нефтяной терминал что это
НЕФТЕНАЛИВНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Состав нефтеналивного терминала
В состав терминала входят:
В состав терминала как перегрузочного комплекса порта входят:
Функции нефтеналивного терминала
Нефтяные терминалы выполняют ряд сопутствующих функций по обслуживанию судов:
В зависимости от установленных в портах режимов обслуживания судов нефтяные терминалы могут предоставлять дополнительные услуги судовладельцам по проводке, швартовке и отшвартовке судов, приему с судов твердых бытовых отходов и хозяйственных фекальных стоков.
В составе терминала могут предусматриваться сооружения для налива плавбункеровщиков и приема судов-сборщиков льяльных и фекальных вод.
Компоновка систем и обустройств выполняется таким образом, чтобы все операции по наливу или сливу нефтяных грузов, а также по приему балластных и льяльных вод и снабжению танкера осуществлялись без его перестановки.
Устройство нефтеналивных терминалов
Система грузовых, бункеровочных и балластных трубопроводов обеспечивает взаимозаменяемости причалов и трубопроводов с учетом раздельного слива и налива нефтяных грузов при сохранности их качества в соответствии с требованиями ВНТП 5-95.
На оперативных площадках нефтяных причалов наземную укладку трубопроводов выполняют в один ряд по высоте, в соответствии с СН 527-80. В районе задвижек обрудуются площадки для их обслуживания. Укладка трубопроводов до подхода к оперативным площадкам нефтяных причалов может быть подземной (в том числе в потернах) и наземной. Укладку грузовых и бункеровочных трубопроводов допускается производить непосредственно по балкам (ригелям) верхнего строения причала без устройства сплошных плит, за исключением мест расположения осевых компенсаторов и разъемных стыков с применением уплотнений (сальников, прокладок и др.). При подземной прокладке выход трубопроводов на поверхность, а при наземной прокладке спуск трубопроводов в наземную однорядовую прокладку на причале следует выполнять в районе оперативной площадки нефтяного причала с таким расчетом, чтобы между линией присоединительных устройств и началом наземной однорядной укладки иметь возможность разместить всю арматуру, соединения трубопроводов (обвязку), контрольно-измерительные приборы и другие обустройства.
При устройстве общей магистрали балластной воды, объединяющей группу причалов и связывающей их со станцией очистки балластных вод, пропускная способность ее должна обеспечить выкачку балластной воды, сливаемой одновременно с нескольких танкеров, без снижения интенсивности выкачки. При этом в случае одновременного слива балласта с нескольких танкеров насосными установками разных характеристик должны быть предусмотрены меры, исключающие возможность перелива балластной воды из одного танкера в другой.
Для соединения береговых и судовых трубопроводов применяют автоматизированные системы обработки наливных судов (стендеры).
Количество стендеров назначают в соответствии с ассортиментом наливных грузов, пропускной способностью стендеров и судо-часовыми нормами налива-слива с учетом совмещения операций.
Основные совмещаемые операции:
Специализацию и взаимное расположение стендеров, а также их размещение (расстояние от кордона, расстояние между соседними стендерами) необходимо определять при соблюдении требований обработки танкера без дополнительной его передвижки.
Размещение стендеров на причале должно обеспечивать удобство их эксплуатации, монтажа и демонтажа, а также исключать возможность их повреждения при навале обрабатываемого судна.
Конструкция стендеров и система трубопроводов, связывающих их (манифольд), должны предусматривать возможность их опорожнения, промывки и передачи загрязненных нефтью вод на береговые очистные сооружения.
В составе контрольно-измерительных приборов должны быть предусмотрены счетчики, обеспечивающие учет количества наливаемого (сливаемого) груза и бункеровочного топлива на каждое судно.
Система автоматизированного управления производственными процессами, включая операцию дебалластировки, должна быть предусмотрена во взаимодействии с соответствующими судовыми системами.
Для приема на берег производственных сигналов и команд (предупредительных, разрешающих, аварийных и др.) с оборудованных соответствующими устройствами судов необходимо предусмотреть единую контрольную цепь «судно-берег» с разъемными устройствами.
Во всех случаях следует предусмотреть:
Верхнее покрытие нефтяного причала должно быть устроено с учетом стока пролитых нефтепродуктов и атмосферных осадков в колодцы производственно-дождевой канализации.
Все оборудование, устанавливаемое на причалах, должно предусматриваться во взрыво- и пожаробезопасном исполнении.
Причалы должны быть оборудованы специальными приспособлениями, обеспечивающими надежное заземление всех трубопроводов и стоящих у причалов танкеров в соответствии с действующими нормами и правилами.
На причалах должен быть свободный проход и доступ ко всему оборудованию, приборам и устройствам, а также устроен пожарный подъезд, который совмещают с проездом для транспорта, доставляющего к танкерам грузы материально-технического и продовольственного снабжения.
При проектировании перегрузочного комплекса для нефти и нефтепродуктов необходимо предусмотреть систему автоматической противопожарной защиты (САПЗ) по ВСН 12-87.
В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 и «Правил перевозки нефти и нефтепродуктов танкерами морского флота» на перегрузочном комплексе должны быть предусмотрены проезды для пожарных автомобилей шириной 4,5 м, а также площадки для их разворота 12×12 м, в том числе для размещения на них не менее двух пожарных автомобилей для забора морской воды из акватории порта и подачи ее к месту очага пожара.
Комплекс должен быть обеспечен пожарным катером для оперативного дежурства с установками пожаротушения с целью своевременной локализации возможного возгорания как на танкере, так и на причале.
Противоаварийные мероприятия по ликвидации аварийных разливов нефти разрабатывают в соответствии с РД 31.04.01-90 и Правилами охраны поверхностных вод.
СОДЕРЖАНИЕ
Место расположения
Нефтяные терминалы могут располагаться рядом с нефтеперерабатывающими заводами или являться их частью ; или находиться в прибрежных местах, где морские танкеры могут выгружать или загружать грузы. Некоторые терминалы подключены к трубопроводам, по которым они забирают или выгружают свою продукцию. Терминалы также могут обслуживаться железнодорожным транспортом, баржами и автоцистернами (иногда называемыми «мостами»). Нефтяные терминалы также расположены недалеко от городов, откуда автоцистернами доставляют продукты на автозаправочные станции или к другим бытовым, коммерческим или промышленным потребителям.
Удобства
На большинстве нефтяных терминалов нет обработки или другого преобразования продукта на месте. Продукция нефтеперерабатывающего завода, которая хранится на терминале, находится в окончательном виде, пригодном для доставки потребителям. Можно производить смешивание продуктов и вводить в них добавки, но, как правило, на территории нет завода-изготовителя. Современные терминалы обладают высокой степенью автоматизации сайта.
Морские нефтяные терминалы имеют причалы для глубоководной стоянки танкеров. Причалы имеют погрузочно-разгрузочные рукава для перегрузки груза с / на берег. Могут быть предусмотрены средства для улавливания паров.
Стандарты
Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание нефтяного терминала должны соответствовать местным, национальным, региональным и международным кодексам, стандартам, а также законодательным и нормативным требованиям. Соответствующие стандарты включают:
Здоровье, безопасность и окружающая среда
Инциденты
Владение
Владение нефтебазами делится на три основные категории:
Во всех случаях владельцы могут также предоставить «гостеприимство» или «право забрать» на объекте другим компаниям.
Аэропорты
В большинстве аэропортов также есть собственные специализированные нефтебазы (обычно называемые «топливными фермами»), где авиационное топливо ( Jet A или 100LL ) хранится до его выгрузки в топливные баки самолетов. Топливо доставляется со склада к самолету автоцистерной или гидрантной системой.
Беглов запустил в Петербурге многомиллиардный инвестпроект
«Петербургский нефтяной терминал» (ПНТ) начал реконструкцию своей инфраструктуры в Большом порту Санкт-Петербурга. Как сообщает пресс-служба компании, ПНТ вкладывает в проект реконструкции 5 млрд руб. Это не первый крупный проект в Большом порту, анонсируемый за последние месяцы. Несмотря на планы по переносу Большого морского порта за пределы Петербурга, стивидоры продолжают инвестировать в эту территорию.
Растущие отчисления
Как рассказали в пресс-службе ПНТ, реконструкция коснётся «старой» части терминала, которая занимает порядка 11 га в Большом порту Петербурга. Проект предполагает строительство на ее месте современного комплекса по перевалке широкого спектра нефтепродуктов. Компания планирует возвести современные резервуары для хранения нефтепродуктов, сливную эстакаду, а также рекуператоры (приточно-вытяжная вентиляция) и пароуловители.
«Мы дали старт одному из крупнейших инвестиционных проектов города. К 2025 году Петербургский нефтяной терминал станет не только одним из самых мощных предприятий на Балтике, но и более экологичным и безопасным», — сказал губернатор Александр Беглов после церемонии закладки нового комплекса хранения и перевалки нефтепродуктов.
По словам председателя совета директоров АО «Петербургский нефтяной терминал» Михаила Скигина, налоговые отчисления компании в бюджет города за последние 5 лет выросли в три раза, а реконструкция терминала позволит увеличить их ещё больше. «Сегодня это 1,2 миллиарда рублей ежегодно. Благодаря инвестициям, мы собираемся планомерно повышать этот уровень. Кроме того, реконструкция терминала позволит создать порядка 100 высокопроизводительных и высокотехнологичных рабочих мест», — сказал Михаил Скигин.
Первый битумный морской терминал
Ранее о планах построить первый в России битумный морской терминал в порту Петербурга сообщила Балтийская топливная компания (БТК). Как отметила пресс-служба компании, БТК направит 1 млрд руб. заёмных средств на создание двух очередей совокупным объёмом резервуарного парка 43,8 тыс. куб. м. Реализация проекта даст возможность БТК помимо мазута и дизельного топлива вести перевалку, хранение битума и гудрона, производить модифицированные битумы с добавлением пластификатов, а также увеличить объёмы перевалки грузов.
Битумы — нефтяные продукты, которые используются в строительной отрасли. В России сегодня есть битумные терминалы, однако они находятся не в портовых зонах.
Проект переноса порта
Запуск новых инвестпроектов в Большом порту Петербурга проходит на фоне обсуждения его переноса в Ленобласть. Напомним, с такой инициативой выступил совладелец «Трансмашхолдинга» Андрей Бокарев. В марте он направил письмо президенту Владимиру Путину, в котором предложил перенести порт в Усть-Лугу, а на его месте построить жилье, коммерческие помещения и объекты социальной инфраструктуры и культуры. Стоимость проекта бизнесмен оценил в 440 млрд руб. Позднее суммарно проект переноса порта оценили в 550 млрд руб.
Стивидоры Большого морского порта скептически отнеслись к идее. В пресс-службе Первой портовой компании Лисина проект назвали «нецелесообразным», а «Уралкалий» оценил в 10 лет срок, который может понадобиться на перенос терминалов.
Тем не менее, первый вице-премьер Андрей Белоусов поручил проработать проект Минтрансу, Минэкономразвития и Росимуществу совместно с властями Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Как сообщил РБК Петербург источник, близкий к обсуждению проекта, решение по переносу порта ещё не принято; федеральные ведомства публично не высказывали свою позицию о данном проекте. В пресс-службе правительства России не ответили на запрос РБК Петербург о проекте переноса порта.
Справка
«Петербургский нефтяной терминал» основан в 1995 году. Это один из крупнейших российских терминалов по перевалке нефтепродуктов в Балтийском регионе. По данным информационной системы «СПАРК-Интерфакс», АО «Петербургский нефтяной терминал» принадлежит нескольким компаниям, зарегистрированным на Кипре. Прибыль компании за 2020 год составила 2,4 млрд руб., что на 1 млрд больше, чем прибыль в 2019 году. По данным самой компании, пропускная способность терминала — 10 млн тонн в год. В 2020 году было отгружено 9,2 млн тонн нефтепродуктов.
Большой порт Санкт-Петербург расположен в Невской губе Финского залива и устьевой части Невы. В 2020 году его грузооборот составил около 60 млн тонн. Помимо ПНТ, крупнейшими стивидорами порта являются Первый контейнерный терминал и «Петролеспорт», принадлежащие Global Ports; а также Контейнерный терминал Санкт-Петербург и Морской порт Санкт-Петербург, которые входят в Первую портовую компанию Владимира Лисина.
Нефтяной терминал
Содержание
Местоположение [ править ]
Нефтяные терминалы могут располагаться рядом с нефтеперерабатывающими заводами или являться их частью ; или находиться в прибрежных местах, где морские танкеры могут выгружать или загружать грузы. [2] Некоторые терминалы подключены к трубопроводам, по которым они забирают или выгружают свою продукцию. Терминалы также могут обслуживаться железнодорожным транспортом, баржами и автоцистернами (иногда называемыми «мостами»). Нефтяные терминалы также расположены недалеко от городов, откуда автоцистернами доставляют продукты на автозаправочные станции или к другим бытовым, коммерческим или промышленным потребителям. [2]
Услуги [ править ]
На большинстве нефтяных терминалов нет обработки или другого преобразования продукта на месте. Продукция нефтеперерабатывающего завода, которая хранится на терминале, в своем окончательном виде подходит для доставки клиентам. [1] Может производиться смешивание продуктов, и в продукты могут вводиться добавки, но, как правило, на территории нет производственного предприятия. Современные терминалы обладают высокой степенью автоматизации сайта. [3]
Морские нефтяные терминалы имеют причалы для глубоководной стоянки танкеров. На пристани есть погрузочно-разгрузочные рукава для перегрузки груза с / на берег. Могут быть предусмотрены средства для улавливания паров. [4]
Стандарты [ править ]
Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание нефтяного терминала должны соответствовать местным, национальным, региональным и международным кодексам, стандартам, а также законодательным и нормативным требованиям. Соответствующие стандарты включают:
Здоровье, безопасность и окружающая среда [ править ]
Инциденты [ править ]
Право собственности [ править ]
Владение нефтебазами делится на три основные категории:
Во всех случаях владельцы могут также предоставлять «гостеприимство» или «право забрать» на объекте другим компаниям.
Аэропорты [ править ]
В большинстве аэропортов также есть собственные специализированные нефтебазы (обычно называемые «топливными фермами»), где авиационное топливо ( Jet A или 100LL ) хранится до его выгрузки в топливные баки самолетов. Топливо доставляется со склада к самолету автоцистерной или гидрантной системой.
Документы
НЕФТЕНАЛИВНЫЕ ГЛАВА ТЕРМИНАЛЫ
Для осуществления морских и речных перевозок нефти необходимо сооружать специальные причальные сооружения для швартовки и налива нефти в танки нефтеналивных судов (танкеров, барж). Комплекс таких объектов обычно называют нефтеналивными терминалами.
В состав нефтеналивных терминалов входят: резервуарные парки; технологические трубопроводы; технологические насосные; узлы учета; узлы защиты от гидроударов; причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.); шлангующие устройства (стендера, гибкие резиновые армированные шланги); очистные сооружения; вспомогательные здания и сооружения (химическая лаборатория, центральный диспетчерский пункт, котельная и др.); системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и системы связи.
Нефтяные терминалы выполняют ряд сопутствующих функций по обслуживанию судов: прием с судов балластных и льяльных вод; прием и обезвреживание парогазовых смесей из нефтяных танков судов; погрузку (бункеровку) на суда топлива (мазута, дизельного топлива) для энергосиловых установок; погрузку пресной воды для хозяйственнобытовых нужд и др. В зависимости от установленных в портах режимов обслуживания судов нефтяные терминалы могут предоставлять дополнительные услуги судовладельцам по проводке, швартовке и отшвартовке судов, приему с судов твердых бытовых отходов и хозяйственных фекальных стоков.
На рис. 11.1 приведена принципиальная схема нефтяного терминала.
Оборудование нефтяных терминалов должно обеспечивать
Рис. 11.1. Принципиальная схема нефтеналивного терминала:
1 — нефтепродукты; 2 — нефть из магистральных нефтепроводов;
3, 4 — трубопроводы; 5 — узел учета; 6 — очистные сооружения
загрузку танкера с максимально возможной производительностью с целью минимизации простоя судна и риска возникновения аварийных ситуаций.
11.1. ПРИЧАЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Современные нефтеналивные суда для перевозки сырой нефти по способу передвижения подразделяются на самоходные — танкеры (морские, речные, озерные и река — море) и не самоходные — баржи (морские и речные) и имеют дедвейт (суммарная масса транспортируемой нефти и хозяйственных грузов) 30 — 250 тыс. т. Отдельные супертанкеры имеют дедвейт от 450 тыс. т до 1 млн т. Нефтеналивные суда типа река — море из-за необходимости прохождения рек небольшой глубины имеют дедвейт до 20 тыс. т.
Гидротехнические сооружения нефтеналивных терминалов проектируются с учетом нагрузок от волн, льда и судов определенного класса и типоразмера, а оборудование должно обеспечивать выполнение норм времени обработки судов. В табл. 11.1 приведены характеристики морских танкеров, осуществляющих перевозки нефти из портов РФ и стран СНГ.
Наиболее крупными специализированными комплексами, получающими нефть по магистральным нефтепроводам и осуществляющими обработку крупнотоннажных танкеров дедвейтом до 120 тыс. т, являются порты Новороссийск, Туапсе, Приморск (РФ), Вентспилс (Латвия), Одесса (Украина) и др. (табл. 11.2).
Причалы для перегрузки нефти могут быть в виде пирсов,
Характеристики морских и речных танкеров для перевозки сырой нефти и нефтепродуктов
Конструктивные размеры, м: длина ширина
осадка «в грузу» (под нагрузкой) Объем грузовых танков, м 3
Эксплуатационная скорость, узлов/час
Экспортные нефтеналивные терминалы России
и стран ближнего зарубежья, использующие магистральные нефтепроводы
Максимальное количество отгружаемой партии нефти, т
Возможная пропускная способность, т/год
Характеристика причала: глубина, м/ длина, м
Рис. 11.2. Пирсы Вентспилского нефтеналивного терминала
расположенных параллельно, перпендикулярно (рис. 11.2) или под углом к берегу (рис. 11.3), что делается для ориентации причала по направлению преобладающих ветров и волнения с целью уменьшения нагрузок со стороны танкера на причал.
Параллельно берегу причалы располагают при наличии удобной глубоководной гавани. В этом случае танкер может близко подходить к берегу и строительство волнозащитных дамб и причальных сооружений экономически целесообраз-
но, так как их размеры сравнимы с длиной судна, а дноуглубительные работы невелики или не требуются вообще. Если причал примыкает к берегу, то его называют набережной, их преимущество в непосредственно близкой связи с территорией терминала. При удалении от берега причал соединяется с ним молами, дамбами, эстакадами или пирсами, по которым проложены нефте-, нефтепродукта- и трубопроводы балластной воды, а также другие коммуникации для обеспечения погрузки танкера.
На причалах сооружается технологическая площадка для размещения основного и вспомогательного технологического оборудования. На причалы выходят грузовые трубопроводы с задвижками, к которым подключаются шлангующие устройства, размещаемые на технологической площадке. Шлангующие устройства предназначены для подключения грузовых трубопроводов терминала к приемным манифольдам танкера (клинкетам) и обеспечения погрузки-выгрузки в условиях ограниченного перемещения танкера относительно причала. На причалах размещают также устройства регулирования производительности налива, коммутационные и запорные задвижки, узлы учета нефти, нефтепродуктов и балласта, предохранительные устройства, в том числе от гидроудара, технологические емкости и другое оборудование. Неотъемлемой частью причала является операторная, в которой размещается аппаратура управления шлангующими устройствами и которая является местом пребывания оперативного персонала во время погрузки танкера. За исключением шлангующих устройств и трубопроводов с задвижками все выше названные технологические узлы и устройства могут располагаться на берегу, что определяется проектом.
Возможные перемещения танкера относительно причала ограничены изменением осадки в ходе погрузки, колебаниями в пределах 0,5 —1,5 м вызванными волнениями моря, ветрами и т.д., а также зависят от разрешающей способности шлангующих устройств.
По конструкции основания пирсы могут быть сквозной конструкции (на металлических или железобетонных сваях), испытывающих из-за этого небольшие нагрузки от волн и в виде сплошной гравитационной стенки.
При больших колебаниях уровня воды (особенно на судоходных реках), неблагоприятном состоянии грунтов, а также при наличии возможности размыва берега сооружают плавучие причалы, выполненные в виде понтонов различных конструкций. На реках плавучие причалы устанавливаются 306 только на период навигации, с окончанием которой они отводятся в затон. Такие плавучие причалы имеют невысокую стоимость и могут использоваться в любых гидрогеологических условиях.
Снижение затрат на морскую транспортировку нефти и увеличение морских перевозок нефти возможно за счет использования танкеров большой грузоподъемности, что в свою очередь требует создания больших глубин в акватории портов и реконструкции действующих причалов. Значительные затраты, связанные с дноуглубительными работами и сооружением пирсов с волнозащитными сооружениями, привели к разработке новых технических решений, основой которых являлся вынос нефтеналивных причалов за пределы существующих акваторий с сооружением рейдовых причалов и размещением их в открытом море и на искусственных островах.
Конструкции причалов должны предусматривать снижение до минимума усилий от навала судна на технологическую площадку, как при швартовке, так и при стоянке под загрузкой. Это достигается сооружением специальных отбойных (швартовных) палов на свайном основании, из массивов-гигантов, оболочек большого диаметра и других гравитационных конструкций.
Рейдовые причалы, называемые также выносными приемными устройствами (ВПУ) имеют различные конструкции, выбор которых определяется грузоподъемностью танкера, возможными метеоусловиями, стоимостью и необходимой интенсивностью работы. На рис. 11.4 показана конструкция выносного приемного устройства типа CALM (Catenery Anchor Leg Mooring) в виде плавучего буя с креплением якорными цепями. Это устройство широко применяют в различных странах мира. Буй 3 удерживается в заданной точке посредством якорных цепей 1. Подводящий стальной трубопровод 9 от береговой насосной прокладывается по дну моря и с помощью гибкого шланга 8 подсоединяется через шарнир к свободно вращающемуся поворотному кругу ВПУ. В центральной части ВПУ расположена поворотная балка, крепящаяся к шарнирному вертлюгу и швартовному оголовку, которые свободно поворачиваются относительно корпуса буя. Поворотная балка облегчает закрепление швартовых танкера 6 в рабочее положение, чем способствует обеспечению возможности перекачки сырой нефти по плавающим шлангам 7 на танкер после того, как они будут закреплены на мани-фольдах танкера. Благодаря такому конструктивному исполнению системы ВПУ возможен налив танкеров большой гру-
Рис. 11.4. Выносное приемное устройство типа CALM:
1 — якорные цепи; 2 — оконечный трубопроводный манифольд; 3 — буй; 4 — поворотное устройство; 5 — причальный трос; 6 — танкер; 7 — плавучие шланги; 8 — подводные шланги; 9 — морской трубопровод с берега
зоподъемности на глубинах до 450 м, которые недостижимы из-за высокой стоимости неподвижных причалов. Швартовка у ВПУ обычно осуществляется без привлечения буксиров, поскольку на глубоководных участках танкер имеет лучшую маневренность в условиях, когда отсутствуют помехи со стороны других судов. При швартовке танкер должен подобрать плавучий причальный трос 5 и закрепить его, а затем подобрать плавучие шланги 7 и подключить их к клинкетам.
Основными компонентами буя ВПУ типа CALM являются: камеры плавучести, часть которых заполняется пористым материалом для обеспечения непотопляемости; узлы крепления якорных цепей; поворотный вертлюг; подшипниковый узел; узел поворотной балки с фитингами, запорной арматурой и технологическим трубопроводом до внешнего окружного периметра буя; вспомогательные навигационные средства; швартов и швартовное соединение; лебедка для ремонтно-технического обслуживания; рабочие площадки.
Достоинство ВПУ типа CALM заключается в возможности причаленного танкера свободно поворачиваться вокруг точки швартовки на нежесткой или гибкой швартовной связи и занимать положения наименьшего сопротивления относительно ветровой нагрузки, течений и волн. Стоимость сооружения ВПУ ориентировочно в пять раз меньше стоимости неподвижного причала.
Плавучий шланг крепится к трубной обвязке буя у его внешней образующей и свободно поворачивается вместе с танкером. Плавучий шланг поднимают на танкер лебедкой и подсоединяют к манифольдам танкера обычно в средней части судна. Срок службы гибких нефтеналивных шлангов составляет 8—10 лет. Швартовные канаты также делают плавучими.
При расчете нагрузок от судов на причальные сооружения необходимо руководствоваться требованиями
СНиП 2.06.04 — 82, в соответствии с которым определяются нагрузки: от ветра, течения и волн; от навала пришвартованного судна при действии ветра и течения; от навала судна при его подходе к причальному сооружению; от натяжения швартовов при действии на судно ветра и течения.
Максимальные нагрузки, воздействующие на ВПУ, примерно в десять раз меньше значений, которые характерны в тех же условиях при швартовке к неподвижному причалу.
11.2. ШЛАНГУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Для быстрого и подвижного соединения грузовых трубопроводов терминала с приемораздаточными патрубками (манифольдами) танкера применяют шлангующие устройства. Шлангующие устройства должны обеспечивать максимально возможную производительность перекачки для сокращения стояночного времени судна, непрерывность грузовых операций вне зависимости от числа сортов перекачиваемого груза, выполнение вспомогательных операций по бункеровке, сбросу балласта, подъему на судно грузов материально-технического снабжения, а также минимальные нагрузки на манифольд танкера при его перемещениях во время загрузки.
Первые шлангующие устройства представляли собой гибкие резинотканевые армированные стальной проволокой шланги с фланцем для подсоединения к клинкету танкера. Их подъем и перемещение на борт судна осуществляются специальным устройством (ручные тали, стрелы судового типа, крановые подъемники и др.).
Для подачи грузов на танкер применяют шланги трех основных типов:
шланг с шероховатым каналом, типа R, имеющий многослойную оболочку, армированную внутренней спиралью из стальной проволоки, что придает ему значительную жесткость и большой вес; такие шланги применяются для перегрузки нефти у причалов терминала, а также для использования под водой и на плаву (тип RxM);
шланг с гладким каналом типа S, отличающийся от шланга типа R отсутствием армирующей спирали и меньшим весом, его пропускная способность выше из-за меньших гидравлических сопротивлений; такие шланги могут использоваться под водой и на плаву (тип SxM);
облегченный шланг, применяемый только для выгрузки продукта или бункеровки судов, где гибкость и малый вес имеют решающее значение.
По конструкции шланги всех типов могут поставляться проводящими или не проводящими электрический ток. Существует также ряд шлангов особых типов, имеющих одинаковую конструкцию и используемых для специальных целей, например в качестве подводных трубопроводов или плавучих звеньев.
Грузовой шланг, подаваемый на борт танкера, в соответствии с «Общими и специальными правилами перевозки наливных грузов» ММФ РФ, должен удовлетворять следующим требованиям: разрывное давление не менее 4,2 МПа или, по крайней мере, в 4 раза выше максимального давления, развиваемого грузовыми насосами; рабочее давление не менее максимального давления, развиваемого насосами, но не менее 1 МПа.
В соответствии с международными стандартами грузовые шланги должны обеспечивать перекачку продуктов, имеющих температуру в диапазоне от —20 до +82 °С, при этом содержание ароматических углеводородов не должно превышать 25 %.
Каждый грузовой шланг должен иметь спецификацию изготовителя, в которой указывается: для каких грузов может быть использован шланг; наименование фирмы изготовителя или торговая марка; дата изготовления; значение разрывного и рабочего давлений; дата последнего испытания и значение давления при испытании; является ли шланг электропроводящим или нет. Грузовые шланги должны иметь достаточную длину, чтобы исключить их разрыв при изменении осадки судна в процессе грузовых операций, а также возможного 310 перемещения танкера вдоль причала и от причала на значение растяжения швартовных канатов. Они должны быть оснащены фланцами международного образца.
К недостаткам налива танкеров через грузовые шланги следует отнести их недолговечность, трудность в управлении (при диаметрах выше 300 мм они имеют значительный вес), высокое гидравлическое сопротивление и необходимость использования значительной площади. Жесткая конструкция крепления шлангов к танкеру часто приводит к их разрыву в случае внезапного отхода танкера от причальной стенки.
Увеличение грузоподъемности танкеров потребовало разработки нового сливоналивного оборудования, так как шланги не могли обеспечить требуемой производительности сливоналивных операций. Они оказались непригодными для использования в крупных портах, где требуемая производительность отпуска нефтегрузов достигала 400—500 тыс. т/сут. Поэтому ведущие зарубежные компании в 50 — 60-х годах разработали конструкцию цельнометаллического шлангующего устройства, получившего название стендер.
На рис. 11.5 приведен общий вид морского стендера типа RCMA-S «Чиксан» с комбинированным управлением фирмы «FMC Europe SA Equipement Petrolier» (Франция). Стендер состоит из опорного стояка, шарнирного рукава (включающего внутреннее и внешнее плечи металлического рукава с вертлюгом), системы пантографа с вспомогательными противовесами для удержания в равновесии внешнего плеча и основными противовесами для удержания в равновесии всего рукава и замка для фиксации стендера в нерабочем состоянии. Опорный стояк является основанием всей конструкции и рассчитывается на нагрузку собственного веса рукава, максимальных ветровых нагрузок и веса жидкости, находящейся в рукаве во время перекачки. По нему осуществляется перенос жидкости (нефти) из причального трубопровода в рукав и наоборот. Внутреннее плечо рукава крепится к верхней части опорного стояка, и его продолжение служит коромыслом основного противовеса, а внутреннее — между внутренним плечом и судном. Вертлюг — шарнирное устройство для подвижного соединения трубопроводов стендера «Чиксан» состоит из одного, двух или трех подшипников, обеспечивающих поворот элементов рукава относительно друг друга. Герметичность вертлюга обеспечивается рядом прокладок, подбираемых в зависимости от физико-химических свойств нефти. Система противовесов позволяет сбалансировать ру-
Рис. 11.5. Морской стендер типа RCMA-S “Чиксан» фирмы “FMC Europe SA Equipement Ре^оИег»(Францпя):
1 — внутреннее плечо рукава; 2 — силовой цилиндр внутреннего плеча рукава; 3 — замок для фиксации стендера в нерабочем положении; 4 — патрубок для подсоединения к причальному трубопроводу; 5, 16 — шкив; 6 — вертлюг типа 40 со съемным коленом; 7 — внутренний элемент конструкции; 8 — приводной трос; 9 — трос пантографа; 10 — стяжной замок; 11 — вертлюг типа 50 со схемным коленом; 12 — поворотный силовой цилиндр; 13, 17 — противовесы; 14 — силовой цилиндр внешнего плеча рукава; 15 — опорный стояк; 18 — опорная плита; 19 — наружный элемент конструкции; 20 — поворотное соединение; 21 — внешнее плечо рукава; 22 — вертлюг типа 80; 23 — быстроразъемное соединение с ручным управлением; 24 — приводная муфта для аварийного отсоединения
кав стендера и уменьшить нагрузку на присоединительный фланец танкера. Для подсоединения стендера к фланцам танкера на конце внешнего плеча устанавливается быстроразъемное присоединительное устройство с ручным или автоматизированным управлением.
На рис. 11.6 показано быстроразъемное присоединительное устройство, разработанное ВНИИКАНЕФТЕГАЗ в 60-х годах и применяемое на первых отечественных стендерах типа АСН-6А.
Имеются конструкции стендеров, в которых внешнее плечо выполнено в виде гибкого грузового шланга.
При подсоединении к танкеру грузовой шланг (стендер) должен быть освобожден от нефти для уменьшения нагрузок. После окончания погрузки грузовой шланг (стендер) должен быть осушен для исключения разлива остатка нефти на палубу или в море. Грузовые шланги должны иметь достаточную длину, а стендеры — достаточную безопасную рабочую зону движения, чтобы неизбежное движение танкера у причала не вызвало опасных напряжений в шлангах и стендерах. Рабочая зона стендера должна подразделяться на следующие зоны: рабочую, предупреждения и отключения. При неожиданном перемещении танкера у причала, когда стыковочный фланец стендера и судового приемника попадает в зону предупреждения, все рабочие клинкетъ1 на стендере автоматически закрываются, а когда стыковочный фланец попадает в зону отключения, происходит автоматическое отключение стендера от судового приемника.
В сочетании с высокой стоимостью судов, перевозящих нефть и нефтепродукты, высокая стоимость и затраты по эксплуатации причальных и технологических сооружений обусловливают необходимость их интенсивной эксплуатации.
Максимальные показатели по интенсивности погрузки закладываются на этапе проектирования терминала с целью
Рис. 11.6. Быстроразъемное присоединительное устройство
стендера АСН-6А конструкции ВНИИКА-НЕФТЕГАЗ
уменьшения времени простоя танкеров под дебалластировкой и погрузкой.
Достижение максимальной интенсивности диктует необходимость увеличения единичных мощностей всего терминала и их дублирования на случай ремонтных работ. В настоящее время интенсивность погрузки танкеров дедвейтом 100— 150 тыс. т достигает 13 — 15 тыс. м 3 /ч, что позволяет выполнить погрузку танкера за 10— 12 ч.
11.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТЕРМИНАЛОВ
Технологические трубопроводы терминалов относятся к категории I по СНиП 2.05.06 — 85*, в соответствии с которыми осуществляется их расчет на прочность и устойчивость. На рис. 11.7 приведен элемент технологической схемы трубопроводов стационарного терминала для погрузки нефти в танкер. Нефть из магистрального нефтепровода (или резервуарного парка нефтебазы) поступает в трубопровод терминала I через запорную 1 и регулирующую 2 электроприводные задвижки. За ними к трубопроводу подключена система защиты от гидроударов «ARCRON-1000«, отслеживающая процесс роста давления в динамике и перепускающая излишки нефти при скорости возрастания давления выше заданной в трубопровод сбора утечек II. Нефть из трубопровода II поступает в резервуар 2 ), определяемого манометром М2, а защита фильтра от поломки из-за повышения давления при загрязнении обеспечивается разгрузочным клапаном РК. Нефть через разгрузочный клапан сбрасывается в дренажную линию и через гидрозатвор ГЗ, обратный клапан ОК в зачистной резервуар ЗР. Туда же сбрасывается балластная вода из стендера после окончания ее выкачки на
Рис. 11.7. Элемент технологической схемы трубопроводов стационарного терминала:
а — задвижка с электроприводом; б — задвижка ручная; в — обратный клапан; г — заслонка регулирующая; д — задвижка ОБТ роторная; е — монометр; ж —
фильтр; з — расходомер
очистные сооружения терминала по трубопроводу III. Для регулирования скорости течения нефти в грузовом трубопроводе в различные периоды загрузки танкера служит регулирующий клапан RVS.
При проектировании технологических трубопроводов терминала необходимо учитывать, что из-за конструктивных особенностей и гидравлических сопротивлений трубопроводной системы танкера максимально возможное давление в системе перед стендером должно быть 0,3 — 0,35 МПа. Максимальное рабочее избыточное давление в трубопроводной системе налива терминала не должно превышать 1,6 МПа, так как на это давление расчитывается комплекс сооружений стендеров, используемых на терминале.
Кроме определения количества нефти, для сторон, участвующих в купле-продаже и оказывающих услуги по перекачке и перевалке, имеет большое значение количество товара. Подтверждение качества товара в морском нефтяном терминале возложено на химическую лабораторию, оснащенную необходимым оборудованием.
11.4. РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ ТЕРМИНАЛОВ
Избыточная или недостаточная пропускная способность магистрального нефтепровода компенсируется работой резервуарного парка терминала или перевалочной нефтебазы. Необходимость иметь резервуарный парк большого объема обусловлена возможной неравномерностью работы магистрального нефтепровода (из-за аварийных и плановых остановок перекачки) и нефтяного терминала (из-за простоев по погодным условиям или неприбытия судна в срок). Резервуарный парк должен обеспечивать возможность одновременной погрузки танкеров максимальной грузоподъемности на всех причалах терминала. Для бесперебойной работы транспортной системы магистральных нефтепроводов морские терминалы должны иметь минимально необходимый остаток нефти клиентов, включающий:
товарно-коммерческий запас, обеспечивающий налив одного нефтеналивного судна в полном объеме с учетом его грузоподъемности, ритмичности подачи судов и объемов перевалки нефти;
запас нефти на таможенных пунктах сдачи, предназначенный для выполнения таможенных требований по перемещению нефти из расчета суточной перекачки;
запас сортности нефти (с учетом наличия сернистых нефтей).
где р — плотность нефти, т/м 3 ; Кисп — коэффициент использования резервуара; для вертикальных металлических резервуаров с понтоном объемом 20—50 тыс. м 3 Кисп = 0,79; для резервуаров с плавающей крышей объемом 20—50 тыс. м 3 Кисп = 0,83; для железобетонных заглубленных резервуаров объемом 10 — 50 тыс. м 3 Кисп = 0,72.
Резервуарный парк терминала проектируется также как резервуарные парки нефтеперекачивающих насосных станций. Основным отличием является единичный объем используемых резервуаров.
Пример. Определить объем резервуарного парка терминала для обеспечения погрузки нефти плотностью 0,850 т/м 3 в танкера в ноябре, если задан месячный план отгрузки:
Дни месяца. 1 2 3 4-6 7 8 9 10 11 12, 13 14
Количество отгружаемой нефти в сутки Q, тыс. т. 140 70 140 0 220 140 0 140 145 0 208
Дни месяца. 15-19 20 21, 22 23 24 25 26 27 28, 29 30 31
Количество отгружаемой нефти в сутки Q, тыс. т. 0 135 0 140 135 60 155 85 0 140 0
На рис. 11.8 показаны элементы конструкции и оборудование резервуара с плавающей крышей.
Рис. 11.8. Резервуар с плавающей крышей объемом 50000 м 3 :
Для обеспечения устойчивости от ветровых нагрузок на цилиндрической стенке сооружаются кольца жесткости. Верхнее кольцо жесткости 7 используется в качестве технологической площадки для обслуживания оборудования, расположенного на верхней кромке стенки.
Одна из конструкций плавающей крыши резервуара состоит из верхнего и нижнего настилов, пространство между которыми разделено радиальными и поперечными перегородками, создающими герметичные отсеки и образующие сплошной понтон по всей площади крыши. В случае изменения уровня нефти в резервуаре нижнее положение 15 плавающей крыши фиксируется опорными стойками, предохраняющими от поломки приемораздаточные патрубки, оборудование подогрева нефти, дренажную систему 2 и др. Для обеспечения доступа персонала на плавающую крышу, она оборудуется катучей лестницей 10, ступени которой находятся в горизонтальном положении при любом наклоне лестницы. Верхняя часть лестницы шарнирно прикрепляется к переходной площадке 11, а нижняя перемещается на катках по горизонтальным направляющим 9, укладываемым на решетчатую ферму. Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются трубчатые направляющие 13. Они также предотвращают возможный перекос крыши (от неравномерных нагрузок или затопления понтонных секций) и ее зависание при откачке нефти. Плавающие крыши оборудуются дренажной системой 2 из шарнирно соединенных труб, подсоединенных к ливнеприемнику на крыше и патрубку с запорной задвижкой 3, уровнемером, пробоотборным устройством, дыхательным клапаном для удаления выделяющихся паров нефти из под крыши, устройством девакуумирования.
Верхнее положение 8 плавающей крыши фиксируется максимальным уровнем жидкости в резервуаре, который не должен превышать значения, установленного проектом. Производительность заполнения или опорожнения резервуаров с плавающей крышей ограничивается 3,5 м/ч.
Для сокращения загрязнения воздушной среды кольцевое пространство между плавающей крышей и стенкой резервуара (200 — 350 мм) должно быть герметизировано и защищено от попадания атмосферных осадков и пыли. Для этого применяют уплотняющие затворы 16 различных конструкций: с жестким, мягким или комбинированным уплотняющим элементом. Затвор должен быть непроницаем для нефти и ее паров, износостойким, пожаробезопасным, ус-
Рис. 11.9. Уплотняющий затвор башмачного типа с вторичным уплотнением:
1 — стенка резервуара; 2 — вторичное уплотнение, смонтированное на кромке; 3 — складывающееся уплотнение; 4 — плавающая крыша; 5 — башмак; 6 — испарительное пространство
тойчивым к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей, коррозийностойким и надежным в эксплуатации.
На рис. 11.9 приведена конструкция уплотняющего затвора башмачного типа с вторичным уплотнением, смонтированным на кромке плавающей крыши.
Для предотвращения выпадения в резервуаре в процессе хранения из нефти асфальтосмолистых и парафиновых
Рис. 11.10. Винтовое устройство размыва донных отложений типа “Диоген» ОАО «Центрсибнефгепровод» отложений необходимо предусматривать установку устройств размыва и образования донных отложений. К таким устройствам относятся гидравлические системы размыва (циркуляционные) и винтовые (пропеллерные) мешалки (рис. 11.10).
11.5. ГРУЗОВЫЕ ОПЕРАЦИИ ПОГРУЗКИ ТАНКЕРА У СТАЦИОНАРНЫХ ПРИЧАЛОВ
Для осуществления погрузки танкера необходимо проведение последовательных операций, требующих различного времени в зависимости от грузоподъемности танкера, типа и расположения причала, конструкции шлангующего устройства и др. К таким операциям относятся: отдача и подъем якоря на рейде; швартовка к причалу и отшвартов-ка с маневрами; присоединение или отсоединение шлангующего устройства; першланговка или подготовка шлангующих устройств к погрузке после дебалластировки; осмотр танков перед наливом нефти; замеры, отбор проб и подсчет груза после налива; оформление документов после налива; оформление прихода или отхода судов портом и таможней.
Время с завершения швартовки танкера у причала или постановки на якорь в пределах портовых вод по указанию порта до момента отшвартовки или снятия с якорной стоянки называется стояночным временем судна. Для учета времени проведения всех технологических операций и непроизво
дительных простоев в течение всего стояночного времени судна его капитаном ведется таймшит — акт учета стояночного времени. На основании таймшита рассчитывается сталийное (стояночное) время судна. Под сталийным временем судна Тс понимается время, полагающееся по установленным нормам, на производство возложенных на клиентуру погрузочно-разгрузочных работ и вспомогательных операций:
где Q — количество нефти, подлежащее наливу или сливу; Тос — судо-часовая норма на основные операции; Гвс — судочасовая норма на вспомогательные операции.
Судо-часовые нормы устанавливаются в зависимости от грузоподъемности танкера, свойств нефти, технического оснащения причалов и других факторов. При неблагоприятных условиях налива судо-часовые нормы могут быть уменьшены.
Время налива танкеров в нефтеналивных портах зависит от их дедвейта и регламентируется соответствующими нормами. Ниже приведены судо-часовые нормы налива сырой нефти в танкера различной грузоподъемности в порту Новороссийск:
танкера, тыс. т. 25 — 40 40 — 60 60 — 110 > 110
налива танкеров,т/ч 3250 3300 — 3500 6000 — 10000 10000 — 10100
Для проведения грузовых операций танкер должен быть надежно ошвартован. В процессе налива грузовые трубопроводы танкера и береговых сооружений не должны быть электрически соединены, чтобы исключить возможность возникновения электрического разряда в грузовых танках из-за разности потенциалов между танкером и берегом. Причины возникновения электрического тока, проходящего от судна к берегу, принципиально отличаются от природы статического электричества. Ток большого значения может проходить между судном и берегом по электропроводящим трубопроводам или гибким шлангующим устройствам. При этом возникает реальная опасность возникновения электродугового разряда во время разрыва электропроводящей цепи при подсоединении или отсоединении стендера от манифольда танкера. Источниками этих токов являются: катодная или протекторная защита причала или корпуса судна, осуществляемая с помощью наложенного потенциала постоянного тока или анодными заземлителями; блуждающие токи, возникающие в результате разности потенциалов между судном и берегом или из-за утечки от источников электрического питания. Поэтому на практике рекомендуется использовать изолирующий фланец, устанавливаемый в пределах зоны перемещения элементов конструкции стендера, а также в местах подсоединения линий гибкого шланга к береговой системе трубопроводов. В тоже время все металлические части шланга или стендера со стороны причала должны быть надежно связаны с системой заземления на причале. При этом сопротивление системы заземления не должно быть больше 10 6 Ом, а все металлические части фланца, шланга или стендера с морской стороны должны быть электрически связаны с судном.
Правильное, последовательное выполнение операций по погрузке танкера, обеспечение четкого взаимодействия бере-324 гового и судового персонала в аварийных и нештатных ситуациях имеют исключительную важность для предотвращения розливов нефти. С этой целью до начала погрузки грузовой помощник капитана совместно с представителем терминала (нефтебазы) согласовывает план погрузки, в котором должны быть указаны:
последовательность грузовых операций;
максимально допустимое давление в береговых грузовых шлангах или стендерах;
время, необходимое для пуска, остановки или изменения интенсивности грузовых операций;
по чьей команде будет остановлена вся погрузка; сигналы и командные слова, применяемые в данном порту при начале, остановке погрузки. Рекомендуется пользоваться следующими командными словами: приготовиться (stand by), начать погрузку (start loading), грузить полным ходом (full speed loading), уменьшить погрузку (stop loading), стоп погрузка (stop loading), срочная остановка (emergency stop); меры по предотвращению загрязнения моря; порядок выполнения чрезвычайных действий при розливах нефти;
ответственные за проведение грузовых операций лица от судна и берега;
место нахождения их во время грузовых операций.
В первоначальный период заполнения грузовых танков нефтью скорость ее течения в приемных трубопроводах не должна превышать 1 м/с вплоть до достижения уровня нефти в 1 м в каждом загружаемом танке. Затем скорость течения может быть увеличена до предела, указанного в судовых документах. Максимальная скорость движения нефти по судовому грузовому трубопроводу не должна превышать 12 м/с. Для танкеров с двойным дном, оборудованных специальным антистатическим колодцем в грузовых танках, скорость потока груза не регламентируется.
Определение критических давлений и температуры