанавливаемого на резервуарах

Все резервуары для нормальной эксплуатации их, приема и отпуска нефти и нефтепродуктов имеют оборудование, которое устанавливается на первом поясе резервуара и его кровле.

Оборудование, устанавливаемое на первом поясе резервуара.

Приемо-раздаточные трубки с электроприводными задвижками - предназначены для присоединения к ним приемных и раздаточных трубопроводов снаружи резервуара и хлопуши или шарнирной подъемной трубы изнутри; хлопуша с дистанционным управлением - предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления поднимает крышку хлопуши. При остановке перекачки крышка хлопуши под действием силы тяжести опускается на место, закрывая трубу. Пробоотборник типа ПСР (пробоотборник стационарный резервуарный) позволяет автоматически отбирать из резервуара среднюю пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Для отбора проб из наземных резервуаров служит пробоотборник ПСР-4 (см. рис. 1), который состоит из трех основных узлов: верхнего люка (3), пробоотборной колонны и узла управления отбором и сливом пробы (6).

Пробу отбирают и отделяют от основной массы нефтепродукта пробоотборной колонной, которая состоит из концевой трубы (2) с одним клапаном, двух или трехклапанных секций (1), соединенных между собой фланцами (4). Воздушные полости клапанных секций связаны между собой и насосом панели управления воздушной трубой (5). Для отбора пробы в воздушной трубе (5) пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые клапана открываются, и нефтепродукт начинает поступать в пробоотборную колонну.

После заполнения и смешивания нефтепродукта в пробоотборной колонне давление в системе при помощи спускного клапана понижается до нуля, закрывая клапан и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба поступает в специальную пробоотборную посуду. Сифонный кран (см. рис. 2) предназначен для спуска подтоварной воды.

Изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Вода из трубы удаляется выпуском ее до появления нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищен специальным кожухом. Прибор для замера уровня типа УДУ (установка дистанционного управления) позволяет автоматизировать операцию измерения уровня и передавать показания в операторную. Принцип работы уровнемера УДУ-5 (см. рис. 3) основан на измерении длины ленты, соединенной поплавком, плавающим на поверхности нефтепродукта. При измерении уровня нефтепродукта и соответствующем перемещении поплавка лента наматывается на барабан, вращая мерный шкив со щетным устройством. Оборот мерного шкива соответствует изменению уровня на 500 мм. Погрешности уровнемера типа УДУ находятся в пределах от 3 до 10 мм в зависимости от диапазона измерения.

В настоящее время промышленность серийно выпускает уровнемер УДУ-10 повышенной надежности, позволяющий вести оперативный контроль и товарные операции по отпуску и приему нефтепродуктов в резервуарах разных типов. Люк-лаз - предназначен для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ. Лестница - предназначена для подъема обслуживающего персонала на кровлю резервуара.

Оборудование, устанавливаемое на кровле резервуара:

Люк световой - предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопуши при обрыве рабочего троса, устанавливают над приемо-раздаточными патрубками. Люк замерной служит для замера уровня нефтепродукта и обора пробы из резервуара. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодку обычно изготавливают из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование. Дыхательный клапан типа НДКМ (непримерзающий дыхательный клапан мембранный) предназначен для соединения газового пространства резервуара с атмосферой. Их количество определяется расчетом, согласно которому максимальная пропускная способность клапанов на 25 % должна превышать максимальную производительность откачки нефти.

Клапан НДКМ (см. рис. 4) состоит из соединительного патрубка (1) с седлом (2), тарелки (3) с мембраной (4), зажатого между фланцами нижнего (5) и верхнего (6) корпусов, верхней мембраны (8) с дисками (9) и регулировочными грузами (10). Мембрана (8) закреплена в крышке (11), в которой имеются отверстия для сообщения камер под крышкой с атмосферой при помощи трубки (12). Диски (9) и тарелки (3) соединены цепочками (14). Мембранная камера сообщается через импульсную трубу (15) с газовым пространством резервуара. В нижнем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель (16). Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк (7). Амортизирующая пружина (13) предназначена для устранения колебаний затвора. Мембрану изготавливают из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается покрытием соприкасающихся поверхностей флоропластовой пленкой. Клапан рассчитан на давление 2 КПа и вакуум 0,4 КПа. Работа клапана происходит следующим образом. Если в резервуаре создается избыточное давление, превышающее расчетное, то оно передается в межмембранную камеру, преодолевает суммарный вес тарелки (3), дисков (9) и грузов (10), при помощи цепочки (14) приподнимает тарелку. Паровоздушная смесь выходит в атмосферу. В комплексе с дыхательным клапаном НДКМ устанавливают предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ. Гидравлический предохранительный клапан типа КПГ предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а также если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Клапан заливают низкозамерзающей и слабоиспаряющейся маловязкой жидкостью - дизельным топливом, этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравлический затвор. Работа клапан КПГ основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора (см. рис. 5).

Клапан состоит из корпуса (8) с соединительными фланцами, чашки (7) для размещения жидкости гидравлического затвора, экрана (5), предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, верхнего корпуса (6) с патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, огневого предохранителя (4), крышки (3) для защиты от атмосферных осадков и трубки (2) для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяют по зеркалу жидкости в чаше с помощью шпилек (1). Работа клапана осуществляется следующим образом. При повышении давления в резервуаре и в полости "а" жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого скапливается в кольцевой полости "в". При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку или при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость "с". Площадь кольцевого затвора между патрубком и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки.

Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается … из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра. Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов и пламя гаснет.

К специальному оборудованию резервуара относят средства пожаротушения (пеногенераторы, магниеприемники, кольцо орошения), подогреватели, вентиляционные патрубки, подъемная труба. При хранении высоковязких нефтепродуктов на отпускных трубопроводах внутри резервуара вместо хлопуши устанавливают подъемные трубы, позволяющие забирать нефтепродукт из верхних слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист. Если поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предотвращаются утечки из резервуара при повреждении отпускных трубопроводов. В верхней точке кровли резервуаров, предназначенных для хранения высоковязких нефтепродуктов и масел, устанавливают вентиляционный патрубок для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой.

1.3 Автоматизация резервуара. Система подслойного пожаротушения

Для автоматизации резервуарных парков применяются: информационно-измерительная система количественного учета нефти в резервуарах "Утро-2", информационно-измерительный комплекс "Квант" и система "Кор-Вол" производства Венгрии. В качестве датчиков в системах автоматизации резервуаров применяются общепромышленные приборы и приборы, специально выпускаемые заводами нефтяной промышленности.

Система "Утро-2" предназначена для учета нефти в резервуарах товарного парка, в резервуарах НПС, нефтебаз, нефтехимических и нефтеперерабатывающих заводов. Измерение уровня продукта в резервуаре системой "Утро-2" основано на преобразовании угла поворота вала уровнемера, пропорционально уровню, в кодовую посылку с передачей ее на устройство цифровой индикации. Для количественного учета нефти в резервуарах необходимо, кроме уровня, знать среднюю температуру и плотность продукта. Температура в разных слоях хранящейся нефти изменяется многозонным термопреобразователем сопротивления. Подключение соответствующего элемента термопреобразователя производится автоматически переключателем, связанным с валом уровнемера. Максимальное число резервуаров, обслуживаемых одной системой, не более 50, одновременно можно контролировать не более 3 резервуаров. Диапазон измерения уровня от 0 до 12 м, а температуры - от -50 до +100єС. Выбор контролируемого резервуара осуществляется по выбору. Система питается напряжением 220 и 380 В, частотой 50 Гц, потребляемая мощность не более 1 КВт. Выбор резервуара и подключение термопреобразователя сопротивления к показывающему прибору осуществляется с пульта контроля и сигнализации. Номер резервуара и результаты измерения уровня продукта в резервуаре отображаются на световом табло в цифровой форме. Пульт выполнен в виде настольной конструкции. Внешние соединительные линии подключаются через штепсельные разъемы. конструкция оборудование резервуар нефть

Информационно-измерительный комплекс "Квант" позволяет автоматически измерять товарную массу и уровень в резервуарах путем измерения гидравлического давления в резервуаре при помощи щелевых датчиков. В комплекс "Квант" входит шкаф селекторного устройства, который соединяется двумя импульсными трубками с каждым резервуаром. В днищах резервуаров установлены щелевые датчики. Одна трубка от щелевого датчика, а другая от газового пространства под крышей идут на пневматический блок. Давление в первой трубке при продувке воздуха пропорционально уровню в резервуаре. Оба давления сравниваются на дифференциальном измерителе давления, и вычисляется гидростатическое давление столба жидкости. После преобразования результатов измерения в код они передаются на местный диспетчерский пункт. На диспетчерском пункте информация от каждого резервуара поступает в вычислительное устройство. Оно определяет уровень в резервуарах по результатам измерений и по плотности, которая вводится вручную. Для каждого резервуара в памяти вычислительного устройства хранятся комбинированные таблицы, по которым подсчитывается масса нефти в нем: определяется общее количество нефти в резервуарном парке. Питается устройство сжатым воздухом давлением 0,25-1МПа. Погрешность измерения массы нефти - не более 0,5 %. Система "Кор-Вол" позволяет определить уровни в резервуарах при помощи уровнеметров с кодовыми датчиками, среднюю температуру поперечного сечения жидкости, хранимой в резервуарах. Для вычисления объема и массы продукта, хранимого в резервуарах, используются измеренные данные уровня и температуры, а также колибровочные значения резервуаров. Полученные величины суммируются по видам продукта, и вычисляется свободный объем. Измеренные и вычисленные данные передаются в приемное устройство, и через заданные периоды времени печатаются.

Система подслойного пожаротушения.

Анализ ситуации, складывающейся при тушении пожаров в резервуарах штатными средствами и способами, показывает необходимость разработки новой системы пожаротушения, обладающей реальной огнетушащей эффективностью и меньшим риском для персонала, занятого в тушении пожара.

В зарубежной практике альтернативным решением является применение "подслойного" способа тушения пожара, при котором низкократная пена нагнетается по трубопроводу в нижнюю часть резервуара непосредственно в слой горючего.

Для реализации "подслойного способа" обычные пенообразователи непригодны, поскольку они хорошо смешиваются с нефтепродуктом, и пена на их основе практически полностью разрушается в толще горючего, а на поверхность жидкости всплывают только пузырьки воздуха.

Фирмой "ЗМ" (США) в шестидесятых годах был разработан принципиально новый пенообразователь, получивший название "Легкая вода", растворы которого отличались необычайно низким поверхностным натяжением, значительно меньшим, чем поверхностное натяжение бензина и других жидких нефтепродуктов. Этот факт позволил осуществить ранее невозможное явление: самопроизвольное растекание капель водного раствора, содержащего 6-8 % "Легкой воды", по поверхности нефтепродуктов. В результате их поверхность оказывалась покрытой сплошной тонкой пленкой водного раствора, которая резко снижает скорость испарения нефтепродукта, делая негорючей паровоздушную смесь над его поверхностью.

Экспериментальные исследования и полигонные испытания подтвердили высокую эффективность составов типа "Легкая вода" для осуществления подслойного способа тушения пожаров, что позволило обеспечить в ряде стран противопожарную защиту резервуаров с нефтью без установки автоматической системы пожаротушения (см. рис. 6).

Работы по освоению отечественного варианта "подслойного" способа тушения пожаров сдерживались по ряду объективных причин, в первую очередь из-за отсутствия в стране производства пенообразователя типа "Легкая вода". После освоения в 1986 году мелкосерийного производства пенообразователя "Форэтол", использующего фторированные соединения, были начаты систематические исследования по разработке отечественного варианта "подслойного" способа тушения пожаров нефтепродуктов в резервуарах.

В 1997 году состоялась конференция на тему: "Перспективы обеспечения пожарной безопасности объектов топливно-энергетического комплекса России", в рамках которой было проведено несколько экспериментов.

В ходе первого эксперимента тушился "подслойным" способом РВС-5000 с помощью фторосинтетического пленкообразователя "Легкая вода" (Россия). Схема эксперимента была следующей. После загорания резервуара к выведенным за обвалование высоконапорным пеногенераторам фирмы "Свенска Скум АБ" (Швеция) подсоединили два пожарных автомобиля и начали подачу пенообразователя. Уже через две минуты после этого была отмечена локализация пламени, а еще через полторы - резервуар был потушен. За эти три с половиной минуты пожарные израсходовали около 400 метров концентрата пенообразователя.

Как показали материалы видеосъемки, на поверхности нефти образовался тонкий слой пены. Именно он обеспечил надежную устойчивость к повторному загоранию. Когда при размывании слоя пены нефть вновь подожгли, буквально через минуту она без дополнительной подачи огнетушащих веществ вновь потухла. Это объясняется действием водной пленки пенообразователя. Помимо тушения пламя непосредственно пеной, последняя участвует в другом механизме тушения - в момент ее подачи происходит интенсивное перемешивание горящей жидкости, на поверхность всплывают холодные слои нефти, что, в свою очередь, способствует тушению. Этот эксперимент интересен тем, что в резервуаре находился слой воды около 10 м и слой нефти около 1 м. Пена низкой кратности пенообразователя "Легкая вода" всплывает через этот слой воды и обеспечивает тушение. Специалисты отмечают, что данная ситуация моделирует реальную, при которой на пожаре осуществляется разделение водой эмульсии нефти на водную и углеводородную составляющие. Опыт такого рода в мировой практике был проведен впервые. Также этот способ пригоден для тушения разливов нефти различной площади. В ходе тушения отчетливо было видно, как пена низкой кратности самопроизвольно растекалась по горящей поверхности, обеспечивая тушение даже в тех местах, куда не доставали струи мониторов. Затягивая горящую поверхность, пленка пенообразователя оттесняла огонь, заставляя его отступать на свободное место. Безусловно, пожарные и хозяйственники по достоинству оценили "подслойный" способ тушения. Опыт Самары, Ярославля, Новороссийска и др., на практике применяющих этот способ, свидетельствует о его перспективности.

1.4 Эксплуатация резервуаров

Резервуары для хранения нефти в процессе эксплуатации необходимо периодически осматривать. С этой целью выделяют работник, ответственного за своевременное проведение осмотров, эксплуатационный уход, ведение журналов эксплуатации и устранение обнаруженных при осмотре дефектов. О всех замечаниях при обходе, недостатках (появление течи в швах или из-под днища, шум при наливе и отпуске нефти из резервуара, перелив и др.) следует немедленно доложить техническому руководителю и одновременно принять меры по их устранению согласно с инструкцией с обязательной записью в вахтенном журнале.

Все остальные сведения о действующем резервуаре заносят в паспорт: номер и тип; характеристика стали, из которой он сварен; толщина листов днища и его окраска; число поясов и толщина листов по ним; тип крыши и толщина листов; характеристика основания и данные о нивелировании его и окрайки днища до и после гидравлического испытания; перечень и характеристика установленного оборудования; наименование проектной и строительной организации; даты начала и конца строительно-монтажных работ, испытания, ввода в эксплуатацию и составления паспорта; отклонения размеров резервуара от проектных и его калибровочная таблица.

Для своевременного выявления возможных дефектов производят эксплуатационный осмотр самих резервуаров и их оборудования.

Во время осмотров особое внимание обращают на состояние сварных швов. В зимнее время швы первого и второго поясов проверяют ежедневно. При осмотре резервуарного оборудования следят за состоянием прокладочных колец и шарнира замерного люка, плавностью движения и плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов (в зимнее время тарелки механических клапанов кассеты огневых предохранителей следует снимать для предотвращения возможного разрушения резервуара от повышенного давления или вакуума), ходом хлопуши, положением приемного отвода сифонного крана (в нерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении). Особо тщательно эксплуатационные осмотры проводят в холодный период с отрицательными температурами воздуха. Вовремя удаляют подтоварную воду и снимают кассеты огневых предохранителей, о чем делают запись в журнале.

Для постоянного наблюдения за осадками резервуара ежегодно выполняют нивелировку окрайки днища не менее, чем в восьми точках, расположенных друг от друга на расстоянии не более 6 м. Допустимая неравномерность осадки основания и окрайки днища резервуара составляет: 150 мм - для диаметрально противоположных точек, 80 мм - для смежных. При осадке резервуара, превышающей допустимую величину, принимают меры для предотвращения вызываемых ею дополнительных напряжений в резервуаре.

В соответствии с инструкцией по определению вместимости и калибровке стационарных вертикальных резервуаров для нефтепродуктов, на каждый резервуар составляют калибровочную таблицу через 1 см взлива. Если после капремонта изменилась геометрическая форма резервуара и расположение внутреннего оборудования, то калибровочную таблицу пересчитывают. Пересчет калибровочной таблицы делают при установке дополнительного оборудования. Все калибровочные таблицы утверждает главный инженер территориального или районного управления магистрального нефтепродуктопровода.

Объемная скорость наполнения или опорожнения резервуара должна соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, установленной на нем. Практика показывает, что в летний период надо принимать нижние пределы пропускной способности клапанов, а в зимний - снижать нижний предел на 15-20 % для непримерзающих клапанов и блоков седло-тарелка. При переключении резервуаров в процессе перекачки работающие насосы или трубопроводы должны быть постоянно сообщены с ними, т.е. работающий резервуар выводят из технологической схемы перекачки только после подключения в схему нового.

Наполнение резервуаров осуществляется при полностью открытой хлопуше, после завершения операции хлопушу опускают. В зимний период необходимо удалять снег с крыш резервуаров, оставлять свободный подход к резервуару и оборудованию и обеспечить свободный проезд пожарной техники по всей территории резервуарного парка. В случае замерзания арматуры запрещается отогревать ее открытым огнем, для этих целей используют горячую воду или пар. Перед началом производственных операций (откачки и закачки нефти) рекомендуется дополнительно осмотреть дыхательную арматуру и удалить деревянной лопатой иней.

Резервуары зачищают по мере необходимости, но не реже одного раза в два года.

Для правильной эксплуатации на каждый резервуарный парк разрабатывают технологическую карту. В ней указывают номер резервуара, его тип и емкость, фактическую высоту, максимально допустимый уровень нефтепродукта в резервуаре, число и характеристику дыхательных и предохранительных клапанов и огневых предохранителей, максимальную температуру подогрева нефтепродукта в резервуаре, допустимую объемную скорость наполнения и опорожнения, максимальный уровень нефти (максимальные уровни нефти в резервуаре не должны превышать 95 % высоты резервуара).

Канализацию резервуарных парков оборудуют гидрозатворами с уровнем воды не менее 0,25 м. Гидрозатворы должны быть во всех колодцах перед нефтеловушкой и после нее. Хлопуши в приемных колодцах в обваловании должны быть постоянно закрыты. Эксплуатировать канализацию с неисправными гидрозатворами колодцев запрещается.

2. Заключительная часть

2.1 ТБ при обслуживании резервуара

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения: химические огнетушители, бочка с водой (200 л), ящик с песком (1 мі) для двух резервуаров, двое носилок, железная лопата (2 шт.), ведра пожарные (2 шт.). Все средства должны быть на своих местах в исправном состоянии. В резервуарных парках складов первой и второй категорий предусматриваются стационарные системы пожаротушения. Обвалование резервуара должно соответствовать проектному и постоянно содержаться в полной исправности. На территории резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается: курить, разводить костры, пользоваться факелами, керосиновыми фонарями и другими источниками огня и света за исключением взрывобезопасных. Территория резервуарного парка должна быть спланирована и содержаться в чистоте и порядке. Не допускается наличие на ней горючих предметов, скоплений разлитой нефти, н.п. и подтоварной воды. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть засыпаны и спланированы. Территория резервуарного парка должна иметь освещение, отвечающее нормам ТБ и пожарной безопасности. На каждый резервуар должны быть составлены технический паспорт с исполнительной технической документацией, технологическая карта, в которой указываются: максимальный уровень наполнения, минимальный остаток, максимальная производительность наполнения и опорожнения, тип и число дыхательных и предохранительных клапанов и т.д. Технологическая карта утверждается директором или главным инженером - это руководство по эксплуатации резервуаров для персонала, она вывешивается в производственных помещениях резервуарного парка.

Правила замера уровня жидкости. Для замера уровня нефтепродукта в резервуарах с помощью мерной ленты все необходимые приборы укладываются в удобный ящик с ручкой, и с этим ящиком работник идет на замер, при этом должны соблюдаться правила ТБ. 1. Рабочий должен быть одет в специальную одежду из натуральных материалов, не дающих искру. 2. На обуви должны отсутствовать стальные гвозди и подковы. 3. Рабочий должен себя заземлять - его рука должна скользить по перилам. В зимний период времени в случае использования рукавиц или перчаток должен быть вырез на ладошке. 4. Поднявшись на резервуар, работник должен сориентироваться в направлении ветра и встать с наветренной стороны. 5. Крышка замерного люка открывается ногой - нажатием на педаль.

2.2 Охрана окружающей среды на НПС

В эпоху бурного научно-технического прогресса охрану природы, взаимосвязь и взаимообусловленность в природе рассматривают с позиции охраны биосферы - среды жизни.

Решение проблемы защиты окружающей среды возможно только при широком внедрении современных методов снижения испарения нефтепродуктов при хранении, а также хранении нефтепродуктов способами, исключающими выделение загрязняющих веществ в атмосферу, водоемы и грунтовые воды. В связи с этим разработаны способы улавливания и утилизации паров нефтепродуктов, созданы конструкции хранилищ, оборудования и аппаратуры, снижающие выделение вредных веществ в атмосферу.

Основными источниками загрязнения окружающей среды являются "большие и малые дыхания" и вентиляция газового пространства резервуара со стационарными крышами.

Для снижения потерь нефтепродуктов при испарении в процессе хранения в резервуарах применяют следующие способы и технологическое оборудование:

- хранение нефтепродукта под слоем инертного газа;

- улавливание и регенерация нефтепродуктов;

- применение газоуравнительной системы;

- применение дисков-отражателей;

- применение тепло - и лучеотражающих покрытий;

- хранение нефтепродуктов под повышенным давлением.

Так же на НПС магистральных нефтепроводов образуются сточные воды, которые подразделяются на: подтоварные, промывочные, атмосферные, производственные, специальные и хозяйственно-фекальные. Прием сточных вод осуществляется двумя системами промышленной канализации - промышленно-ливневой и специальных стоков (при операциях с этилированными бензинами).

Сточные воды, поступающие в промышленную канализацию, содержат значительное количество нефтепродуктов и механических примесей, поэтому предусматриваются сооружения по их очистке.

Промышленно-ливневые сточные воды очищают механическим (процеживание, отстаивание, фильтрование и т.п.) и физико-химическим (коагулирование, нейтрализация, химическое окисление и т.п.) методами. Специальные стоки очищают механическим методом в сочетании с физико-химическим. Механическая очистка служит для извлечения из сточных вод главным образом минеральных примесей. Физико-химическая очистка следует за механической и служит для извлечения или разрушения органических примесей.

В качестве сооружений по очистке сточных вод применяются: песколовки, нефтеловушки, пруды дополнительного отстаивания, фланационные установки, экстракционные установки.

Размещено на Allbest.ru