Потери нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Уменьшение потерь от «больших» и «малых» дыханий

Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также обеспечение защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций.

Потери можно разделить на количественные, качественные и качественно-количественные.

Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при негерметичности стенок и днища резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования.

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения, окисления нефтепроводов. Ухудшение качества нефтепродуктов в результате смешения происходит при последовательной перекачке нефтепродуктов по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образование нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по незащищенным трубопроводам. Для нефтепродуктов, быстро изменяющим качество, рекомендованы минимальные сроки хранения.

Качественно-количественные потери происходят при испарении. Потери от испарения происходят при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие:

1. заполнения резервуара (потери от «большие дыхания»);

2. повышения давления в газовом пространстве выше давления срабатывания дыхательного клапана в результате суточных температурных колебаний газового пространства и поверхности нефтепродукта и за счет изменения давления атмосферного воздуха («малые дыхания»);

3. дополнительного насыщения газового пространства парами нефтепродуктов после окончания выкачки («обратный выдох»).

4. вентиляции газового пространства при наличии двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровня.

Основную часть потерь нефтепродуктов при их транспорти­ровке составляют потери от испарения из резервуаров перека­чивающих станций, имеющих большой коэффициент оборачи­ваемости, а в общих потерях от испарения на перекачивающих станциях преобладают потери от больших «дыханий».

Методы сокращения потерь от испарения можно разделить на группы:

1. сокращение объема газового пространства резервуара. Это условие осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами.

2. хранение под избыточным давлением. Однако такое хранение осложняет конструкцию и удорожает конструкцию резервуара.

3. уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства. Для этого применяют теплоизоляцию резервуаров, охлаждение их в летнее время водой, окраску светоотражающей краской, а так же подземное хранение.

4. улавливание паров нефтепродукта, вытесняя их из емкости. Для этого применяют газоуравнительные обвязки, представляющие собой отдельные трубопроводы или систему трубопроводов, соединяющие газовое пространство резервуаров. Эффективность метода зависит от коэффициента совпадения операций. Применение газгольдеров, включаемых в газоуравнительную обвязку резервуаров, позволяет значительно снизить потери и при малых коэффициентах совпадения операций.

5. организационно-технические мероприятия:

1. для уменьшения потерь от «малых дыханий» нефтепродукты необходимо хранить при максимальном заполнении резервуаров;

2. для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки, уменьшить промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта в резервуар;

3. Потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны площади испарений, поэтому легкоиспаряющиеся продукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема;

4. регулярная проверка герметичности крыши и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства;

5. установка под дыхательными клапанами диска-отражателя;

6. правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности.

Потери нефтепродуктов при их перевозке по железным дорогам происходят от испарения при сливно-наливных операциях, испарения и вытеснения паровоздушной смеси в пути из-за суточных колебаний температуры, утечек через неплотности в нижнем сливном приборе цистерны и от неполного слива.

Причинами возникновения аварийных потерь нефтепродуктов являются нарушение правил эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов, отклонения от требований строительных норм и правил при сооружении трубопроводов и заводские дефекты труб.

Чтобы устранить аварийные потери нефтепродуктов, необходимо обеспечить квалифицированное обслуживание нефтепродуктопроводов, своевременно и качественно выполнять систему планово-предупредительных ремонтов, при необходимости предусматривать катодную или дренажную защиту труб от коррозии.

91. Способы подогрева вязких нефтепродуктов на нефтебазах.

Для увеличения текучести многие нефтепродукты требуют подогрева, т.к. текучесть их является необходимым условием для производства операций налива, слива и перекачки.

В подгревательных устройствах применяют следующие теплоносители: водяной пар, горячие газы, горячая вода и электроэнергию.

Способы подогрева нефтепродуктов:

1. подогрев при транспортировке в трубопроводах. В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.

Принципиальные схемы путевого подогрева:

а) схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются надземные трубопроводы.

б) схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами.

в) схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном для перекачки высокопластических нефтепродуктов.

2. подогрев при транспортировке в железнодорожных цистернах.

а) переносные паровые змеевики состоят из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. В подогревателях используют водяной пар давлением 0,4-0,5 МПа. Недостатки: небольшая поверхность нагрева, низкая эффективность теплообмена, большая продолжительность прогрева и значительный остаток продукта после слива.

б) стационарные подогреватели применяют двух типов:

- трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией. Помимо этого сливной прибор цистерны снабжен паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;

- подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.

в) переносные электрические подогреватели имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким сопротивлением. В настоящее время применяют плоские и круглые раскладывающиеся электрические подогреватели.

г) электроиндукционный нагрев заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускается переменный ток, создается электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индуцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую.

д) циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания. Установка УРС-2 основана методе циркуляционного разогрева нефтепродукта в железнодорожных цистернах с перемешиванием затопленной струей.

3. подогрев при водных перевозках осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков. Подогрев осуществляется паром. Система работает в период нахождения танкера в пути.

4. подогрев нефтепродуктов при хранении.

а) трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов – змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки или в виде отдельных секций. Трубчатые подогреватели разогревают все нефтепродукты – это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.

б) местные подогреватели применяют при откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями. Процесс прогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемно-раздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать.

в) электроподогрев.

г) циркуляционный подогрев.

92. Автозаправочные станции.

Автозаправочные станции (АЗС) представляют собой комплекс зданий, сооружений и оборудования, ограниченный участком площади, назначение которого – заправка жидким топливом, маслами, смазками, водой и воздухом автотранспортных средств, продажа масел и смазок, расфасованных в мелкую тару, запасных частей к автомобилям и оказание услуг по техническому обслуживанию.

АЗС можно классифицировать:

1. по месту размещения – городские, дорожные, сельские и гаражные;

2. по конструкции – контейнерные, стационарные, передвижные;

3. по функциональному назначению – для заправки государственного и
общественного автотранспорта, для заправки личных автомобилей и
частных фирм.

При проектировании АЗС целесообразно использовать принцип унификации, распространяя применение одних и тех же конструктивных элементов одновременно на обе группы объектов АЗС - на сооружения и оборудование. Использование типовых АЗС также может дать существенный экономических эффект. Рабочая документация в таких случаях привязывается к участкам строительства АЗС.

Привязка осуществляется в следующем порядке:

1. Определение отметок зданий и сооружений и привязка их к топографической основе;

2. Уточнение размеров, глубин заложения фундаментов с учетом гидрогеологических условий;

3. Разработка узлов трубопроводных коммуникаций, проведение гидравлических расчетов и т.д.;

4. Уточнение числа заправочных колонок и резервуарного оборудования;

5. Проверка возможности работоспособности АЗС с использование нового и перспективного оборудования.

Характеристики АЗС

По мобильности АЗС можно подразделить наконтейнерные,передвижные, стационарные.

Контейнерные АЗС сравнительно недавно получили распространение. Они применяются главным образом для заправки личного автотранспорта в весенне-летний период, а также для заправки автотранспорта в небольших населенных пунктах и ведомственного транспорта.

Передвижные автозаправочные станции (ПАЗС) – мобильное средство заправки автотранспорта нефтепродуктами, которые используются главным образом для заправки автотранспорта в местах его стоянки (гаражах), временного сосредоточения, на автодорогах, а также как оперативный резерв автозаправочных комплексов при остановке на ремонт или временной перегрузке отдельных стационарных АЗС.

Стационарные АЗС - долговременные, капитальные сооружения повышенной пожаро-взрывоопасности. Их размещение, строительство и эксплуатация строго регламентируются государственными стандартами и строительными нормами. Стационарные АЗС предназначены для заправки всех видов автотранспорта (в зависимости от ассортимента нефтепродуктов).

Основными показателями, характеризующими АЗС, являются: число заправок в сутки и количество реализуемых нефтепродуктов.

Схемы генеральных планов АЗС должны учитывать следующие основные технологические требования:

1. возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двусторонним расположением топливных баков;

2. независимый подъезд автотранспортных средств к заправочным колонкам;

3. минимальную протяженность коммуникаций топлива;

4. оптимальные радиусы поворота для автотранспорта;

5. достаточную зону для машин, ожидающих заправку;

6. возможность визуального контроля мест заправки из здания АЗС оператором.

Для строительства АЗС должен быть отведен участок с учетом существующей застройки и генерального плана реконструкции данного района. Размеры участка определяются пропускной способностью АЗС, условиями ее работы, типами заправляемых машин, а также расположением въезда и выезда с территории АЗС на основную дорогу.

Основными исходными данными для проектирования АЗС являются:

1. акт выбора земельного участка с обязательной подписью заказчика, управления пожарной охраны, владельца земли;

2. акт об отводе участка с привязкой его к дороге с указанием линий застройки и отметок;

3. ситуационный план расположения участка в масштабе 1:5000;

4. топографические материалы с инженерными сетями в масштабе 1:1000 и геологические данные по участку;

5. заключение санитарно-эпидемиологической станции по участку с указанием минимальной санитарно-защитной зоны.

Для получения большего экономического эффекта использования АЗС в некоторых районах типовой проект АЗС дополняют элементом приема нефтепродуктов с железной дороги, а иногда еще и элементом раздачи топлива непосредственно в автоцистерны и топливозаправщики. Такая форма снабжения нефтепродуктами обеспечивает залив автоцистерн при централизованной поставке нефтепродуктов в автохозяйства. Это необходимо там, где нефтебаза удалена на большое расстояние от автохозяйства, а АЗС находится поблизости. Таким образом, сводятся до минимума порожние пробеги автомобильного транспорта до АЗС и порожние пробеги автоцистерны.

Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные (засыпные) горизонтальные и вертикальные металлические резервуары. Резервуары оснащаются устройствами и приборами, обеспечивающими их безопасную и эффективную эксплуатацию.

Резервуары для хранения нефтепродуктов на АЗС отвечают следующим требованиям:

1. плотность хранимого продукта, не более 1 т/м³;

2. внутреннее давление (избыточное), не более 0,07 МПа;

3. вакуум, не более 0,001 МПа;

4. максимальное допустимое заглубление 1,2 м;

5. допускаемые геометрические отклонения резервуара, мм: по длине (высоте) ±10; по длине окружности цилиндра ±20; образующей прямой линии, не более ¹/₁₅₀ .

Герметичность резервуаров проверяется избыточным давлением воздуха равным 0,025 МПа или гидравлическим давлением, превышающим рабочее в 1,25 раза в течение 3 мин.

Резервуары АЗС оснащаются следующими устройствами:

1. сливным (для приёма нефтепродуктов из автоцистерн);

2. всасывающим (для подачи нефтепродуктов из резервуаров заправляющим колонкам);

3. замерным (для измерения уровня жидкости в резервуарах);

4. дыхательным (для сообщения резервуара с атмосферой)