Оглавление Насос

Информация о документе:

Загрузил(а): Айгуль Сармалдинова
Имя файла: oglavlenie_nasos.doc
Размер файла: 24284 кб
Дата загрузки файла: 26/12/2013 в 20:22
Количество просмотров: 243
Рейтинг: 0, всего 0 оценок

Оглавление Насос

Оглавление

Введение 3

В1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и АЗС 3

В2. Краткая история развития, современное состояние, перспективы системы нефтепродуктообеспечения 3

1.Основные сведения по НБ 3

1.1.Типы, группы и категории НБ 3

1.2.Производственные операции НБ 4

1.3.Объекты НБ. Генплан НБ. Размещение объектов. 4

1.4.Технологическая схема НБ 4

1.5.Основная рабочая обязательная документация НБ 5

1.6.Краткая характеристика свойств нефтепродуктов 5

2.Ж/д нефтегрузовые операции 6

2.1.Ж/д тупики, эстакады, цистерны 6

2.2.Сливо-наливные устройства 7

2.3.Типовые схемы (системы) слива-налива ж/д цистерн 7

2.4.Расчет сливо-наливного фронта 8

2.5.Гидравлический расчет напорных сливо-наливных коммуникаций и других технологических т/п. 8

2.5.1.Гидравлическая характеристика т/п 9

2.5.2.Совмещенная характеристика т/п и насосов. 10

2.5.3.Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки 10

2.6.Расчет гибких шлангов и рукавов 11

2.7.Расчет коллекторов 12

2.8.Расчет безнапорных т/п 12

2.9.Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе 12

2.10.Использование эжекторов 14

2.11.Определение продолжительности сливо-наливных операций 15

3.Резервуарные парки 15

3.1.Определение вместимости резервуарного парка 15

3.2.Классификация резервуаров 16

3.3.Стальные резервуары низкого давления 16

3.4.Резервуары вертикальные стальные (типа РВС) 17

3.5.Оборудование резервуаров типа РВС 17

3.5.1.Приемо-раздаточное оборудование. 17

3.5.2.Дыхательное оборудование резервуаров 19

3.5.2.1.Механические дыхательные клапаны 19

3.5.2.2.Огневые предохранители (пламегасители) 21

3.5.2.3.Предохранительные клапаны (ПК) 22

3.5.2.4.Вентиляционный патрубок 22

3.5.3.Замерное оборудование 23

3.5.3.1.Замерный люк 23

3.5.3.2.Полуавтоматический пробоотборник 23

3.5.3.3.Указатели уровня нефтепродукта 24

3.5.4.Противопожарное оборудование 24

3.5.4.1.Пенокамеры 24

3.5.5.Прочее оборудование резервуара 26

3.5.6.Пример расчета резервуарного оборудования 26

4.Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях 27

4.1.Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти) 27

4.2.Причины потерь от испарения 27

4.3.О параметрах газовой смеси в резервуарах 29

4.4.Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства 29

4.5.Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара 29

4.6.Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара 30

4.7.Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара 30

4.8.Нормы естественной убыли нефтепродуктов 30

4.9.Мероприятия по уменьшению потерь от испарения 30

5.Подогрев нефтепродуктов 34

5.1.Использование теплоты на нефтебазах 34

5.2.Источники теплоты и теплоносители 34

5.3.Теплоиспользующее оборудование (теплообменники) 34

5.4.Способы и средства подогрева нефтепродуктов 35

5.5.Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки 37

5.6.Определение конечной температуры подогрева 37

5.7.Расчет подогревателей 37

6.Учет нефтепродуктов 37

6.1.Методы измерения количества нефтепродуктов 37

6.2.Градуировка (калибровка) резервуаров и цистерн 38

6.3.Замер уровня нефтепродукта для определения объема заполненной части емкости 38

6.4.Определение плотности нефтепродукта 38

7.Водные перевозки 38

7.1.Нефтеналивные суда 38

7.2.Нефтяные гавани и причальные устройства 39

7.3.Сливо-наливные устройства и операции 41

8.Автомобильные перевозки нефтепродуктов 42

8.1.Средства транспортировки 42

8.2.Сливо-наливные устройства 44

9.Автозаправочные станции (АЗС) 50

9.1.Общие сведения по АЗС 50

9.2.Состав сооружений стационарной АЗС 51

9.3.Производственные операции 51

9.4.Основное оборудование АЗС 51

9.4.1.Резервуары 51

9.4.2.Топливно раздаточные колонки 57

Введение

В1. Понятие,назначениеиместонефтехранилищаиАЗС

Понятия: Автозаправочная станция – это мини нефтехранилище. Нефтехранилище представляет собой предприятие (склад нефти или нефтепродуктов), основным сооружением которого является резервуарный парк, а также комплекс зданий и сооружений, обеспечивающих выполнение производственных операций.

Назначение: бесперебойное обеспечение потребителей нефтепродуктами при сохранении их качества и количества.

В2. Краткаяисторияразвития,современноесостояние,перспективысистемынефтепродуктообеспечения

В начале нефтехранилища называли склады, потом стали называть нефтебазы, затем предприятия по нефтепродуктообеспечению, потом опять вернули нефтебазы.

1878 – постороен первый стальной резервуар, сделана первая железнодорожная цистерна, спущено на воду первое наливное судно, сооружен Д.И.Менделеевым первый в России трубопровод протяженностью 9 км.

1897 – открыта первая Российская нефтебаза (склад братьев Семеновых), сейчас это 1-ая Московская нефтебаза.

  1. Основные сведения по НБ

Основные нормативные документы по проектированию и эксплуатации нефтебаз:

  1. СНиП 2.11.03-93 – Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы и правила.

  2. ВНТП – 5 – 95 – Временные нормы технического проектирования предприятия по нефтеобеспечению.

  3. Правила технической эксплуатации нефтебаз.

  1. Типы, группы и категории НБ

Нефтебаза – это самостоятельное предприятие, но также она может входить в состав других предприятий.

Различают следующие типы нефтебаз:

  1. по функциональному назначению:

    • перевалочные;

    • распределительные;

    • перевалочно-распределительные;

    • базы хранения;

  2. по транспортным связям:

  • железнодорожные;

  • автомобильные;

  • трубопроводные;

  • водные;

  • комбинированные;

  1. от свойств или номенклатуры хранимых нефтепродуктов:

  • для легковоспламеняющихся нефтепродуктов (светлых);

  • для темных нефтепродуктов;

  • общего назначения;

Группа нефтебаз определяется по величине годового грузооборота (всего 5 групп).

Категория нефтебазы определяется общей вместимостью резервуарного парка и вместимостью наибольшего резервуара: I, II, IIIа, IIIб, IIIв.

  1. Производственные операции НБ

Все операции на нефтебазе делятся на:

1) основные – прием, хранение и отпуск (большими и малыми партиями) нефти или нефтепродуктов;

2) вспомогательные – регенерация, компаундирование(смешение с достижением определенных качеств), изготовление тары.

  1. Объекты НБ. Генплан НБ. Размещение объектов.

Для эффективного выполнения своего назначения на нефтебазе устанавливаются различные объекты и сооружения. С этой целью территорию нефтебазы разделяют на зоны и участки, учитывая технологические, противопожарные, экологические и санитарно-гигиенические требования.

На территории базы существуют следующие зоны:

  1. основная (производственная) – включает в себя участки железнодорожных, автомобильных , водных и трубопроводных операций;

  2. вспомогательная (подсобная) зона- водоснабжение, противопожарная защита, очистные сооружения, эл.снабжение, подсобные здания.

Генеральный план нефтебазы представляет собой строго определенное изображение расположения объектов на территории. Основа генплана – топографический план местности. На генплане, кроме объектов, имеются:

  • сетка квадратов, которая привязана к реперной точке;

  • горизонтальные линии, соединенные одинаковой геодезической отметкой;

  • роза ветров

  1. Технологическая схема НБ

Технологическая схема – это безмасштабное изображение технологических объектов и т/п. Она должна отвечать определенным требованиям, важнейшим из которых является минимальная длина соединительных линий. Над соединительными линиями указывают диаметр, толщину стенки и длину соответствующего участка. Запорная арматура представлена задвижками. Они имеют свою нумерацию.

Основными элементами схемы является обвязка резервуаров и обвязка насосов. Чаще всего насосы нефтебаз используются одиночно, т.е. не соединяются между собой. Это обусловлено небольшими значениями напоров и расходов при нефтебазовских операциях.

Насос


Обвязка резервуаров:

  1. Однопроводная;


  1. Коллекторная.

В процессе проектирования генплан и технологическая схема они составляются на основе указания в СНиП «Склады нефти и НП» и норм проектирования НТП 5-95


  1. Основная рабочая обязательная документация НБ

  1. Технический паспорт, содержащий перечень и краткую характеристику сооружения и установленного оборудования, показатели деятельности нефтебазы и др. сведения;

  2. Журнал осмотра и ремонта оборудования, зданий и сооружения нефтебаз;

  3. Экологический паспорт нефтебазы, характеризующий уровень ее воздействия на окружающую среду;

  4. Паспорт санитарно-технического состояния производственных объектов;


  1. Краткая характеристика свойств нефтепродуктов

На самостоятельное изучение: топливо, масла и смазки.


Свойства, определяющие проектирование объектов и их последующую эксплуатацию. Данные определения приведены из ГОСТ 26098-84 «Нефтепродукты. Термины и определения».

1. Нефтепродукт

Готовый продукт, полученный при переработке нефти

2. Жидкое нефтяное топливо

Жидкий нефтепродукт, удовлетворяющий энергетические потребности путем превращения химической энергии углеводородов в тепловую

3. Эксплуатационное свойство нефтепродукта

Свойство нефтепродукта, проявляющееся при производстве, транспортировании, хранении, испытании, применении и их характеризующее совокупность однородных явлений при этих процессах

4. Физико-химическое свойство нефтепродукта

Составная часть эксплуатационного свойства нефтепродукта, характеризующая совокупность однородных явлений, определяемая в лабораторных условиях

5. Прокачиваемость нефтепродукта

Эксплуатационное свойство, характеризующее прокачку нефтепродукта через трубопроводы, фильтры, сепараторы, отверстия и зазоры

6. Температура начала кристаллизации нефтепродукта

Температура, при которой в нефтепродукте начинается образование кристаллов в условиях испытания

7. Температура застывания нефтепродукта

Температура, при которой нефтепродукт теряет подвижность в условиях испытаний

8. Испаряемость нефтепродукта

Эксплуатационное свойство, характеризующее способность нефтепродукта переходить из жидкого в газообразное состояние

9. Фракционный состав нефтепродукта

Состав нефтепродукта, определяющий количественное содержание фракций, выкипающих в определенных температурных пределах, остаток и потери при перегонке в заданных условиях

10. Летучесть нефтепродукта

Физико-химическое свойство, определяющее давление насыщенных паров нефтепродукта

11. Воспламеняемость нефтепродукта

Эксплуатационное свойство, характеризующее пожаро- и взрывобезопасность смеси паров нефтепродукта с воздухом

12. Температура вспышки нефтепродукта

Минимальная температура, при которой происходит кратковременное воспламенение паров нефтепродукта от пламени в условиях испытаний

13. Горючесть нефтепродукта

Эксплуатационное свойство, характеризующее способность нефтепродукта к горению в условиях его применения и испытания

14. Детонационная стойкость

Физико-химическое свойство, определяющее способность бензина сгорать без взрыва в двигателе с искровым зажиганием

15. Октановое число

Показатель, указывающий детонационную стойкость бензина в единицах эталонной шкалы

16. Динамическая вязкость нефтепродукта

Мера внутреннего трения нефтепродукта, равная отношению тангенциального напряжения к градиенту скорости сдвига при ламинарном течении ньютоновской жидкости

17. Кинематическая вязкость нефтепродукта

Отношение динамической вязкости к плотности нефтепродукта

18. Тиксотропность нефтепродукта

Физико-химическое свойство, определяющее изменение реологических характеристик при постоянной температуре в результате разрушения структурного каркаса пластичного нефтепродукта при деформировании, а также дальнейшее изменение этих характеристик после прекращения деформирования

19. Пенетрция

Показатель, указывающий глубину проникновения конуса иглы под действием собственной силы тяжести в испытуемый нефтепродукт в течение заданного времени

20. Токсичность нефтепродукта

Эксплуатационное свойство, характеризующее воздействие нефтепродукта или продуктов его сгорания и разложения на человека или окружающую среду


  1. Ж/д нефтегрузовые операции

    1. Ж/д тупики, эстакады, цистерны

.

На территории НБ устраиваются рабочие тупики, маневровые тупики, тупики для обслуживания тарных складов и для удобства формирования маршрутов – обгонные или сквозные тупики. Средства транспортировки являются ж/д цистерна (тележка и котел). ЖДЦ делятся по видам транспортируемых продуктов, по грузоподъемности, по числу осей и по наличию специального оборудования.

Нижний Сливной Прибор: 60 т. – 1; 90,120 т. – 2.

Большинство цистерн оборудованы НСП, герметичным элементом которых является пара = диск + седло. В последнее время появился НСП с шаровым клапаном, который ликвидировал недостатки предыдущих устройств.

Для обслуживания ж/д цистерн на тупиках устанавливаются эстокады. Ж/д эстокада представляет собой галерею, изготовленное из сборных ж/б или стальных элементов. Эстокада содержит мостики для обслуживания цистерн, сливо-наливные устройства, технологические и вспомогательные т/п. Еще можно встретить так называемые бункера предназначенные для перевозки высоковязких битума и гудрона.

  1. Сливо-наливные устройства

Их можно подразделить на 2 группы: для верхнего и для нижнего слива-налива. Для погрузки-выгрузки одиночных цистерн используются одиночные стояки для верхнего слива-налива и установки нижнего слива-налива. И те и другие представляют собой шарнирно-соединенные трубы.

Для обслуживания ж/д маршрутов (нескольких цистерн) используются групповые установка, которые монтируются на эстокадах. Самые распространенные Автоматизированные Системы Налива (АСН).

  1. Типовые схемы (системы) слива-налива ж/д цистерн

Различают верхний и нижний слив-налив. Различают схемы налива: самотеком, принудительный налив (или с помощью насосов). Различают слив: верхний, нижний. Они могут быть самотечные и принудительные. Различают также самотечный открытый (каналы) и самотечный закрытый слив-налив (т/п).

  1. Расчет сливо-наливного фронта

Целью расчета является определение числа и мощности сливо-наливных устройств. Обычно известен грузооборот данного сливо-наливного пункта. В зависимости от поставленной задачи проектной или эксплуатационной меняется порядок применения используемых формул.

Порядок расчета:

  1. По известной величине грузооборота определяется суточный грузооборот с учетом неравномерности поставки нефтепродуктов и подачи цистерн.

  2. По величине суточного грузооборота определяется число маршрутов или отдельных цистерн, подаваемых на НБ.

  3. Определяется число необходимых эстокад, которое рассчитывается отдельно для завоза и вывоза нефтепродукта.

  4. Определяется длина эстакады на основе числа цистерн для каждого нефтепродукта в маршруте.

  5. Определяется число сливо-наливных устройств.

Формулы см. в «Проектирование и эксплуатация НБ» [17].

  1. Гидравлический расчет напорных сливо-наливных коммуникаций и других технологических т/п.

В зависимости от постановки задачи проектной или эксплуатационной цель расчета является: в первом случае – определение геометрических параметров т/п. и потерь напора в нем при известном расходе; во втором случае – при известных геометрических размерах определяется возможность перекачки того или иного нефтепродукта при изменившихся условиях эксплуатации.

L – длина нефтепровода; Q – объемный расход; w – скорость течения нефтепродукта; D - внутренний диаметр т/п из уравнения неразрывности потока:


;

H=hτ+hm+ΔZ,

где H – полные (суммарные) потери напора; hτ – потери напора на трение; hm – потери на местное сопротивление, ΔZ – потери напора на преодоление силы тяжести (разности геодезических отметок).

,

где β и m – коэффициенты, зависящие от свойств жидкости и от шероховатости трубы.


Re=wD/υ, λ=f(Re,ε)=f(υ,ε),

где ε=λэ/D.

Re


Ламинарный режим

Турбулентный режим

Зона гладкого трения

Зона смешанного трения

Зона шероховатого трения (квадратичного трения)

2320 ReI ReII

λ

64/Re

Блазиуса

Альтшуля

Шифренсона


;

lэ – эквивалентная длина местного сопротивления. Это длина т/п данного диаметра, потери напора на трение в котором равны потерям напора на местное сопротивление.

ΔZ=Zк-Zн;

Отметим особенности гидравлического расчета т/п НБ. Они определяются небольшой длиной т/п, незначительным диаметром, наличием большого числа местных сопротивлений и соизмеримыми величинами потерь напора по длине и на местных сопротивлениях и потерь напора на преодоление сил тяжести.

  1. Гидравлическая характеристика т/п

Гидравлический расчет поможет нам получить эту характеристику. ΔZ

  1. Совмещенная характеристика т/п и насосов.

При проектировании подбираются насосы для данных т/п, а при эксплуатации исследуются режимы работы.

  1. Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки

Вязкость кинематический коэффициент вязкости (ν) и динамический коэффициент вязкости (μ); ν= μ/ρ

Кинематическая вязкость в значительной степени зависит от температуры. Эта зависимость определяет многие технологические процессы в НГД.

Для характеристики крутизны вискограммы есть коэффициент крутизны вискограммы:

U=(1/t1-t2)*ln(ν2/ν1).

При гидравлических расчетах наиболее точные данные по вязкости являются лабораторные данные. При отсутствии реальных данных используют расчетные зависимости (эмпирические формулы):

  1. формула Рейнольдса-Филонова ν=ν*-u(t-t*), где ν*, t* известная пара значений температуры и вязкости. (мм2/с, С)

  2. формула ASTM lglg(ν-0.8)=a+blgT, где a, b – коэффициенты, определяемые по 2 значениям вязкости и соответствующим им температурам. (мм2/с, К)

Выше приведенные формулы дают точные результаты, когда заданное значение температур находится внутри интервала t1 и t2.

  1. Расчет гибких шлангов и рукавов

Гидравлический расчет гибких шлангов и рукавов с достаточной для практики точностью (учитывая их малую длину) проводится по вышеприведенным формулам но с учетом того факта, что их гидравлическое сопротивление больше, чем гидравлическое сопротивление прямых стальных труб того же диаметра. Поэтому λ принимается следующим:


Ламинарный режим

Турбулентный режим

λ

64/Re

0,03-0,13 В расчетах: 0,1

Для сравнения приведем среднее значение λ для стальных прямых труб в зоне Блазиуса =0,025.

  1. Расчет коллекторов

Под коллектором понимается т/п с переменным расходом по длине. Определение потерь работы на трение при гидравлическом расчете коллекторов определяется суммированием потерь напора по участкам. Используя формулу Лейбензона hτkhτi выразим потери напора в коллекторе и выясним соотношение потерь напора в коллекторе и прямом простом т/п такого же диаметра и длины hτk=Σ β((iq)2-mνm/D5-m)li Для простоты принимая общий расход Q=qn, подходящий или исходящий из коллектора и общую длину L=lin и li=const, qi=const, будем иметь:

hτk=β(Q2-mνm/D5-m)L Σ (i2-m/h2-mn), где

β(Q2-mνm/D5-m)L – потери напора на трение в прямом простом т/п, Σ (i2-m/h2-mn) – при m=1, Σ=0,5; при m=0,25, Σ=0,333.

  1. Расчет безнапорных т/п

Безнапорный т/п – в котором жидкость течет под действием силы тяжести. К ним относятся: как технологические т/п, так и вспомогательные, например, т/п водоотводящих сетей по которым отводится вода с территории НБ.


1) ε=H/D=H/A- степень наполнения трубы

2) Rг=f/ω- гидравлический радиус , где f – площадь живого сечения, ω – смоченный периметр

Расчет таких т/п производится по формулам установившегося движения жидкости в установившихся каналах, где гидравлической характеристикой является коэффициент Шези – аналог λ. Этот расчет сложен, а для практических целей применим упрошенную методику основываясь на равенстве геометрического и гидравлического уклона т/п. Будем предполагать, что жидкость движется полным сечением, но при безнапорном режиме.

Установлено, что в круглых трубах Qmax, Wmax ε=0,9.

i= β(Q2-mνm/D5-m)=tg αг; tg αг= ΔZ/L’; iг=sin α= ΔZ/L.

На НБ уклон различных т/п не превышает 3-5°.

Sin α=tg α= ΔZ/L=β(Q2-mνm/D5-m).

  1. Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе

При движении нефтепродуктов, обладающих высоким давлением насыщенных паров в трубах возможна потеря устойчивости работы т/п под которой понимается разрыв струи (разрыв потока). Такое явление может иметь место при верхнем самотечном сливе, при верхнем механизированном сливе, во всасывающих т/п насосов магистральных нефтепроводов, при использовании так называемых сифонных т/п. В сифонном т/п какая-то часть находится выше уровня жидкости в соединяемых им резервуарах.

Условием устойчивой работы вышеперечисленных т/п является следующее: Ростн.п.(Ps). Давление насыщенных паров у сырых нефтей и бензинов может достигать 500 и более мм.рт.ст. Предельная высота сливного стояка при которой не происходит образование газовых мешков определяется из следующего соотношения:

Hc=((рas)/ρg) – hc,

где Hc – высота стояка, рa – атмосферное давление, hc – потери напора в стояке до наивысшей его точке. Проверку обеспечения этого условия для наглядности произведем графоаналитическим способом для следующих наихудших условий – минимальное атмосферное давление, максимальная температура перекачки, наинизший уровень нефтепродукта в сливаемой цистерне или резервуаре. Схема слива представлена ниже на рисунке 3(схема слива ж/д цистерн).

где 1 – котел цистерны, 2 – стояк, 3 – нижнее сливное устройство, 4 – центробежный насос, 5 – резервуар, 6 – фильтр, 7 – рукав (шланг), 8 – поворотная муфта, 9 – нижний сливной прибор цистерны, 10 – коллектор.

На первом этапе расчета от минимального уровня нефтепродукта (примем нижнюю образующую) откладываем вверх располагаемый напор Нааg. Далее определяют потери напора в отдельных участках стояка по формулам и затем откладывают эти потери от На вниз. Если линия упругости паров пересекает стояк (т/п) в какой либо точке, то в этой точке возможно образование газового мешка, если пересечения нет, то коммуникация будет работать устойчиво. Для предотвращения образования газового мешка можно сделать следующее:

  1. изменить конструкцию стояка;

  2. уменьшить потери напора (например, за счет увеличения диаметра труб);

  3. приблизить насос к фронту слива;

  4. обеспечить подпор в начале сливной коммуникации (например, поставить эжектор);

  5. в эксплуатационных условиях сливать при пониженной температуре (например, ночью).

  1. Использование эжекторов

Эжекторы (или струйные насосы) используются на нефтебазах для обеспечения слива нефтепродуктов с высокой упругостью паров, при зачистке резервуаров для откачки осадка и вообще для перекачки жидкостей с механическими примесями. При оборудовании резервуаров системой улавливания и конденсации легких фракций также используются эжекторы (эжекторная герметизированная система хранения).

Схема эжектора представлена на следующем рисунке.


где 1 – диффузор, 2 – приемная камера с конфузором, 3 – конический насадок, 4 – т/п рабочей жидкости.

Эжектор должен быть погружен в жидкость и может располагаться как вертикально, так и горизонтально. Эжектор погружается в подсасываемую жидкость. По т/п 4 подается рабочая жидкость – тот же самый нефтепродукт с расходом Qp. При выходе из сопла рабочей жидкости с большой скоростью струя захватывает собой частицы подсасываемой жидкости. Образовавшаяся зона разряжения в районе сопла способствует подсасыванию откачиваемой жидкости из цистерны или резервуара. В зависимости от конкретных условий используется несколько схем обвязки эжекторов. Например схема 5а.

где 1 - цистерна, 2 – эжектор, 3 – насос, 4 – резервуар.

В этой схеме эжектор используется самостоятельно для получения требуемого расхода выкачки и напора. Она используется при небольшой величине ΔZ и небольшой длине т/п.

Вторая схема.

Эжектор используется совместно с основным центробежным насосом 3. Вспомогательный насос 5 подает только расход рабочей жидкости Qp. При такой обвязке возможна значительная длина перекачки и значительное положительное значение ΔZ. В этом случае эжектор создает только подпор на входе основного насоса.

Схема 5в – схема обвязки с одним основным насосом, в которой эжектор также создает подпор на входе основного насоса. В данном случае основной центробежный насос должен быть достаточно мощным, чтобы дополнительно обеспечить подачу рабочей жидкости на эжектор. При необходимости расчет эжекторов можно найти в специальной литературе.

  1. Определение продолжительности сливо-наливных операций

Время слива-налива определяется либо по нормам (нормативные документы отраслевые), а в необходимых случаях время определяется расчетным путем в зависимости от вида слива – механизированный или самотечный. В случае механизированного способа это просто делается зная подачу применяемого насоса. А при самотечном сливе задача усложняется следующими факторами:

  1. переменный действующий напор (высота нефтепродукта);

  2. переменная площадь открытой поверхности нефтепродукта в цистерне;

  3. наличие двух режимов истечения (ламинарный и турбулентный); [13, 17]

  1. Резервуарные парки

При проектировании нефтебазы для экономии средств следует правильно определить вместимость ее резервуарного парка.

  1. Определение вместимости резервуарного парка

При проектирование определение вместимости резервуарного парка – основная. Для этого используют 2 метода:

  1. табличный – на основе графиков завоза-вывоза нефтепродуктов. Чем меньше период, за который дается этот график, тем точнее результат. Этот метод более точен, т.к. построен на реальных данных.

Наименование показателя,

завоз-вывоз,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Итого

Завоз

2

3

4

6

5

10







100

Вывоз

1

3

5

7

6

8







100

Месячный остаток

+1

0

-1

-1

-1

+2








Сумма месячных остатков

+1

+1

0

-1

-2

0








Такие таблицы составляются для каждого нефтепродукта, и вместимость определяется для каждого нефтепродукта.

Vp=Vmax-Vmin.

Например: Vmax= 10%, Vmin.=-7% Vp=10-(-7)=17, Qмес=10000 т, Vp=10000*0.17/ρ=1700/ρ.

Для определения фактической емкости мы должны учесть коэффициент заполнения резервуаров.

Vф=Vа/η. Для каждого нефтепродукта должно быть не менее 2 резервуаров.

  1. аналитический – по эмпирическим формулам, которые были получены для конкретных типов нефтебаз (ж/д, речная НБ и т.д.). Эти формулы – нормы проектирования [17,22].

  1. Классификация резервуаров

  1. По материалам изготовления: стальные, ж/б, из полимерных и резинотканевых материалов, резервуары нефтепродуктов, соляные догрунтовые;

  2. По избыточному давлению: низкого и высокого давления (2000 Па);

  3. По форме: цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические, прямоугольные (ж/б и земляные амбары), резервуары специальных конструкций (каплевидные, тороидальные и др.);

  4. Наземные и подземные резервуары. В подземном резервуаре расстояние от планировочной отметки земли до максимального уровня нефтепродукта должно быть не менее 0.2 метра

  1. Стальные резервуары низкого давления

Типовая конструкция вертикальных стальных резервуаров низкого давлениям (до 2000 Па) изготавливается из стальных листов размером 1000*2000 мм., 1250*2000 мм., 1500*6000 мм. с толщиной листов 4 мм. и более. Листы свариваются и получаются пояса.

В настоящее время сооружаются резервуары из отдельных листов и рулонных заготовок. Рулонные заготовки изготавливаются на заводах и транспортируются на место строительства. Большинство существующих резервуаров сооружено из рулонных заготовок (боковая поверхность резервуара). Горизонтальные резервуары в большинстве случаев изготавливаются в заводских условиях и их пояса располагаются вертикально.

С 1990 по 2000 почти не сооружались резервуары. Начиная с 2000 года резервуары (особенно большой емкости 50 и 100 тысяч м3) сооружаются листовым методом (из отдельных листов).

  1. Резервуары вертикальные стальные (типа РВС)

РВС 100-120000 м3 (типовой ряд)

Днище собирается из отдельных сегментов, для малых резервуаров может быть изготовлено из рулонных заготовок. Корпус изготавливается индустриальным или полистовым методом. Крыша резервуара собирается из плотно-блочных щитов заводского изготовления, щит в виде сегмента имеет каркас из швейлеров на которых монтируется листовой настил. В центре резервуара объемом 5000 и более устанавливается стойка для поддержки покрытия.

  1. Оборудование резервуаров типа РВС

Нормальная и безопасная эксплуатация обеспечивается следующим оборудованием:

  1. приемо-раздаточным;

  2. дыхательным;

  3. противопожарным;

  4. замерным;

  5. прочим.

Существует и другая классификация:

  1. оборудование, обеспечивающее надежную работу и снижение потерь нефтепродукта;

  2. оборудование для обслуживания и ремонта резервуара;

  3. противопожарное оборудование;

  4. приборы контроля и сигнализации.

Специальному оборудованию, обеспечивающему снижение потерь нефтепродукта от испарения относятся: диск-отражатель, понтон, плавающая крыша, газоуравнительная система, система улавливания легких фракций.

  1. Приемо-раздаточное оборудование.

К нему относятся приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой или без нее, приемо-раздаточная труба (подъемная труба). Общий вид размещения оборудования показан на рис. РМ2.

Устройство типового приемо-раздаточного патрубка с хлопушкой показано на Рис 7.

где 1 – барабан, 2 – сальниковое уплотнение, 3 – трос, 4 – рукоятка, 5 – перепускное устройство, 6 – задвижка (коренная), 7 – патрубок, 8 – стенка резервуара, 9 – хлопушка.

Хлопушка выполняет роль обратного клапана и предохраняет утечку нефтепродукта при отказе задвижки 6. Перепускное устройство 5 служит для уравнивания давления слева и справа от закрытой хлопушки для облегчения её открытия. При использовании данной конструкции не полностью используется объем резервуара и происходит образование воронок при откачке нефтепродукта, что может привести к срыву работы насосов.

В настоящее время внедряется резервуарный патрубок конструкции ПРУ (ПРП), который имеет более простую конструкцию и лишен последних двух недостатков.

В резервуарах с вязкими нефтепродуктами используется подъемная труба, которая выполняет роль хлопушки и позволяет отбирать с верхнего уровня более подогретый и чистый нефтепродукт. Устройство показано на Рис 2.

где 2 – подъемная труба, 3 – патрубок, 4 – подъемный механизм трубы.

В нефтяных резервуарах НПС и морских терминалах на конце приемо-раздаточного патрубка в центре резервуара может устанавливаться размывающая головка. В резервуарах объемом свыше 5000 м3 монтируется разводящая сеть с несколькими размывающими головками, которые должны обеспечить эффект предотвращения и размыва осадка на днище резервуара.

Устройство размывающей головки показано на Рис 6.

Опыт эксплуатации размывающих головок, особенно в больших резервуарах показал их нестабильную эффективность. Были отмечены случаи повреждения и головок, и разводящей сети, что явилось результатом приржавления их подвижных элементов.

  1. Дыхательное оборудование резервуаров

Дыхательная арматура предназначена для сообщения газового пространства резервуара (ГПР) с атмосферой. К этому оборудованию относятся: механический дыхательный клапан, предохранительный гидравлический клапан и вентиляционный патрубок.

  1. Механические дыхательные клапаны

Сейчас используются: КД (ДК), НДКМ, КДН. Устройство и работа дыхательного клапана типа КД изображена на Рис 1.

где 1 – тарелка давления, 2 – тарелка вакуума, 3 – регулировочные грузы, 4 – корпус клапана, 5 – фланец.

Достоинства клапана – простота; недостатки – малая пропускная способность, что вызвано большим гидравлическим сопротивлением. Стальные поверхности тарелки и седла в переходные периоды года и зимой могут примерзать. Поэтому есть непримерзающие дыхательные клапана (НДК) с фторопластовой прокладкой. Такие клапаны ставят на резервуары небольшой вместимости. Потом появился непримерзающий дыхательный клапан мембранный (НДКМ), который был избавлен от предыдущих недостатков ДК. Устройство НДКМ показано на рис 2.

где 1 – фланец, 2 – седло, 3 – тарелка клапана, 4 – нижняя мембрана, 5 – верхняя мембрана, 6 – регулировочные грузы (пластины), 7 – цепочки, 8 – смотровой люк с крышкой, 9 – огневой предохранитель, 10 – предохранительная пружина, 11 – импульсная трубка, 12 – трубка сообщения с атмосферой, 13 – ось вращения, 14 – запорный винт.

При уменьшении давления в газовом пространстве (при откачке, в темное время суток) в него поступает атмосферный воздух ч/з клапан. При увеличении давления в газовом пространстве (при закачке, в светлое время суток) повышенное давление передается в полость А. Оно давит и на 4, и на 5. 4 под действием разности давления она прижимается (снизу давит меньшее атмосферное давление) и она прижимает тарелку. Это же давление действует на 5, она идет вверх и за цепочки тянет тарелку. Получается, что мембрану тянется и вверх и вниз. Площадь 5 больше площади 4 сила давления на 5 больше чем на 4 поэтому и тарелка приподнимается и газовая смесь выходит из резервуара, что и показано на рисунке.

Клапаны НДКМ обладают большей пропускной способностью при том же диаметре присоединительного патрубка и устанавливаются на резервуарах большой емкости. Недостаток их в том, что низкая износостойкость мембран, она быстро диструктируется и клапан выходит из строя. В настоящее время серийно выпускаются клапаны дыхательные северного исполнения, которые обладают малым гидравлическим сопротивлением и, следовательно, большой пропускной способностью и имеют большую надежность, чем клапан НДКМ. Они маркируются КДН или КДНС. Устройство этого клапана показано на рис,

где 1500 – пропускная способность м3/ч.

  1. Огневые предохранители (пламегасители)

Огневой предохранитель относится к противопожарному оборудованию. Он может быть установлен как в корпусе клапанов, так и в виде отдельной конструкции между дыхательным клапаном и патрубком резервуара, между вентиляционным патрубком и патрубком резервуара. Устройство как самостоятельной конструкции показано на рис. (РМ2).

где 1 – корпус, 2 – присоединительные фланцы, 3 – огнепреградительная кассета (ОПК), 4 – смотровой люк.

ОПК (устанавливается также в корпусе клапана) представляет собой плотно намотанный рулон из гофрированного алюминия, витки которого образуют вертикальные извилистые каналы малого сечения. При попадании искры или пламени вмести с воздухом, вследствие большой теплоотдачи температура их уменьшается, и они гаснут, чем и характеризуются огнепреграждения.

  1. Предохранительные клапаны (ПК)

ПК предназначены для дублирования работы механических в случае отказа или превышения пропускной способности последних, т.е. механических клапанов. С целью исключения одновременного срабатывания предохранительного и дыхательного клапанов пределы срабатывания предохранительного клапана ставятся на 5-10% выше, чем у дыхательного клапана. В ПК в качестве преграды воздушному или газовому потоку используют слой жидкости, поэтому они называются гидравлическими. Принцип работы показан на рис 3.

ПК ранних конструкций работали на принципе барботажа, т.е. пробулькивание воздуха через слой запирающей жидкости. На современных резервуарах установлены предохранительные клапаны типа КПГ, устройство которого приведено на рис.

где 1 – мерная трубка для залива и контроля разделительной жидкости с мерным стеклом, 2 – крышка клапана, 3 – огневой предохранитель, 4 – отбойный диск, 5 – верхний корпус с горловиной, 6 – чашка, 7 – нижний корпус с присоединительным патрубком. Это клапан однократного действия, жидкость выбрасывается из чашки при его срабатывании. Заливают: зимой – незамерзающую жидкость иди д/т, летом – воду.

  1. Вентиляционный патрубок

Используется вместо механических дыхательных клапанов на резервуарах, где хранятся нефтепродукты с низкой упругостью паров (мазуты, масла и т.п.), а также на резервуарах с понтонами и плавающими крышами. Устройство вентиляционного патрубка показано на рис.4.

где 1 – патрубок присоединительный, 2 – огневой предохранитель, 3 – защитный козырек.

  1. Замерное оборудование

Для замера уровня нефтепродукта на крыше резервуара имеется замерная площадка, включающая настил и перила-ограждения. На площадке стоят – замерный люк, устройство контроля уровня, устройство для отбора проб (верхняя часть)

  1. Замерный люк

Используется для ручного замера уровня нефтепродукта с помощью мерной ленты и одновременного отбора пробы нефтепродукта с помощью цилиндра, который называется ЛОТ-пробоотборник и который закрепляется на нижнем конце мерной ленты. На ЛОТ наносится либо водочувствительная паста или лента для определения слоя товарной воды в резервуаре.

  1. Полуавтоматический пробоотборник

Полуавтоматический пробоотборник типа ПСР (сниженный резервуарный) используется для отбора пробы из РВС. Существуют разновидности для резервуаров со светлыми, темными нефтепродуктами. Рассмотрим принципиальную схему на рис.9.

где 1 – монтажный люк, который находится на замерной площадке; 2 – отборная трубка; 3 – сильфонный клапан; 4 – воздушная трубка; 5 – воздушный насос; 6 – сливной клапан.

Насосом 5 создается давление в воздушной трубке, под действием которого открывается сильфонный клапан 3 и в пробоотборную трубку поступает продукт. Затем давление сбрасывают, клапаны закрываются и отобранный столб нефтепродукта через сливной клапан 6 сливается в пробоотборную емкость и доставляется на анализ в лабораторию.

Опыт эксплуатации выше описанного пробоотборника показал ненадежность его работы (быстро изнашивается запорная игла сливного устройства – золотник сливного устройства).

В последнее время обратили внимание на перфорированные пробоотборники простые по конструкции и представляющие собой вертикальную трубку с отверстиями на различной высоте и разными диаметрами.

  1. Указатели уровня нефтепродукта

Указатели уровня являются автоматическими устройствами (элементами системы измерения уровня) с местной и дистанционной передачей данных. В настоящее время в резервуарных парках применяются десятки устройств различных по принципу действия. Одним из основных является поплавковые указатели уровня типа УДУ (Указатель дистанционный уровня) или УГР (Указатель границы раздела) На рис 1:

где 1 – крыше резервуара; 2 – монтажный люк; 3 – счетное устройство; 4 – поплавок; 5 – мерная лента; 6 – направляющие струны; 7 – направляющий ролик; 8 – гидравлический затвор; 9 - наружная трубка

Для определения средней температуры нефтепродуктов поступают следующим методом: либо определяют в лаборатории, либо ставят в резервуаре установку, напоминающую подъемную трубу с термопарами.

В настоящее время на рынке есть датчики температуры, которые классифицируются как интеллектуальные датчики, особенностью которых является:

  1. взаимосвязь с компьютерами;

  2. наличие собственной памяти;

  3. выдача показаний с заданным интервалом времени (начиная от долей секудны).

  1. Противопожарное оборудование

    1. Пенокамеры

Пена может быть либо химическая, либо воздушно-механическая. Для подачи пены в небольшой резервуар может быть использована пенокамера, которая устанавливается стационарно в верхнем поясе резервуара или может быть транспортабельной на время тушения резервуара.

где 1 – пенопровод; 2 – разрывная мембрана; 3 – защитный колпак; 4 – съемная крышка; 5 - патрубок; 6 – отбойный козырек; 7 – крепление пенокамеры

С появлением резервуаров большей емкости потребовались большие расходы подачи и на резервуарах стали устанавливать пеногенераторы которые предназначены для получения воздушно-механической пены и ввода её в резервуар.

Пеногенераторы устанавливаются в верхнем поясе резервуара. Маркировка ГВПС (Генератор высокократной пены стационарный). Смесь: 94% воды + 6% пенообразователя. Схема изображена на рис.8.

где 1 – пеногенератор; 2 – пояс резервуара; 3 – патрубок подачи пены; 4 – растворопровод.

ГПСС – генератор пены средней кратности стационарный. Его врезают в крышу для увеличения полезного объема резервуара. Смесь: из 1 литра раствора получают 100 литров пены (1:100). Реально же получают лишь 1:40 – 1:70.

Послойная система подачи пены. В системе есть генераторы высокого давления и пена там должна быть устойчивой.

К противопожарному оборудованию также относятся и огневые предохранители.

  1. Прочее оборудование резервуара

  1. Люк-лаз – находится в первом поясе резервуара. Может быть цилиндрической или элептической формы.

  2. Световой люк – находится на крыше резервуара над раздаточными патрубками и служит для освещения и проветривания резервуара при ремонте.

  3. Указатель раздела фаз устанавливается в нижнем поясе резервуара и регистрирует уровень подтоварной воды.

  4. Сигнализаторы максимального уровня, устанавливаемые в верхнем поясе резервуара.

  5. Водоспускной (сифонный) кран – устанавливается в нижнем поясе резервуара для сброса подтоварной воды. Устройство показано на рис.5.

где 1 – нижний пояс резервуара; 2 – защитный колпак; 3 – кран; 4 – рукоятка; 5 – сальниковые уплотнения; 6 – поворотная водоотводная труба.

  1. Подогреватели на днище для вязких нефтепродуктов.

  2. Винтовые мешалки, устанавливаемые во втором поясе резервуара для нефти, необходимы для предотвращения образования и размыва осадка на днище резервуара.

  1. Молниеотводы.

  1. Пример расчета резервуарного оборудования

Расчеты привязаны к дыхательному оборудованию, поскольку измерение в режиме эксплуатации резервуаров и конкретные условия прежде всего отражаются на упомянутом оборудовании.

Рассчитывают высоту залива, гидравлические предохранительные клапана, вес тарелок, механические дыхательные клапана, пропускную способность дыхательного клапана.

Рассмотрим методику расчета пропускной способности дыхательного клапана, которая при проектировании используется для подбора нового дыхательного клапана, а при эксплуатации для проверки эффективности работы установленных дыхательных клапанов.

  1. На первом этапе рассчитывают расход газовой смеси через клапан при заполнении резервуара.

Где q3 – расход заполнения резервуара; q1t – дополнительный расход газа вызванный нагревом от внешней среды; q2t – дополнительный расход газа при подаче нефтепродукта с более высокой температурой; qГ – газовый фактор нефти, если резервуар заполнен нефтью, за счет попутного газа из нефти.

  1. На втором этапе определяют расход воздуха, который идет через дыхательный клапан в процессе опорожнения резервуара.

Qв= qв +q3t,

где qв – расход выкачки из резервуара, q3t – дополнительный расход воздуха при возможном охлаждении газового пространства резервуара.

  1. Сравниваются Qз и Qв, выбирается наибольший и по этому значению расхода подбирается клапан с учетом его паспортной характеристики.

  1. Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях

    1. Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти)

Все потери разделяются по причине происхождения на: эксплуатационные и аварийные потери. Эксплуатационные потери делятся в зависимости от их характера, а также от причины происхождения:

  1. потери от испарения из резервуаров и других объектов, где есть открытая поверхность нефти или нефтепродуктов;

  2. потери из-за неплотностей различного характера;

  3. потери в результате розлива, перелива нефтепродуктов, при зачистке резервуаров;

  4. потери при смешении нефтепродуктов, при загрязнении, при их обводнении.

В зависимости от того, меняется ли количество, и качество нефтепродукта потери подразделяются на: количественные, качественные и комбинированы. Основная доля всех потерь приходится на испарения (примерно ¾ всех потерь).

  1. Причины потерь от испарения

Потери от испарения обусловлены свойством жидких углеводородов испаряемостью и имеют место при следующих технологических операциях в резервуарном парке:

  1. потери от «больших дыханиях» резервуара – выход газовой смеси при заполнении резервуара, т.е. уровень взлива нефтепродукта изменяется.

  1. потери от «малых дыханий» резервуара – выход газовой смеси в результате изменения температур и давления газовой смеси резервуара и соответствующих параметров внешней среды. В этом случае процесс происходит при неподвижном уровне нефтепродукта.

  1. Потери при «обратном выдохе» резервуара – при опорожнении резервуара в него заходит атмосферный воздух, насыщается парами нефтепродукта, давление в газовом пространства растет и при превышении предела срабатывания тарелки давления газовая смесь выходит из резервуара.

  1. Потери от испарения в результате вентиляции газового пространства резервуара – в этом случае выход газовой смеси вызывается наличием по крайней мере двух отверстий в газовом пространстве резервуара (крыше, верхний пояс резервуара) находящихся на разной высоте. Данный процесс возможен, когда давление в верхней точке газового пространства равно атмосферному.

  1. Потери от испарения в результате насыщения газового пространства резервуара. Имеет место при наливе нефтепродукта в пустой резервуар

  1. О параметрах газовой смеси в резервуарах

Испарение нефтепродукта представляет собой переход его из жидкого в газообразное состояние при температурах меньших, чем температура его кипения при данном давлении. В закрытой незаполненной емкости испарения происходят до тех пор, пока давление над уровнем жидкости не достигнет давления её насыщенных паров. С повышением температуры давление паров растет, а с понижением падает. Различают общее давление газовой смеси (давление газовой смеси) и парциальное давление паров нефтепродукта в газовой смеси. Парциальное давление газовой смеси равно той части давления газовой смеси, которое равно давлению, обусловленному присутствием данного компонента и равно тому давлению компонента, которым он обладал бы, если бы он занимал весь объем газовой смеси.

  1. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства

,

где С – концентрация паров; ρ – плотность паров нефтепродукта; Qсм – расход газовой смеси.

ΔP=gh(ρсм-ρв),

При действии перепада давления расход смеси будем определять по формуле истечения:

,

где F – площадь поперечного сечения отверстия; μ коэффициент расхода отверстия, через которое выходит газовая смесь.

  1. Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара

При определении массы паров теряемых при одном малом дыхании резервуара принимают следующие допущения:

  1. резервуар герметичен;

  2. газовая (или паровоздушная) смесь подчиняется законам идеальных газов;

  3. концентрация паров нефтепродуктов одинакова в каждый момент времени во всех точках газового пространства резервуара;

  4. температура нефтепродукта значительно ниже температуры его кипения.

Мп= ΔV *σ,

где σ – среднее массовое содержание паров в газовой смеси; ΔV – объем вытесняемой газовой смеси.

Н.Н.Константинов получил следующую зависимость:

Мп= Vп *ln…,

где Тгmin, Tгmax – минимальная и максимальная температура в газовом пространстве резервуара в течении суток; pa – атмосферное давление; pкв и pкд – пределы срабатывания клапанов вакуума и давления; Му – молекулярный вес паров нефтепродуктов; R – универсальная газовая постоянная.

  1. Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара

Мп=[VH-VГ((p2-p1)/(p2-pзак))]* (pзак/p2)*ρ,

где VH – объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта; VГ – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта; p2 – абсолютное давление в газовом пространстве в конце закачки; p1 - абсолютное давление в газовом пространстве в начале закачки (p1=pa-pkb – если закачка ночью, p1=pa - если закачка днем).

  1. Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара

Формула,

Где Сот, Спр* - объемная концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве к моменту окончания соответственно опорожнения резервуара и простоя; Тср – средняя температура нефтепродуктов в резервуаре; R – газовая постоянная паров нефтепродукта.

  1. Нормы естественной убыли нефтепродуктов

На практике потери рассчитывают, основываясь на нормах естественной убыли нефтепродуктов, которые утверждены высшим руководящим органом отрасли и определяют потери для условий транспортировки, хранения в различных климатических зонах для различных нефтепродуктов.

  1. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения

Все мероприятия делятся на: технические и организационные.

  1. Технические мероприятия:

  1. Сокращение объема газового пространства резервуара. Все средства мы подразделим на твердые и пластичные. К твердым средствам потерь от испарения относятся: понтоны и плавающие крыши. К пластичным относятся микрошарики, эмульсии, пеногели.

  2. Твердые покрытия: понтоны (в резервуарах со стационарной крышей) и плавающие крыши. Бывают стальные понтоны, из полимерных материалов, алюмополимерные, алюминиевые понтоны. Устройство показано на рисунке:

РВСП – 50000 - резервуар вертикальный стальной с понтоном.


где 1 – периферийный короб понтона для обеспечения плавучести, 2 – дека понтона (могут быть одно- и двухдечные понтоны); 3 – центральный короб; 4 – опорные стойки (высота 1,8-2 м.); 5 – кольцевой затвор для герметизации щели между понтоном и стенкой резервуара; 6 – направляющие стойки;

где 1 – периферийные поплавки; 2 – окружные поплавки; 3 – центральный поплавок; 4 – металлическая сетка для отвода статического электричества; 5 – центральный затвор; 6 – направляющие стойки.

Где 4 – петлевой затвор (самый простой кольцевой затвор).

РВСПК – 50000 – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.

где 1 – периферийный кольцевой короб; 2 – дека крыши; 3 – дыхательный клапан; 4 – верхняя дека плавающей крыши; 5 – кольцевой затвор; 6 – катучая лестница; 7 – стойки; 8 – направляющие стойки; 9 – водоспуск (для отвода дождевых и талых вод).

Сейчас широко используются и устанавливаются на резервуарах купольные плавающие крыши.

Есть две причины снижения потерь с помощью понтонов и плавающих крыш:

  1. нет 100% герметичности кольцевых затворов;

  2. движение понтона, а как следствие остаток нефти и нефтепродукта на стенках резервуара.

В некоторых случаях понтоны и крыши могут быть бесполезны – в том случае, если коэффициент оборачиваемости меньше 20.

,

где Sп – эффективность понтона, Nц - коэффициент оборачиваемости (число циклов заполнения и опорожнения резервуара).

  1. Уменьшение колебаний температуры газового пространства резервуара:

  1. заглубление резервуара (установлено, что на глубине 10 м и более температура постоянна);

  2. покрытие резервуара лучеотражающими красками ( до 2000 использовали серебрянку, а сейчас используют белые эмали, которые более дорогие, но более качественные и долговечные);

  3. затенение небольших резервуаров (прежде всего на старых нефтебазах, где за 50-летний период эксплуатации деревья создают тень);

  4. применение специальных лучеотражающих экранов;

  5. орошение водой;

  1. Хранение под давлением – используют резервуары специальных конструкций (шаровидные, тороидальные и т.д.) которые в нашей области не используются в виду большой стоимости;

  2. Уменьшение порциального давления нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара (сокращение концентрации паров в газовой смеси). Для этой цели используют диски отражатели.

где Н – высота заполнения резервуара; С – концентрация паров; Су – упругость паров

Диск делается складным. Конструкция его проста. Установлен он почти на всех резервуарах, т.к. это дешевое и простое средство. Эффективность диска-отражателя оценивают 10-15%.

где Sд – доля сокращения потерь; τпр – время простоя резервуара.

  1. Улавливание паров нефти и нефтепродукта. Это мероприятие выполняется следующими средствами:

  1. Газовая обвязка резервуара (ГО);

Если Кс1(коэф. Совпадения операций), то эффективность стремиться к 100%, но это редко удается.

  1. Газо-уравнительная система (ГУС) – тоже что и ГО, но есть бак аккумулятор для сбора конденсата. Но в связи с неэффективностью вся система была в основном срезана;

  2. Система улавливания легких фракций (СУЛФ) – герметизированная система хранения и распределения. В России такие системы ставят в единичном числе. В Германии и Франции есть закон, о постановке этой системы на резервуар. СУЛФ позволяет сократить потери на 99,99. В зависимости от способа конденсации паров различают следующие типы СУЛФ:

  1. Если в результате сжатия, то применяется компрессорная СУЛФ;

  2. Если в результате охлаждения, то применяется холодильная СУЛФ;

  3. Если в результате адсорбции, то применяется адсорбционная СУЛФ.

  1. Организационно-технические мероприятия:

  1. Хранение нефтепродукта в максимально-заполненных резервуарах;

  2. Уменьшение внутрибазовых перекачек;

  3. Своевременный ремонт и техническое обслуживание резервуаров.

  1. Подогрев нефтепродуктов

    1. Использование теплоты на нефтебазах

  1. Производственные цели – обеспечение текучести нефтепродуктов (нефтей), регенерация масел, зачистка резервуаров и транспортных емкостей, обезвоживание уловленных нефтепродуктов и нефтей в очистных сооружениях и в других случаях;

  2. Отопительные цели.

  1. Источники теплоты и теплоносители

  1. Котлы, котельная – водяные, паровые, пароводяные;

  2. Электроэнергия;

  3. Теплота выхлопных газов;

Теплоносители:

  1. Пар (до 6 кгс/см2, 140-150°С);

  2. «Острый» пар – открытая струя пара, которая направляется, например, в нефтепродукт. Масла нельзя греть «острым» паром, а вот мазут, цистерну – можно.

  3. Горячая вода – чаще всего в системах отопления. В производственных целях горячую воду используют при зачистке резервуара.

  4. «Перегретая» вода – t = 110°С;

  5. Электрический ток;

  6. Газы ДВС.

  1. Теплоиспользующее оборудование (теплообменники)

Основным средством использования теплоты являются различного рода теплообменники. В резервуарах широко распространены секционные подогреватели, установка которых показана на рисунке:

где 1 – резервуар; 2 – подъемные трубы; 3 – приемо-раздаточные патрубки; 5 – секционный подогреватель; 6 – паропровод; 7 – конденсатопровод.

Существуют типоразмеры секционных подогревателей в зависимости от поверхности нагрева.

Для отопительных целей используются

  1. радиаторы;

  2. гладкие трубы;

  3. ребристые трубы;

  4. калориферы.

Для обеспечения полной конденсации пара в теплообменниках и нормальной работы конденсатопроводов на выходе из паровых теплообменников устанавливаются конденсатоотводчики (конденсационные горшки). По принципу действия различают поплавковые (в корпусе присутствует поплавок, всплывающий и открывающий клапан для конденсата, но закрывающий клапан для пара) и термические конденсатоотводчики. Основным элементом термического конденсатоотводчика является сильфон, заполненный низкокипящей жидкости (менее 100°С). Сильфон – это гофрированный корпус.

  1. Способы и средства подогрева нефтепродуктов

А) В резервуарах.

Различают способ общий и местный подогрев. При общем подогревается вся масса нефтепродукта, а при местном только его часть, предназначенная для выдачи-отпуска. В качестве средств подогрева используются:

  1. трубчатые теплообменники, которые конструктивно могут выполняться как секционные и змеевиковые.

Наиболее распространены секционные подогреватели, типоразмеры которых приведены в справочной литературе.

  1. блоки электронагревательные резервуарные (БЭР) – используются в горизонтальных резервуарах и горизонтальных небольшой емкости (100-200 м3).

На выходе из секционных подогревателей рекомендуется устанавливать конденсатоотводчики, которые бывают 2 типов: поплавковые и термические. Назначение конденсатоотводчиков – для полной конденсации пара в теплообменниках (для полного использования его теплосодержания).

Б) в транспортных емкостях.

Общий подогрев – один метод:

  1. К стационарным относятся трубчатые подогреватели и паровые рубашки в ж/д цистернах;

  1. К мобильным относятся ж/д, паро- и электрогрелки, электронагревательные ленты типа ЭНГЛ. Ленты служат для внешнего нагрева емкостей, а также трубопроводов и арматуры. Для ускоренного подогрева нефтепродукта в ж/д цистернах используются комбинированные устройства. Например, паровой гидромеханический подогреватель типа ПГМП, в котором кроме подогревателя имеется винт для создания струи нефтепродукта. Пример второго комплексного устройства – установка циркуляционного подогрева.

где 1 – котел цистерны, 2 – нижнее сливное устройство, 3 – центробежный циркуляционный насос, 4 – теплообменник, 5 – переносный подогреватель типа ПГМП.

Для условий холодного климата и с целью экономии тепловой энергии можно использовать комбинированные системы подогрева. Типовая схема показана на рисунке.

В) технологические трубопроводы.

В трубопроводах используется распределенный подогрев, который называется путевым подогревом. Различают внешний и внутренний путевой подогревы. Во внешнем тепло подводится с внешней стенки трубопровода, во внутреннем – внутри.

Внешний подогрев:

Внутренний подогрев:

  1. Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки

Для получения расчетной зависимости рассматривают общий случай передачи тепла от застывающего нефтепродукта в окружающую среду. Процесс передачи тепла разбивают на 2 периода:

  1. охлаждение от температуры залива до температуры застывания нефтепродукта;

  2. охлаждение нефтепродукта до образования корки застывшего нефтепродукта.

Исходное уравнение теплообмена и метод получения решения изложен в [17, 25].

  1. Определение конечной температуры подогрева

Конечная температура подогрева в общем случае определяется назначением подогрева и конкретными условиями подогрева (прежде всего свойствами нефтепродукта). См. пример в [22].

  1. Расчет подогревателей

Бывают трубчатые и электроподогреватели. При проектировании задачей расчета являются: определение необходимой поверхности нагрева, подбор типового подогревателя и определение числа подогревателей. При эксплуатации задачами расчета могут быть:

  1. определение параметров теплоносителя;

  2. проверка соответствия имеющегося оборудования условиям эксплуатации.

  1. Учет нефтепродуктов

В ходе учета нефтепродуктов определяется:

  1. количество принятого, отгруженного и израсходованного нефтепродукта;

  2. количество нефтепродукта имеющегося в таре;

  3. фактические потери нефтепродукта.

Учет сопровождается ведением учетной документации и производится на нефтебазах в массовых единицах, на АЗС в объемных единицах. В дальнейшем предлагается весь учет вести в массовых единицах. Все учетные операции делятся на 2 группы:

  1. товарно-учетные – данные используются для ведения коммерческой и бухгалтерской документации;

  2. контрольно-оперативные – данные после их получения сразу используются для принятия соответствующих решений

  1. Методы измерения количества нефтепродуктов

МИК (массы) подразделяются на прямые и косвенные. При прямом методе непосредственно измеряется масса с помощью весов, массовых счетчиков, весовых дозаторов. При косвенном методе определяется объем, плотность и по ним находится масса. Косвенные методы подразделяются на: объемно-массовые и гидростатические. Объемно-массовые методы, в свою очередь, делятся на динамические и статические. Объемно-массовый динамический метод – объем замеряется счетчиками на потоке, при объемно-массовом статическом методе объем нефтепродукта замеряется с помощью предварительно градуированных емкостей. При гидростатическом косвенном методе измеряют гидростатическое давление столба нефтепродукта и среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производится измерение. В настоящее время на нефтебазах в основном используется объемно-массовый статический метод.

  1. Градуировка (калибровка) резервуаров и цистерн

В процессе градуировки устанавливают зависимость между высотой заполнения и объемом заполненной части. В результате градуировки получают таблицы, которые являются государственным документов и регистрируются в установленном порядке. Градуировка производится объемным и геометрическим методом. При объемном методе используются различные мерные емкости и счетчики. При геометрическом методе градуировки на каждый сантиметр высоты резервуара производят замер его окружности с учетом всех изменений форм в резервуаре и затем по геометрическим формулам определяют объем, соответствующей данной высоте.

  1. Замер уровня нефтепродукта для определения объема заполненной части емкости

Замер уровня осуществляется ручным и автоматизированным способом. При ручном замере уровня на вертикальных резервуарах используются стальные рулетки (10, 20, 30 м.). На горизонтальных резервуарах и цистернах используются метрштоки – раздвижные (3.5 м.) и составные (3.5 - 4 м.). При автоматизированном замере уровня используются уровнемеры различного принцип действия на отдельных резервуарах и в составе измерительно-вычислительных систем в резервуарных парках. На горизонтальных резервуарах пока еще мало используется типов уровнемеров. В основном это уровнемер «Струна».

  1. Определение плотности нефтепродукта

  1. Лабораторный метод – по отобранной пробе нефтепродукта;

  2. Расчетный метод – по формулам и замеренной температуре нефтепродукта.

Отбор проб производится по специальным правилам из точечных проб составляется средняя проба. Например, из вертикальных резервуаров отбирают пробы с 3 уровней.

Температура нефтепродукта замеряется либо по пробам (непосредственно после отбора проб), либо с помощью резервуарных термометров.

  1. Водные перевозки

    1. Нефтеналивные суда

Для перевозки нефтепродуктов водным транспортом используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Наливные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.

Различают следующие типы наливных судов:

1) танкеры морские и речные;

2) баржи морские (лихтеры) и речные.

Танкер - это самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Различают носовой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяйственные и машинное отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсеков специальными глухими отсеками (коффердамами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами с задвижками (клинкетами) для осуществления погрузки и выгрузки нефтепродуктов.

Максимальная скорость потока нефтепродукта в трубопроводах не должна превышать 12 м/с. Эти ограничения вызваны стремлением избежать образования зарядов статического электричества такой величины, при которой существует опасность возникновения взрывов и пожаров.

Грузовая система танкера должна обеспечивать быстрый прием и выдачу нефтепродукта при наибольшем использовании собственных насосов, а из речных судов – как судовыми насосами, так и плавучими средствами пароходства.

На танкерах применяются насосы преимущественно следующих типов: паровые поршневые прямодействующие, паротурбинные центробежные и электроприводные центробежные. По назначению они подразделяются на грузовые (производящие откачку 85…95 % груза) и зачистные (включаемые в конце откачки для того, чтобы избежать захвата воздуха). Сведения об их технических характеристиках приведены в табл. 7.1.


Таблица 7.1 – Технические характеристики насосного оборудования танкеров


Дедвейт*), тыс.т.

Грузовые насосы

Зачистные насосы

Отношение суммарной подачи зачистных насосов к суммарной подаче грузовых насосов, %

Отношение суммарной подачи к дедвейту, %

Напор, м

Отношение суммарной подачи к дедвейту,%

Напор, м

10…20

6,0-17,5

70-100

0,9-3,0

70-100

14,5-17,5

35…55

6,0-16,0

75-120

0,6-1,7

75-110

8,0-12,5

75…95

6,0-11,5

85-130

0,6-1,2

85-120

7,0-10,0

100…150

5,5-10,0

100-135

0,4-1,0

100-130

6,0-9,5

Свыше 150

5,0-10,0

100-150

0,3-0,8

100-150

5,0-9,0


*)Дедвейтом называется полная масса груза, включающая полезную (транспортируемую массу и массу груза для собственных нужд(вода, топливо, продовольствие), который может быть принят судном без потери плавучести, остойчивости и скорости хода.

Из табл. 7.1 видно, что с увеличением дедвейта относительная суммарная подача грузовых и зачистных насосов уменьшаются, а развиваемый ими напор увеличивается.

Танкеры оборудуются также подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков, средствами пожаротушения и др.

Речные танкеры в отличие от морских имеют относительно небольшую грузоподъемность.

Баржи отличаются от танкеров тем, что не имеют собственных насосов.

Морские баржи (лихтеры) обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов когда танкеры не могут подойти непосредственно к причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъемность составляет 10000 т и более.

Речные баржи служат для перевозки нефтепродуктов по внутренним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чем у морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние перемещаются буксирами.

  1. Нефтяные гавани и причальные устройства

Для налива и разгрузки наливных судов устраиваются специальные сооружения - нефтяные гавани, причалы и пирсы.

Нефтегаванью называется водная территория (акватория), укрытая от сильных течений, ледохода и ветров, имеющая достаточные для причаливания и маневрирования судов площадь и глубину. Современные нефтегавани проектируются трех типов: в виде узкого тупикового бассейна ("ковша"), в виде выемки части берега или просто в виде огражденной акватории у берега. Они представлены на рисунке ниже:

где 1 – затвор; 2 – боковое ограждение; 3 – водное пространство; 4 – акватория нефтегаваней.

Чтобы уменьшить объем земляных работ при сооружении нефтегаваней стараются использовать естественные укрытия в береговой полосе - бухты, заливы и речные затоны.

Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попавших на ее поверхность (вследствие аварии, пролива и т. п.), акватория нефтегаваней отделяется от остального водного пространства плавучими боновыми ограждениями или затворами. Для пропуска судов боновые ограждения разводятся.

Для непосредственной швартовки наливных судов служат причалы и пирсы. Причалами называют сооружения, расположенные параллельно берегу, тогда как пирсы расположены перпендикулярно к нему или под некоторым углом. Пирсы используются на морских и озерных нефтебазах, причалы – на речных.

Технологические процессы по обработке наливных судов включают следующие операции: налив и слив нефтепродуктов, бункеровка топливом и маслами, улавливание паров нефтепродукта при наливе и сбор утечек, прием балластных и льяльных вод, а также выполнение вспомогательных операций, связанных с грузовыми работами по сливу-наливу.

Пирсы и причалы должны быть оборудованы достаточным количеством трубопроводов соответствующих диаметров для обеспечения необходимой производительности слива-налива нефтепродуктов, шлангующими устройствами, освещением, средствами подачи электроэнергии и связи, устройством для заземления судов, боновыми заграждениями, а также пожарным инвентарем и спасательными средствами.

Ширина пирсов и причалов должна обеспечить прокладку всех трубопроводов и устройство проезда шириной не менее 3,5 м для пожарных автомобилей, а в конце тупикового проезда должна быть площадка для разворота автомобилей не менее 12х12 м.

К размещению пирсов и причалов предъявляется ряд требований. На судоходных реках и каналах они должны располагаться:

- от мостов, водозаборов и других причалов – на расстоянии не менее 300 м ниже и не менее 3000 м выше по течению;

- от рейдов и мест постоянной стоянки флота – на расстоянии не менее 1000 м ниже и не менее 5000 м выше по течению.

В морских и озерных портах, а также на водохранилищах расстояние от пирсов до сухогрузных, пассажирских и других причалов должно быть не менее 300 м при операциях с легковоспламеняющимися и не менее 200 м – с другими горючими нефтепродуктами.

Расстояние между причалами и пирсами также регламентируется. В морских и озерных портах, а также на водохранилищах расстояние между ними должно быть не менее 200 м при операциях с нефтепродуктами, имеющими температуру вспышки 28 оС и ниже, не менее 150 м при операциях с нефтепродуктами, имеющими температуру вспышки выше 28 оС. Расстояние между речными причалами в первом случае должно быть не менее 300 м, а во втором не менее 200 м. Вместе с тем независимо от температуры вспышки расстояние между причалами и пирсами не должно быть меньше длины судна.

Достоинствами водного транспорта являются:

1) относительная дешевизна перевозок;

2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских);

3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ.

К недостаткам водного транспорта относятся:

1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов;

2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек);

3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;

4) порожние рейсы судов в обратном направлении.

  1. Сливо-наливные устройства и операции

Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с наливными судами являются гибкие прорезиненные рукава (шланги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабочее давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов является то, что при сливо-наливных операциях довольно часты их разрывы, а это в свою очередь приводит к значительному розливу нефтепродуктов.

В настоящее время на смену системам с гибкими рукавами приходят стендеры - конструкция из шарнирно-сочлененных трубопроводов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения береговых коммуникаций с приемо-сливными патрубками трубопроводов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них - 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие рукава и обеспечивают большую производительность слива-налива.

Стендеры изготавливают двух типов: РС – с ручным перемещением подвижных звеньев стендера; АС – с автоматизированным управлением. Условные диаметры стендеров типа РС составляют 100, 150, 200, 250 мм, а типа АС – 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500 мм. Рабочее давление в стендере должно быть не более 1,6 МПа, а гидравлическая система управления рассчитывается на давление до 10 МПа.

В настоящее время известен ряд установок приема-отпуска нефтепродуктов с использованием стендеров. Например, установка АСН6А-16 представлена на рисунка ниже:

Она скомпонована из шести стендеров 3, расположенных на причале по три с каждой стороны от кабины 4 с пультом управления. От маслонапорной станции 1, включающей напорный агрегат и азотный аккумулятор, к стендерам и пульту управления проложены гидрокоммуникации. В пульте управления находятся блок золотников для управления гидроприводами стендеров, селекторный блок золотников для последовательного управления каждым стендером и электрический пульт для управления маслонапорной станцией и осуществления аварийной сигнализации.

Стендер представляет собой устройство из семи труб-звеньев, соединенных шестью шарнирами. В исходном положении стендеры присоединены к фальшпатрубкам 2.

Аналогичную конструкцию имеет установка "Лебедь-16".

Установки автоматизированного налива и слива обеспечивают быстрое и надежное присоединение береговых трубопроводов к наливным судам и безопасность эксплуатации. В них используются системы автоматического аварийного отсоединения стендеров от судов, срабатывающие при их непредвиденных отходах за зону действия стендеров во время налива или слива. Кроме того, предусмотрена откачка балластных вод в береговые очистные сооружения и отвод паровоздушной смеси в газоуравнительную систему в случае герметизированного налива.

  1. Автомобильные перевозки нефтепродуктов

    1. Средства транспортировки

Автоперевозки нефтепродуктов осуществляются в таре (бочках, канистрах, бидонах), а также в автомобильных цистернах.

Автомобильные цистерны классифицируют:

- по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепы- цистерны, прицепы-цистерны;

- по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для мазутов и т.д.;

- по вместимости: малой (до 2 т); средней (2...5 т); большой (5...15 т); особо большой (более 15 т).

В качестве базовых шасси для автомобильных цистерн используют практически все выпускаемые промышленностью грузовые автомобили. Разделение автоцистерн по виду транспортируемого продукта обусловлено существенным различием свойств и недопустимостью даже незначительного их смешивания.

Градация автомобильных цистерн по вместимости соответствует классификации грузовых автомобилей по грузоподъемности.

В марках автоцистерн отражены сведения о типе базового шасси и вместимости цистерны. Примеры условных обозначений:

АЦ-4,2-130 - автомобиль-цистерна вместимостью 4,2 м3 на шасси автомобиля ЗИЛ-130;

ПЦ-5,6-817 - прицеп-цистерна вместимостью 5,6 м3 на шасси прицепа ГКБ-817;

ППЦ-16,3 - полуприцеп-цистерна вместимостью 16,3 м3.

Устройство и оборудование автоцистерн рассмотрим на примере автомобиля-цистерны АЦ-4,2-130 приведенной ниже.

где 1 - огнетушитель; 2 - шасси автомобиля ГАЗ-53 А; 3 - цистерна; 4 - крышка горловины; 5 - лестница; 6 - пенал для рукавов; 7 - отстойник с трубопроводом; 8 - электрооборудование; 9 – узел крепления цистерны; 10 - трубопровод гидравлической системы; 11 - табличка; 12 - цепь заземления; 13 – глушитель.

Он предназначен для транспортировки нефтепродуктов плотностью не более 860 кг/м3 с нефтебаз на склады автотранспортных, строительных и сельских предприятий.

Калиброванная цистерна эллиптической формы смонтирована на шасси автомобиля ЗИЛ-130. Она имеет горловину, отстойник и отсек, закрываемый двумя дверками. На крышке горловины расположены наливной люк, два дыхательных клапана, патрубок со штуцером для отвода паров, образующихся при наливе, и указатель уровня. Наливной люк в транспортном положении закрывают крышкой.

Цистерна оборудована двумя пеналами для хранения и транспортировки рукавов, противопожарными и заземляющими средствами, креплениями для шанцевого инструмента и принадлежностей, металлической площадкой и лестницей. На АЦ-4,2-130 устанавливают самовсасывающий вихревой насос СВН-80.

Полуприцепы-цистерны не имеют собственного двигателя. Их устройство рассмотрим на примере ППЦ-16,3.

Где 1- корпус цистерны; 2 - крышка компенсационной емкости; 3 - наливная горловина; 4 - поручень; 5 - пенал; 6 - бампер; 7 - цепь заземления; 8 - тележка, 9 - запасное колесо; 10,11 - шкафы для оборудования; 12 - ящик ЗИП; 13 - опорное устройство; 14 - опорная плита; 15 - плита наката; 16 – световозвращатель.

Она предназначена для транспортировки и кратковременного хранения светлых нефтепродуктов. Они транспортируются с помощью специальных тягачей (например, КамАЗ-5410).

Специальное оборудование смонтировано на шасси полуприцепа ОдАЗ-9370 и состоит: из цистерны с горловинами, лестницей, поручнем, пеналами, ящиком запчастей и принадлежностей; технологического оборудования, расположенного в боковом шкафу и включающего в себя систему трубопроводов и запорной арматуры; электрооборудования, а также средств контроля и дистанционного управления узлами полуприцепов-цистерн. Кроме того, в состав дополнительного оборудования, размещаемого в боковом шкафу, входят фильтр тонкой очистки топлива, два счетчика жидкости, раздаточные рукава, намотанные на барабаны и раздаточные краны.

Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузов являются:

1) большая маневренность;

2) быстрота доставки;

3) возможность завоза грузов в пункты, значительно удаленные от водных путей или железной дороги;

4) всесезонность.

К его недостаткам относятся:

1) ограниченная вместимость цистерн;

2) относительно высокая стоимость перевозок;

3) наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;

4) значительный расход топлива на собственные нужды.

  1. Сливо-наливные устройства

Для налива нефтепродуктов в автоцистерны применяют стояки различных типов.

Стояки для налива автоцистерн классифицируют:

- по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);

- по способу налива (герметизированный или негерметизированный);

- по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные);

- по виду управления (с механизированным или ручным управлением).

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок автоцистерны (нижний налив).

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих нефтепродуктов.

Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами - дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль - обязательное условие герметизированного налива бензинов.

Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа наливных устройств, управляемых из специального здания - операторной, образует станцию налива.

Станция налива состоит из 4...12 наливных "островков", располагаемых под навесом. Каждый "островок" оборудуется одним или двумя наливными устройствами (стояками).

В качестве наливных устройств применяются установки автоматизированного налива с местным управлением типа АСН-5П или с дистанционным управлением из операторной типа АСН-5Н, а также типа АСН-12. Расчетная производительность налива (м3/ч): при самотечном наливе маловязких нефтепродуктов - 30...40, то же масел и высоковязких нефтепродуктов - 20...30, при насосном наливе - 40...100 и 30...60 соответственно.

Установка автоматизированного налива АСН-5П представлена ниже:

Он включает наливной стояк типа НС-8П с датчиком уровня, счетчик 2, полуавтоматический клапан - дозатор 3 типа КДП-7Н, фильтр - воздухоотводитель 4 типа ФВО-100, насос с электродвигателем 6 и пульт управления 5. Налив выполняется в следующем порядке. Водитель автоцистерны получает два ключа (один для пункта управления наливом, другой - для клапана - дозатора). Первым он включает питание установки, а вторым - насосный агрегат. Нажатием рычага водитель открывает клапан и налив цистерны начинается. Прекращение налива осуществляется либо нажатием кнопки "Стоп" на клапане - дозаторе, либо по сигналу датчика уровня.

Установка АСН-5Н отличается тем, что оснащена устройством централизованного управления наливом из операторной. Система автоматизации обеспечивает дистанционное задание дозы отпускаемого нефтепродукта, предотвращение переливов, запрет отпуска нефтепродуктов при отсутствии заземления и наливной трубы в горловине цистерны, местное и дистанционное прекращение налива.

Установка типа АСН-12 предназначена для автоматизированного и герметизированного налива в автоцистерны светлых нефтепродуктов. Для этого она оснащена герметизирующей крышкой с датчиком налива 2, линией отвода 3 паровоздушной смеси из заполняемой цистерны с обратным клапаном 5 и огневым предохранителем 6.

Где 1— наливной сток; 2 — датчик налива с герметизирующей крышкой; 3 — газоотводная линия; 4 — пульт управления; 5 — обратный клапан ; 6 — огневой предохранитель; 7 — насосный агрегат; 8 — арка; 9 — фильтр-воздухоотделитель; 10 — гидроамортизатор; 11 — клапан дозирующий полуавтоматический; 12 — счетчик

Дополнительными отличиями установки АСН-123 являются: наличие гидроамортизатора 10, смягчающего гидравлический удар при резком закрытии клапана-дозатора, а также замена на другие типы наливного стояка (НС-12), дозирующего клапана (КДП-12) насоса (3К18а).

Для нижнего налива автоцистерн используется установка АСН-17.

Где 1— фильтр; 2 — клапаны; 3 — наконечник для заправки; 4 —счетчик жидкости; 5 — пневмоусилитель; 6 — пульт управления; 7 — магнитный пускатель; 8 — пульт управления местный; 9— огневой предохранитель; 10 — центробежный насос Ч К-18; 11— патрубок; 12 — гидравлический амортизатор; 13 — наконеч­ник; 14 — стойка

В этом случае собственно стояк отсутствует и соответственно уменьшается металлоемкость установки.

На пунктах налива, имеющих незначительный грузооборот, применяются неавтоматизированные наливные стояки с ручным управлением типа НС-11А.

При наливе высоковязких нефтепродуктов эти стояки дополнительно оборудуют паровой рубашкой.

Устройства для налива легковоспламеняющихся и маловязких горючих нефтепродуктов оборудуются центробежными, а для налива масел и других горючих нефтепродуктов – роторными насосами.

Для уменьшения гидравлических ударов, обеспечения безопасных скоростей перекачки и точности учета наливные устройства оснащаются оборудованием, обеспечивающим подачу нефтепродукта в начальной и завершающей стадии налива не более 30 м3/ч.

Соединительные трубопроводы от раздаточных трубопроводов до наливных устройств должны быть раздельными для каждой марки (сорта) нефтепродукта, отгружаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним запрещается.

Затаривание и расфасовка нефтепродуктов в бочки и мелкую тару (масла, смазки) осуществляют в разливочных и расфасовочных – специальных помещениях, предназначенных для этих целей. Разливочные для налива нефтепродуктов в тару в зависимости от климатических условий и вида нефтегруза располагают в помещениях или на открытых площадках под навесом, а расфасовочные – только в помещениях. Указанные помещения должны обладать повышенной огнестойкостью (II…III степени). Затаривание и отпуск легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, как правило, производится в отдельных зданиях или на отдельных площадках.

Отпуск нефтепродуктов осуществляется из раздаточных резервуаров и мерников. Раздаточными называют резервуары малой вместимости (100 м3 и менее), предназначенные для подготовки к реализации небольших партий нефтепродуктов. Мерниками называются емкости малого объема для отпуска потребителям строго фиксированных партий нефтепродукта.

Раздаточные резервуары вместимостью 25 м3 при их общей емкости до 200 м3 допускается устанавливать снаружи у "глухих" стен разливочных на расстоянии не менее 2 м. Если же в стенах разливочных имеются проемы, обращенные в сторону раздаточных резервуаров и мерников, то расстояние до них должно быть не менее 30 м.

При подогреве и выдаче масел раздаточные резервуары вместимостью 25…75 м3 следует размещать так, чтобы в помещении разливочной располагались только их торцы, а вместимостью до 25 м3 – допускается устанавливать в помещении разливочной целиком при условии отвода паров из резервуаров за его пределы.

Резервуары для хранения масел суммарным объемом до 300 м3 разрешается располагать в подвальных и полуподвальных помещениях одноэтажных частей зданий под разливочными, расфасовочными и сблокированными с ними складами хранения масел в таре.

Для контроля отпуска при неисправности счетчиков в разливочной помещают товарные весы.

Площадь пола разливочных устанавливается из расчета 7 м2 на один раздаточный кран. Полы разливочных для этилированных бензинов выполняют из бензонепроницаемых материалов (бетон с цементной затиркой, плитка и т.п.) и оборудуют стоками.

Перед помещением разливочной размещают погрузочно-разгрузочные площадки высотой 1…1,1 м, допускающей свободную погрузку бочек на автомашины и выгрузку с них. Эти площадки оборудованы средствами механизации (бочкоподъемниками, подвесными кран-балками и пр.), а помещения расфасовочных оборудуют транспортерами для подачи продукции на склад и погрузки в транспортные средства.

Для отпуска нефтепродуктов в разливочной устанавливают соответствующее количество кранов. Оно зависит от суточной реализации, сортности отпускаемых нефтепродуктов, производительности и коэффициента использования кранов.

На рис. ниже показана разливочная для темных нефтепродуктов и масел.

Она имеет 12 кранов: 8 - расположены вдоль задней стены, а 4 – вдоль торцевых стен. Диаметр подводящих трубопроводов равен 100 мм, внутренних раздаточных патрубков и кранов – 50 мм. требуемая производительность кранов достигается расположением мерников на такой высоте (по отношению к оси раздаточных патрубков), что она компенсирует суммарные потери напора в подводящем трубопроводе, воздухоотделителе, счетчике и разводящем трубопроводе, а также обеспечивает необходимый подпор нефтепродукта на входе в кран.

Раздаточные поворотные краны, монтируемые в разливочных, состоят из проходного пробкового крана диаметром 50 мм, поворотного сальника и раздаточного патрубка с наконечником 15.

Открывают и закрывают кран вручную ключом, надеваемым на квадратную головку пробки 5. Недостатком таких кранов является то, что требуется постоянное наблюдение за наливом во избежание перелива нефтепродуктов. Данного недостатка лишен кран "Автостоп", который автоматически закрывается при достижении определенного, заранее заданного уровня нефтепродукта в заполняемой таре. Он приведен на рисунке:

где 1 — защелка; 2 — держатель; 3 — контргайка; 4, 18 — гайки; 5 — отверстие для болта; б — корпус; 7 — клапан; 8 — рычаг; 9 — крышка корпуса; 10 — пружина; 11 — шуруп-защелки; 12 — направляющая втулка; 13 — стержень по­плавка; 14 — трубка; 15 — выпускная трубка; 1в — хомут. 17 — поплавок

При помощи штуцера диаметром 25 или 37,6 мм наконечник присоединяется к раздаточному шлангу. При поднятии клапана 7 нефтепродукт проходит во впускную трубу и попадает через её прорези в наполняемую тару. Клапан 7 удерживается в открытом состоянии при помощи рычага 8 и защелки (собачки) 1. При завершении наполнения тары поплавок 17 всплывает и стержнем 13 сбрасывает защелку 1. При этом клапан 7 садится на седло, плотно прижимаясь пружиной 10, и налив нефтепродукта прекращается. Установочный хомут 16 передвигается по впускной трубе, что дает возможность установить требуемый уровень наполнения тары.

Раздаточные шланги целесообразно оснащать и обычными шланговыми наконечниками:

где 1-пружиный клапан; 2-корпус; 3-пружина; 4-защелка; 5-рукоятка; 6-цепочка; 7-трубка; 8-колпачок

Такой наконечник состоит из корпуса 2, в котором находится пружинный клапан 1. При нажатии рукоятки 5 вниз клапан 1 поднимается, и нефтепродукт начинает поступать в тару по трубке 7 (колпачок 8 при этом снят). По окончании налива освобождается защелка 4, удерживающая рукоятку 5 и клапан 1 под действием пружины 3 садится на седло, перекрывая проход. Колпачок 8 служит для предохранения наконечника от загрязнения и предотвращения разлива нефтепродукта, оставшегося в трубке 7.


  1. Автозаправочные станции (АЗС)

    1. Общие сведения по АЗС

АЗС предназначены для заправки транспортных машин за исключением гусеничных. Кроме этого на них также может производиться продажа масел, смазок, сервисное обслуживание и другие операции. Различают АЗС общего пользования и ведомственные. По количеству оказываемых услуг различают собственно АЗС и АЗК (автозаправочные комплексы) на которых производится кроме основных другие различные операции: обслуживание транспорта, обслуживание пассажиров и т.п. В зависимости от длительности аренды земли различают следующие типы АЗС:

  1. Стационарные или традиционные АЗС – имеют подземные резервуары (редко надземные). Технологическая схема стационарных АЗС характеризуется разнесением резервуаров и топливораздаточных колонок (ТРК).

  2. Контейнерные АЗС (КАЗС) – устанавливаются в местах пользования по автомобильной трассе. Это АЗС с надземным расположением оборудования в едином контейнере заводского изготовления.

  3. Передвижные АЗС (ПАЗС) – автоцистерны – устанавливаются по мере повышения спроса на транспортных развязках.

  4. Мобильные АЗС (МАЗС) и блочные АЗС (БАЗС) – представляют собой резервуары и топливораздаточные колонки в отдельных разнесенных блоках, в том числе могут быть и подземные резервуары.

Расчеты АЗС подобны расчетам нефтебаз:

  1. Количество заправок в сутки;

  2. Число заправочных постов;

  3. Объем и число резервуаров;

  4. Гидравлические расчеты коммуникаций;

  5. Подбор топливно-заправочных колонок;

  6. Расчеты вспомогательных систем;

  7. Расчеты потерь от испарения.

  1. Состав сооружений стационарной АЗС

  • Резервуары;

  • ТЗК – топливно-заправочные колонки;

  • Здание операторной;

  • Устройство для очистки загрязнения сточных вод;

  • Помещения для проведения вспомогательных операций.

  1. Производственные операции

  1. Прием нефтепродуктов из автоцистерн (возможно из трубопроводов);

  2. Хранение;

  3. Отпуск в баки потребителей;

  4. Очистка нефтесодержащих сточных вод;

  5. Сбор отработанных масел;

  6. Обслуживание автомобилей.

  1. Основное оборудование АЗС

    1. Резервуары

Наибольшее распространение на АЗС получили горизонтальные стальные резервуары с плоскими, коническими и сферическими днищами.

Горизонтальные резервуары могут быть одно- и двустенными. Использование двустенного резервуара относится к концепции экологически чистых АЗС. Горизонтальный резервуар устанавливается подземно. На АЗС возможно использование вертикальных стальных резервуаров, которые также могут устанавливаться подземно. А на АЗС большой мощности и надземно.

Техническая схема АЗС и оборудования горизонтального одностенного резервуара показано на следующем рисунке:

где 1 – топливно-раздаточная колонка; 2 – фланец; 3 – трубопровод подачи топлива; 4 – задвижка; 5 – огневой предохранитель; 6 – приемный клапан; 7 – замерный трубопровод; 8 – замерный люк; 9 – дыхательный клапан; 10 – уровнемер «Струна М»; 11 – трубопровод налива; 12 – огневой предохранитель; 13 – электромагнитный клапан отсечки топлива; 14 – фильтр грубой отчистки; 15 – сливная муфта; 16 – сливной колодец; 17 – технологическая шахта; 18 – вентиляционная решетка; 19 – ж/б колодец; 20 – ложемент; 21 – зонд для определения утечек из резервуара; 22 – стенка горизонтального резервуара.

Общий вид вертикального резервуара представлен ниже на рисунке:

Конструкция двустенного резервуара приведена ниже.

где 1 – датчик верхнего уровня топлива, 2 –предохранительный клапан с системой герметичности резервуара (система герметичности представляет собой межстенное пространство, заполненное инертным газом, например, азотом или жидкостью более плотной, чем нефтепродукт); 3 – шаровой кран линии выдачи; 4 – соединительная муфта линии выдачи; 5 – крышка зачистной трубы; 6 – замерная труба; 7 – люк технологического лаза; 8 – манометр системы герметичности резервуара; 9 – кран трехходовой системы герметичности резервуара; 10 – технологический отсек; 11   линия наполнения; 12 – обратный клапан линии выдачи; 13 – линия выдачи; 14 – линия обесшламливания; 15 – линия деаэрации; 16 – дыхательный клапан линии деаэрации; 17 – вентиль линии деаэрации; 18 – крышка замерной трубы; 19 – клапан линии заполнения; 20 – линия флегматизации (на 15); 21 – муфта установки системы контроля герметичности межстенного пространства; 22 – огневой предохранитель; 23 – модульная коробка.

Ниже более детально показана схема врезок в технологическом отсеке горизонтального двустенного резервуара.

где 1 – замерная труба; 2 – линия обесшламливания; 3 – линия наполнения; 4 – линии выдачи; 5 – датчик верхнего уровня; 6 – манометр с предохранительным клапаном; 7 – труба для стравливания воздуха.

Общий вид резервуара, устанавливаемых в блочных АЗС показан на следующих рисунках :

Плоская проекция:

Аксонометрическая проекция:

Д

3

ля экономичного использования резервуарной емкости, принимая во внимание небольшие партии хранимых нефтепродуктов на АЗС применяются многокамерные резервуары, прежде всего двухкамерные, схема которого приведена ниже.

где 1 – линия наполнения; 2 – линия обсшламливания; 3 – линия деаэрации; 4 – линия выдачи; 5 – уровнемер; 6 – датчик верхнего уровня; 7 – линия контроля герметичности двустенного пространства; 8 – патрубок для линии деаэрации.

Обозначения резервуаров: РГС 3, 4, 5, 8, 10, 15, 17, 25, 50, 60, 75, 100 м3;

РГС 2*25, 50, 60, 75,100 м3.

Для приема нефтепродуктов в подземный резервуар устраивается линия наполнения, надземная часть которой представлена на следующем рисунке

где 1 – патрубок; 2 – быстроразъемная муфта; 3 – фильтр; 4 – задвижка; 5 – огнепреградитель; 6- трубопровод.

Быстроразъемная муфта с наконечником показана на следующем рисунке:

где 1 – патрубок; 2 – крышка; 3 – наконечник; 4 – рукоятка; 5 – запорный винт; 6 – уплотнение.

В обвязке линии деаэрации устанавливаются угловые огнепреградители:

где 1 – огнепреградительная кассета; 2 – корпус; 3 – фланец; 4 – шайба; 5 – гайка; 6 – штифт; 7 – упор; 8 – патрубок; 9 – пружина; 10 – уплотнение; 11 – шпилька.

Назначение линии обвязки подземных резервуаров АЗС следующие:

  • Линия наполнения;

  • Линия выдачи;

  • Линия деаэрации;

  • Линия обесшламливания – для удаления воды с твердыми частицами и остатка топлива при полном опорожнении резервуара;

  • Линия флегматезации – комплекс оборудования, обеспечивающий защиту от возможного воспламенения паров топлива внутри технологического оборудования путем наполнения инертным газом свободного пространства технологических линий и оборудования;

  • Линия рецеркуляции паров – является составной частью системы герметизированного хранения или системы улавливания легких фракций.

Контроль герметизации пространства между двумя стенками резервуара, которая заполняется либо инертным газом, либо жидкостью плотность, которой больше плотности хранимого нефтепродукта. Осуществляется контроль наличия паров нефтепродуктов в двустенном пространстве.

Объединенная схема деаэрации и рециркуляции показана на рисунке ниже:

Пламягаситель


Пламягаситель (огнепреградитель)

Запорная арматура

Муфта подсоединения

к системе рецеркуляции

Обратный клапан

Клапан дыхательный


  1. Топливно раздаточные колонки

Колонки могут быть одно- и многошланговые. Общий вид одной из современных колонок (двухшланговая) показан на рисунке ниже

Установка колонки на фундаменте показана ниже:

Типовая технологическая схема ТРК включает следующие элементы (совместно с линией выдачи резервуара):

где 1 – приемный клапан – установлен в резервуаре в начале линии выдачи; 2 – фильтр; 3 – насос; 4 – газоотделитель; 5 – поплавковая камера; 6 – электрореле; 7 – измеритель объема; 8 – индикатор топлива; 9 – напорный шланг; 10 – раздаточный кран (пистолет); 11 – счетчик.

Устройство приемного клапана, который обеспечивает постоянное наполнение топливом всасывающей линии колонки показано ниже:

где 1 – корпус; 2 – тарелка; 3 – стакан с отверстиями.

Фильтр колонки устроен следующим образом:

где 1 – фильтрующий наполнитель; 2 – корпус; 3 – обратный клапан.

Вихревой лопостной насос колонки показан ниже:

Газоотделитель предназначен для отделения газовоздушной смеси в присутствии которой может исказить показание счетчика. Устройство показано ниже:

Газовая смесь образующаяся в верхней части газоотделителя через штуцер в крышке идет в поплавковую камеру 5, в которой происходит конденсация паров. Из камеры сконденсированный продукт направляют в начало технологической схемы ТРК. Устройство попловковой камеры показано на следующем рисунке:

где 1 – запорный клапан; 2 – корпус; 3 – поплавок; 4 – крышка.

Электромагнитная линия (клапан) мембранного типа предназначена для снижения расхода топлива перед окончанием выдачи дозы и прекращения подачи топлива после выдачи заданной дозы. Устройство электромагнитного клапана показано ниже:

где 1 – электромагнит; надписи – клапан управления и клапан отсечной; 2 – жиклер; 3 – крышка; 4 – корпус; 5 – основной клапан; 6 – мембрана; 7 – жиклер; 8 – якорь; 9 – резиновые уплотнители.

Измеритель объема представляет собой четырехцилиндровый гидравлический двигатель, цилиндры которого отлиты в общем блоке. Устройство показано ниже:

Устройство индикатора топлива показано ниже:

Где 1 – прозрачный стакан;

Одна из конструкций раздаточного крана (Пистолет ТРК) показан ниже.

2