Хранение нефтепродуктов на АЗС

Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах и в таре.

Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главный инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.

Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен поддерживаться на 150…200 мм ниже предельного.

Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасовке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи, за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале не должны превышать 20 бутылок.

Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать склады, проверяя состояние тары и упаковки.

Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в бочках и бидонах.

Степень заполнения резервуаров топливом не должна превышать 95 % их внутреннего геометрического объема.

В многокамерном резервуаре допускается одновременное хранение бензина и дизельного топлива в случае, если это предусматривается ТУ и ТЭД на технологическую систему.

Приемка нефтепродуктов на АЗС

Хранение нефтепродуктов на АЗС

Отпуск нефтепродуктов на АЗС

Введение

Краткая характеристика нефтебазы

Хранение нефти и нефтепродуктов

Насосные станции

Канализация

Охрана окружающей среды

Учебный полигон

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

июня 2015 я проходила учебно-экскурсионную практику. За это время я ознакомилась с нефтебазой, расположенной неподалеку от поселка "Талаги" и на учебном полигоне, который находится на территории С(А)ФУ. На практике нас ознакомили с нефтебазой, её основными сооружениями, назначением сооружений, устройством и назначением резервуаров, основными правилами хранения и транспортировки нефтепродуктов, основными принципами охраны окружающей среды.

ООО "РН-Архангельскнефтепродукт" - это крупнейшее сбытовое предприятие "Роснефти" на Северо-Западе России, занимающееся поставкой нефтепродуктов предприятиям, владельцам индивидуальных транспортных средств, частным предпринимателям, выполнением работ и оказанием услуг по переработке, хранению нефтепродуктов, перевалке нефти и нефтепродуктов на экспорт, а так же в северные и арктические регионы России.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

Нефтебаза - это сложная многофункциональная система с объектами различного производственно-хозяйственного назначения, выполняющая задачи бесперебойного и надежного обеспечения потребителей народного хозяйства нефтью и другими нефтепродуктами; это самостоятельное предприятие, обеспечивающие необходимые условия приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов, регенерации масел, сбора и отгрузки отработанных нефтепродуктов (Рис. 1).

Рисунок 1 - Нефтебаза

Все базы подразделяются:

По назначению: - перевалочные, перевалочно-распределительные, распределительные;

Перевалочные нефтебазы осуществляют прием, хранение, отгрузку нефти и нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям.

Перевалочно-распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение, перевалку нефти и нефтепродуктов, поставку нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным потребителям и снабжение нефтепродуктами потребителей, тяготеющих к этим нефтебазам.

Распределительные нефтебазы осуществляют прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителям.

По транспортным связям: трубопроводные, железнодорожные, водные, водно-железнодорожные, глубинные, получающие нефтепродукты автомобильным или речным транспортом.

По суммарному объему резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, согласно СНиП-106-79 (прил. 1, п. 75), нефтебазы делятся на три категории:

Категории нефтебазОбщий объем резервуаров, 1>1000002От 20000 до 100000 включительно3До 20000 включительно

Вместимость нефтебаз определяется по общей вместимости резервуаров и тары для хранения нефти и нефтепродуктов, за исключением промежуточных резервуаров сливно-наливных устройств и расходных резервуаров котельной и дизельной электростанции нефтебазы.

Основная цель нефтебаз - обеспечивать бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и прочих потребителей нефтью и нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранность качества нефти и нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при хранении отпуске их потребителям.

Нефтебазы размещают на специальной территории, отведенной в соответствии с генеральным планом застройки и реконструкции данного района. На каждой нефтебазе должен быть государственный акт землепользования. Расположение нефтебаз зависит от размещения железнодорожных, трубопроводных и береговых устройств. Как правило, должен предусматриваться резерв территории для возможного расширения нефтебазы.

Устройство, взаимное расположение и расстояния между объектами должны соответствовать требованиям СНиП П 106-79.

Архангельская нефтебаза была основана в 1978 году. Это самая большая нефтебаза в Северо-Западном регионе.

Данная нефтебаза является "перевалочным" пунктом. Ее основные функции - это прием, хранение, отпуск светлых и темных нефтепродуктов.

Нефтебаза состоит из нескольких зон:

) Зона приема и отпуска;

) Зона хранения;

) Зона очистных сооружений;

) Подсобная зона.

Зона приема состоит из железнодорожной эстакады и насосных станций. Ж/Д эстакада способна принимать до 60-ти вагонов. С цистерн нефтепродукты перекачиваются насосами через теплообменник, где они подогреваются до температуры 60-65оС, в резервуары. Для нижнего слива нефтепродуктов из цистерн используется устройство УСНГ-150. Эстакады оборудованы системой канализации, куда поступают пролитые нефтепродукты и сточные воды.

Зона хранения состоит из 44 стальных вертикальных резервуаров (РВС), различной емкости от 400 до 10000 кубических метром. Общая емкость резервуаров 240000 метров кубических.

Нефтебаза имеет автоматическую станцию управления, откуда диспетчером осуществляется контроль за параметрами нефтепродуктов в резервуарах, а также прием и отпуск нефтепродуктов с помощью пульта автоматического управления задвижками. Но не все задвижки имеют автоматизированный привод, некоторые приходится открывать вручную.

При нефтебазе существует часть пожарной охраны, состоящая из трех машин и предназначенная для тушения мелких пожаров. Без пожарных машин сварочные работы на предприятии не производятся. Все резервуары нефтебазы на случай пожара снабжены пеногенераторами, а два новых резервуара снабжены системой подслойного пенотушения.

В то же время уделяется немалое внимание работе по привлечению молодых специалистов, за которыми - будущее компании. Сегодня каждый пятый работник - моложе 30 лет. Высокая квалификация и мотивация каждого сотрудника - залог успешной работы компании. 24% сотрудников имеют высшее образование. В настоящее время 22 специалиста проходят обучение в высших учебных заведениях, повышая свой профессиональный уровень. Ведется системная работа с профильными учебными заведениями. Важнейшей ее частью является организация производственной и преддипломной практик для студентов Института нефти и газа АГТУ. Из года в год количество студентов, прошедших производственную практику в нашей компании, растет. У многих из них в дальнейшем появляется реальная возможность для трудоустройства на постоянную работу в ООО "РН-Архангельскнефтепродукт".

ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Хранение нефти и нефтепродуктов - содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени.

Нефтепродукты хранят на нефтебазах в резервуарах, бочках, бидонах и другой таре разрешенной ГОСТ 1510-84(Рис. 2):

Рисунок 2 - Резервуары на территории нефтебазы

Резервуары должны эксплуатироваться в соответствии с " Правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкцией по их ремонту" и настоящими Правилами.

Особые внимание должно быть уделено герметизации резервуаров и их оборудованию.

Каждый действующий резервуар должен соответствовать типовому проекту; иметь технический паспорт; быть постоянно оснащенным полным комплектов оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующему стандарту; иметь дыхательную арматуру, соответствующую избыточному давле-нию, предусмотренному проектом, а так же производительности наполнения и опорожнения резервуара; иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической карте и технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резер¬вуара должен быть указан на специально установленной табличке.

Нефть и нефтепродукты каждого сорта или марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков и пыли.

Металлические резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны периодически защищаться:

не менее двух раз в год - под топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов,

не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и др. аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

металлические и железобетонные резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других, аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо защищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения из качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

при длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после того как их опорожнили.

НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Насосные станции нефтебаз предназначены для погрузки-выгрузки нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и нефтеналивных судов, налива их в автоцистерны и бочки, а так же для внутрибазовых перекачек.

Насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов следует размещать в зданиях или на площадках (открытых или под навесами, Рис. 3):

Рисунок 3 - Насосные станции нефтебазы

КАНАЛИЗАЦИЯ

Для отвода сточных вод на нефтебазах и их филиалах, как правило, устраивают следующие системы канализации: производственную или производственно-дождевую; спецканализацию, бытовую.

В производственную или производственно-дождевую канализацию должны отводиться:

подтоварная вода из резервуаров;

Вода от мытья бочек из под нефтепродуктов, площадок со сливно-наливными устройствами, полов в продуктовых насосных станциях и др.,

вода от охлаждения резервуаров при пожаре;

дождевые воды с открытых площадок для сливно-наливных устройств, обвалованной территории резервуарного парка и других мест, где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами.

сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть канализации. Они должны отводиться по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители, и после отстаивания направляться по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебазы. При попадании в колодец нефтепродуктов (в результате аварии) их необходимо откачать в отдельный резервуар. Сброс нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации запрещается.

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В целях защиты окружающей среды от загрязнения на нефтебазе должны проводится мероприятия по сокращению выброса загрязняющих веществ в воду и в воздух. Для обеспечения требований к состоянию и свойствам воды, водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно бытового водопользования изложено в правилах охраны поверхностных вод имеющих самостоятельный выпуск сточных вод и разработаны нормы предельно допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ. Под ПДС вещества водного объекта понимается масса вещества в сточных водах максимально допустимая к отведению с установленным режимом в данном пункте водного объекта в единицу времени. С целью предотвращения загрязнения водоемов сточными водами на нефтебазе осуществляется внедрение системы оборотного водоснабжения и повторного использования очищенных вод. Для обеспечения контроля за расходом воды на нефтебазе установлены водомерные устройства и приборы независимо от количества потребляемой и сбрасываемой воды. Основными компонентами выбросов нефтебазы, загрязняющими воздух, являются: углероды, окись углерода, окислы серы и азота.

УЧЕБНЫЙ ПОЛИГОН

Учебный полигон находится во дворе С(А)ФУ. На полигоне имеется оборудование:

) Коробки перемены передач лебедки ЛБУ-6-270(Рис. 4).

Есть рычаги для включения 1 и 2 скоростей, а так же для 3 и 4 скоростей, включение 5-й быстрой независимой скорости. Всего 5 скоростей. На меньшей скорости можно поднять груз большей массы, на большей скорости можно поднять груз меньшей массы.

Рисунок 4 - КПП лебёдки ЛБУ-6-270.

) Автоматический элеватор.

Он предназначен для автозахвата и освобождения колонны буровых труб в процессе СПО (спуско-подъемная операция). В корпусе элеватора в нижней части размещены три гладких клина, которые при схождении захватывают с помощью рычажной системы бурильную колонну торец замка резьбы. В верхней части элеваторы имеются рамки, которые связаны с клиньями и могут спускать их для захвата замка или поднимать для его освобождения. Автоэлеватор подвешивают к талевому блоку на двух штропах.

) Силовой двухшкивный агрегат.

Силовые приводы состоят из комплекса передач и механизмов, осуществляющих преобразование электроэнергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающих управлением механической энергией.

В дизельном приводе применяют двигатели внутреннего сгорания в основном типа В 2-450, мощность которых суммируется цепной трансмиссией или клиноременными передачами и передается на исполнительные механизмы:

а) Дизель В2-450;

б) Муфта упругая;

в) Редуктор (1.53);

д) Шкивы клиноременной передачи (16 ремней);

е) Сдвоенная ШПМ 1500;

з) Опора вала.

Крюки служат для подвешивания при помощи штропов и элеватора бурильщика или обсадной колонны в процессе СПО, а так же для подвешивания в процессе бурения вертлюга с буровой колонной.

а) Защитная подушка из литой стали;

в) Корпус;

г) Стопор;

д) Стопорное устройство;

е) Фиксатор;

ж) Крышка;

и) Пружина;

к) Упорный шариковый подшипник;

л) Стакан;

н) Пластиковый крюк;

о) Откидные скобы.

В бурении применяются в основном крюки: основной и два боковых. К основному крюку в процессе бурения подвешивают вертлюг, а к боковым - штропы для элеватора.

) Двухсекционный кранблок УКБ-6-270(Рис. 5).

Рисунок 5 - Двухсекционный кранблок УКБ-6-270

Кранблок представляет собой раму, на которую смонтированы опоры и оси со шкивами талевого каната. Кранблоки по конструкции бывают одноосные (все шкивы на одной оси) и двухосные (на каждой оси монтируется секция шкивов). Оси монтируются секциями шкивов.

) Компрессор.

Для снабжения сжатым воздухом пневматических систем буровых установок применяют компрессорные установки с механическим приводом от трансмиссии силовых агрегатов или с индивидуальным электроприводом.

В компрессорных установках с механическим приводом приводной шкив соединен с валом компрессора через ШМП-500.

В установках с электрическим приводом вал компрессора соединен с электрическим двигателем через упругую муфту. Компрессорные установки работают в автоматическом режиме, включаясь при падении двигателя в пневмосистеме до 0,7-0.75 МПа и выключаясь при давлении 0.8-0.85 МПа.

Компрессорная установка с механическим приводом допускает работу без автоматики, для чего должна включаться и выключаться ШПМ с пультом крана управления компрессором.

) Талевый блок(Рис. 6).

Рисунок 6 - Талевый блок

Представляет собой корпус, в котором перемещаются шкивы и подшипниковые узлы как кранблоки. В буровых установках применяются талевые блоки двух типов: для подвешивания крюка при ручном выполнении с ПО (подъемные операции), и для работы с подвешенным автоэлеватором при перемещении АСП (Автоматический спуско - подъем).

б) Накладки

в) Стяжки

е) Отверстие для оси

ж) Стопорные планки

з) Траверса

и) Продольные и радиальные отверстия

к) Защитный кожух

л) Нижний защитный кожух

) Центратор(Рис. 7).

Рисунок 7 - Центратор

Предназначен для подвешивания верхнего конца свечи при довинчивании или отвинчивании ее в процессе СПО, а так же для предупреждения талевого блока от раскачивания на пути их движения.

В передней части корпуса вмонтированы два поворотных кулачка, которые имеют возможность поворачиваться внутри корпуса и открывать проход для свечи

а) Корпус

б) Кулачки

9) Буровой насос(Рис. 8).

Рисунок 8 - Буровой насос

Буровые насосы предназначены для подачи под давлением в скважину бурового раствора с целью очистки забоя, улучшения условий работы долота и вращения трубобура при турбинном бурении.

Основные поставщики бурового оборудования:

ЗАО ОЭЗ "ПензЭнергоМаш";

ООО Компания Химсталькомплект;

Самарский завод нефтяного и резервуарного оборудования;

ООО ДриллТехноТрейд;

ООО БурТехРесурс;

ООО Завод Буровых Технологий;

ЗАО РОСНЕФТЕГАЗМАШ;

ЗАО "Уралмаш - Буровое оборудование".

Пневматические крылья предназначены для удержания колонны бурильных труб в роторе в процессе СПО

а) Корпус;

б) Четыре стобки;

в) Кольцевая рама;

г) Вкладыш.

11) ФСМ(Рис. 9).

Рисунок 9 - ФСМ

Фрезерно-струйная мельница типа ФСМ-3, ФСМ-7 имеют большую производительность и работает непрерывно с одновременной загрузкой компонентами раствора. Они могут использоваться как компоненты раствора. Они могут использоваться как для приготовления растворов, так и для их утяжеления и добавки глин и глинопорошка с целью увеличения плотности. Фрезерно-струйная машина имеет:

а) Корпус

в) Электродвигатель ротора

г) Сменные лопасти

д) Сливной лоток

е) Решетка

ж) Подвижный щиток

з) Щелевые насадки

и) Загрузочный бункер

к) Предохранительная плитка

л) Затвор

н) Ловушка

о) Откидная крышка.

12) Вертлюг(Рис. 10).

Рисунок 10 - Вертлюг

Основные узлы:

б) Крышка

в) Роликовый подшипник

г) Роликовый упорный подшипник

д) Корпус

е) Упорный подшипник

ж) Радиальный подшипник

з) Крышка

и) Быстросъемное уплотнение

Быстросъемное уплотнение:

а) Нажимная гайка

б) Стакан грундбуксы

в) Верхняя нажимная гайка

г) Неподвижный отвод

д) Втулка

е) Манжета

ж) Кольцо

з) Манжета

л) Самоуплотняющаяся манжета

м) Кольцо

н) Грундбукса

о) Манжета

а) Штопоры

в) Крышка

г) Уплотнение(напорный сальник)

д) Верхний масляный сальник

е) Центрирующая опора

ж) Вспомогательная опора

з) Основная опора

к) Нижний масляный сальник

л) Корпус

м)Грязевая труба

Рисунок 11 - Плашечный превентор

Превенторы предназначены для перекрытия и герметизации кольцевого зазора между спущенной в скважину обсадной колонной и бурильными трубами или для перекрытия устья скважины при отсутствии в ней бурильных труб.

а) Корпус

б) Комплектор

в) Прокладки

г) Откидные крышки

д) Гидравлический цилиндр

е) Поршень

з) Паропроводы

и) Треугольные выступы

к) Резиновые уплотнители

л) Корпус плашек

м) Сменный вкладыш

14) Ротор Р-560 (диаметр отверстия ствола ротора, рис. 12).

Рисунок 12 - Ротор Р-569

Ротор состоит:

а) Станина стальная

б) Колесо коническое

г) Вкладыш роторный

е) Основная опора

и) Шестерня

к) Шпонка

л) Вал приводный

м) Колеса цепные

н) Муфта разрезная

Роторы буровых установок предназначенных для передачи вращательного момента бурильному инструменту при роторном бурении, а так же для удержания колонны бурильных труб и обсадных при СПО

а) Стол ротора

б) Вспомогательная опора

в) Коническая передача

г) Быстроходный вал

д) Звездочка привода ротора

е) Станика

ж) Основная опора стола

з) Опора быстроходного вала

и) Стакан

15) Глиномешалка(Рис. 13).

Рисунок 13 - Глиномешалка

Применяют глиномешалки типа Г2П2-4 и МГ2-4, состоящие из сварного овального сечения барабана, смонтированного на раме. Внутри барабана на подшипниках установлены параллельно два вала, на которых закреплены работчие клапаны. На концах валов посажены зубчатые колеса. Привод валов осуществляется от электродвигателя плескороменной передачей через ведомый шкив и расположенную на одном с ним валу шестерню.

Вода, глина и другие компоненты падают в барабан глиномешалки через загруженную в верхней части трубу. Конструкция глиномешалки позволяет непрерывно или периодически выпускать раствор через опускной клапан. Клапан, расположенный в нижней части, регулируют соответствующими порциями компонентов, подаваемых в барабан.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ООО "РН-Архангельскнефтепродукт" занимает одно из ведущих мест на внутреннем рынке региона в секторе розничных продаж. На сегодняшний день нефтебазе принадлежат несколько автозаправочных станции, поставка нефтепродуктов на которые осуществляется с нефтебазы.

ООО "РН-Архангельскнефтепродукт" занимается оптовой продажей нефтепродуктов со своих нефтебаз. А так же бункеровкой судов в Архангельском и Мурманском портах.

В состав общества входят собственные пожарные подразделения, укомплектованные современной техникой и имеющие в своем арсенале эффективные системы пожаротушения.

ООО "РН-Архангельскнефтепродукт" уделяет должное внимание созданию достойных социально-бытовых условий для сотрудников. Организованы места питания и отдыха, санитарно-гигиенические зоны. На предприятиях общества оборудованы современные рабочие места, отвечающие самым строгим требованиям.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

нефтепродукт насосный канализационный сеть

1) Губайдуллин М.Г., Дундин Н.И. Введение в специальность. Нефтегазовое дело: учебное пособие. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2006. - 212 с.

) Абанов А.Э., Смолина А.К., Прокопьева О.Ф. Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

) [Электронный ресурс] #"justify">) [Электронный ресурс] http://ru.wikipedia.org/wiki/Нефтехранилище

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.

5.4. Хранение нефтепродуктов в таре

5.4.1. 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, 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 ГОСТ 1510. 5.4.2. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях III категории с общим объемом резервуаров до 20000 м 3 включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120 °С в количестве до 60 м 3 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. 5.4.3. 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. Требования к отремонтированным бочкам регламентированы РСТ РСФСР 771-90. 5.4.4. 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. 5.4.5. 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 ГОСТ 15846. 5.4.6. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций. 5.4.7. 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-хратный обмен воздуха; не менее двух дверей (ворот). Окна хранилищ оборудуются металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет. Полы в хранилищах должны быть выполненыиз негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов и 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. 5.4.8. Площадки (открытые и под навесами) для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым грунтом и уклоном для стока поды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенкаиз негорючих материалов высотой 0,5 м. В местах прохода или проезда на площадку должны предусматриваться пандусы. 5.4.9. При хранении нефтепродуктов в таре (бочках, канистрах, ящиках и др.) в складских зданиях и под навесами следует соблюдать следующие условия: высота стеллажей или штабелей поддонов - не более 5,5 м; размещение тары на каждом ярусе стеллажа - в один ряд по высоте и в два ряда по ширине; ширина штабеля - из условия размещения не более четырех поддонов; ширина проездов между стеллажами и штабелями - в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м; проходы между стеллажами и штабелями - шириной 1 м; расстояние от верха тары до потолка - не менее 1 м; расстояние от стенки до штабеля - 0,8 м. 5.4.10. При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках следует соблюдать следующие условия: количество штабелей тары с нефтепродуктами - не более шести; размеры штабеля, не более: длина - 25 м; ширина - 15 м; высота 5,5 м; укладка тары и поддонов в штабеля - в два ряда с проходами и проездами между ними в соответствии с 5.4.9; расстояние между штабелями на площадке - 5 м, между штабелями соседних площадок - 15 м. 5.4.11. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на корпусе) и стоя (отверстие расположено в дне). Бочки укладывают штабелями не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса укладывают на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм. 5.4.12. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках. Количество штабелей 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. 5.4.13. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0 °С, не отапливаются. 5.4.14. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям ПУЭ. Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские помещения. 5.4.15. 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. 5.4.17. 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. 5.4.18. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ

6.1. Общие положения

6.1.1. На нефтебазах эксплуатируется большое количество сооружений и оборудования, предназначенных для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов. 6.1.2. При эксплуатации нефтебаз сооружения и оборудование должны соответствовать требованиям нормативных документов и находиться в исправном состоянии. Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и давлениях выше паспортных. 6.1.3. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования на нефтебазах должны осуществляться в строгом соответствии с требованиями нормативно-технических документов на эти сооружения и оборудование, "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94, "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и настоящих Правил. 6.1.4. Для применяемого в технологическом процессе основного оборудования проектной организацией должен устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в проектной документации и техническом паспорте. 6.1.5. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки соответствия его проекту и нормативной документации. 6.1.6. При обнаружении в процессе технического освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативных документов, оно не должно быть допущено к эксплуатации. Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией-разработчиком (организацией-проектировщиком) этого оборудования.

6.1. Резервуары

6.2.1. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту". 6.2.2. Резервуары следует размещать в резервуарных парках группами. При расширении, реконструкции и модернизации резервуарных парков нефтебаз необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в СНиП 2.11.03-93. 6.2.3. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара. Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм. 6.2.4. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной вместимостью до 10000 м 3 и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10000 м 3 и более. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10000 м 3 и 6 м - от резервуаров вместимостью 10000 м 3 и более. Группа из резервуаров вместимостью 400 м 3 и менее общей вместимостью до 4000 м 3 , расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется. 6.2.5. Приемку нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика, представителя пожарной охраны и других заинтересованных организаций. 6.2.6. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией. 6.2.7. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после гидравлических испытаний резервуаров с установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта. 6.2.8. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается. 6.2.9. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо завершить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение. 6.2.10. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом. 6.2.11. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин. 6.2.12. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы; трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются); состояние коробов, поплавков; наличие крепления заземления; крепление секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровнемера, пробоотборника. 6.2.13. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика. 6.2.14. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами тщательно наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона плавающей крыши должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и попадания жидкости на поверхность понтона. 6.2.15. Эксплуатируемые на нефтебазах резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на: типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 м 3 со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа; с понтоном или плавающей крышей без давления; резервуары, предназначенные для эксплуатации в районах Крайнего Севера. 6.2.16. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах. 6.2.17. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен: соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт; быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам; иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке. 6.2.18. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта в соответствии с Приложением 4. 6.2.19. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом, утвержденным руководством нефтебазы. 6.2.20. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование: дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители; приборы контроля и сигнализации; противопожарное оборудование; приемо-раздаточные патрубки; сифонный водоспускной кран; люки-лазы; люки световые; люки замерные. Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием: подогревателями нефтепродуктов; лестницами; измерительными трубами и другими необходимыми устройствами. 6.2.21. Основное оборудование и арматура должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки: дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха - один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней; вентиляционный патрубок - один раз в месяц; пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц; прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц; приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц; люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц (люки световые без вскрытия); сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц. Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал по форме, утвержденной руководством нефтебазы. 6.2.22. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой которого может достигать нескольких сантиметров и может привести к примерзанию тарелок к седлам и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3-4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации. 6.2.23. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой ниже 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. 6.2.24. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара перед зачисткой. 6.2.25. Металлические резервуары должны периодически зачищаться: не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками; не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов. Резервуары для мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. 6.2.26. Резервуары зачищают также при необходимости: смены сорта хранящегося нефтепродукта; освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии. 6.2.27. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности. 6.2.28. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с действующей "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" с соблюдением "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94. 6.2.29. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме. К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством нефтебазы по согласованию с начальником пожарной охраны. 6.2.30. В зависимости от назначения зачистки резервуара его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов: в соответствии с ГОСТ 12.1.005, не более 0,1 г/м 3 - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств; не более 2,0 г/м 3 (5% НПВ) при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара; не более 8,0 г/м 3 (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах); не более 12,5 г/м 3 (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара. Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции. 6.2.31. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам. Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме Приложения 5 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме Приложения 6. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005. 6.2.32. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по установленной форме. 6.2.33. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ. 6.2.34. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозионных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок ХС-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-1102, АК-194, МС-17 (серая), АС-115 и др. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812, а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых). 6.2.35. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с "Руководством по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров". Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные бригады, подготовленные к выполнению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации. Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров выполняется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

Тема 3. Нефтебазы

Вопрос 1. Классификация нефтебаз.

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз – обеспечение бесперебойного снабжения нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске.

Классификация:

1) В зависимости от общего объема резервуарного парка и максимального объема одного резервуара нефтебазы подразделяются на категории:

I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м 3

II – свыше 20 000 м 3 по 100 000 м 3

IIIа – свыше 10 000 м 3 по 20 000 м 3 , мах объем 1-го резервуара = 5000 м 3

IIIб – свыше 2 000 м 3 по 10 000 м 3 , мах объем 1-го резервуара = 2000 м 3

IIIв – до 2 000 м 3 включительно, мах объем 1-го резервуара = 700 м 3

2) По величине годового грузооборота нефтебазы делятся на 5 классов:

3) По функциональному назначению :

Перевалочные - предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой;

Распределительные - предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Разделяют на оперативные (обслуживают местных потребителей); сезонного хранения (предназначены как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения);

Перевалочно-распределительные ;

Хранения – осущ-ют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов.

4) По транспортным связям делятся на:

Железнодорожные

• Водно-железнодорожные

  Трубопроводные

  Глубинные (это распределительные нефтебазы, получающие нефтепродукты автомобильным транспортом, в некоторых случаях водным).

5) По номенклатуре хранимых нефтепродуктов:

Общего назначения; только для легковоспламеняющихся (светлых) нефтепродуктов; только для горючих (темных) нефтепродуктов.

Вопрос 2. Операции, проводимые на нефтебазах

Делят на основные и вспомогательные.

Основные операции:

прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;

хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

замер и учет нефтепродуктов.

Вспомогательные операции:

очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;

смешение масел и топлив;

регенерация отработанных масел;

изготовление и ремонт тары;

ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

Вопрос 3. Объекты нефтебаз и их размещение.

Территория нефтебазы в общем случае разделена на зоны (производственная, подсобная, резервуарный парк) и участки (рис. 1.1 ). (на рис «зона» заменить на «участок»)

Производственная зона включает участки:

железнодорожных операций

водных операций

автомобильных операций

Подсобная зона включает участки:

очистных сооружений

водоснабжения и противопожарной защиты

подсобных зданий и сооружений

внешнего энергоснабжения

административно-хозяйственных зданий и сооружений.

Резервуарный парк – участок хранения нефтепродуктов.

На участке железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге.

Объекты : железнодорожные тупики; сливоналивные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); хранилища нефтепродуктов в таре; площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.

На участке водных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами.

Объекты: причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; стационарные и плавучие насосные; лаборатория; помещение для сливщиков и наливщиков.

Участок автомобильных операций предназначен для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки, бидоны и т.д.

Объекты: автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; склады для тары; погрузочные площадки для автотранспорта.

На участке очистных сооружений сосредоточены объекты для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов.

Объекты: нефтеловущки; флотаторы; пруды-отстойники; иловые площадки; шламонаконители; насосные; береговые станции по очистке балластных вод.

Участок водоснабжения и противопожарной защиты включает водопроводные и противопожарные насосные станции, резервуары или водоемы противопожарного запаса, помещения хранения противопожарного оборудования.

На участке подсобных зданий и сооружений находятся объекты : котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления; трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией; водонасосная;

механические мастерские; склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты.

Объекты вышеперечисленных участков соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод.

На участке административно-хозяйственных зданий и сооружений находятся объекты : контора; проходные; гаражи; пожарное депо; здание охраны нефтебазы.

На участке хранения нефтепродуктов находятся объекты: резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; насосные станции; обвалование – огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующих розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров.

Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций.

Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям :

резервуарный парк должен обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;

технологические трубопроводы должны позволять вести одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смешения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование должны обеспечивать соблюдение нормативов времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

Вопрос 4. Н асосные станции нефтебаз

Насосные станции предназначены для перекачки нефтепродуктов при их приеме, отпуске и внутрибазовых операциях.

Станции нефтебаз классифицируются:

1) по характеру размещения:

стационарные – наземные, полуподземные, подземные – оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах;

передвижные – оборудование устанавливается на автомашинах, прицепах, баржах понтонах (плавучих станциях).

2) по виду перекачиваемых нефтепродуктов: для светлых нефтепродуктов; темных нефтепродуктов и смешанные.

Наиболее распространены стационарные насосные станции в общем случае в их состав входят объекты : само здание, насосы с приводом и трубопроводной обвязкой, узлы задвижек, детали трубопроводных коммуникаций, контрольно-измерительная аппаратура, вентиляционные устройства, освещение и т.д.

Пример насосной станции на рис. 2

При числе основных рабочих насосов не более 5 (на нефтебазах I и II категорий) и не более 10 (на нефтебазах III категории) узлы задвижек могут находиться в одном помещении с насосами.

На нефтебазах применяют насосы : а)центробежные, б)поршневые и в)шестеренные насосы.

А)Центробежные насосы рассмотрены в ТЕМЕ №3

Б)Поршневые насосы классифицируются:

по роду действия (одинарного, двойного или дифференциального);

по количеству цилиндров (одноцилиндровые и многоцилиндровые);

по типу привода (приводные или прямодействующие)

Принципиальная схема насоса одинарного действия рис.3

(При прохождении кривошипа 9 в III и IV квадрантах окружности крейцкопф 7 движется вправо. Соответственно вправо движется и связанный с крейцкопфом с помощью штока 6 поршень 5. Увеличение объема рабочей камеры А приводит к созданию разряжения в ней, и жидкость откачиваемая из емкости 1 по всасывающему трубопроводу 2 через всасывающий клапан 3 поступает в цилиндр 4 поршневого насоса. При нахождении кривошипа 9 в I и II квадрантах окружности крейцкопф 7 и поршень 5 движутся в лево. Это приводит к увеличению давления в камере А и клапан 3 закрывается, но открывается нагнетательный клапан 10, после чего жидкость из камеры А попадает в напорный трубопровод 11).

Насос двойного действия отличается тем, что в камере Б также есть всасывающий и нагнетательный клапаны, поэтому такой насос за один полный оборот кривошипа дважды всасывает жидкость и дважды ее нагнетает.

В)Шестеренные насосы

Схема шестеренного насоса рис.4

Так, центробежные насосы используются, в основном, для перекачки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий кпд. Область преимущественного применения поршневых и шестеренных насосов - перекачка высоковязких нефтепродуктов.

Похожие статьи