6.1. Зберігання нафтопродуктів у резервуарах здійснюється відповідно до вимог стандартів. Вибір резервуару обґрунтовується техніко-економічними розрахунками залежно від характеристик нафтопродукту, умов експлуатації з урахуванням максимального зниження втрат нафтопродукту від випаровування при зберіганні.

6.2. Нафтопродукти кожної марки повинні зберігатися в окремих призначених для них справних резервуарах. Особливу увагу при експлуатації резервуарів має бути приділено технічному стану резервуарів (герметичність, товщина стінки та днища резервуара, відхилення зовнішнього контуру днища від горизонталі та утворюють стінки резервуара від вертикалі) та встановленого на резервуарах обладнання, а також пристроїв блискавкозахисту та захисту.

6.3. Для зберігання бензинів з метою скорочення втрат від випаровування слід застосовувати резервуари із захисними покриттями (понтонами, плаваючими дахами та ін) або обладнані газовою обв'язкою.
Не допускається зберігання авіаційних бензинів у резервуарах, обладнаних плаваючими дахами.

6.4. На нафтобазах, наливних та перекачувальних станціях повинні бути складені технологічні схеми з відображенням усіх трубопроводів, запірно-регулюючого обладнання, контрольно-вимірювальних приладів, насосів, заглушок, кранів, компенсаторів, приймально-роздавальних пристроїв з присвоєнням номера кожному елементу технологічної схем.

6.5. Усі зміни, зроблені в резервуарних парках, насосних установках, трубопровідних, комунікаціях, розташуванні арматури, повинні вноситися в технологічну схему і доводитися до обслуговуючого персоналу нафтобази. Зміна технологічних схем, що діють, без відповідного погодження забороняється.

6.6. Резервуари повинні мати справні запірні пристрої та люки з прокладками, стійкими до нафтопродуктів та забезпечують герметичність.

6.7. Вимірювання маси, рівня та відбір проб нафтопродуктів у резервуарах, що експлуатуються з надлишковим тиском, повинні здійснюватися без порушення герметичності газового простору за допомогою вимірювальних пристроїв та знижених пробовідбірників, передбачених проектами та допущених до використання у встановленому порядку.

6.8. Для скорочення втрат від випаровування нафтопродуктів необхідно:
забезпечити повну герметизацію даху;
підтримувати тиск у резервуарі, що дорівнює проектному;
здійснювати перекачування нафтопродуктів, що легко випаровуються, з резервуару в резервуар тільки при крайній необхідності, по можливості, в нічний час;
максимально заповнювати резервуар при зберіганні нафтопродуктів, що легко випаровуються;
фарбувати зовнішню поверхню резервуару променевідбиваючими світлими емалями та фарбами;
застосовувати теплоізоляцію поверхні резервуару, призначеного для зберігання нафтопродуктів, що застигають.

6.9. Експлуатація та обслуговування понтонів здійснюється відповідно до технічної документації на понтони та інструкції з їх експлуатації.

6.10. Продуктивність наповнення та випорожнення резервуару не повинна перевищувати сумарної пропускної спроможності встановлених на резервуарі дихальних, а також запобіжних клапанів або вентиляційних патрубків.

6.11. При наповненні та випорожненні резервуарів з металевими понтонами або плаваючими дахами швидкість підйому та опускання понтона або плаваючого даху не повинна перевищувати резервуарів:
700 м3 і менше – 3,5 м/год;
понад 700 м3 – 6 м/год.
При цьому швидкість зсуву (обертання по горизонталі) понтону або плаваючого даху для резервуарів 700 м3 і менше не повинна перевищувати 2,5 м/год.
Допустима швидкість підйому понтонів із синтетичних матеріалів повинна бути вказана у технічній документації на понтон.

6.12. При зберіганні нафтопродуктів у резервуарах не допускається наявність підтоварної води вище за мінімальний рівень, що забезпечується конструкцією пристрою для дренажу води (порядку 25 мм від днища резервуара).

6.13. При негативних температурах слід при необхідності зливати підтоварну воду з резервуара, а сифонний кран промивати нафтопродуктом, що зберігається, і повертати в бічне положення.

6.14. Застигаючі нафтопродукти повинні зберігатися в резервуарах, обладнаних теплоізоляцією та засобами обігріву, що забезпечують збереження якості нафтопродуктів та пожежну безпеку.

6.15. При оснащенні резервуарних парків газоуравнительной системою (ГУС) забороняється об'єднувати нею резервуари з авіаційними та автомобільними, а також з етильованими та неетильованими бензинами.

6.16. Для забезпечення ефективної роботи ГУС необхідно:
забезпечити синхронність процесу наповнення та спорожнення резервуарів за часом та продуктивністю;
підтримувати повну герметичність системи;
регулярно оглядати та підтягувати фланцеві з'єднання, перевіряти справність дихальної арматури резервуара;
систематично спускати конденсат із трубопроводів газової обв'язки у збірник з подальшим його відкачуванням;
утеплювати дренажні пристрої та в зимовий час оберігати їх від снігових заметів.

6.17. При необхідності виведення з експлуатації резервуару, включеного до ГУС, або заповнення його нафтопродуктом іншого сорту слід відключити його від газової обв'язки, закривши засувку газопроводу.

6.18. При зміні марок нафтопродуктів підготовка до заповнення резервуарів має відповідати вимогам стандарту.

6.19. Територія резервуарного парку своєчасно очищається від сміття, сухої трави та листя. Місця розливу нафтопродуктів слід зачищати шляхом зняття шару землі до глибини, що на 1-2 см перевищує глибину проникнення нафтопродуктів у ґрунт. Забруднений нафтопродуктами грунт видаляють у спеціально відведене місце, а виїмку, що утворилася, засипають свіжим грунтом або піском.
Забороняється складувати горючі матеріали біля резервуарного парку. Ями та траншеї, вириті при ремонтах, мають бути огороджені, а в нічний час – освітлені. Після закінчення робіт ці ями мають бути засипані.

6.20. Підігрів в'язких і застигаючих нафтопродуктів виробляють при проведенні технологічних операцій з прийому, відпуску та регенерації нафтопродуктів з метою збільшення їх плинності та зменшення гідравлічного опору під час перекачування.

6.21. Температура підігріву нафтопродуктів у резервуарах не повинна перевищувати 90°С і повинна бути нижчою за температуру спалаху парів нафтопродуктів у закритому тиглі не менше ніж на 35°С. За температурою підігріву нафтопродуктів має бути встановлений постійний контроль.

6.22. Для підігріву використовують водяну насичену пару, перегріту промтеплофікаційну воду або електроенергію.

6.23. Конструкції підігрівачів різняться залежно від призначення та принципу дії. В основному рекомендується використовувати підігрівачі таких типів:
стаціонарні та переносні;
загальні та місцеві;
трубчасті, циркуляційного підігріву;
парові, електричні та ін.

6.24. Підігрівачі призначені для забезпечення безперебійного цілорічного прийому та відпуску в'язких нафтопродуктів із температурою спалаху пари вище 45°С.

6.25. Для підігріву в'язких нафтопродуктів у вертикальних резервуарах використовуються, як правило, стандартні секційні трубчасті підігрівачі, а в горизонтальних резервуарах - змійникові підігрівачі.

6.26. Підігрівачі повинні:
забезпечувати підігрів в'язких нафтопродуктів або підтримання оптимальної температури для необхідної продуктивності перекачування;
забезпечувати економне витрачання пари та електроенергії;
бути технічно справними, простими у монтажі та ремонті.

6.27. В'язкі нафтопродукти підігрівають у залізничних цистернах та в резервуарах до температури, за якої забезпечуються мінімальні витрати на підігрів та перекачування. Вибір вихідних даних для визначення оптимальної температури підігріву залежить від конкретних умов зливу-наливу, температури нафтопродукту та довкілля, і навіть від властивостей нафтопродукту тощо.

6.28. При самопливному зливі-наливі нафтопродуктів оптимальна температура підігріву визначається виходячи з умов забезпечення зливу-наливу залізничних та автомобільних цистерн, суден у встановлені терміни.

6.29. При примусовому зливі та наливі оптимальна температура підігріву вибирається, виходячи з умови забезпечення всмоктування насоса та мінімальних витрат на підігрів та перекачування.

6.30. За оптимальну температуру підігріву нафтопродукту при наливі автоцистерн приймається така температура, коли злив його в пункті призначення можливий без підігріву.

6.31. При комбінованому способі підігріву оптимальною температурою підігріву вважається така, що забезпечує самопливне заповнення транспортних засобів у встановлений час (при добовій реалізації цього виду нафтопродукту більше 3 т).

6.32. При нагріванні нафтопродукту за допомогою стаціонарних секційних паропідігрівачів тиск насиченої пари не повинен перевищувати 0,4 МПа, а за допомогою переносних – 0,3 МПа.

6.33. В екстрених випадках, при необхідності підігріву високов'язких нафтопродуктів (головним чином топкових мазутів у залізничних цистернах та нафтоналивних суднах) допускається їх підігрів "гострою парою". У цих випадках насичена водяна пара інжектується через перфоровані труби безпосередньо в нафтопродукт і конденсується, повідомляючи йому необхідне тепло.
Обводнений нафтопродукт надалі має піддаватися зневодненню.

6.34. Підігрів нафтопродуктів у резервуарах насиченою парою або перегрітою водою здійснюється стаціонарними чи переносними підігрівачами, а також пристроями циркуляційного підігріву та розмиву.

6.35. Для зливу в'язких нафтопродуктів із залізничних цистерн кращий циркуляційний спосіб підігріву з використанням спеціальних стаціонарних теплообмінників, встановлених за межами залізничної естакади. При застосуванні переносних паропідігрівачів доцільно передбачати колектор насиченої пари з відведеннями до кожної цистерни. На відводах обов'язкове встановлення запірної арматури.

6.36. Щоб уникнути гідравлічних ударів, паропідігрівачі перед пуском в них пари повинні бути звільнені від води (конденсату). Пуск пари здійснюють шляхом поступового та плавного відкриття паропропускних вентилів. При пуску пари в змійовики резервуарів всі трубки для випуску конденсату мають бути відкриті.

6.37. З метою контролю за герметичністю паропідігрівачів та запобігання обводненню нафтопродукту необхідно постійно спостерігати за чистотою конденсату.

6.38. Конденсат від паропідігрівачів, що має задовільну якість, необхідно повертати на внутрішньобазові мережі конденсаторів.
Забруднений конденсат, очищення якого неможливе, слід охолоджувати з наступним скиданням у виробничу каналізацію.

6.39. Основними технологічними операціями із застосуванням електропідігріву на нафтобазах є:
злив нафтопродуктів із залізничних цистерн, перекачування нафтопродуктів трубопроводами;
зберігання нафтопродуктів у резервуарах;
налив нафтопродуктів у автоцистерни, бочки тощо.

6.40. Для підігріву в'язких нафтопродуктів при зливі із залізничних вагонів-цистерн застосовують спеціальні підігрівальні пристрої.

6.41. При комплексному електропідігріві фронт зливу в'язких нафтопродуктів оснащують грілками залізничними та установками нижнього зливу з електропідігрівом. Злив виготовляється у такому порядку:
через люк в цистерну занурюють залізничну грілку і після повного занурення і розкладання секцій включають її;
до патрубка нижнього зливного приладу цистерни приєднують установку нижнього зливу з електропідігрівом;
відкривають зливальний прилад цистерни, при заповненні якого включають нафтопродуктом обігрів установки нижнього зливу за допомогою гнучких електронагрівачів;
при рівні нафтопродукту 600-700 мм над електрогрілкою слив тимчасово припиняють, відключають обігрів установки нижнього зливу та гнучкі нагрівачі, що обігрівають трубопроводи;
залишок нафтопродукту розігрівають до температури, що забезпечує його повний злив без подальшого зачищення цистерни;
залишок нафтопродукту зливають з вимкненою грілкою, але з включеними нагрівачами установки нижнього зливу та гнучкими нагрівачами, що обігрівають трубопроводи.

6.42. Підігрів нафтопродуктів може здійснюватися такими способами: загальний, місцевий та комбінований електропідігрів нафтопродуктів.
Вибір способу підігріву залежить від розрахункової температури навколишнього повітря, марки нафтопродукту, обсягу реалізації його в холодну пору року, типу та способу встановлення резервуара.
За розрахункову температуру навколишнього повітря приймають середню температуру найхолоднішої п'ятиденки.

6.43. Загальний електропідігрів застосовують, якщо обсяг добової реалізації нафтопродукту дорівнює або більше 30-відсоткової місткості резервуару. При цьому підігрівають весь обсяг нафтопродукту та підтримують задану температуру в процесі зберігання.

6.44. Місцевий спосіб електропідігріву характеризується тим, що нафтопродукт підігрівають в обмеженому обсязі спеціальної нагрівальної камери, обладнаної в резервуарі. Об'єм камер приймають рівним обсягу добової або однозмінної реалізації нафтопродукту.
В'язкі нафтопродукти за обсягом реалізації трохи більше 1-2 т на добу досить підігрівати грілкою (трубкою вихідного потоку).

6.45. Комбінований спосіб полягає в тому, що нафтопродукт спочатку підігрівають в основному резервуарі до температури, що забезпечує самопливний перетік у проміжний резервуар.
Проміжний резервуар заповнюють по сполучному обігрівається трубопроводу. Для прискорення заповнення діаметр з'єднувального трубопроводу має бути не менше ніж 250 мм. Проміжний резервуар обладнується загальним електропідігрівом. Заповнення проміжного резервуару може бути безперервним або періодичним.
Обсяг проміжних резервуарів приймається рівним максимальної добової реалізації нафтопродукту. Проміжний резервуар повинен бути теплоізольованим.
Комбінований спосіб доцільно застосовувати за добової реалізації даного нафтопродукту більше 3 т.

6.46. Для підігріву нафтопродуктів у резервуарах застосовують спеціальні підігрівальні пристрої.

6.47. Для розігріву або компенсації тепловтрат трубопроводів та різного технологічного обладнання застосовують нагрівальні гнучкі стрічкові елементи.

6.48. Гнучкі нагрівачі повинен обслуговувати слюсар-електрик, який пройшов інструктаж з охорони праці під час робіт, пов'язаних з обслуговуванням електронагрівального обладнання.
Персонал, який обслуговує засоби комплексного електропідігріву в'язких нафтопродуктів, повинен знати схему живлення нагрівачів та схему регулювання температури; суворо дотримуватися режиму роботи нагрівача, не допускаючи перевищення заданої температури, знати та дотримуватися правил охорони праці, вміти визначати неполадки в роботі нагрівача.

6.49. Під час роботи системи електропідігріву обслуговуючий персонал слідкує за температурою за допомогою приладів регулювання та контролю, не допускаючи перегріву, при виявленні несправностей у системі електронагрівача негайно вжити заходів щодо їх усунення.
У разі перегріву або інших несправностей необхідно негайно відключити електроживлення.
Увімкнення електропідігріву допускається лише після повного усунення несправностей.

6.50. При експлуатації систем електропідігріву забороняється:
проводити роботи на установці, що перебуває під напругою, за винятком особливих випадків, пов'язаних з контрольно-вимірювальними та перевірочними операціями;
включати занурювальні нагрівачі без блокувального пристрою;
включати нагрівальні пристрої з опором ізоляції нижче за норму;
провадити електромонтажні роботи без засобів захисту від атмосферних опадів;
включати нагрівальні пристрої без захисного заземлення, включати несправну систему електропідігріву та нагрівачі з порушеними герметизуючими покриттями або ізоляцією висновків;
ремонтувати, змотувати та встановлювати гнучкі стрічкові нагрівачі, що знаходяться під напругою.

6.51. Залежно від фізико-хімічних властивостей нафтопродуктів для їх зневоднення застосовують відстоювання, відстоювання з підігрівом, відстоювання з підігрівом та з використанням деемульгаторів, продування повітрям, випарювання під тиском або під вакуумом, центрифугування.

6.52. Найбільш ефективним способом зневоднення високов'язких мазутів є термохімічний спосіб зневоднення в резервуарах із застосуванням поверхнево-активних речовин (ПАР) - деемульгаторів.
Найбільш ефективним деемульгатором для зневоднення мазутів та мазутних зачисток є кальцинована сода. Зачистки - це відходи нафтопродуктів, що утворюються внаслідок очищення та відмивання резервуарів та транспортних ємностей (резервуарів, річкових та морських нафтоналивних суден, залізничних цистерн).

6.53. Відстій води та забруднень (механічних домішок) у мастилах та мазутах ефективний лише при нагріванні до 70-90°С. При нагріванні вище 100°З можливе закипання води, що у нафтопродукті.
Відстій необхідно проводити при вимкнених підігрівачах.

6.54. Зневоднення масел відстоєм за підвищеної температури можна використовувати задля всіх сортів масел, т.к. при високих температурахкислотне число може підвищитися понад норму. Забороняється зневоднення (освітлення) цим методом масел типу трансформаторних та турбінних.

6.55. Зневоднення масел продуванням повітрям можна застосовувати за відповідною інструкцією у тих випадках, коли кислотне число вище 0,15 мг КОН на 1 г олії.

6.56. Для зневоднення нафтопродуктів для підприємства необхідно мати спеціальне устаткування - відстійники періодичної дії, вертикальні циліндричні резервуари з конічним дном, горизонтальні з проміжними ярусами, з похилими перегородками, вертикальні з конічними тарілками, багатоярусні з промиванням осаду та інших.

6.57. Зберігання нафтопродуктів у тарі здійснюють у спеціально обладнаних складських будинках, під навісом та на відкритих майданчиках. Спосіб зберігання приймають залежно від кліматичних умов, фізико-хімічних властивостей нафтопродуктів, що зберігаються, виду тари.
Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів з температурою спалаху 45 ° С і нижче, а також нафтопродуктів у дерев'яній тарі на відкритих майданчиках не допускається.
Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів під навісом може бути допущено у виняткових випадках за відповідного обґрунтування. Вид тари для зберігання нафтопродукту має відповідати вимогам стандарту.

6.58. Займисті нафтопродукти в тарі допускається зберігати в одноповерхових підземних спорудах. На підприємствах III категорії з загальним обсягом резервуарів до 20000 куб. ,2 м та пристрої підлоги з вогнетривких матеріалів.

6.59. Підприємства, що затарюють нафтопродукти в металеві бочки, повинні оснащуватися автоматизованими та механізованими засобами з обробки транспортної тари (очищення, пропарювання, промивання, просушування, перевірка на герметичність та фарбування), а також обладнанням з виробництва дрібного та середнього ремонту.

6.60. Металева тара, що виготовляється знову, повинна мати внутрішнє маслобензостійке і паростійке захисне покриття, що забезпечує електростатичну іскробезпеку.
Допускається за погодженням із споживачем затарювати нафтопродукти в тару разового використання, що не має внутрішнього захисного покриття.

6.61. Після наливу нафтопродуктів тара має бути зовні чистою та сухою, за винятком тари, покритої консерваційними мастилами. Нафтопродукти, що постачаються в райони Крайньої Півночі, повинні бути упаковані відповідно до стандарту.

6.62. Складські будівлі та майданчики для зберігання нафтопродуктів у тарі повинні бути оснащені засобами механізації для вантажно-розвантажувальних та транспортних операцій.

6.63. Капітальні споруди (сховища) для зберігання нафтопродуктів у тарі повинні мати:
під'їзні шляхи для автомобілів та механічних навантажувачів;
естакади для завантаження (вивантаження) тарних нафтопродуктів із залізничних вагонів;
систему вентиляції, що забезпечує 2-3-кратний обмін повітря;
не менше двох дверей (воріт).
Вікна складських будівель (сховищ) повинні бути обладнані металевими ґратами; скла на сонячній стороні забарвлюються в білий колір.
Підлога в сховищах повинна бути виконана з негорючих матеріалів, мати ухили для стоку розлитих нафтопродуктів у спеціальні приймачі.
Сховища повинні бути обладнані засобами механізації для робіт із завантаження (вивантаження), необхідними контрольно-вимірювальними приладами та пристроями.
Стелажі та штабелі із затареними нафтопродуктами повинні бути пронумеровані та встановлені з урахуванням забезпечення вільного доступу до тари та застосування необхідних засобів механізації.
У сховищах має бути така документація:
план сховища зі схемою розміщення стелажів та штабелів;
картотека на нафтопродукти, що зберігаються;
інструкції для обслуговуючого персоналу

6.64. Металеві бочки слід зберігати в положенні лежачи (наливний отвір розташований на циліндричній утворюючій бочки) і стоячи (отвір розташований у дні).
Бочки укладаються в штабелі трохи більше п'яти ярусів. Бочки нижнього ярусу повинні укладатися на дерев'яні підкладки завтовшки щонайменше 100 мм.

6.65. Порожня металева та дерев'яна тара, що була у використанні та забруднена нафтопродуктами, повинна зберігатися на відкритих майданчиках.
Кількість ярусів порожніх бочок за висотою – не більше чотирьох. Горловини бочок повинні бути закриті пробками, а у бочок зі знімним дном має бути приклеєна прокладка, встановлені знімне дно та стяжний обруч.

6.66. Складські приміщення, у яких нормами технологічного проектування температура внутрішнього повітря не нормується або допускається нижче за 0°С, можуть не опалюватися.

6.67. Електротехнічні установки та освітлювальна мережа у складських приміщеннях повинні відповідати вимогам правил влаштування електроустановок (ПУЕ).
Не допускається транзитне відкрите прокладання проводів і кабелів через складські приміщення.

6.68. Навантаження та вивантаження вантажів, що надходять залізничним та автомобільним транспортом, виконують на закритих, з навісом або відкритих вантажних платформах, виходячи з вимог технології зберігання вантажів та захисту їх від атмосферних впливів.
Довжина та ширина вантажних платформ для вивантаження та завантаження тарних нафтопродуктів у залізничний та автомобільний транспорт повинні відповідати вантажообігу, місткості сховища, а також габаритам транспортних засобів, що застосовуються.

6.69. У тарних сховищах забороняється відпускати нафтопродукти, зберігати закупорювальні матеріали, порожню тару та інші сторонні предмети. Навколо тарного сховища необхідно мати вимощення та водовідвідні канали з ухилом для стоку води. Водовідвідні лотки, труби, вимощення повинні бути справними і періодично очищатися.

6.70. Тарні сховища мають щодобово оглядатись відповідальним працівником нафтобази. Під час огляду перевіряється стан закупорювання тари. За наявності течі вживаються заходи для її усунення.

Володимир Хомутко

Час на читання: 10 хвилин

А А

Основні правила зберігання нафтопродуктів

Зберігання нафти і нафтопродуктів на нафтобазах у Росії регламентують «Правила технічної експлуатації нафтобаз» (далі – Правила), затверджені наказом №232 Міністерства енергетики РФ у червні 2003 року. У цих Правилах технічної експлуатації прописані основні вимоги, яким повинні відповідати прийом та відвантаження нафтопродуктів, зберігання світлих нафтопродуктів, нафти та її темних фракцій, терміни зберігання нафтопродуктів та багато іншого.

Ці Правила використовуються нафтобазами для складання внутрішніх нормативних документів та інструкцій. Вони обов'язкові всім існуючих, що у процесі будівництва чи реконструйованих підприємств цього напряму всіх форм власності. Основні положення цього нормативного документа ми розглянемо у цій статті.

загальні положення

Транспорт та зберігання нафти та газу, а також готових нафтопродуктів є важливими складовими нафтової та газової галузі. Зберігання забезпечується в основному нафтобазами великого, середнього та дрібного масштабу.

Нафтобаза

Режим роботи на нафтобазі встановлюється організацією, що експлуатує її, відповідно до вимог вищевказаних Правил, за виконання яких несе відповідальність керівник підприємства. Відповідальним за виконання вимог цих Правил на нафтобазі є її керівник, а при виконанні окремих технологічних операцій (приймання нафтопродуктів, їх зберігання та розподіл, операції відпуску нафтопродуктів на бік тощо) відповідальність за дотримання вищевказаних правил несе виробник робіт.

Доставка нафтопродуктів на базу для подальшого зберігання та розподілу може здійснюватися за допомогою будь-якого виду транспорту: трубопровідного, залізничного, водного та автомобільного.

Усі споруди та будівлі, а також енергетичне та технологічне обладнання та допоміжні пристрої нафтобази необхідно експлуатувати у суворій відповідності до вимог, розроблених при проектуванні та закріплених у проектно-експлуатаційній документації. Якщо в процесі монтажу, технічної перевірки або в процесі експлуатації виявлено невідповідність цим вимогам, таке обладнання не можна експлуатувати.

Нафтобази мають бути повністю укомплектовані необхідними технічними засобами та матеріалами, призначеними для локалізації та ліквідації наслідків аварійних ситуацій, а також для їх попередження. Дії персоналу підприємства у таких ситуаціях регламентуються відповідними планами, затвердженими керівництвом нафтобази.

Нагляд та поточний контроль за дотриманням Правил у встановленому порядку веде Міністерство енергетики РФ.

Будь-яка нафтобаза повинна мати в наявності та постійно вести наступну документацію:

• техпаспорт нафтобази;
• журнал для відображення результатів оглядів ремонту споруд, будівель та обладнання;
• затверджені в установленому порядку екологічні норми, що регламентують викиди, скиди та складування відходів, що утворюються в процесі експлуатації;
• за наявності вентиляційних систем – паспорти на них;
• паспорти на всі резервуари;
• журнал розпоряджень, що відображають усі внутрішньобазові перекачування та приймання нафтопродуктів;
• градуювальні таблиці на резервуари;
• паспорти або формуляри на все технологічне обладнання, що використовується в процесі роботи.

Для ліквідації можливих надзвичайних ситуацій (повені або аварійні розливи) на нафтобазі має бути створений резерв матеріальних ресурсів, обсяг яких визначається фахівцями на підставі прогнозу можливих наслідків таких ситуацій.

На підприємстві, що забезпечує приймання нафтопродуктів, а також їх зберігання та відпустку, необхідно додатково вести облік товарно-матеріальних цінностей та облік контролю якості нафтопродуктів, що зберігаються.

Експлуатація бази нафтопродуктозабезпечуючої організації повинна передбачати всі необхідні заходи для недопущення будь-яких забруднень навколишнього середовища (ґрунту, природних вод та атмосфери) шкідливими речовинами понад встановлені законодавством норми.

Джерелами таких забруднень можуть бути:

• резервуари, наповнені нафтопродуктами;
• сливоналивні естакади (як залізничні, і автомобільні);
• вентиляційні системи будівель, у яких експлуатується технологічне обладнання (насосні станції та пункти, хімічні лабораторії тощо);
• очисні споруди різного роду (нафтовик, обробні резервуари, шламонакопичувачі, ставки-відстійники та інші);
• насосні майданчики відкритого типу для перекачування нафтопродуктів;
• котельні;
• недостатня герметичність комунікацій та обладнання;
• нафтопродуктові пари, що утворюються в процесі випаровування при зберіганні, відвантаженні та прийманні нафтопродуктів;
• продукти газової природи, що виділяються разом з димом котелень – діоксиди азоту та сірки, діоксид вуглецю та інші завислі речовини.

Для кожної конкретної нафтобази визначаються та в установленому порядку затверджуються норми ПДВ (гранично-допустимих викидів) в атмосферу, а також ПДР (гранично-допустимих скидів) зі стічними водами шкідливих речовин.

За їх дотриманням на підприємстві повинен здійснюватися постійний контроль – або самотужки, або із залученням сторонньої сертифікованої організації.

Щоб мінімізувати природне зменшення нафтопродуктів, що зберігаються, у Правилах технічної експлуатації перерахований комплекс заходів, виконання яких дозволяє скоротити такі втрати.

Нижче перераховані основні такі заходи із зазначенням зразкового відсотка скорочення втрат:

№	Корисна інформація
1	застосування резервуарів понтонної конструкції за великої оборотності в них продуктів – 80-90 відсотків
2	спеціальне обладнання резервуарів для зберігання світлих нафтопродуктів – 20-30%
3	герметизація дихальної арматури та самих резервуарів, а також проведення своєчасного профілактичного ремонту запірної арматури та трубопровідних систем – 30-50 %
4	покриття зовнішніх поверхонь використовуваних резервуарів матеріалами, що мають низьке значення коефіцієнта випромінювання – 30-50 %
5	проведення одночасного фарбування зовнішніх та внутрішніх стінок ємностей – 27-45 %
6	застосування під час відпуску нафтопродуктів автомобільним транспортом (наприклад, для подальшого розвантаження на автозаправних станціях) автоматизованих пристроїв нижнього наливу – 30-70 %
7	герметизація наливу із застосуванням рекуперації парів, що виділяються нафтопродуктами – 80 – 90 %

Щоб запобігти втратам нафтопродуктів, що виникають внаслідок їх переливів, необхідно використовувати обмежувальні пристрої, які автоматично зупиняють подачу нафтопродукту або після досягнення ним заданого рівня наливу, або у разі розгерметизації наливних комунікацій.

Нафтобаза, залежно від різних критеріїв, може бути:

• за своїм призначенням:

1. перевалочної;
2. розподільною;
3. базою для зберігання.

Резервуарний парк

• за транспортним критерієм:

1. трубопровідний;
2. залізничний;
3. в однієї;
4. глибинної (що знаходиться на великій відстані від основних транспортних шляхів та забезпечується автомобільним або повітряним транспортом).

• загальна місткість та максимальний розмір резервуара:

1. понад 100 тисяч кубометрів – перша категорія;
2. від 20 до 100 тисяч – друга;
3. від 10 до 20 тисяч (максимальний резервуар – до 5 тисяч м 3) – категорія три А;
4. від 2-х до 10-ти тисяч (максимальний резервуар – до 2-х тисяч м3) – три Б;
5. до 2-х тисяч (максимальний резервуар – до 700 м3) – три Ст.

• за обсягом річного обороту:

1. понад 500 тисяч тонн – перша група;
2. від 100 до 500 тисяч тонн – друга;
3. від 50 до 100 тисяч - третя;
4. від 20 до 50 - четверта;
5. до 20 - п'ята група.

Порядок прийому продукції на зберігання, її відпустки та проведення інших операцій (відбір та зберігання проб нафтопродуктів, внутрішні перекачування тощо) регламентуються внутрішніми документами підприємства відповідно до вищевказаних Правил (інструкція зі зберігання, приймання тощо).

Приймання нафтопродуктів та їх відпустка на нафтобазі проводиться за допомогою спеціальних пристроїв зливу/наливу:

• в залізничних цистернах – через естакади, окремі зливні установки або стояки;
• у нафтоналивні судна – причальним чи безпричальним способом;
• в автоцистерни – через наливні станції, естакади або через окремі стояки;
• у дрібну тару (бочки, бідони і так далі) – у розфасувальних та розливальних;
• по відведенням від нафтопродуктопроводів магістрального призначення.

З метою недопущення змішування різних нафтопродуктів під час операцій зливу/наливу, кожен продукт необхідно перекачувати через окремі зливоналивні пристрої. Операції зі зливу та наливу горючих та легкозаймистих нафтопродуктів, які мають 1 та 2 клас небезпеки, необхідно герметизувати.

Температура нафтопродуктів, що відвантажуються, не повинна бути більшою за встановлену стандартом.

Розігріті нафтопродукти з високою в'язкістю необхідно наливати при температурах, встановлених правилами перевезень вантажів (залізничним, водним чи автотранспортом) та нормативними документами на конкретний нафтопродукт.

Резервуар горизонтальний сталевий РГС-50

Максимальна швидкість прийому нафтопродуктів на нафтобазі та їх відпустки, що забезпечує належний рівень безпеки, залежить від:

• експлуатаційні властивості нафтопродуктів та їх фізичні та хімічні характеристики;
• діаметра трубопроводу;
• властивостей матеріалів, у тому числі виготовлені труби.

Ця швидкість встановлюється відповідно до рекомендацій щодо недопущення виникнення небезпечної електризації.

Усі технологічні операції з внутрішньої перекачці нафтопродуктів повинні відображатися в журналі розпоряджень, пов'язаних з підготовкою до такого перекачування.

• проводити операції зливу/наливу на водних причалах, залізничних та автомобільних естакадах під час грози та при швидкості вітру від 15-ти метрів за секунду включно:
• проводити інші роботи на резервуарах, залізничних та автоцистернах та інших високих конструкціях, якщо швидкість вітру від 12,5 метрів за секунду включно, та/або під час грози;
• проводити злив нафтопродуктів та його налив на причалі без попередньо встановлених бонових загорож, а також без приведення в повну готовність засобів для боротьби з пожежами та аварійними розливами;
• виконувати вантажно-розвантажувальні роботи з тарними нафтопродуктами портальними та баштовими кранами, а також вантажними мостами, якщо швидкість вітру перевищує 12 метрів за секунду; усіма іншими вантажно-розвантажувальними засобами – від 15 метрів за секунду;
• швартування нафтоналивних суден до сливоналивних причалів, а також їх бункерування, якщо швидкість притискного вітру більше 7,4 метра за секунду, а віджимного – більше 10 м/с.

Проводити роботи на висоті резервуарів, цистерн всіх типів та інших високих конструкціях за наявності туману або зледеніння, дозволяється тільки із застосуванням додаткових заходів щодо забезпечення безпеки (посипання кригою піском, присутність дублера, пристрій належного освітлення, встановлення огорож, наявність страхового поясу тощо). ).

Якщо температура навколишнього повітря нижче мінус 40 градусів, або загальні погодні умови (вітер + температура) відповідають цьому значенню, то роботи поза приміщеннями проводити не можна.

Відпуск нафтопродуктів на АЗС (автозаправних станціях) під час заправки автомобілів нормується іншими документами.

Вибір резервуарів відбувається за результатами техніко-економічних розрахунків, які проводяться з урахуванням конкретного виду нафтопродукту, умов майбутньої експлуатації ємності та з урахуванням мінімізації втрат продукту, що зберігається в результаті випаровування в процесі зберігання.

Напівпричіп-цистерна Stokota для перевезення нафтопродуктів

Нафтопродукти різних видів марок необхідно зберігатися у різних резервуарах. При експлуатації резервуарів необхідно приділяти підвищену увагу їхньому технічному стану, а також справності встановленого на них обладнання, пристроїв для захисту від статичної електрики та блискавкозахисту.

При зберіганні бензинів для мінімізації втрат від випарних процесів слід використовувати понтонні конструкції резервуарів, ємності з плаваючим дахом або резервуари, обладнані газовою обв'язкою. Авіаційні бензини в ємностях з плаваючим дахом зберігати не можна.

Запірні пристрої резервуарів повинні бути в справному стані, а люки ємностей мати стійкі до нафтопродуктів і герметичні прокладки.

Заміри маси та рівня, а також забір проб у резервуарах, що перебувають під надлишковим тиском, повинні проводитись без розгерметизації газового простору за допомогою допущених до застосування вимірювальних засобів.

З метою максимального зниження втрат від випаровування необхідно:

• забезпечення повної герметичності даху резервуару;
• підтримання у ньому проектного тиску;
• перекачування летких нафтопродуктів між резервуарами слід проводити лише у разі нагальної потреби, і краще – у нічний час доби;
• максимальне заповнення резервуару, у якому зберігаються продукти з високою схильністю до випаровування;
• зовнішня поверхня резервуара повинна бути покрита матеріалами світлих кольорів, що відбивають;
• теплоізолювати поверхню резервуара, в якому зберігаються нафтопродукти, що застигають.

Продуктивність спорожнення та наповнення резервуара не може перевищувати сумарну пропускну здатність його дихальних та запобіжних клапанів, або патрубків для вентиляції.

При проведенні операцій з наповнення та випорожнення резервуарів, обладнаних плаваючим дахом або металевим понтоном, швидкість руху такого даху або понтона у вертикальній площині (вгору/вниз) не повинна бути більшою:

• для резервуарів ємністю до 700 м 3 - 3,5 метра на годину;
• понад 700 м 3 - 6 метрів на годину.

Швидкість зсуву або горизонтального обертання понтонов і плавучих дахів для резервуарів об'ємом менше 700 м 3 не повинна бути більшою за 2,5 м/год.

Ці показники для понтонів, виготовлених із синтетичних матеріалів, вказані в їх технічній документації.

У процесі зберігання нафтопродуктів у резервуарних ємностях рівень підтоварної води не повинен перевищувати мінімальний рівень, який забезпечується конструкцією дренажного пристрою (приблизно 25 мм від дна).

Якщо температура навколишнього повітря – негативна, то потрібно при необхідності виробляти зливи з резервуару підтоварної води, а сифонний зливний кран слід промивати нафтопродуктом і залишати в бічному положенні.

Резервуари для застигаючих нафтопродуктів повинні бути обладнані теплоізоляцією та обігрівачами, для забезпечення збереження якості продукту та дотримання правил пожежної безпеки.

Якщо змінюється марка нафтопродукту, що зберігається, то резервуари слід підготувати до заповнення відповідно до вимог стандарту.

Резервуари вертикальні сталеві для нафтопродуктів

На території резервуарного парку не повинно бути сміття, сухого листя та трави. У разі розливу нафтопродуктів на ґрунт його усувають шляхом зняття ґрунтового шару до глибини, яка має на один – два сантиметри перевищувати глибину проникнення нафтопродукту. Забруднений грунт поміщається у відведене спеціально для цього місце, а отримана виїмка засипається або чистим піском, або свіжим грунтом.

Горючі матеріали на території парку резервуарів заборонено складувати.

В'язкі та застигаючі продукти нафтопереробки потребують підігріву для збільшення їх плинності та зниження рівня їхнього гідравлічного опору.

Нафтопродукти у тарі можна зберігати:

• у спеціально обладнаних приміщеннях;
• на майданчиках під навісом;
• на відкритих майданчиках.

Вибір методу зберігання залежить від клімату, виду тари та фізико-хімічних характеристик продукту.

На відкритих майданчиках заборонено зберігання легкозаймистих нафтопродуктів, температура яких 45 градусів і менше, а також нафтопродуктів, розфасованих у дерев'яну тару. Зберігання легкозаймистих продуктів під навісом дозволяється лише у виняткових випадках, якщо те що вагоме обгрунтування.

Займисті продукти, розфасовані в тару, можна зберігати в підземних спорудах завглибшки один поверх.

Підприємства, на яких проводиться фасування нафтопродуктів по металевих бочках, мають бути оснащені засобами автоматизації та механізації для обробки використаної при транспортуванні тари, а також необхідним обладнанням та інструментом для дрібного та середнього її ремонту. Операції з очищення тари включають:

• очищення;
• пропарювання;
• промивання;
• просушування;
• фарбування (після перевірки на герметичність).

Нова металева тара повинна бути зсередини покрита маслобензостійкими та паростійкими матеріалами, з метою забезпечення належного рівня електростатичної іскробезпеки.

Вантажно-розвантажувальні роботи у складських приміщеннях та відкритих майданчиках для зберігання тарних нафтопродуктів повинні забезпечуватися засобами механізації.

Капітальні сховища для нафтопродуктів у тарі мають передбачати:

• наявність під'їзних шляхів для автотранспорту та навантажувачів;
• естакади для забезпечення навантаження та вивантаження тари, заповненої нафтопродуктами, із залізничних вагонів;
• вентиляційну систему, здатну забезпечувати двох – триразовий повітрообмін;
• наявність не менше, ніж двох воріт чи дверей.

Вікна сховищ необхідно захистити металевими ґратами. Скло у вікнах, спрямованих на сонячний бік, слід зафарбувати білою фарбою.

Підлоги в таких складах повинні мати негорюче покриття та ухили, що забезпечують стік розлитих продуктів у спецріємники.

У сховищах затарених нафтопродуктів має бути документація такого роду:

• план складу з нанесеною на нього схемою розташування штабелів та стелажів;
• картотека на продукти, що зберігаються;
• потрібний набір інструкцій для персоналу.

Металеві бочки повинні зберігатися в лежачому положенні, якщо отвір для наливу розташований на циліндричній поверхні бочки, і в положенні, якщо цей отвір - у дні. Штабель з бочок не повинен бути вищим за п'ять ярусів.

Зберігання нафтопродуктів у металевих бочках 200л перший сорт

Нижній ярус необхідно розмістити на дерев'яних підкладках, товщина яких не менше 100 міліметрів.

Порожня тара, що була у вжитку, повинна перед очищенням зберігатися на майданчиках відкритого типу.

Штабель з порожніх бочок не повинен бути вищим за чотири яруси.

Їх горловини необхідно закрити пробками, а якщо у бочок - дно, що знімається, то необхідно наклеювати на них спеціальні прокладки, на яке вже ставиться саме знімне дно, стягнуте обручем.

Допускається не опалювати склади та сховища, у яких нормами проектування внутрішня температура не нормована, а також якщо їхня внутрішня температура може бути негативною.

Найважливіша особливість підприємств транспортування, зберігання та збуту нафти - їх органічний зв'язок з нафтогазовидобувною та нафтопереробною промисловістю, з одного боку, та споживачами, з іншого боку. Вона багато в чому визначає характер організації виробничих процесів на підприємствах трубопровідного транспорту та нафтогазового господарства.

Постачання нафти на переробку проводиться переважно по нафтопроводах і лише незначна частина поставляється у залізничних цистернах.

Із загальної кількості вироблених на нафтопереробних заводах продуктів близько 67% доставляються споживачам залізницею, 9% - автотранспортом та 7% - водним шляхом. На частку продуктопроводів (для автобензинів, гасів, дизельного палива) припадає 17% загального обсягу поставок, що явно недостатньо за відносно невеликої кількості підприємств нафтопереробки в країні.

Основний виробничий процес на трубопроводах забезпечує транспортування нафти, на перевалочних нафтобазах – навантаження нафтотоварів, на розподільчих нафтобазах – зберігання та реалізацію нафтопродуктів. Організація основного виробництва обумовлюється різними чинниками.

На нафтопроводах основний виробничий процес забезпечує транспортування нафти з району видобутку на нафтопереробні заводи, на залізничні, річкові та морські пункти наливу, а також на експорт.

Завдання продуктопроводу полягає у транспортуванні нафтопродуктів з району виробництва до району споживання (до наливних станцій або нафтобаз).

Основний виробничий процес нафтобаз спрямований на забезпечення споживачів нафтопродуктами у необхідній кількості та у встановлені терміни.

Найбільш поширені на підприємствах транспортування, зберігання та збуту нафти механізовані процеси: машинно-ручні або чисто машинні (наприклад, перекачування нафти при ручному управлінні агрегатом, що перекачує, і при автоматизованому управлінні).

Для нафтобаз, автомобільних заправних станцій (АЗС) та інших об'єктів у зв'язку з періодичністю їх роботи (процеси прийому, внутрішньобазове перекачування, видача нафтопродуктів, зачистка резервуарів, замір рівня зберігання нафти і нафтопродуктів тощо) характерні періодичні (циклічні) процеси .

Для підприємств із перекачування нафти характерні безперервні виробничі процеси.

Процеси на магістральних трубопроводах значно роз'єднані у просторі. У процесі перекачування нафти однойменні виробничі операції виробляються об'єктах, віддалених друг від друга сотні тисяч кілометрів. Однак ці процеси зазвичай поєднуються за часом. Від цього залежить тривалість виробничого процесу.

Залежно від організаційної складності виробничий процес з транспортування нафти може включати такі робочі процеси: підготовку трубопроводу до перекачування нафти, запуск агрегатів, контроль за перекачуванням.

Виробничий процес на нафтобазах складається з наступних робочих процесів: прийом нафтовантажів, внутрішньобазові перекачування продукції, контроль за зберіганням, зачистка резервуарів, видача нафтопродуктів.

На підприємствах транспортування, зберігання та збуту нафти організація виробничого процесу включає комплекс заходів, спрямованих на повніше використання пропускної спроможності трубопроводу та потужності нафтобаз з метою покращення на цій основі техніко-економічних показників роботи трубопровідного транспорту та нафтобазового господарства.

Характер організації виробничого процесу у часі на підприємствах транспортування, зберігання та збуту нафти впливає такі показники, як тривалість перебування нафтопродуктів на нафтобазі, оборотність оборотних засобів, оборотність нафти і нафтопродуктів через резервуарні парки, собівартість зберігання нафтотоварів, середні залишки оборотних засобів і т.п. .

Вибір форми організації виробництва на підприємствах нафтогазотранспорту та зберігання багато в чому визначається кількістю нафтотоварів, що перекачуються (зберігаються) в одиницю часу, а також готівкових засобів перекачування та зберігання (наприклад, одна або дві нитки трубопроводу, наявний резервуарний парк, зливно-наливні засоби тощо) .). Важливим фактором для вибору організації виробництва на нафтобазах і продуктопроводах є асортимент нафтопродуктів, що зберігаються або перекачуються.

На трубопроводах та нафтобазах, так само як і на інших підприємствах нафтової промисловості, при організації виробничого процесу розрізняють послідовну, паралельну та змішану форми поєднання операцій. Так, якщо у споживача є одна сливоналивна установка, то слив залізничних цистерн буде проводитись послідовно. За наявності однієї автомобільної колонки заправка автомобілів також буде здійснюватися послідовно. Якщо є одна нитка трубопроводу, різні нафтопродукти перекачуються послідовно.

Особливості виробничого процесу різних підприємств транспортування, зберігання та збуту нафти визначають їхню виробничу структуру.

Виробнича структура підприємств трубопровідного транспорту та нафтобазового господарства залежить від багатьох факторів (діаметру та протяжності нафтопроводу, числа та потужності перекачувальних станцій, рівня автоматизації виробничих процесів).

На нафтобазах виробнича структура визначається потужністю нафтобази, її виробничо-господарським призначенням, транспортними зв'язками, ступенем спеціалізації та кооперування з іншими нафтобазами.

Отже, у зв'язку з особливостями виробничо-господарську діяльність різних підприємств нафтогазопостачання виробнича структура їх дуже різноманітна. Правильний аналіз основних виробничих процесів підприємства та умов їх розміщення дає можливість встановити їхню раціональну виробничу структуру.

Транспортування нафти та деяких видів нафтопродуктів магістральними нафтопродуктопроводами організується нафтопровідними та продуктопровідними управліннями. У завдання цих управлінь входить забезпечення безперервної та надійної поставки продукції на нафтопереробні заводи, великим споживачам, на експорт та інші потреби з урахуванням раціонального використання потужності трубопровідних магістралей, збереження якості та зниження втрат нафти та нафтопродуктів.

Нафтопродуктопроводи поділяються на такі основні групи.

1. Магістральні трубопроводи – самостійні госпрозрахункові підприємства. Вони призначаються для перекачування нафти з районів видобутку на нафтопереробні заводи, залізничні, річкові та морські пункти наливу, а також для транспортування нафтопродуктів із районів їх виробництва (з НПЗ) до районів споживання (до наливних станцій або перевалочних нафтобаз).

2. Трубопроводи внутрішньогосподарського призначення. До цієї групи належать комунікації нафтопромислів, нафтопереробних заводів, нафтобаз, споживачів та автозаправних станцій.

3. Трубопроводи місцевого значення. Сюди відносяться нафтопромислові трубопроводи, що підводять, невеликої протяжності, призначені для підведення нафти від нафтопромислів до головних споруд магістральних нафтопроводів і до нафтобаз. На рис.11 показано виробничу структуру нафтопровідного підприємства (управління).

Рис.11. Типова виробнича структура нафтопровідного управління

Виробнича структура нафтобази залежить від її призначення, розмірів ємностей, кількості та особливостей роботи споживачів, нерівномірності споживання нафтопродуктів та видів транспортних зв'язків нафтобази (рис.12).

Виходячи з організації нафтопостачання в країні нафтобази підрозділяється за їх цільовим призначенням та характером оперативної діяльності на такі основні типи:

1) нафтопромислові та нафтозаводські (товарно-сировинні парки);

2) перевалочні нафтобази федерального, республіканського та обласного (крайового) значення, що є проміжними ланками між споживачами нафти та нафтопродуктів;

3) експортні перевалочні нафтобази;

4) нафтобази сезонного регулювання;

5) розподільні нафтобази.

Рис.12. Типова виробнича структура перевалково-розподільної нафтобази

Крім того, нафтобази розподіляються за розміром ємності, особливостями реалізації, видами транспорту та рядом інших ознак. Залежно від характеру виробничо-господарської діяльності нафтобаз, їх розміру, місця розміщення та транспортних зв'язків змінюється і виробнича структура нафтобаз, включаючи цехи, служби, виробничі ділянки та робочі місця.

До основних резервів підвищення ефективності процесу транспорту, зберігання, збуту нафти та нафтопродуктів належать насамперед:

збільшення обсягів транспортування нафтопродуктів трубопроводами;

ширше використання трубопроводів великих діаметрів;

сучасне визначення дійсної потреби в нафті та нафтопродуктах підприємств та організацій народного господарства;

виявлення всіх можливих джерел покриття зазначеної потреби та своєчасне розподіл ресурсів по галузях та окремим підприємствам;

підвищення ефективності транспортно-економічних зв'язків з нафти та нафтопродуктів шляхом раціонального прикріплення споживачів постачальникам, розробка оптимальних планів нафтопостачання з широким застосуванням математичних методів та електронно-обчислювальної техніки;

створення автоматизованої системи керування нафтопостачанням;

раціональне використання основних фондів, прискорення оборотності нафтотоварів у системі транспорту та зберігання, збереження високої якості реалізованої продукції та зниження її втрат до мінімуму.

У вдосконаленні виробничого процесу на нафтобазах важливу роль відіграють раціональніше використання енергетичних ресурсів, поліпшення теплопостачання, вдосконалення системи ремонтів і т.д.

Найважливіший резерв - використання ринкових взаємин у збуті нафти і нафтопродуктів.

Запитання для самоконтролю

1 . Особливість підприємства транспортування, зберігання та збуту нафти.

2. Характеристика основних процесів на трубопроводах, нафтобазах.

3. Виробнича структура нафтопровідного управління.

4. Основні резерви підвищення ефективності процесу транспорту, зберігання та збуту нафти, нафтопродуктів.

Тест

1. Який орган вирішує питання про відкликання банківської ліцензії?

А. -Арбітражний суд;

Б. + Банк Росії;

В. -суд загальної юрисдикції;

Г. -Ліцензійна Палата;

Д. -Асоціація кредитних організацій.

2. Які види ліцензій на здійснення банківських операцій можуть бути видані новоствореному банку?

А. -Ліцензія на здійснення банківських операцій із коштами фізичних осіб у рублях;

Б. + Ліцензія на здійснення банківських операцій із коштами в рублях та іноземній валюті (без права залучення у вклади коштів фізичних осіб);

В. -Ліцензія на залучення у вклади та розміщення дорогоцінних металів;

Г. -Всі перераховані;

Д. -Жодна з перерахованих.

1. Обов'язок сплачувати податки – …

А. + Конституційний обов'язок;

Б. -цивільний обов'язок;

В. -процесуальний обов'язок.

1. Усі непереборні сумніви, протиріччя та неясності актів законодавства про податки та збори тлумачаться…

А. -Конституційним судом РФ;

Б. + на користь платника податків;

В. -на користь Російської Федерації.

1. Податок – це…

А. -платіж, що стягується з організацій та фізичних осіб у формі відчуження належних їм на праві власності, господарського відання або оперативного управління грошових коштів з метою фінансового забезпечення діяльності держави та (або) муніципальних утворень;

Б. +обов'язковий, індивідуально безоплатний платіж, що стягується з організацій та фізичних осіб у формі відчуження належних їм на праві власності, господарського відання або оперативного управління грошових коштів з метою фінансового забезпечення діяльності держави та (або) муніципальних утворень;

В. -індивідуальний платіж, що стягується з організацій та фізичних осіб у будь-якій формі відчуження належних їм на праві власності, господарського відання або оперативного управління грошових коштів з метою фінансового забезпечення діяльності держави.

1. Російської Федерації встановлюються такі види податків і зборів:

А. +федеральні податки та збори, податки та збори суб'єктів Російської Федерації та місцеві податки та збори;

Б. -федеральні податки та збори, податки та збори суб'єктів Російської Федерації;

В. -федеральні податки та збори, податки та збори суб'єктів Російської Федерації, податки та збори вільних економічних зон РФ.

1. Акти податкових органів, дії чи бездіяльність їхніх посадових осіб можуть бути оскаржені у...

А. -вищий податковий орган (вищій посадовій особі);

Б. +вищий податковий орган (вищій посадовій особі) або до суду;

В. -Конституційний суд РФ.

1. У юриспруденції податкове право становить підгалузь.

А. + фінансового права;

Б. -цивільного права;

В. -цивільно-процесуального права.

1. Який принцип підприємницького права свідчить, що кожен має право на вільне використання своїх здібностей та майна для підприємницької та іншої не забороненої економічної діяльності:

А. принцип законності;

Б. принцип свободи

В. принцип єдності економ. простору

Г. принцип різноманіття форм власності

Д. принцип підтримки конкуренції

10. Яким законом не регулюється підприємницька діяльність:

А. Про судову систему РФ;

Б. Про фінансову оренду;

В. Про захист прав споживачів;

Г. Про некомерційні організації;

Д. Про неспроможність (банкрутство).

11. Що з перерахованого входить до групи об'єктів підприємницького права:

Б. дії зобов'язаних осіб;

В. власна діяльність суб'єктів права;

Г. немайнові блага;

Д. всі відповіді вірні.

12. Громадяни можуть займатися підприємницькою діяльністю після досягнення:

13. Індивідуальний підприємець – це:

А. Громадянин, який має право займатися підприємницькою діяльністю без утворення юридичної особи з моменту її державної реєстрації у цій якості;

Б. Громадянин, який має намір замовити або придбати або замовляє, купує або використовує товари (роботи, послуги) для особистих, сімейних, домашніх потреб;

В. Громадянин, що займається будь-якою дозволеною законом економічною діяльністю, спрямованої на отримання прибутку;

Г. Громадянин, який є засновником юридичної особи;

Д. Усі відповіді неправильні.

14. Що входить до обов'язків підприємця:

А. займатися зовнішньоекономічною діяльністю;

Б. розпоряджатися прибутком підприємства;

В. наймати та звільняти працівників;

Г. повністю розраховуватись з усіма працівниками;

Д. утворювати об'єднання підприємців.

15. Який із способів створення суб'єктів підприємницького права

каже що для цього необхідне розпорядження компетентного держоргану

А. установчий спосіб;

Б. договірно-установчий спосіб;

В. установчо-розпорядчий спосіб;

Г. нормативно-явний.

16. Чи має право фізична особазайматися підприємницькою діяльністю без створення юридичної особи?

А. ні, не має права;

Б. так, має право;

В. так, але лише за умови реєстрації як індивідуального підприємця;

Г. так, але лише за рішенням органів виконавчої влади.

17. Чи допускається застосування аналогії закону до відносин, що виникають у зв'язку із провадженням підприємницької діяльності:

А. лише до галузі фінансового права;

Б. лише до галузі адміністративного права;

Ст ні, не допускається;

Г. так, але лише до відносин, що регулюються цивільним правом.

18. Якщо міжнародним договором РФ встановлено інші правила, ніж ті, що передбачені цивільним законодавством:

застосовуються правила громадянського законодавства РФ;

А. застосовуються правила міжнародного договору;

Б. застосовуються правила цивільного законодавства РФ чи міжнародного договору за рішенням суду;

В. питання не врегульоване законодавством.

19. З якого моменту вважається, що юридична особаприпинило своє існування?

А. з моменту завершення всіх розрахунків із кредиторами;

Б. з складання ліквідаційного балансу;

В. з моменту внесення запису про ліквідацію до державного реєстру;

Г. з ухвалення рішення засновниками про ліквідацію юридичної особи.

Д. всі варіанти неправильні

20. Які документи потрібні для створення закритого акціонерного товариства?

А. а) лише статут;

Б. б) лише установчий договір;

В. в) статут та договір про створення товариства;

р) лише рішення зборів акціонерів.

Зберігання нафтопродуктів здійснюється у наземних та підземних металевих резервуарах та тарі, що відповідають вимогам ГОСТ 1510 – 84.

Резервуари оснащені заливними, зливними, вимірними пристроями, оглядовими колодязями та дихальними клапанами. Резервуари для зберігання олій можуть бути обладнані системою підігріву.

Для зменшення випаровування нафтопродуктів слід:

Підтримувати у повній технічній справності резервуари та технологічне обладнання та забезпечувати їх герметичність;

Відрегулювати дихальні клапани резервуарів на необхідний надлишковий тиск і вакуум і слідкувати за їх справністю;

Обладнати резервуари з бензином газовою обв'язкою;

Герметично закривати зливні, вимірні та інші пристрої;

Не допускати переливів нафтопродуктів під час заповнення резервуарів та заправки машин;

Зливати нафтопродукти з цистерн тільки із застосуванням швидкороз'ємних герметичних муфт МС-1.

Рівень олії у заповненому резервуарі при підігріві повинен підтримуватися на 150 – 200 мм нижче граничного.

При прийомі, відпустці та зберіганні нафтопродуктів неминучі їх втрати, які можуть бути усунуті при сучасному рівні технології та устаткування. Ці втрати, зумовлені випаром нафтопродуктів, нормуються за спеціальними нормами.

До норм природних втрат не включаються втрати нафтопродуктів, пов'язані з ремонтом та зачисткою резервуарів, трубопроводів, обладнання, втрати при аварійних ситуаціях, розливах та витоках нафтопродуктів.

Норми природних втрат диференційовані залежно від виду технологічних операцій, виду нафтопродуктів, пори року та кліматичної зони, в якій знаходиться склад ПММ. Для 2-ї кліматичної зони, у якій розташована Оренбурзька область, ці норми наведено у таблиці 14.2. При цьому осінньо-зимовий період вважається з 1 жовтня до 31 березня, весняно-літній - з 1 квітня до 30 вересня.

Таблиця 14.2 - Норми природних втрат нафтопродуктів

Група нафто-продуктів	Природний спад, кг/т
Зберігання в резервуарах до 1 міс.	Відпустка через АЗС	Відпустка через автоестакаду	Прийом із залізничних цистерн
літо	зима	літо	зима	літо	зима	літо	зима
	0,213	0,213	0,4	0,36	0,19	0,07	0,41	0,24
	0,044	0,038	0,02	0,01	0,02	0,01	0,036	0,032
	0,007	0,007	0,02	0,01	0,02	0,01	0,013	0,013
	0,042	0,042	-	-	-	-	0,078	0,078

Групи нафтопродуктів:

1 – бензини автомобільні;

4 – дизельне паливо марок "Зимове" та "Арктичне";

5 – дизельне паливо, крім "Зимового" та "Арктичного";

6 – мастила, мазути, мастила.

Якщо температура нафтопродуктів при прийомі становить від 21 0 С до 30 0 С, природний спад при прийомі обчислюється за нормами для весняно-літнього періоду, збільшеними в 1,5 рази. При температурі нафтопродуктів вище 31 0 З норми втрат при прийомі збільшуються в 2 рази. Якщо осінньо-зимовий період температура нафтопродуктів за її прийомі становить від 11 0 З до 20 0 З, осінньо-зимові норми збільшуються в 1,5 разу.

При зберіганні бензинів у резервуарах понад 1 місяць (якщо цей час був надходження у цей резервуар), починаючи з другого місяця зберігання, норми становлять (кг/т): 0,1 (літня) і 0,05 (зимова).

У нормах природних втрат для АЗС враховано всі втрати при прийомі з резервного парку, зберіганні в роздаткових ємностях і відпустці.

Для заглиблених резервуарів при зберіганні бензинів протягом усього року прийнято норму природних втрат для наземних резервуарів в осінньо-зимовий період, зменшену в 1,5 раза.

Норми природних втрат є гранично допустимими і застосовуються лише за фактичних недостачах нафтопродуктів. Списання нафтопродуктів у межах цих норм до встановлення факту недостачі забороняється.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

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

• Вступ
• 1. Типи резервуарів, застосовуваних для підприємства
• 2. Технологія монтажу резервуару
• 2.1 Основні засади організації монтажних работ
• 2.2 Підготовчі роботи
• 2.3 Монтаж резервуарів
• 2.3.1 Монтаж днища резервуару
• 2.3.2 Монтаж стінки резервуару
• 3. Технічна документація
• Висновок
• Список використаної літератури

Вступ

Швидке зростання нафтової промисловості потребує відповідного розвитку резервуаробудування. Різноманітність нафт і нафтопродуктів, особливості їх властивостей та умов зберігання викликають необхідність мати ємності різних типівта призначень, що задовольняють індустріальності споруди, економічності, раціональності та зручностей при експлуатації. Своєчасне будівництво та пуск в експлуатацію нових резервуарних парків та сховищ, а також реконструкція існуючих нафтобаз є необхідними умовами для забезпечення безперебійного видобутку нафти на промислах, переробки її на заводах та розподілу готових нафтопродуктів. Раціональні методи зберігання та типи резервуарів дозволяють зберегти якість нафти та нафтопродуктів та запобігти втратам і псуванню їх при зберіганні. Тому вибір найбільш ефективних методівзберігання та конструкцій резервуарів має важливе практичне значення.

Резервуари для зберігання нафти та нафтопродуктів класифікуються залежно від умов встановлення резервуарів по відношенню до планувальної позначки майданчика їх розташування, від виду матеріалу, з якого виготовляються резервуари, від форми, конструктивного рішення резервуарів та їх технологічних параметрів.

Область застосування резервуарів залежно від сорту нафти або нафтопродуктів, що зберігається, встановлюється головним чином залежно від умов взаємодії зберігається рідини з матеріалом, з якого споруджується сховище. При цьому враховується необхідність мінімальної витрати металу на їхнє зведення.

1. Типи резервуарів, застосовуваних для підприємства

Нафтові резервуари за призначенням поділяються на сировинні, технологічні та товарні. Сировинні резервуари служать прийому обводненной нафти з родовищ. Технологічними є резервуари для попереднього скидання води, а також резервуари, що використовуються як відстійники.

Резервуари на території діяльності ЦДНГ-6 поблизу населеного пункту Кама-Ісмагилове НПУ «Леніногірськнафта» до яких надходить зневоднена або знесолена нафта для подальшої здачі в магістральний трубопровід, називаються товарними.

Для зручності обслуговування та скорочення довжини трубопровідної обв'язки резервуари на нафтових родовищах будують групами окремо від установок. Групу сировинних і технологічних резервуарів, зосереджених одному місці, зазвичай називають резервуарним парком, якщо у складі цієї групи є товарні резервуари, її називають товарним парком.

Нафтові резервуари будують із вогнетривких матеріалів. Розрізняють наземні, напівпідземні та підземні резервуари. На нафтових родовищах найбільшого поширення набули циліндричні сталеві наземні резервуари, рідше застосовуються напівзаглиблені чи заглиблені залізобетонні.

Вертикальні сталеві резервуари (РВС) стандартизовані та розрізняються за номінальними обсягами. Приміром, резервуар РВС-1000 має номінальний обсяг 1000 м3, РВС-3000 - відповідно 3000 м3.

Основними елементами вертикального сталевого резервуару є днище, корпус та дах. Днище укладається на спеціальну основу – фундамент. Навколо фундаменту для відведення зливових вод встановлюють кювет із ухилом у бік каналізаційної мережі.

Рисунок 1- Циліндричний зварний вертикальний сталевий резервуар РВС

РВС застосовуються для зберігання пластової та пожежної води, нафтовмісних стоків, нафтопродуктів, рідких мінеральних добривта харчових рідких продуктів (за умови забезпечення санітарно-гігієнічних норм), агресивних хімічних продуктів; ізотермічні резервуари для зберігання скраплених газів; баки-акумулятори для гарячої води

2. Технологія монтажу резервуару

2.1 Основні засади організації монтажних работ

Монтажом називається виробничий процес, пов'язаний зі збиранням та встановленням обладнання, окремих конструкцій або всієї споруди, заздалегідь виготовленого цілком або частинами. Від правильної організації монтажних робіт залежать терміни монтажу та його якість.

Організація монтажних робіт характеризується застосуванням на монтажі мобільних вантажопідйомних засобів, укрупненням елементів, що монтуються, у великі блоки і високою якістю монтажу.

Монтаж технологічних металоконструкцій є трудомістким процесом через те, що технологічні металоконструкції зазвичай індивідуальні. Ця обставина обумовлює складність типізації методів монтажу технологічних металоконструкцій.

Організація робіт з монтажу металевих конструкцій розробляється у проекті організації будівництва та у проекті виконання робіт. Проект організації будівництва входить у вигляді розділу до складу проектного завдання, а проект виконання робіт є робочим проектом. Монтаж металевих конструкцій повинен проводитися тільки за проектом виконання робіт або за технологічними записками, що складаються для монтажу окремих дрібних конструкцій або обладнання.

Перед монтажем металевих конструкцій необхідно закінчити роботи з будівництва фундаментів, планування площі, влаштування постійних і тимчасових доріг.

Для виконання монтажних робіт до місця монтажу підводять електропостачання для підключення зварювальних апаратів та монтажних кранів. Влаштовують шляхи під крани. Поблизу монтажного майданчика споруджують побутові приміщення, пересувні інструментальні склади та кімнати робітників. При необхідності біля місця монтажу влаштовують майданчик для складування та укрупнювального збирання.

При монтажі технологічних металоконструкцій робітники-монтажники мають справу зі складними важкими підйомами, працюють на великій висоті майже без огорож, користуються різними видами монтажних пристроїв, виконують роботи зі з'єднання монтажних вузлів за допомогою болтів або електрозварювання.

У цих складних умовах питання безпечного ведення монтажних робіт набуває великого значення. Тому всі робітники, що знову надходять, можуть бути допущені до роботи тільки після проходження:

вступного (загального) інструктажу з техніки безпеки;

інструктажу з техніки безпеки безпосередньо на робочому місці

2.2 Підготовчі роботи

Для забезпечення безпечної роботи на висоті влаштовують риштовання, тимчасові майданчики та колиски. Це особливо важливо при монтажі металевих конструкцій на великій висоті, де всі з'єднання окремих елементів, марок та вузлів здійснюють на болтах або зварюванням. Застосування монтажних риштовань збільшує вартість монтажних робіт, зате створює безпечні умови праці монтажників. Виходячи з цих умов, випливають такі вимоги, що пред'являються до риштовання:

а) необхідно встановлювати їх на елементі до його підйому;

б) вони мають бути збірно-розбірними, легкими і наскільки можна інвентарними; мати достатню міцність і стійкість.

Підмостки повинні відповідати наступним конструктивним вимогам:

а) мати огородження (перила) заввишки 1000мм;

б) настил слід виготовляти з металевого листа або з дощок завтовшки не менше 40 мм;

За своїм призначенням розрізняють два види риштовання: підвісні, що закріплюються на змонтованих конструкціях, і наземні, що встановлюються на землі і не пов'язані зі змонтованими конструкціями.

Підвісні риштовання закріплюють біля місць примикання кроквяних і підкроквяних ферм, підкранових балок та інших елементів до колон. Їх кріплять перед встановленням самої колони, а знімають за допомогою монтажних кранів.

Підмостки мають різноманітну конструкцію. Їх виконують із куточків із дерев'яним або металевим настилом. Підмостки кріпляться до будівельних елементів гаками або іншими пристроями.

Для монтажних робіт застосовуються монтажні щогли, шеври, портали, різні підйомники та вантажопідйомні крани. У більшості випадків від правильного виборумонтажних механізмів залежить економічна ефектність монтажу. При виборі механізмів для монтажу будь-яких окремих конструкцій цеху, споруди, галерей, естакад або резервуарів враховують обсяг і вагу конструкцій, що монтуються, найбільшу висоту підйому окремих елементів і необхідний виліт стріли монтажного механізму. Тільки за наявності всіх необхідних даних роблять вибір монтажного механізму з обов'язковим врахуванням місцевих умов на монтажному майданчику.

Для підіймання металоконструкцій та їх встановлення в проектне положення виробляють закріплення елементів, що піднімаються, до гака вантажопідіймального крана - стропування.

Безпека робіт, можливість легкого оперування з елементом під час його підйому та встановлення залежить від правильної стропування. Стропування виконують за допомогою сталевого каната - стропа. Довжина стропа залежить від геометричних розмірів конструкцій.

Роботи зі стропування вантажів і конструкцій виробляють спеціально виділена для цього людина – стропальник.

а) відповідність вантажопідйомності стропа ваги вантажу, що піднімається;

б) правильність закріплення стропа;

в) можливість вільного проходу вантажу біля найближчих конструкцій чи обладнання;

г) відсутність людей біля вантажу, що піднімається.

У місцях прикріплення стропа до верхнього пояса ферми, для запобігання пошкодженню куточків ферми та каната, під нього підкладають інвентарні підкладки.

2.3 Монтаж резервуарів

2.3.1 Монтаж днища резервуару

До монтажу днища приступають тільки після приймання основи резервуару та фундаменту під шахтні сходи та розмітки рисок, що визначають проектне положення околиць днища резервуара по відношенню до розбивних осей та кола резервуара. Розмітка виконується за допомогою теодоліту та рулетки. При складанні днища резервуара повинна бути забезпечена безпека основи (фундаменту) та гідроізолюючого шару від впливу різних монтажних навантажень.

Монтаж днища проводиться в наступній послідовності:

а) Укладають у проектне положення краю, контролюючи правильність їх укладання за допомогою розмітного пристосування, закріпленого в центрі основи. Після закінчення збирання кільця окраек необхідно перевірити:

Відсутність зламів у стиках окраек;

Відсутність прогинів та опуклостей;

Горизонтальність кільця околиць;

Відповідність проміжків проектним.

При розробці технології складання елементів днища, що має кільце забарвлень, має бути передбачено наступне:

1 - окрайок; 2 - окрайок; 3 – гребінка; 4 – зварювальний шов;

5 – часткове зварювання; 6 -ризик установки першого пояса

Схема зварювання стиків окраек

б) Прихоплюють зібране кільце забарвлень і зварюють радіальні щити в проектному положенні на довжині 200-250 мм у зоні розташування стіни.

Решту шва між елементами окраек доварюють після зварювання кільцевого шва, що з'єднує стінку з днищем. Така технологія зварювання дозволяє знизити напругу після зварювання в кільцевому шві за рахунок усадки, яка компенсується зміною зазорів між елементами забарвлень.

Накочують рулон на основу і встановлюють його в положення 1, як показано на рис.10, при цьому початкова ділянка полотнища повинна бути притиснута до днища рулону.

За наявності залишкової деформації на периферійних ділянках центральної частини днища до встановлення полотнища у проектне положення необхідно виконати їхнє виправлення.

в) Накочують рулон на основу і встановлюють його в положення 1, як показано на рис.10, при цьому початкова ділянка полотнища повинна бути притиснута до днища рулону.

За наявності залишкової деформації на периферійних ділянках центральної частини днища до встановлення полотнища у проектне положення необхідно виконати їхнє виправлення.

На днищі резервуару наносять кільцеві ризики.

Конструкція пандуса повинна забезпечити збереження форми основи та бетонного кільця під час накочування рулонів.

г) Розгортають полотнище 1. Зрізання планок слід проводити у міру розгортання при натягнутих канатах пристосування. Перекотіть рулон у положення 4.

д) Наносять на розгорнутому полотнищі шнуром, натертою крейдою, дві паралельні ризики (вісь монтажного стику та ризику укладання полотнища). Переміщують при необхідності полотнище трактором так, щоб вісь монтажного стику збіглася зі шнуром А-А, а кінці були на однаковій відстані від центру.

Для зручності укладання полотнища 2 на полотнище 1 слід приварити куточки обмежувачі нахлеста, далі розгортають полотнище 2.

ж) Укладають полотнище 2 в проектне положення, перевіряють відповідність розмірів днища проектним, дотримання розмірів нахлесточных з'єднаннях, зварюють днище відповідно до ППР.

За наявності залишкової деформації на периферійних ділянках центральної частини днища до встановлення полотнища у проектне положення необхідно виконати їхнє виправлення.

Після закінчення монтажу та зварювання днища проводять його розмітку в наступній послідовності:

Фіксують центр резервуара приварюванням шайби та наносять осі резервуара;

На днищі резервуару наносять кільцеві ризики:

Установки обмежувальних куточків (за зовнішнім радіусом резервуару);

Встановлення вертикальних листів та ребер відкритого понтону;

від точки перетину осі резервуара з кільцевою ризиком установки обмежувальних куточків наносять радіальні ризики:

Початки розгортання першого рулону;

Положення осей монтажних стиків стіни;

Наносять також ризики, що визначають розташування стійок понтона.

За цими ризиками приварюють до днища опорні плити під стійки (крім плит, що знаходяться в зоні розгортання рулонів стіни).

Центральну частину понтона монтують після розмітки днища та прихватки плит під опорні стійки у наступній послідовності:

Накочують рулони і розгортають їх у днище резервуара;

Розгорнуті елементи зварюють між собою;

Після закінчення складання та зварювання полотнищ центральної частини понтона в центрі днища закріплюють розмічувальне пристосування, що забезпечує точність кільцевої розмітки;

Перевіряють правильність розташування центральної частини щодо криволінійної кромки краю і прихоплюють днища понтона до днища резервуара.

Після завершення монтажу центральної частини понтона на неї переносять центр днища резервуара, закріплюють у центрі розмічувальне пристосування та проводять розмітку кільцевих рисок установки підкладного листа під монтажну стійку (на 10 мм більше радіусу підкладного листа) та контролю вертикальності монтажної стійки. Крім того, наносять ризики, що визначають положення опорних стояків понтону.

2.3.2 Монтаж стінки резервуару

Установка рулонів стінки у вертикальне положення.

Перед установкою рулону стінки виробляють наступні підготовчі роботи:

1.Підготовити майданчик для роботи крана, забезпечивши несучу здатність майданчика не менше паспортних характеристик крана.

2.Розмітити місце установки крана, шарніра, відзначити
поздовжні осі крана, рулону та шарніру (схема 1).

3.Встановити рулон стінки у вихідне перед підйомом положення (схема 1.2), для чого:

1) встановити рулон одним кінцем на дно резервуару, а іншим - на шпальну кліть (схема 2. етап I).

2) підняти краном нижню частину рулону, підвести шарнір під рулон і опустити рулон у ложі шарніра, при цьому торець рулону повинен щільно прилягати до вертикальної стінки ложа, а поздовжня вісь рулону повинна бути строго перпендикулярна до поздовжньої осі шарніра, рулон повинен розташовуватися строго горизонтально;

3) Зробити стропування вантажного каната через захоплення. До захоплення прикріпити гальмівний канат. Перевірити перпендикулярність поздовжніх осей рулону та труби шарніра. Вісь рулону, вантажної та гальмівної канати повинні знаходитися в одній вертикальній площині.

Схема 1 - Підготовка рулону до підйому.

4) закріпити шарнір до днища приварюванням зовнішніх пластин;

5) закріпити рулон канатом шарніра, попередньо приваривши приставки до рулону, натягнути канат і затягнути талрепи шарніра, приварити шарнір внутрішніми пластинами до днища.

Схема-2 Встановлення рулону в шарнір.

4. Розмітити кутовий сектор та приварити його до рулону.

5. На верхній кінець рулону встановити захоплення, попередньо приваривши до каркаса рулону дві розпірки.

6. Зробити стропування вантажного каната через захоплення. До захоплення прикріпити гальмівний канат. Перевірити перпендикулярність поздовжніх осей рулону та труби шарніра. Вісь рулону, вантажної та гальмівної канати повинні знаходитися в одній вертикальній площині.

7. Розмітити та приварити до піддону чотири упори та встановити піддон на рулоні, так щоб він не заважав підйому.

8. Приварити до верху рулону скобу, прикріпити до неї канат, за допомогою якого обмотати рулон трьома витками.

9. Перед підйомом зовнішню поверхню піддону рясно змастити солідолом.

резервуар нафтопродукт монтаж зберігання

3. Технічна документація

1. Комплект технічної документації на резервуар повинен включати:

а) документацію на виготовлення та монтаж резервуару;

б) експлуатаційну документацію;

в) ремонтну документацію.

Документація на виготовлення та монтаж резервуару

1.1 На закінчений будівництвом та монтажем резервуар має бути наступна технічна документація:

а) проектно-кошторисна документація на резервуар та понтон;

б) паспорт резервуару;

в) заводські сертифікати виготовлення сталевих конструкцій;

г) документи (сертифікат та інші), що засвідчують якість металу, електродів, електродного дроту, флюсів та інших матеріалів, застосованих під час монтажу;

д) висновок щодо якості зварних з'єднань стінки фізичним методом контролю зі схемами розташування місць контролю;

е) копії посвідчень (дипломів) про кваліфікацію зварювальників, які виконували зварювання, із зазначенням наданих ним цифрових або літерних знаків;

ж) акт на приховані роботи з підготовки та влаштування насипної подушки під резервуар;

з) акт на приховані роботи з влаштування ізолюючого шару під резервуар;

і) акт випробування зварних з'єднань днища резервуара;

к) акт на випробування зварних з'єднань стінки резервуару гасом;

л) акт на випробування резервуару наливом водою;

м) акт на випробування зварних з'єднань покрівлі резервуару на герметичність;

н) акт випробування резервуарного устаткування;

о) журнал зварювальних робіт;

р) висновок на просвічування швів гамма-променями лише резервуарів місткістю 2000м3 і більше, виготовлених з окремих листів;

с) документи про погодження відступів від проекту під час будівництва;

т) відомість металу, витраченого на резервуар, необхідно заповнювати лише резервуарів, виготовлених із окремих листів;

у) схема та акт випробування заземлення резервуара;

ф) схема нівелювання основи резервуара;

х) акт приймання резервуару в експлуатацію

2. Для резервуарів з понтоном або плаваючим дахом, крім документів, перелічених у п.1.1, повинні бути додані:

а) акт випробування зварних з'єднань центральної частини днища металевого понтону або плаваючого даху на герметичність;

б) акт заводських випробувань коробів понтона або плаваючого даху на герметичність та акт випробування їх після монтажу;

в) акт перевірки заземлення понтона чи плаваючого даху;

г) документи, що засвідчують якість матеріалів, використаних для ущільнюючого затвору;

д) документи, що засвідчують якість гумотканевого або іншого синтетичного матеріалу, використаного для виготовлення неметалевого килима понтону;

е) документи, що засвідчують якість клеїв, використаних при склеюванні неметалевого килима понтона;

ж) відомість відхилень від вертикалі напрямних понтона та напрямних патрубків понтона або плаваючого даху та зовнішнього циліндричного листа короба (борта понтона).

3. Для резервуарів підвищеного тиску, крім документів, зазначених у п.1.1, повинні бути пред'явлені додатково:

4. Загальні відомості про застосовуваний резервуар РВС-2000М3

Вертикальний сталевий резервуар типу РВС-2000м3 об'ємом 2000м3 складається із стінки, днища та конічного покриття. Маса конструкції 59 т. Днище резервуару складається з центральної частини товщиною 5 мм і краю товщиною 8 мм, зварених з центральною частиною на заводі. Такі краї називаються прямими. Резервуар призначений для зберігання нафтопродуктів (надлишковий тиск у газовому просторі 200 мм. вод. ст). Для зменшення впливу на конструкцію сонячної радіації, тобто знизити нагрівання нафтопродукту, що зберігається в резервуарі, стінку і покриття фарбують двома шарами лаку з додаванням 15% алюмінієвої пудри.

Резервуар виготовлений за проектом заводом-виробником. Широко застосовується вітчизняний індустріальний методи рулонування. При цьому методі значна частина зварювально-монтажних робіт та виготовлення укрупнених блоків переноситься у заводські умови, внаслідок чого підвищується якість робіт.

Резервуар експлуатують у різних географічних районах, що відрізняються кліматичними, ґрунтовими та сейсмічними умовами.

Таблиця 1 - Технічна характеристикаРВС-2000м3

Найменування	Од. вимірювання	Кількість
Діаметр резервуару
Висота стінки
Розрахункова температура		до мінус 40
Надлишковий тиск
Загальна маса

4.1 Призначення та конструкція РВС-2000м3

1. Сталеві резервуари для зберігання нафти і нафтопродуктів, що знаходяться в експлуатації, різні за конструкцією - залежно від призначення (технологічних параметрів), розташування резервуарів (наземні, підземні), від форми (вертикальні циліндричні, горизонтальні циліндричні, сфероїдальні та спеціальні форми) , від виду з'єднань листових конструкцій (зварні та клепання).

Вертикальні сталеві резервуари в залежності від їх конструкції поділяють за внутрішнім тиском:

а) резервуари без тиску (з понтоном, плаваючим дахом та ін.);

б) резервуари низького тиску (до 200 мм вод. ст. ст.

та вакуум до 25 мм вод. ст);

в) резервуари підвищеного тиску (до 7000 мм вод. ст. та вакуум від 25 до 100 мм вод. ст).

Горизонтальні резервуари розраховані на внутрішній тиск 4000 мм вод. ст.

Резервуари вертикальні зварні (РВС) мають форми покриттів: конічні, сферичні та сфероїдальні, клепані (РВК) – конічні. Стінки РВС мають з'єднання листів встик, внахлестку і частково встик (вертикальні) і внахлестку (горизонтальні), а РВК внахлестку або встик з накладками.

Резервуари горизонтальні зварні (РГС) та клепані (РГК) мають плоскі, конічні, сферичні та циліндричні днища:

Листи стінок РГС з'єднані встик або частково встик і внахлестку, РГК - внахлестку.

За ємністю резервуари РВС бувають від 100 до 30000 м3; РВК – від 100 до 10000 м3; резервуари РГС та РГК - від 3 до 100м3.

Резервуари експлуатуються в різних кліматичних умовах з температурою навколишнього повітря до мінус 60 ° С в зимовий час і до плюс 50 ° С в літній час за різної температури продукту в резервуарі.

2. Вибір того чи іншого типу резервуару для зберігання нафтопродуктів повинен бути обґрунтований техніко-економічними розрахунками залежно від кліматичних умов, експлуатації та характеристики нафтопродуктів, а також з урахуванням максимального зниження втрат.

3. Для зберігання нафтопродуктів з температурою спалаху парів 28° С (301 К) та нижче незалежно від категорії та групи резервуарних парків слід застосовувати: резервуари вертикальні з плаваючими дахами та (при відповідному обґрунтуванні) - з понтонами; резервуари горизонтальні циліндричні та інші резервуари, конструкції чи обладнання яких скорочують чи не допускають втрати нафтопродуктів від випаровування.

4. Понтони можуть бути застосовані з метою скорочення втрат парів нафтопродуктів як у нових, так і в діючих наземних сталевих вертикальних резервуарах із щитовою покрівлею та розрахунковим тиском у пароповітряному просторі до 200 мм вод. ст.

5. Сталеві резервуари для зберігання нафтопродуктів повинні відповідати типовим проектам. В окремих випадках за погодженням допускається будівництво дослідних резервуарів за спеціальними проектами.

6. Кожен резервуар, що діє, повинен бути постійно оснащений повним комплектом відповідного обладнання, передбаченого проектом.

7.Кожен наземний резервуар, що використовується для зберігання нафтопродуктів, повинен мати порядковий номер, чітко написаний на корпусі і значущийся в технологічній схемі резервуарного парку, номер заглибленого резервуару повинен бути зазначений на спеціально встановленій табличці.

8. Дихальна арматура, встановлена ​​на даху резервуара, повинна відповідати проектному надлишковому тиску та вакууму.

9. Для контролю тиску в резервуарі на кришці світлового люка слід встановити штуцер із запірним пристроєм для підключення мановакуумметра автоматичного сигналізатора граничних значень тиску та вакууму або інших приладів.

10. Резервуари, в які при негативній температурі навколишнього повітря надходять нафтопродукти з температурою вище 0°С (273 К), слід оснащувати дихальними клапанами, що не примерзають.

11. Не допускається встановлення дихальних клапанів горизонтальних резервуарів на вертикальні та навпаки.

12. Запірна арматура (засувки), що встановлюється на трубопроводах резервуарів, що підводять, для нафтопродуктів з температурою спалаху парів 45° С (318 К) і нижче, незалежно від температури і тиску середовища, повинна бути сталевою.

При зберіганні в резервуарах нафтопродуктів з температурою спалаху парів вище 45 ° С (318 К) допускається встановлення арматури з коксового чавуну за умови, що температура навколишнього повітря не нижче мінус 30 ° С (303 К) і робочий тиск у трубопроводі не вище 16 МПа ( ру = 25 МПа).

13.Підстава резервуару повинна бути захищена від розмиву поверхневими водами, для чого має бути забезпечене безперешкодне відведення вод з майданчика резервуарного парку або окремого резервуару до очисних каналізаційних пристроїв. Неприпустимо занурення нижньої частини резервуару в ґрунт і накопичення дощової води за контуром резервуара.

5. Технічне обслуговування РВС-2000М3

У новозбудованих резервуарів у перші чотири роки експлуатації (до стабілізації опади) необхідно щорічно проводити нівелювання в абсолютних відмітках краю днища або верху нижнього пояса не менш ніж у восьми точках, але не рідше ніж через 6 м. У наступні роки, після стабілізації основи, слід систематично (не рідше одного разу на п'ять років) проводити контрольне нівелювання.

Примітка. Величини допустимих відхилень від горизонтальності зовнішнього контуру днища резервуара викладено у частині II цих Правил.

Для вимірювання осідання основи резервуара на території підприємства повинен бути встановлений глибинний репер, що закладається нижче за глибину промерзання грунту. Під час огляду зварних резервуарів особливу увагуповинно бути приділено зварним вертикальним швам нижніх поясів корпусу, швам приварювання нижнього пояса до днища (швів завзятого куточка), швів країв днища та прилеглих ділянок основного металу. Результати оглядів швів мають бути зареєстровані у журналі поточного обслуговування резервуара.

При появі тріщин у швах або основному металі днища резервуар, що діє, повинен бути негайно випорожнений і зачищений.

При появі тріщин у швах або основному металі стінки резервуар, що діє, повинен бути випорожнений повністю або частково в залежності від способу його ремонту.

Виявлені дефектні ділянки зварних з'єднань мають бути виправлені відповідно до спеціально складеної технологічної карти.

Візуальний огляд поверхні понтона повинен проводитися щомісяця, а плаваючого даху – щодня з верхнього майданчика резервуару.

У верхньому положенні понтон оглядають через світловий люк, у нижньому положенні – через люк-лаз.

Висновок

Застосування резервуарів зберігання не обмежується однією областю, оскільки паливні матеріали стали обов'язковим ресурсом при функціонуванні різноманітних сільськогосподарських, промислових, харчових підприємств. Конструкційні варіанти, які застосовуються працівниками при виробництві ємності для нафти, допускають створення резервуарів багатьох моделей або обсягів. Якщо фірма, яка купує резервуари для нафти і нафтопродуктів, спеціалізується на переробці чи видобутку нафти, тоді всілякі ємності цієї компанії переважно розробляються досить великих розмірів.

В основному, це вертикальні резервуари для зберігання нафти з наземним монтажем, а також обсягами до п'яти куб.м. або навіть більше.

Вкрай практичними в експлуатації досить давно можна вважати двостінні резервуари для нафти та нафтопродуктів, які розробляються за індивідуальним проектом. Виготовлення резервуарів виконується таким чином, щоб сталевий резервуар за будь-яких умов запобігав втратам нафтопродуктів. Для більшої безпеки в 2-стінних резервуарах для зберігання нафтопродуктів завжди простір між судинами заповнюють певним газом або рідкими речовинами. Регулювати тиск у ємності для нафти дозволяє спеціально створений манометр або спеціальний бачок із покажчиками тиску.

Усі резервуари для зберігання нафти повинні відповідати таким важливим параметрам, як стійкість до корозії та фізичних ушкоджень, герметичність, збільшена надійність судини, екологічна безпека, ергономічність та економність.

Список використаної літератури

1. Закожурніков Ю.А. Зберігання нафти, нафтопродуктів та газу – ІнФоліо – 2010 р. – 432 с.

2. Коннова Г.В. Обладнання транспорту та зберігання нафти та газу / Г.В. - Фенікс – 2006 р. – 128 с.

3. Левітін Р.Є. Зберігання нафтопродуктів у вертикальних сталевих резервуарах з використанням інертних газів: Дисертація/Р.Є. - Тюмень – 2008 р. – 138 с.

4. Бунчук B. A. Транспорт і зберігання нафти, нафтопродуктів та газу: навч. допомога/

M.: Надра, 1999 – С.232.

5. Земенков Ю.Д. Зберігання нафти та нафтопродуктів: навч. посібник/ Тюмень: 2001 - C.347.

6. Єрьоменко Н. А. Довідник з геології нафти і газу: навч. допомога/

М.: Надра, 2002 – С.321.

7. Константинов Н.М, Тугунова П.І. Транспорт та зберігання нафти та газу: навч. посібник/Н.М. Константинов, П.І. Тугунова.

М: Надра, 2003 - 248 с.

Розміщено на Allbest.ru

Подібні документи

Основні принципи організації робіт із монтажу металевих конструкцій. Безпечна робота на висоті. Монтаж резервуарів для зберігання нафтопродуктів, води та інших рідин. Техніка безпеки під час монтажу технологічних металоконструкцій.

реферат, доданий 19.09.2008


Вивчення стандартизації, норм і правил спорудження резервуару для зберігання нафти та нафтопродуктів. Основи проектування майданчика та закладення фундаменту вертикального сталевого резервуару. Спорудження стіни та даху ємності та основного обладнання.

курсова робота , доданий 09.04.2014


Причини порушення міцності резервуарів. Очищення резервуарів від парафіну та механічних опадів. Організація планово-попереджувального ремонту резервуарів. Оглядовий, поточний та капітальний ремонт резервуарів. Розрахунок системи розмивання відкладень.

курсова робота , доданий 19.05.2012


Особливості перекачування та зберігання нафтопродуктів, основні вимоги до сховищ. Типи резервуарів та їх конструкції, технічна документація та обслуговування. Класифікація втрат нафти від випаровування при зберіганні в РВС, заходи щодо їх скорочення.

курсова робота , доданий 21.06.2010


Технічні засоби для механізованого зачищення резервуарів. Організація робіт із зачистки. Зачищає горизонтальні резервуари механізованим способом мийною установкою УМ-1, технічне обслуговування її установки, транспортування та зберігання.

реферат, доданий 17.09.2016


Втрати легких фракцій нафти, малі та великі "дихання" резервуарів. Пристрої боротьби з втратами нафтопродуктів. Зберігання нафтопродуктів під шаром газу. Уловлювання пари та нафтопродуктів за допомогою ежектора. Зниження температури газового простору.

презентація , доданий 26.06.2014


Підготовчі роботи для ремонту. Способи очищення резервуарів. Ремонт основ та фундаментів. Видалення дефектних місць без застосування зварювальних робіт. Контроль якості ремонтних робіт та випробування резервуарів. Приймання резервуарів після ремонту.

контрольна робота , доданий 12.12.2010


Обладнання наземних резервуарів. Розрахунок втрат нафтопродукту з резервуару від "великих" та "малих дихань". Скорочення втрат нафтопродукту від випаровування. Застосування дисків-відбивачів, газоуравнительных систем, систем уловлювання легких фракцій.

курсова робота , доданий 06.08.2013


Класифікація та обладнання резервуарів. Елементи та технологічна характеристика вертикального сталевого резервуару. Принцип роботи технологічного та товарного резервуарів, рівнеміра Єрошкіна, радарного рівнеміра. Засоби пожежогасіння резервуару.

курсова робота , доданий 26.05.2015


Вивчення конструктивних особливостейвертикальних циліндричних резервуарів низького тиску для нафти та нафтопродуктів. Характеристика методу нарощування поясів резервуару. Розрахунок стіни резервуару на міцність. Технологія зварювальних та монтажних робіт.