ва. Методические указания для выполнения практических работ по мдк. 02. 01
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
Тема: Изучение конструктивных решений магистральных трубопроводов. Цель: Описать способы прокладки магистральных трубопроводов. Теоретическая часть: Конструктивные решения магистральных трубопроводов. Основная составляющая магистрального трубопровода – линейная часть, представляющая собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную подземным, наземным и надземным способом. Подземный способ прокладки является наиболее распространенным. Заглубление верха трубы (рисунок 1) принимается от 0,6 до 1,1 м. Минимальное заглубление трубы применяется на болотах, где движение техники исключено. В ряде случаев трубопровод прокладывается в тоннелях. Рисунок 1 – Схемы подземного и наземного способов укладки трубопровода а – в траншее; б, в – в полувыемке-полунасыпи; г – в насыпи Наземный способ прокладки предполагает укладку трубопровода на земной поверхности или выше на грунтовой подсыпке с последующей обваловкой грунта. Такой способ является дорогим и применяется только на заболоченных участках и вечномерзлых грунтах. Надземная прокладка предусматривает размещение трубопровода на опорных устройствах. Применяется на пересечениях водных преград и оврагов с целью снижения объема земляных работ. На надземных трубопроводах монтируют компенсаторы, позволяющие избежать опасных напряжений в стенках труб. Подводная прокладка – при эксплуатации морских месторождений нефти и газа. Во избежание всплытия применяется балластировка из грузов или закрепление трубы анкерными установками. При параллельной прокладке нескольких трубопроводов в едином техническом коридоре между нитками выдерживается безопасное расстояние от 5 до 100 м. При строительстве нефте- и газопроводов применяются трубы длиной 12, 18 и 24 м. Толщина стенки труб подбирается расчетом, она меняется вдоль трассы в зависимости от категории участков. Диаметр трубопроводов определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования. При отсутствии необходимости в транспортировании продуктов в обратном направлении используют трубы со стенками уменьшающейся толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода. Минимальный радиус изгиба труб определяется из условия прохождения по ним очистных устройств. Длина патрубков, ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. Запорная арматура устанавливается на расстоянии не более 30 км друг от друга. На МГ устанавливаются конденсатосборники. Параллельные трубопроводы связываются перемычками. Трубопроводы комплексно защищаются от коррозии: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Практическая часть: 1. Перечислить способы прокладки трубопроводов и описать их. 2. Начертить схемы укладки трубопроводов. Литература: 1. Тетельмин В.В., Язев В.А. Нефтегазопроводы – М: «САЙНС-ПРЕСС», 2008. – с. 17-18. Практическая работа №3 Тема: Изучение плана-схемы нефтебазы Цель: изучение плана-схемы нефтебазы Теоретическая часть: Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное их назначение - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте: сохранение качества и сокращение до минимума их потерь. Классификация нефтебаз. Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. За критерий пожароопасности нефтебаз принимают суммарный объем резервуарного парка. По величине этого объема нефтебазы делят на следующие категории: − первая - объем свыше 100 тыс.м3; − вторая - объем в пределах от 20 до 100 тыс. м3; − третья - объем от 2 до 20 тыс.м3. В зависимости от категории строительными нормами устанавливаются минимально допустимые расстояния до соседних объектов. Например, расстояние от нефтебаз первой категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м. По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций. Перевалочные нефтебазы обычно играют роль конечного пункта МН. Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на нефтебазы оперативного и сезонного хранения. Последние предназначены для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы. По номенклатуре хранения различают нефтебазы общего хранения, хранения только светлых нефтепродуктов и только темных нефтепродуктов. К основным операциям на нефтебазах относятся: − прием нефтепродуктов; − хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах; − отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, - танкеры и по трубопроводам; − замер и учет нефтепродуктов. Структура нефтебазы. Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон (рис. 1): 1) железнодорожных операций; 2) водных операций; 3) хранения нефтепродуктов; 4) оперативная; 5) очистных сооружений; 6) вспомогательных сооружений; 7) административно-хозяйственная. В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят: а) железнодорожные тупики; б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); ж) хранилища нефтепродуктов в таре; з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре. В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся: а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; б) стационарные и плавучие насосные; в) лаборатория; г) помещение для сливщиков и наливщиков. В зоне хранения нефтепродуктов размещаются: а) резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники); в) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров. Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т.е. относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются: а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; г) склады для тары; д) погрузочные площадки для автотранспорта. В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся: а) нефтеловушки; б) флотаторы; в) пруды-отстойники; г) иловые площадки; д) шламонакопители; е) насосные; В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных объектов нефтебазы, находятся: а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления; б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией; в) водонасосная; г) механические мастерские; д) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты. Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод. В административно-хозяйственной зоне размещаются: а) контора; б) проходные; в) гаражи; г) пожарное депо; д) здание охраны нефтебазы. Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, например, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта нет железнодорожных и водных операций. Основное назначение нефтебаз Обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. Рисунок 1 – Схема разбивки территории нефтебазы на зоны: I - зона железнодорожных операций; II - зона водных операций; III - зона хранения; IV - оперативная зона; V - зона очистных сооружений; VI - зона вспомогательных операций; VII - административно - хозяйственная зона; 1 - железнодорожный тупик; 2 - железнодорожная сливо-наливная эстакада; 3 - нулевой резервуар; 4 - насосная; 5 - лаборатория; 6 - операторная; 7 - хранилище нефтепродуктов в таре; 8 - причал; 9 - насосная;10 - операторная; 11 - резервуарный парк светлых нефтепродуктов; 12-резервуарный парк темных нефтепродуктов; 13 - мерник; 14 - резервуар пожарного запаса воды; 15 - автоэстакада; 16 - разливочная и расфасовочная;17 - склад для хранения расфасованных нефтепродуктов; 18 - склад для тары; 19 - нефтеловушка; 20 - шламонакопитель; 21 - котельная; 22 - трансформаторная подстанция; 23 - водонасосная; 24 - мехмастерские; 25 - склад материалов, обрудования и запасных частей; 26 - конторы грузовых операций; 27 - пожарное депо; 28 - конторы; 29 - проходная; 30 - здание охраны; 31 – гараж Практическая часть: Сделать отчет. Содержание отчета: 1. Назначение нефтебазы. 2. Схема разбивки территории нефтебазы на зоны и расшифровка каждой зоны и объектов нефтебазы. 3. Основные операции, проводимые на нефтебазах. 4. Вывод. Контрольные вопросы: 1. Назначение нефтебазы. 2. Классификация нефтебаз. 3. Виды нефтебазы. 4. На какие зоны делиться? 5. Основные операции, проводимые на нефтебазах. Практическая работа №4 Тема: Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов. Цель: Рассчитать объем резервуарного парка в системе магистрального нефтепровода для определенного вида нефтепродукта. Теоретическая часть: Резервуарный парк перекачивающей станции – один из основных ее технологических объектов, предназначенный для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти или нефтепродуктов при различных гидравлических режимах работы отдельных участков нефтепровода или нефтепродуктопровода, налива нефти или нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на наливных эстакадах, для учета хранимых и транспортируемых нефтей или нефтепродуктов, раскладки и исправления технологических смесей, образующихся в результате смешения при перекачке различных сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу, а также для создания определенного запаса нефти или нефтепродуктов на головных перекачивающих станциях и наливных пунктах. На промежуточных перекачивающих станциях, производящих перевалку нефти и нефтепродуктов на другие виды транспорта, резервуарные парки выполняют роль буферных емкостей и предназначены для компенсации неравномерности подачи нефти или нефтепродукта перекачивающими станциями в любой момент. При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточных перекачивающих станций нефть или нефтепродукт поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти или нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке. Вместимость резервуарных парков зависит от назначения перекачивающей станции. Так, резервуарные парки головных перекачивающих станций проектируют с таким расчетом, чтобы обеспечить прием нефти или нефтепродуктов по сортам (при последовательной перекачке), оптимальный запас (объем партии) отдельных нефтей или нефтепродуктов и бесперебойную работу нефтепровода или нефтепродуктопровода. На промежуточных перекачивающих станциях вместимость резервуарного парка зависит от технологических особенностей и функции каждой перекачивающей станции. В любом случае при назначении суммарной вместимости резервуарных парков перекачивающих станций руководствуются «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей магистральных нефтепродуктопроводов и нефтепроводов» Проектная вместимость резервуарного парка перекачивающей станции, м3: где Gсут - массовая суточная пропускная способность нефтепровода или нефтепродуктопровода, кг/сут; r - плотность нефти или нефтепродукта, кг/ м3(Таблица 1); h - коэффициент использования вместимости резервуаров, который определяет отношение полезной вместимости резервуаров к его полной вместимости; h = 0,95; k - коэффициент запаса. Вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции, предназначенной для перекачки одного сорта нефти или нефтепродукта, принимают равной двух- и трехсуточной максимальной рабочей пропускной способности нефтепровода или нефтепродуктопровода, т.е. k = 2÷3. Вместимость резервуарного парка промежуточных перекачивающих станций, расположенных на границах эксплутационных участков, в пределах которых выполняется независимая работа всех промежуточных перекачивающих станций, должна составлять 30÷50% суточного объема перекачки по нефтепроводу или нефтепродуктопроводу, т.е. k = 0,3÷0,5. Вместимость резервуарного парка промежуточной перекачивающей станции, служащей границей смежных самостоятельных эксплутационных участков нефтепровода или нефтепродуктопровода, т.е. границей участков трассы разных управлений, а также промежуточной перекачивающей станции, служащей пунктом разветвления или соединения магистральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов, должна быть равна суточному – полуторасуточному объему перекачки, т.е. k = 1,0÷1,5. Таблица 1 - Плотности нефтепродуктов Наименование нефтепродукта Плотности, т/м 3 Автобензин Аи-80 0,755 Автобензин Аи-92 0,770 Автобензин Аи-95 0,725 Автобензин Аи-98 0,725 Дизельное топливо ДЛ 0,835 Дизельное топливо ДЗ 0,845 Керосин авиационный ТС-1 0,780 Топочный мазут 100 0,990 Мазут флотский Ф5 0,872 Нефть 0,750 Масло моторное М-10В 2 С 0,900 Масло моторное М-14В 2 0,910 Масло моторное М-14Г 2 0,900 Масло авиационное МС-14 0,900 Масло авиационное МС-20 0,900 Масло трансмиссионное ТАД-17п 0,900 Масло индустриальное ИС-12 0,867 Масло индустриальное ИС-20 0,900 Масло турбинное Т-22 0,900 Масло турбинное Т-46 0,905 где Gг - массовая годовая пропускная способность нефтепровода или нефтепродуктопровода, кг/год. Это максимальное количество нефти или нефтепродукта, которое может быть перекачано по нефтепроводу или нефтепродуктопроводу при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме; 350 - расчетное число суток непрерывной работы магистрального нефтепровода или магистрального нефтепродуктопровода в год. Практическая часть: 1. Подобрать емкости для хранения нефтепродукта согласно представленных ниже вариантов. 2. Содержание отчета: − Назначение резервуарного парка НПС. − Подбор резервуаров под хранение нефтепродукта согласно варианту задания. − Заключение. Вариант Тип нефтепродукта Вид НПС Годовой грузооборот, т 1 Автобензин Аи-80 ГНПС 23500 2 Автобензин Аи-92 НПС на границе эксплуатационных участков 24000 3 Автобензин Аи-95 НПС на границе смежных самост. эксплуатационных участков 23500 4 Автобензин Аи-98 ГНПС 21500 5 Дизельное топливо ДЛ НПС на границе эксплуатационных участков 18000 6 Дизельное топливо ДЗ НПС на границе смежных самост. эксплуатационных участков 16000 7 Мазут 100 ГНПС 10000 8 Нефть НПС на границе эксплуатационных участков 106300 9 Масло моторное М-10В2С НПС на границе смежных самост. эксплуатационных участков 800 10 Масло моторное М-14В2 ГНПС 1000 11 Масло моторное М-14Г2 НПС на границе эксплуатационных участков 1150 12 Масло трансмиссионное ТАД- 17п НПС на границе смежных самост. эксплуатационных участков 1250 13 Масло турбинное Т-22 ГНПС 1900 14 Масло турбинное Т-46 НПС на границе эксплуатационных участков 1100 Контрольные вопросы: 1. Назначение резервуарного парка НПС 2. Порядок подбора резервуаров в системе МН. 3. Виды резервуаров для нефтепродуктов. Практическая работа №5 Тема: Определение объема резервуарных парков нефтебаз. Цель: Изучить конструкции и оборудование резервуаров. Научиться рассчитывать объем резервуарных парков нефтебаз. Теоретическая часть: Резервуары и резервуарные парки являются одним из основных технологических сооружений нефтеперекачивающих станций магистральных нефте- и продуктопроводов, центральных товарных парков нефтяных промыслов, сырьевых и товарных парков нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз. Они предназначены для обеспечения нормальной работы нефтепромыслов, надежного функционирования и гибкой технологической связи нефтяных комплексов. Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы – объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов. Резервуары – наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно. Единичная мощность резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5 000 м 3. Для каждого нефтепродукта предусматривается не менее 2-х резервуаров, с целью возможности проведения ремонтов. Применяются обычно: 1. резервуары вертикальные стальные (РВС); 2. резервуары горизонтальные стальные (РГС); 3. железобетонные резервуары (типа ЖБР). Резервуары типа РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и темных продуктов, а типа ЖБР – только для темных. Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно – для темных. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для высоковязких нефтепродуктов приведена на рисунке 1. Оборудование у резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтянных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет винтиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую, что возможно благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев. Хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах Для хранения используются следующие типы резервуаров: − с плавающим покрытием (ПП); − с стационарным покрытием и понтоном (СПП); − с стационарным покрытием (СП). Типы резервуаров выбираются в зависимости от температуры вспышки и давления насыщенных паров при температуре хранения. 1. Для легко возгораемых (ЛВР) и давлении насыщенных паров 26,6 кПа – 93,3 кПа (200-700 мм рт.ст.): − резервуары с ПП или СПП; Рис. 1. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для высоковязких нефтепродуктов:1 – световой люк, 2 – вентиляционный патрубок, 3 – замерный люк,4 – прибор для замера уровня, 5 – люк-лаз, 6 – сифонный клапан, 7 – подъемная труба (с шарниром [a], роликовым блоком [б] и ручной лебедкой [в]), 8 – перепускное устройство, 9 – патрубок приемо-раздаточный,10 – положение второй подъемной трубы (при условии ее установки),11 – ось лестницы, 12 – крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы − резервуары с СП, оборудованные газовой обвязкой или установкой уловителей легких фракций. Хранение авиабензинов и реактивного топлива в резервуарах с СП не допускается. 2. Для легко возгораемых (ЛВР) и давлении насыщенных паров меньше 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) при температуре хранения резервуары СП без газовой обвязки. Оборудование резервуаров Резервуары должны иметь следующее оборудование: − приемно-раздаточные устройства с местным либо дистанционным управлением; − дыхательную и предохранительную арматуру; − устройства обора проб; − устройства для удаления подтарной воды; − устройства для подогрева вязких жидкостей; − светловые и монтажне люки, люки-лазы, патрубки для установления оборудовния; − систему пожаротушения; − молнееотводы, заземление и систему защиты от статического электричества. Конструкции резервуаров Использование исправного резервуарного оборудования для хранения нефтепродуктов, правильный монтаж и эксплуатация позволяют снизить потери и обеспечить условия пожарной безопасности. Особенностью работы стальных герметичных резервуаров является повышение давления в газовом пространстве от испарения нефтепродуктов при хранении и наполнении, а также увеличение вакуума при охлаждении и опрожнении. Резервуары со стационарной крышей (типа РВС) представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из листов 4…25 х 1500 х 6000 мм с конической или сферической кровлей. Днище располагается на песчаной подушке, обработанной битумом и имеет уклон от центра к периферии. Стенки выполняются по поясам (6…12 поясов), выполняемых ступенчато, телескопичеки или встык. Щитовая кровля опирается на ферму или на центральную стойку. Для сокращения потерь легких фракций резервуары оснащаются плавающими крышками (диаметром на 100…400 мм меньше диаметра резервуара и уплотнителя) и понтонами (РВСПК). У РВСПК плавающие крыши имеют уклон к центру для сбора ливневых вод и их заземляют. Недостатком является заклинивание крышек при неравномерности снежного покрова. Тип дыхательной арматуры (Дыхательная арматура — комплекс технических средств, пред- назначенных для обеспечения проектных величин внутреннего давления и вакуума внутри нефте- хранилищ различный конструкций) определяется в зависимости от размеров крыши и давления насыщенных паров: - на РВС (без понтона) и Р НАС.ПАРОВ ≤ 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст. ) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями; - на них же при Р НАС.ПАРОВ ≥ 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст. ) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапана с огневыми предохранителями; - на резервуарах с плавающей крышей или понтонами должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями. Предохранительный клапан должен быть настроен на повышенное давление и пониженный вакуум на отклонение 5…10 % по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравличесий клапан должен быть залит незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Огневые предохранители устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 0 С в осеннее-зимний период их необходимо демонтировать. В состав оборудования резервуара входят замерный, световой люки. Люк-лаз и другие люки для установки оборудования. Их количество устанавливается проектом. Резервуары для вязких продуктов (с температурой вспышки паров выше 45 0 С) оборудуются различного типа подогревателями. Они могут проводить как местный обогрев в отдельной камере, так и всего резервуара. Резервуары для нефтепродуктов могут быть оборудованы следующими контрольно- измерительными приборами и средствами автоматики: - местными и дистанционными измерителями уровня жидкости; - сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости; - сигнализаторами максимального (аварийного) уровня жидкости; - дистанционными измерителями средней температуры жидкости; - местными и дистанционными измерителями температуры жидкости в районе приемо- раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева жидкости; - пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; - дистанционными сигнализаторами загазованности над плавающей крышей; - сниженным пробоотборником; - сигнализаторами верхнего положения понтона; - датчиком утечек. Дыхательная арматура резервуаров для хранения светлых продуктов (рис. 2) включает в себя дыхательные и предохранительные клапаны. Дыхательные клапана срабатывают, когда избыточное давление в газовом пространстве достигает 2000 Па. Предел срабатывания предохранительных на 5…10 % выше, они предназначены для страховки. Дыхательный клапан имеет две тарелки (клапаны), одна из которых срабатывает при повышении давления. Вторая срабатывает при образовании вакуума при опоржнении резервуара (рис. 3). Для предотвращения коррозии и искрообразования тарелки изготавливаются из специальных пластмасс. Для сокращения потерь при «больших» дыханиях, под дыхательными клапанами устанавливаются диски-отражатели. Их задача изменить направление движения газа с вертикального на почти горизонтальное. При этом в первую очередь из резервуара будет вытеснятся паровоздушная смесь с меньшей концентрацией нефтепродуктов. Снижению потерь могут также способствовать следующие мероприятия: 1. Хранение в больших емкостях. 2. Сокращение внутризаводских перекачек. 3. Хранение легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах, заполненных на 95…97 %. 4. Хранение легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах специальной конструкции ( с плавающей крышкой, с газоуравнительной системой ). 5. Проводить заполнение в ночное время, когда температура ниже. Приемо-радаточные устройства (ПРУ), устанавливаемые на резервуарах,предназначены для предотвращения потерь в случае разрыва технологических трубопроводов или выхода из строя размещенных на них запорных устройств, а также закачки (откачки) нефтепродуктов в резервуар. Подсоединяются с помощью приемо-раздаточных патрубков (ПРП). Количество и их диаметр определяются производительностью закачки-выкачки. На конце ППР, обращенного внутрь резервуара монтируется хлопушка, которая также служит для предотвращения потерь при разрыве трудопровода. Противопожарное оборудование включает в себя: огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения. Монтируются в верхней части резервуаров. Более эффективны системы подслойного пожаротушения. Конструктивно резервуары для темных нефтепродуктов отличаются следующим: - приемо-раздаточное устройство снабжено подъемной трубой; - имеется подогревательная система; - имеются система сигнализации минимального и максимального уровней, измерения температуры, автоматического регулирования подогрева нефтепродуктов;- отсутствуют дыхатальный и предохранительный клапана, их роль выполняет вентиляционный патрубок. Рис. 2 Оборудование резервуара РВС: 1 – световой люк, 2 – вентиляционный патрубок, 3 – дыхательный клапан, 4 – огневой предохранитель, 5 – замерный люк, 6 – уровнемер, 7 – люк-лаз, 8 – водопускной кран, 9 – хлопушка, 10 – приемо- раздаточный патрубок, 11 – перепускное устройство, 12 – управление хлопушкой, 13 – крайнее положение приемо- раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы, 14 – предохранительный клапан Рис. 3 Дыхательный клапан КД-2: 1 – корпус, 2 – направляющий стержень, 3 - , 4 – откидная крышка, 5 – седло, 6 – вертикальная ось, 7 – седло, 8 - , 9 – фланец, 10 – сетка, 11 – рычаг, 12 – маховик, 13 – откидной болт Конструктивные схемы с плавающим покрытием Резервуары с плавающими покрытиями (ПП) позволяют эффективно сокращать потери за счет испарения. Для вертикальных цилиндрических резервуаров выделяют две основные группы ПП: внутренние и наружные. Наружные ПП, или плавающие крыши (ПК), применяют в резервуарах, не имеющих стационарной кровли. Внутренние ПП (или понтоны) применяют если есть стационарная кровля. Последняя схема проще, имеет меньшие эксплуатационные расходы и позволяет обеспечить чистоту хранимого продукта. В свою очередь понтоны подразделяются на собственно понтоны, которые непосредственно контактируют с зеркалом жидкости и экраны, которые поддерживаются с помощью поплавов. То есть имеется зазор, в котором присутствует значительное количество паров хранимой жидкости. Верхняя и нижняя плоскости наружных ПП конические для отвода дождевых вод (наружная – уклон к центру) и паров хранимого продукта (уклон от центра) (рис. 4). Подобные ПП можно устанавливать и на железобетонных резервуарах для хранения нефти. Внутренние ПП со стационарной кровлей (рис. 5), как понтоны так и экраны выполняются из металлических, так и полимерных материалов. Диаметр плавающего покрытия (ПП) меньше диаметра внутренней образующей стенки резервуара на 200…700 мм. Между которыми формируется уплотняющий кольцевой затвор. К затворам предъявляются требования, касающиеся Рис. 4 Основные конструктивные схемы наружных плавающих покрытий: а) однодечная; б) однодечная с центральным поплавком; в) однодечная с ребрами; г) однодечная с поплавками;д) двухдечная 1 – периферийный понтон, 2 – центральный понтон, 3 – поплавки, 4 – кольцевые переборки, 5 – радиальные переборки, 6 – ребра жесткости, 7 – листовой настил обеспечения герметичности, устойчивости к истираниям, температурных условий эксплуатации, химической инертности, простоты монтажа и эксплуатации. В качестве стационарной кровли для стальных и железобетонных резервуаров используются алюминиевы купола. Сборка купола ведется внутри резервуара, что исключает необходимость оборудования специальной монтажной площадки. Унифицированные диаметры алюминииевых куполов (20,9…23,8; 28,5…36,6; 39,9…46,6; 60,7…61,7 м ) определяются, соответственно, емкостью резервуара (5000, 10000, 20000, 50000 м 3 ). Для выполнения элементов купола используется двутавр с полкой 160 мм, соединение элементов осуществляется болтами. Практическая часть: Подберем резервуары для бензина АИ-80 для нефтебазы с годовым оборотом 250 000 т/год при следующих исходных данных: Рис. 5 Основные конструктивные схемы внутренних плавающих покрытий: 1 – периферийный понтон, 2 – трубчатые поплавки, 3 – кольцевые переборки, 4 – радиальные переборки, 5 – трехслойная панель, 6 – листовой настил Таблица 1 - Объемы месячного поступления и реализации нефтепродуктов на нефтебазе (% от годового грузооборота) Месяцы Показатели Янв арь Февра ль Мар т Апрель Май Июнь Ию ль Август С ент ябрь Ок тя брь Но ябрь Д ек абрь Количество поступивших нефтепродуктов 0 3,2 8,6 7,1 9,3 9,7 13,9 15,2 13,5 15,4 3,9 0 Количество реализованных нефтепродуктов 3,1 2,8 5,3 7,2 14,6 15,6 16,1 18,2 7,1 4,6 3,3 2,1 Месячный остаток -3,1 0,4 3,3 -0,1 -5,3 -5,9 -2,2 -3 6,4 11 0,6 -2,1 Сумма месячных остатков ΔV -3,1 -2,7 0,6 0,5 -4,8 -10,7 -12,9 -15,9 -9,5 1,5 2,1 0 Таблица 2 - Годовой грузооборот нефтепродуктов Тип нефтепродукта Годовой грузооборот, т Автобензин Аи-80 23500 где: - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц. % 18 ) 9 , 15 ( 1 , 2 p V Находим суммарную массу нефтепродуктов хранимых на нефтебазе: 250000 0,18 45000 р М Определяем долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка в соответствии с его процентным содержанием в годовом грузообороте нефтебазы. Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы: где: - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы; - годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год; - годовой грузооборот нефтебазы, т/год; − автобензин Аи-80 / 23500 100% 9, 4% 250000 Gн б ПР Находим массу хранимого нефтепродукта: Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе: где: - объем хранимого нефтепродукта, - плотность нефтепродукта при С, т/ Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов Наименование нефтепродукта Плотности, т/м 3 Автобензин Аи-80 0,755 Автобензин Аи-92 0,770 Автобензин Аи-95 0,725 Автобензин Аи-98 0,725 Дизельное топливо ДЛ 0,835 Дизельное топливо ДЗ 0,845 Керосин авиационный ТС-1 0,780 Топочный мазут 100 0,990 Мазут флотский Ф5 0,872 Нефть 0,750 Масло моторное М-10В 2 С 0,900 Масло моторное М-14В 2 0,910 Масло моторное М-14Г 2 0,900 Масло авиационное МС-14 0,900 Масло авиационное МС-20 0,900 Масло трансмиссионное ТАД-17п 0,900 Масло индустриальное ИС-12 0,867 Масло индустриальное ИС-20 0,900 Масло турбинное Т-22 0,900 Масло турбинное Т-46 0,905 − автобензин Аи-80 3 / 4230 5640 0,750 н п V м Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка Тип нефтепродукта % от годового грузооборота Масса, т Объем, м3 Автобензин Аи-80 9,4 4230 5640 Количество и объем резервуаров определяем в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы»: Таблица 5 - Вертикальные резервуары Основные параметры, м, резервуаров Номинальный со стационарной крышей с плавающей крышей объем, куб.м диаметр, Д высота, Н диаметр, Д высота, Н 100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10 000 20 000 4,7 6,6 7,6 8,5 10,4 10,4 15,2 19,0 21,0 28,5 40,0 6,0 6,0 7,5 7,5 9,0 12,0 12,0 12,0 15,0 18,0 18,0 - - - - - 12,3 15,2 19,0 22,8 28,5 40,0 - - - - - 9,0 12,0 12,0 12,0 18,0 18,0 30 000 40 000 50 000 100 000 120 000 45,6 56,9 60,7 - - 18,0 18,0 18,0 - - 45,6 56,9 60,7 85,3 92,3 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 Примечание. В сырьевых резервуарных парках центральных пунктов сбора (ЦПС) нефтяных месторождений при технико-экономическом обосновании допускается применение резервуаров объемом 10 000 куб.м, диаметром 34,2 м высотой 12 м. Таблица 6 - Горизонтальные резервуары Номинальный Основные параметры, м, резервуаров объем, куб.м Диаметр, Д Длина, L, при днище плоском коническом 3 5 10 25 50 75 100 500 1000 1,4 1,9 2,2 2,8 2,8 3,2 3,2 6,0 6,0 2,0 2,0 2,8 4,3 9,0 9,0 12,0 18,0 35,8 - - 3,3 4,8 9,6 9,7 12,7 - - Для бензинов и нефти, принимаем резервуары с понтоном. Для масел – горизонтальные резервуары. Сведем полученные данные в таблицу 7. Таблица 7 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов Тип нефтепродукта Объем Тип резервуара Количество Автобензин Аи-80 5640 РВСП-3000 2 Таблица8 - Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров Основные параметры резервуаров, м Со стационарной крышей С плавающей крышей Номинальный объем, м3 Диаметр, Д Высота, H Диаметр, Д Высота, H 3000 18,98 11,92 18,98 11,92 Определяем общий номинальный объем резервуаров под бензин АИ-80 парка нефтебазы: 2 3 1 6000 общ i ном i V n V м Задания: 1. Подобрать емкости для хранения нефтепродукта согласно представленных ниже вариантов. Вариант Тип нефтепродукта Годовой грузооборот, т 0 Автобензин Аи-80 23500 1 Автобензин Аи-92 24000 2 Автобензин Аи-95 23500 3 Автобензин Аи-98 21500 4 Дизельное топливо ДЛ 18000 5 Дизельное топливо ДЗ 16000 6 Мазут 100 10000 7 Нефть 106300 8 Масло моторное М-10В2С 800 9 Масло моторное М-14В2 1000 10 Масло моторное М-14Г2 1150 11 Масло трансмиссионное ТАД-17п 1250 12 Масло турбинное Т-22 1900 13 Масло турбинное Т-46 1100 2. Содержание отчета: − Назначение резервуарного парка нефтебазы. − Подбор резервуаров под хранение нефтепродукта согласно варианту задания. − Заключение. Контрольные вопросы: 1. Назначение резервуарного парка нефтебазы 2. Порядок подбора резервуаров под хранение нефтепродукта. 3. Виды резервуаров для нефтепродуктов. |