Эксплуатация средств сокращения потерь из резервуаров вертикальных стальных

СОДЕРЖАНИЕ.docx

Технологическая часть 10
1 Традиционные средства сокращения потерь нефти и
нефтепродуктов от испарения ..10
2 Диски отражатели 10
3 Газоуравнительные системы 12
4 Покрытия плавающие на поверхности нефтепродукта 14
5 Применение систем улавливания легких фракций .22
6 Адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ ..23
7 Конденсационные системы УЛФ .26
8 Компрессионные системы УЛФ 28
9 Комбинированные системы УЛФ 33
1 Выбор средств сокращения потерь нефти и
нефтепродуктов от испарения ..36
2 Расчет сокращения потерь 37
4 Выбор технического средства сокращения
5 Определение потерь автобензина от одного «малого дыхания»
в стальном вертикальном «атмосферном»
резервуаре объемом 10000м3 53
Экономическая часть ..56
1 Определение критерия выбора сокращения
потерь на нефтебазе 56
2 Определение удельных приведённых расходов на
сокращение одной тонны нефтепродукта при
3 Удельные приведенные расходы на сокращение 1 тонны
бензина при помощи газоуравнительной системы 67
Охрана труда и техника безопасности 73
1 О безопасности и охране труда 73
2 Охрана труда при эксплуатации насосной ..74
3 Анализ опасностей и вредностей насосной 74
4 Электробезопасность насосного цеха ..75
5 Пожарная безопасность и охрана объектов 76
6 Пожароопасные и токсичные свойства
веществ и материалов 79
7 Пожарная профилактика и средства тушения пожара 79
8 Производственная санитария и гигиена труда 81
9 Защита от атмосферного и статического электричества 82
Экологичность проекта 85
1 Охрана окружающей среды ..85
2 Охрана атмосферного воздуха ..86
3 Охрана водных объектов 87
5 Лимиты образования и размещения отходов ..88

1р.docx

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Традиционные средства сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения
В настоящее время в качестве средств уменьшающих потери нефтепродуктов от испарения и соответствующее загрязнение окружающей среды применяются:
газоуравнительные системы;
покрытия плавающие на поверхности нефтепродукта.
Диск отражатель это препятствие в форме диска устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры (рисунок 1).
Рисунок 1 Дыхательный клапан с диском-отражателем:
— дыхательный клапан 2 — огневой предохранитель
— монтажный патрубок 4 — диск-отражатель.
Назначением диска-отражателя является предотвращение перемешивания содержимого газового пространства резервуаров при их опорожнении.
Рисунок 2 Распределение концентрации по высоте ГП резервуара:
— до выкачки 2 — после выкачки при отсутствии
диска-отражателя 3 — то же при его наличии.
Как правило распределение концентрации углеводородов по высоте газового пространства (ГП) резервуаров является неравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров Cs а с удалением к кровле - постоянно убывает (кривая 1 на рисунке 2).
Пусть в резервуаре высотой Нр в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с Н1 до Н2. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает газовое пространство резервуаров интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП исключая поверхностные слои становится примерно одинаковым (кривая 2).
Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск) то при ударе о нее энергия струи гасится почти наполовину а направление
движения струи изменяется на горизонтальное.
В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим
воздухом сопровождающееся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух а в нижней - пары нефтепродукта (кривая 3).
Нетрудно видеть что при последующем заполнении резервуара с диском-отражателем в атмосферу благодаря искусственно созданному неравномерному распределению концентрации по высоте ГП будет вытеснено меньшее количество углеводородов чем из резервуара без диска-отражателя. Положительный эффект будет достигнут даже если взлив изменится от Н2 до Н1 поскольку на момент окончания выкачки в резервуаре с диском-отражателем средняя концентрация углеводородов в ГП ниже. Это связано с тем что после изменения направлений струй воздуха уменьшается интенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта а следовательно снижается скорость испарения.
В "Правилах технической эксплуатации нефтебаз" указывается что диски-отражатели уменьшают потери бензина от испарения на 20 30 %.
3 Газоуравнительные системы
Газоуравнительной системой (ГУС) называется газовая обвязка к которой подключен какой-либо газосборник. Благодаря этому при несовпадении операций закачки и откачки часть ПВС аккумулируется в нем что делает ГУ С более эффективной чем ГО.
Роль газосборников могут играть газгольдеры низкого или высокого давления. Эластичные емкости а также металлические емкости переменного объема (газосборники типа «дышащий баллон»). Возможные варианты их присоединения к резервуарам показаны на рисунке 3.
Конструкции сухих и мокрых газгольдеров низкого (до 4000 Па) давления известны. Преимущество сухих газгольдеров перед мокрыми заключается в сокращении расхода металла занимаемой площади капитальных и эксплуатационных расходов в устранении увлажнения паровоздушной смеси. Однако сухие газгольдеры имеют также существенные недостатки. В зимнее время влага присутствующая в газе образует на внутренней поверхности
Рисунок 3 ГУС с газосборником переменного объема:
—резервуар с бензином 2—дыхательный клапан 3—газовая обвязка
—газгольдер низкого давления 5—газосборник типа «дышащий баллон» либо резинотканевый газосборник.
газгольдера легкую корку затрудняющую передвижение подвижного диска. При утечках через уплотнения диска в пространстве между подвижным диском и крышей газгольдера возможно образование взрывоопасной смеси газа с воздухом. Кроме того при изготовлении газгольдеров требуется повышенная точность.
Газгольдеры высокого (до 18 МПа) давления представляют собой стальные сосуды цилиндрической или сферической формы. При равном геометрическом объеме с газгольдерами низкого давления их аккумулирующая способность в десятки и даже в сотни раз больше. Газгольдеры высокого давления не имеют подвижных элементов и поэтому их проще изготавливать и эксплуатировать.
Общим недостатком применения газгольдеров являются большие металлозатраты.
С целью уменьшения металлозатрат в системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов предложено выполнять газосборники из достаточно эластичного материала (хлопчатобумажная ткань пропитанная нефте и бензостойким составом) в виде мешков или баллонов.
Работа эластичных газосборников в принципе не отличается от работы резервуаров с «дышащими крышами». Их объем достигает 500 м3 при диаметре 76 м.
Вследствие короткого срока службы эластичных газосборников они не получили распространения.
В качестве альтернативы эластичным газосборникам были предложены «дышащие баллоны» из стали. Они представляют собой плоские резервуары большого (12 45 м) диаметра и малой (1 15 м) высоты. Крыша и днище газосборников изготовлены из листовой стали толщиной 2 мм. При наполнении парами крыша газосборников поднимается на высоту 2 45 м. Газосборники типа «дышащий баллон» (за рубежом их называют «баллоны Виггинса» не требуют больших капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
Сведения о том насколько более эффективной является ГУС по сравнению с ГО в литературе отсутствуют.
4 Покрытия плавающие на поверхности нефтепродукта
В качестве покрытий плавающих на поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению применялись и применяются плавающие защитные эмульсии микрошарики из пластмасс понтоны и плавающие крыши.
4.1 Защитные эмульсии
Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том что на поверхность нефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью чем у защищаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхности нефтепродукта изолируя ее от ГП независимо от степени отклонения стенки резервуара от цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации.
В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например НИИТранснефть (ныне ИПТЭР) провел испытания эмульсии следующего состава (% масс.):
Эмульсия представляла собой белую однородную вязкую массу плотностью 810 кгм3.
Эмульсия испытывалась в резервуаре емкостью 600 м3 на нефти плотностью 857 кгм3. Толщина эмульсии на поверхности нефти в начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали что она сокращает потери нефти от испарения в среднем на 80 %. Однако ее стабильность (срок службы) составила только 3 месяца после чего эмульсия разрушилась и осела на дно резервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемости более чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытанная эмульсия промышленного применения не нашла. Еще один препятствующий испарению состав предложен в «Гипро-морнефтегаз». Он включает (% масс.):
латекс БСНК—793 837;
натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта—160 200 и натриевые соли карбокси-метилцеллюлозы — 03 07.
По информации разработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17 21 % что совершенно недостаточно.
Во ВНИИ для предотвращения испарения легких фракций нефтепродуктов предложен состав включающий (% масс.):
полиакриламид— 102 112;
сульфоэтоксилат натрия—035 050;
бихромат калия—094 095; хромока-лиевые квасцы—007 020 и воду (остальное).
Исследования разработчиков показали что эффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено что при плотности состава менее 500 кгм3 происходит разрыв покрытия парами нефтепродукта а при плотности выше 700 кгм3— его погружение в нефтепродукт. Оптимальным по мнению разработчиков является соотношение плотностей нефтепродукта и покрытия 1 : (066 093). Кроме того было установлено что при толщине покрытия менее 05 % от высоты взлива бензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается: на его поверхности образуются пузыри деформации и разрывы от напряжений создаваемых парами нефтепродуктов образующимися под покрытием.
Испытания состава проводились в резервуаре объемом 10 м3 с площадью поперечного сечения 25 м2. Резервуар был заполнен бензином Аи-93 на высоту 15 м. Предварительно подготовленный аэрированный вязкоупругий материал в объеме 005 м3 закачивался в емкость насосом через приемный патрубок под уровень бензина. Поскольку плотность состава была равна 620 кгм3 то он всплывал в бензине и растекался по его поверхности образуя слой толщиной 01 м. Через 2 25 ч состав приобрел упругие свойства эффективно разделяя нефтепродукт и воздух. В ходе испытаний было достигнуто сокращение потерь бензина от испарения на 87 99 %.
Основным препятствием к применению данного состава является высокое содержание воды: при отрицательных температурах покрытие частично примерзнет к стенке резервуара а частично будет разорвано образующимся льдом.
Испытания других типов защитных эмульсий выявили еще один недостаток: при опорожнении резервуаров в случае низкого уровня взлива нефтепродукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой вследствие чего забиваются насосы и фильтры.
Микрошарики из пластмасс также служат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром от 10 до 250 мк изготовленные из фенольно-формальдегидных или карбомидных смол и заполненные инертным газом—азотом.
Проведенные в лабораторных и промышленных условиях испытания показали что микрошарики плавающие на поверхности нефти или бензина слоем толщиной 20 25 мм сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов — на 35 50 % нефти—на 80 %. При этом используемый объем резервуаров с различной конструкцией кровли не уменьшается.
В то же время были выявлены и недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом а также налипание на стенки резервуара. По этим причинам они не нашли применения.
Понтоном называется жесткое плавающее покрытие помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов (рисунок 4). Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска закрывающую не менее 90 % поверхности нефтепродукта и снабженную затвором уплотняющим кольцевой зазор между диском и стенкой резервуара.
По материалу из которого изготовлен диск различают металлические и синтетические понтоны
Рисунок 4 Резервуар с металлическим понтоном: 1 — настил понтона
— металлические короба-сегменты 3—уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих 4 — труба для
ручного отбора проб 5 — кожух пробоотборника ПСМ
Типы металлических понтонов приведены на рисунке 5:
чашеобразные однодечные;
однодечные с периферийным открытым коробом разделенным на отсеки;
однодечные с периферийным закрытым коробом разделенным на отсеки;
двудечные разделенные на отсеки.
Нетрудно заметить что в порядке упоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается их непотопляемость.
Рисунок 5 Основные типы металлических понтонов:
а—чашеобразный однодечный б—однодечный с периферийным о
ткрытым коробом разделенным на отсеки в—однодечный
с периферийным закрытым коробом разделенным на отсеки
г—двудечный разделенный на отсеки.
Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они разнообразны по конструкции. Например понтон разработанный ВНИИСПТиефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости на которое натянута сетка служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается поплавками выполненными из химически стойкого к нефтепродуктам пленочного пенопласта.
Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ «Транснефтеавтоматика» например включает периферийное кольцо обеспечивающее прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора центральную часть несущее кольцо с эластичным вкладышем формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для предотвращения насыщения ППУ нефтепродуктом его поверхность покрывается полиуретановым латексом а для придания поверхности понтона токопроводящих свойств - саженаполненным латексом.
Понтон «Coverblot» компании «Larosch Buyj» изготавливают из панелей жесткого пенопласта облицованных с обеих сторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок.
Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества) снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействием струй нефтепродукта) а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонта днища).
Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий кольцевой затвор т. к. именно от качества герметизации зазора между газонепроницаемым «диском» и стенкой резервуара в значительной степени зависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения.
При применении понтонов сокращение потерь нефтепродуктов от испарения составляет 80. ..90 %. Понтоны сокращают потери от «больших дыханий» на 80 % и на 70 % от «малых».
Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах не имеющих стационарной кровли (рисунок 6). В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов.
Прежде всего отсутствие стационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательно герметичными. Для удобства удаления осадков выпавших на ПК последняя должна иметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно-сочлененных либо из гибких гофрированных груб. Для спуска на поверхность ПК служит передвижная (катучая) лестница конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку соединенную с шахтной лестницей по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конец передвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам уложенным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвижения лестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов.
Рисунок 6 Резервуар с плавающей крышей: 1 приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой 2 запасной трос хлопушки 3 кольца жесткости
стенка резервуара 5 кольцевая площадка жесткости 6 огневой предохранитель 7трубопровод раствора пены 8опорные стойки плавающей крыши 9водоприемник атмосферных осадков 10сухопровод орошения стенки резервуара 11 плавающая крыша 12 опорная ферма 13катучая лестница 14 бортик удерживания пены 15 опорная ферма 16периферийный кольцевой понтон плавающей крыши 17уплотнитель (затвор) плавающей крыши 18переходная площадка 19шахтная лестница 20трубчатая направляющая плавающей крыши 21дренажная система 22днище резервуара.
С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки.
Для удаления паровоздушной смеси и газов из-под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан.
Основные типы применяемых в настоящее время ПК приведены на рис. 7:
однодечная с центральным поплавком;
однодечная с ребрами жесткости;
однодечная с поплавками;
Рисунок 7 Основные типы применяемых плавающих крыш:
а однодечная б однодечная с центральным поплавком в однодечная с ребрами жесткости годнодечная с поплавками; ддвудечная 1 закрытый кольцевой короб 2листовой настил 3центральный поплавок 4ребра жесткости 5поплавок 6радиальная переборка 7кольцевая переборка.
5 Применение систем улавливания легких фракций
Системой улавливания легких фракций (УЛФ) называется совокупность технологического оборудования обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракций нефти и нефтепродуктов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров до того как произойдет их «выдох» в атмосферу. Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующего ее возврата в ГП резервуаров (поэтому простейшей системой УЛФ является ГУ С) либо отделение углеводородов от нее либо реализация смеси потребителям.
Несмотря на многообразие применяемых и заявленных в качестве изобретений конструкций систем УЛФ их можно объединить в несколько групп описание данных систем упрощено чтобы с одной стороны упростить восприятие а с другой—уменьшить объем информации за счет объединения схем систем УЛФ различающихся только второстепенными деталями.
6 Адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ
С 20-х годов известен углеадсорбционный метод улавливания углеводородов нашедший применение для получения газового бензина из нефтяного газа. Процесс осуществляется по следующей схеме:
насыщение (адсорбция) угля углеводородами;
отгонка (десорбция) поглощенных фракций перегретым водяным паром;
сушка активированного угля нагретым до 120 130 °С воздухом;
охлаждение холодным воздухом.
Как показали исследования наибольший отбор пропан-бутановой фракции из газовой смеси достигается при температуре угля 20 24 °С и его остаточной влажности 1 7 % . Однако содержание воздуха в газе снижает эффективность метода.
Рисунок 8 Адсорбционная система УЛФ: 1 —резервуар с бензином
—дыхательный клапан 3 — газовая обвязка 4 — адсорбер5—регулятор давления типа «до себя» 6 — холодильник 7—конденсатосборник
—насос для откачки конденсат.
В адсорбционной системе фирмы «Dow Chemical» роль адсорбента выполняет шариковая сополимерная насадка (рисунок 8). Диаметр шариков около 2 мм удельная площадь поверхности контакта 400 м2г. Адсорбент обладает гидрофобными свойствами и поэтому молекулы органических веществ
прочно удерживаются на нем под действием вандер-ваальсовых сил. Теплота адсорбции невелика поэтому регенерация насадки (десорбция органических веществ) осуществляется при ее продувке воздухом нагретым острым паром. Для адсорбера характерны простота надежность и безопасность работы. Предусмотрено регулирование температуры в двух точках в зависимости от режима работы аппарата.
Средства автоматики размещены в отдельном герметизированном блоке и не зависят от сложной системы контроля и управления резервуаром. Размеры адсорбера зависят от объема ГП резервуара. При точном объеме закачки равном 190 м3 они составляют: диаметр—12 м высота — 24 м.адсорбера 907 кг линейная скорость потока через насадку во время заполнения резервуара—035 ммин а во время опорожнения 017. Однако из-за низкой пропускной способности и необходимости дополнительных затрат на десорбцию адсорбционные системы улавливания паров нефтепродуктов не получили широкого применения на практике. Для извлечения паров бензина из смеси вытесняемой в атмосферу при наливе цистерн специалистами ВНИИУС также предложен сорбционный метод с использованием в качестве адсорбента пористых полимеров. Установка сорбционной очистки рассчитана на улавливание углеводородов при расходе паровоздушной смеси равном 1350 м3ч. Ориентировочные характеристики сорбционной колонны таковы:
Десорбция поглощенных углеводородов производится паром при давлении 03 МПа. Пары бензина и воды при температуре не менее 105 °С выводятся из адсорбера в холодильник где происходит конденсация основной части водяных паров. После отделения капельной влаги в сепараторе паровая фаза снова конденсируется в холодильнике и повторно сепарируется. Рекуперированный бензин насосом откачивается в цистерну или резервуар с товарным бензином.
По данным авторов достигаемая степень очистки паровоздушной смеси от углеводородов составляет 90 %.
Однако для этого требуется достаточно сложное аппаратное оформление.
Кроме того необходимость периодического вывода колонны на регенерацию и охлаждение адсорбента обуславливает потребность в увеличении их числа сверх расчетного по крайней мере в 15 раза.
Адсорбционная система УЛФ разработанная фирмой «Hightron corporation» (США) отличается оригинальным способом регистрации адсорбента. Отключенный после насыщения адсорбента адсорбер подвергается вакуумированию с помощью вакуум-насоса. Отогнанная таким образом смесь газообразных углеводородов подается в адсорбер где орошается бензином отбираемым из резервуара. Фирма утверждает что таким образом обеспечивается степень улавливания паров бензина равная 90 98 % или около 2 л нефтепродукта из 1м3 ПВС.
Наряду с адсорбционными получили распространение и абсорбционные системы УЛФ. Их принципиальная схема приведена на рисунке 9. Она включает резервуар с бензином 1 снабженный дыхательным клапаном 2 который посредством газовой обвязки 3 связан с абсорбером 4. При повышении давления в ГП резервуара паровоздушная смесь поступает в нижнюю часть абсорбера и движется вверх по каналам образованным в нем специальными насадками (кольца Ришига и т. п.). Навстречу ПВС сверху вниз движется абсорбент— низколетучий поглотитель (керосин дизельное топливо и т. п.). Для этого абсорбент из емкости 5 забирается насосом 6 и распыляется через форсунки 7. На поверхности насадок образуется тонкая пленка абсорбента которая поглощает углеводороды из ПВС. В абсорбере поддерживается противодавление с помощью регулятора давления 8 типа «до себя». Отработанный (насыщенный) абсорбент периодически сбрасывается в емкость 9 и проходит регенерацию (на рисунке не показана). Вместе с тем чтобы насос 6 не работал непрерывно: абсорбционная система УЛФ оснащается датчиком 10: который подает сигнал включения насоса при избыточном давлении в ГП около 1000 Па а впоследствии отключает его. Достаточно сложной и энергоемкой является система регенерации абсорбента. Все это ведет к удорожанию рассматриваемой системы.
Рисунок 9 Абсорбционная система УЛФ: 1 —резервуар с бензином
—дыхательный клапан 3— газовая обвязка 4—абсорбер
—емкость дата абсорбента 6—насос 7—форсунки 8—регулятор давления типа «до себя» 9—емкость для отработанного (насыщенного) абсорбента 10—датчик давления.
7 Конденсационные системы УЛФ
Принцип действия конденсационных систем основан на более высокой температуре конденсации паров углеводородов по сравнению с воздухом.
К конденсационным порой ошибочно относят системы в которых предлагается каким-либо образом охлаждать ПВС непосредственно в ГП резервуаров. Но такие технические решения необходимо рассматривать как один из способов уменьшения температуры паровоздушной смеси (и соответственно уменьшения концентрации углеводородов в ней) наряду с применением отражательно-тепловой изоляции или водяного орошения резервуаров.
В конденсационных системах УЛФ охлаждение ПВС осуществляется в одну или две ступени (рисунке 10). При одноступенчатой конденсации ПВС из резервуара 1 по газовой обвязке 3 поступает в холодильник 4 который включается по сигналу датчика давления 5. Образующийся в результате охлаждения ПВС конденсат отделяется в емкости 6 и насосом 7 закачивается обратно в резервуар а воздух со следами углеводородов сбрасывается в атмосферу через регулятор давления 8 типа «до себя».
Рисунок 10 Конденсационные системы УЛФ: а — одноступенчатая
б — двухступенчатая 1 — резервуар с бензином 2—дыхательный клапан
— газовая обвязка 49 — холодильники 5 — датчик давления
10 — емкости 7 — насос 8 — регулятор давления типа «до себя».
ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР была разработана и испытана полупромышленная холодильная установка с поверхностным охладителем-конденсатором для конденсации паров бензина. Холодильная машина включает в себя аммиачный 2-хцилиндровый компрессор конденсатор испаритель насос для подачи хладагента охладитель-конденсатор емкость для сбора конденсата насос для откачки конденсата.
В качестве хладагента используется раствор хлористого кальция с температурой замерзания -35 -38 °С. Конденсация бензиновых паров из паровоздушной смеси осуществляется в поверхностном охладителе-конденсаторе за счет охлаждения паровоздушной смеси хладагентом протекающим по ореб-ренным трубкам. Выпадающий при охлаждении конденсат собирается в емкости и по мере накопления откачивается насосом в резервуар. В его состав входят в основном гексаны и часть пентанов и бутанов. По составу и свойствам получаемый конденсат соответствует газовому бензину с давлением насыщенных паров около 015 МПа.
В ряде изобретений посуществу также предлагаются одноступенчатые конденсационные системы УЛФ но конструктивно они оформлены иначе.
Предлагается устанавливать теплообменное устройство непосредственно на кровле резервуара. Оно включает корпус 1 внутри которого имеется система вертикальных каналов 2 форсунки 3 для распыливания воды а также клапан давления 4. Работа устройства основана на том что клапан 4 срабатывает при давлении на 10 15 % меньшем чем дыхательный клапан резервуара. Паровоздушная смесь проходит через вертикальные каналы охлаждаемые за счет естественного перепада температуры между стенками корпуса и окружающим воздухом. При температуре окружающей среды выше 20 °С используется система принудительного охлаждения ПВС. Для этого по коллектору 5 к форсункам 3 подается вода которая распыляется в направлении стенок устройства. Выпадающий из ПВС конденсат стекает вниз.
Для повышения эффективности работы устройства автор конструкции предлагает разместить в нижней части некую насадку материал которой при контакте с конденсатом набухает и образует развитую поглощающую поверхность.
Несмотря на очевидную простоту предложенного устройства ясно что оно не может обеспечить высокой степени улавливания углеводородов: перепад температур в нем весьма невелик а время нахождения ПВС в устройстве при расходе 100 м3ч не превышает 6 с.
Предложено устанавливать на кровле резервуара устройство в камере которого смонтированы элементы для образования каналов по которым проходит ПВС и хладагент. Причем эти элементы выполнены в виде наклонных и соединенных попарно пластин.
8 Компрессионные системы УЛФ
Много публикаций в отечественной и зарубежной литературе посвящено компрессионным системам улавливания легких фракций. Сущность этих систем заключается в компримировании отобранной из емкостей парогазовой смеси с
целью ее аккумулирования или реализации (в сжиженном или газообразном состоянии).
По способу компримирования эти системы делятся на эжекторные и компрессорные. Рабочей средой в эжекторах является жидкость (техническая вода углеводороды и т. д.) или газ. Соответственно они называются жидкостно-газовыми (ЖГЭ) или газ-газовыми (ГТЭ) эжекторами. Компрессорные системы классифицируются по типу используемых компрессоров (поршневые винтовые роторные ротационные).
Принцип действия эжекторов заключается в частичной передаче кинетической энергии от рабочего тела подсасываемому (эжектируемому) газу в камере смещения потоков и последующем восстановлении давления смеси «рабочее тело—газ» в диффузоре. При использовании ГГЭ разделение смеси как правило не производят. Если же газ компремируется с помощью ЖГЭ то полученная смесь разделяется в специальной емкости а рабочая жидкость используется вновь.
Сжатие паровоздушной смеси с помощью компрессоров опасно т. к. это может привести к взрыву и пожару. По этой причине на рис. 11 12 показаны принципиальные схемы компрессорных систем УЛФ в которых исключается попадание воздуха в ГП резервуаров при снижении давления в нем.
В первом случае (рисунок 11) это достигается тем что в ГП подается углеводородный газ из специального газопровода 8. При создании в ГП вакуума около 100 Па по сигналу датчика вакуума 4 открывается клапан 7 и через регулятор давления 6 типа «после себя» углеводородный газ поступает в резервуар 1. Подача газа прекращается при повышении давления до атмосферного по сигналу того же датчика закрытием клапана 7.
При повышении избыточного давления в ГП резервуара 1 до 1000 Па по сигналу датчика давления 5 открывается клапан 9 и включается компрессор 10. При сжатии часть углеводородов из газовой смеси конденсируется. Конденсат отделяется в емкости 11 и затем возвращается в резервуар 1 насосом 13.
Несконденсировавшиеся углеводороды через регулятор давления 12 типа «до себя» подаются в газопровод 8.
Рисунок 11 Компрессорная система УЛФ разомкнутого типа
(с подпиткой углеводородным газом): 1 резервуар с нефтью (нефтепродуктом) 2 дыхательный клапан 3 газовая обвязка
датчик вакуума 5 датчик давления 6 регулятор давления типа «после себя» 79 отсечные клапаны 8 газопровод 10 компрессор
емкость 12 регулятор давления типа «до себя» 13 насос.
По аналогичной схеме выполнена система улавливания легких фракций предложенная фирмой «Philips petroleum».
Подобные системы УЛФ применяются на нефтяных промыслах где всегда имеются газопроводы для транспортировки попутного нефтяного газа. В связи с тем что углеводородный газ откачиваемый из резервуара в газопровод назад не возвращается система схема которой приведена на рисунок 12 называется компрессорной системой УЛФ разомкнутого типа.
— резервуар 2 — газгольдер 3 — балансирный механизм
7 — отсечные клапаны 5 — турбогазодувка 6 — подводящий
газопровод промысловой компрессорной станции
— напорный газопровод.
В зависимости от давления в ГП легкие фракции нефти переходят из резервуара в резервуар или по трубопроводу газоуравнительной системы в «мягкий» газгольдер 2. При наполнении газгольдера поднимается его верхняя часть шарнирно связанная с балансирным механизмом 3. При определенном положении балансирного механизма открывается клапан 4 отбора газа из газгольдера и газ поступает на прием турбогазодувки 5. Турбогазодувка компримирует газ и подает его в газовую сеть промысловой компрессорной станции по газопроводу 6. При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из «мягкого» газгольдера верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в «мягкий» газгольдер.
Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 при помощи сигнального устройства установленного на балансирном механизме. Газгольдер рассчитан на максимальное избыточное давление 2000 Па.
Применение компрессорных систем УЛФ целесообразно при больших расходах паровоздушной смеси. КПД компрессоров и развиваемое ими давление достаточно высоки. Вместе с тем применение поршневых компрессоров требует значительных капитальных затрат а винтовые компрессоры не всегда имеют достаточную эксплуатационную надежность. Кроме того в компрессорных системах УЛФ компримирование паров приводит к повышению их температуры что требует обязательного охлаждения паров с целью обеспечения конденсации углеводородов.
Для обеспечения безопасной работы компрессоров необходимо предотвратить попадание воздуха в ГП резервуаров. Охлаждение паров и создание их запасов для последующего заполнения ГП требуют дополнительных затрат.
В силу перечисленных причин большое распространение получили эжекторные системы УЛФ. Достоинствами эжекторных установок являются простота надежность недефицитность комплектующих узлов. Их обслуживание не требует дополнительного персонала.
Принципиальные схемы предложенных эжекторных систем УЛФ приведены на рисунке 13. На рисунке 13 а показана схема компримирования ПВС с использованием в качестве рабочей жидкости самого легкоиспаряющегося нефтепродукта. При повышении избыточного давления в ГП резервуара 1 до 1000 Па по сигналу датчика давления 4 включается насос 5 который подает рабочую жидкость (бензин) в жидкостно-газовый эжектор 5. ЖГЭ отсасывает избыток ПВС из ГП резервуара 1 смешивает ее с рабочей жидкостью и компримирует. В результате часть углеводородов из ПВС растворяется в рабочей жидкости. Доля поглощенных углеводородов зависит от давления и температуры
Рисунок 13 Эжекторные системы УЛФ:
а — компримирование ПВС легкоиспаряющимся нефтепродуктом
б — компримирование ПВС низколетучим нефтепродуктом.
Разделение полученной газожидкостной смеси производится в емкости 7. После этого воздух со следами углеводородов через регулятор давления 8 типа «до себя» сбрасывается в атмосферу а жидкая фаза повторно используется в качестве рабочей жидкости закачивается в резервуар 1 или в трубопровод (на схеме не показан).
9 Комбинированные системы УЛФ
Описанные выше системы УЛФ не всегда обеспечивают необходимое сокращение паров углеводородов в атмосферу. Поэтому во многих изобретениях предполагается совмещать сразу несколько способов улавливания паров.
На рисунке 14 показана принципиальная схема конденсационно-адсорб-ционной системы УЛФ.
Рисунок 14 Конденсационно-адсорбционная система УЛФ:
—резервуар с бензином 2 — дыхательный клапан 3—газовая обвязка
—холодильник 5 — емкость 6—насос 7—адсорбер
—регулятор давления типа «до себя».
ЛВС вытесняемая из резервуара в холодильнике 4 подвергается охлаждению при температуре от -10 до -50 °С. При этом происходит конденсация части углеводородов которые отделяются в емкости 5 и насосом 6 возвращаются в резервуар 1. Далее воздух с остатками несконденсировавшихся паров поступает в адсорбер 7 где проходит доочистку. Затем воздух со следами углеводородов через регулятор давления 8 типа «до себя» сбрасывается в атмосферу.
Температура конденсации углеводородов в холодильнике 4 не оговаривается однако конкретизируется способ охлаждения ПВС: для этой цели предлагается использовать холодные спаи плоской батареи термоэлементов соединенной с источником постоянного тока.
Варианты принципиальных схем конденсационно-компрессорных систем УЛФ в которых совмещаются компримирование газовой смеси и ее охлаждение приведены на рисунке 15.
В первом случае (рисунок 15 а) схема с целью интенсификации конденса-тообразования дополнена теплообменником (встроенным в емкость 10) в который поступает хладагент из холодильника 12.
Рисунок 15 Конденсационно-компрессорные системы УЛФ:
а—с охлаждением сжатой газовой смеси б—то же с двухступенчатым сжатием 1 —резервуар с бензином 2—дыхательный клапан 3 — газовая обвязка 4—датчик вакуума 5—датчик давления 6 7—отсечные клапаны
—компрессор 9—насос 10 15—емкость 11—регулятор давления
типа «до себя» 12—холодильник 13—регулятор давления типа
«после себя» 14—подогреватель 15—емкость для конденсата.
Во втором случае (рисунок 15 6) компримирование выполняется в две ступени с промежуточным отбором конденсата в емкости 10 и охлаждением газовой смеси после второй ступени сжатия в холодильнике 12. В результате подобной обработки большая часть газообразных углеводородов конденсируется. Для сбора конденсата служат емкости 10 15. Чтобы обеспечить возможность заполнения ГП резервуара при снижении давления в нем углеводородным газом емкость 15 снабжена подогревателем который обеспечивает быстрое испарение конденсата.

Л5_v12.cdw

4р.docx

4 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
1 О безопасности и охране труда
Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности включающая в себя правовые социально- экономические организационно-технические санитарно-гигиенические лечебно-профилактические реабилитационные и иные мероприятия.
Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями. Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов участков лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ утвержденным руководителем предприятия.
Порядок организации работ а также регламентация обязанностей и ответственности административно- технического персонала по охране труда и технике безопасности на предприятиях и в организациях магистральных нефтепроводов определяется «Положением об организации работы по охране труда и технике безопасности в системе Министерства нефтяной промышленности».
При организации и производстве работ на объектах магистральных нефтепроводов должна учитываться специфика производства определяемая опасными свойствами нефти в первую очередь испаряемостью токсичностью способностью электризоваться взрывоопасностью и пожароопасностью.
Все работники НПС обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей действующие правила техники безопасности производственной санитарии и пожарной безопасности.
Работники цехов и участков должны обеспечиваться согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты спецодеждой спецпитанием мылом и другими средствами.
Ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия возлагаются на заместителя начальника УМН (ПОМН) по общим вопросам а также на руководителей РУМН объектов цехов и участков.
Руководители цехов и участков должны обеспечить рабочих по профессиям и видам работ инструкциями по эксплуатации технике безопасности и пожарной безопасности а рабочие места- необходимыми плакатами по технике безопасности. Каждый несчастный случай а также любой другой случай нарушения правил охраны труда должен быть расследован в установленном порядке должны быть выявлены причины подобных случаев и приняты меры по их предотвращению.
В каждом цехе службе на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню. Весь производственный персонал НПС должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.
2 Охрана труда при эксплуатации насосной
Насосная нефтеперекачивающая станция обеспечивает приём хранение перекачку и отгрузку нефтепродуктов с температурой вспышки до 61 0С которые относятся к пожароопасным веществам. В связи с этим все основные технологические объекты категории “А”. Наибольшую угрозу возникновения аварий со значительным материальным и экологическим ущербом представляет насосная станция.
Насосная представляет собой крытое здание в котором расположены насосные агрегата с электродвигателем. Исходя из этого рассмотрим опасности и вредности которые возможны при эксплуатации насосного цеха МНП.
3 Анализ опасностей и вредностей насосной
Повышенная взрыво- и пожараоопасность в здании насосной обусловлены наличием легких фракций легко испаряющихся при разливах и утечках нефти и образующих в смеси с воздухом взрывоопасные концентрации способные
воспламеняться при сравнительно не высоких температурах.
Опасным фактором является наличие вращающихся частей оборудования способных травмировать персонал при его ошибочных действиях или авариях.
Одна из серьезных опасностей при эксплуатации центробежных насосов – кавитация т.е. образование в струе перекачиваемой жидкости каверн заполненных ее парами или газом. Удары жидкости приводят к эрозии и коррозии рабочих поверхностей создают вибрации вызывающие повышенный износ подшипников сужают проходное сечение подводящих каналов в результате «холодного кипения» и выделения газов вплоть до срыва работы насоса. При интенсивной кавитации насос может выйти из строя за несколько часов работы.
4 Электробезопасность насосного цеха
На насосной МН применяют магистральные насосы в котором расположены насосные агрегаты с электродвигателем. Напряжение агрегата высокое поэтому возникает опасность поражения рабочего персонала при неисправности оборудования повреждении изоляции при прикосновении к повреждениям. Электрический ток проходя через организм проводит к электрическим травмам и ударам. По степени опасности помещение насосной относится к особо опасным так как в них присутствуют несколько условий создающих повышенную опасность:
возможность одновременного прикосновения человека к соединенным с землей металлоконструкциям зданий механизмами и тому подобное с одной стороны и к металлическим корпусам электрооборудования с другой;
наличие токопроводящих полов (железобетонных);
наличие взрывоопасной смеси.
По категории надежности электроснабжение насосной относится к I категории так как остановка всех магистральных агрегатов может привести к недопустимому повышению давления что в свою очередь приводит к авариям.
Защита персонала от поражения электрическим током осуществляется путем применения следующих мероприятий:
ограждение токоведущих частей электрооборудования;
установка защитной автоматической блокировки и сигнализации на коммутационные аппараты;
установка автоматической защиты от коротких замыканий и перегрузок электрооборудования;
заземление корпусов электрооборудования путем соединения их с общим корпусом заземления;
контроль и профилактика защитной изоляции;
защитное защемление – присоединение к неоднократно заземленному нулевому проводу питающей сети корпусов и других конструктивных металлических частей электрооборудования которые могут оказаться под напряжением. Согласно ПУЭ сопротивление повторного заземления нулевого провода не должно превышать 10 Ом;
отключение неисправного участка при возникновении напряжения опасного для человека.
Взрывобезопасность работ обеспечивается выбором взрывозащищенного оборудования с учетом категории взрывоопасности и группы взрывоопасной смеси. Согласно ПУЭ электродвигатели установленные в зоне класса В-I категории А должно быть любое взрывозащищенное для соответствующих категорий и групп взрывоопасных смесей.
5 Пожарная безопасность и охрана объектов
Порядок организации работ по противопожарной охране объектов НПС
определяется «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности»
примерную программу проведения занятий по пожарно- техническому минимуму с рабочими предприятий объектов нефтяной промышленности;
предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны;
предельно допустимые взрывобезопасные концентрации веществ;
нормы первичных средств пожаротушения на объектах нефтяной промышленности;
инструкции по применению транспортированию хранению и проверке качества пенообразователей ПО-1 ПО-1А ПО-1Д;
методики контроля качества пенообразователей ПО-1А и ПО-1Д;
положение о пожарно- технических комиссиях на промышленных предприятиях.
Ответственность за противопожарное состояние НПС баз приема и отгрузки нефти пунктов подогрева и станций смешения нефти отдельных цехов участков установок лабораторий мастерских складов и т.п. объектов за разработку и осуществление текущих планов и противопожарных мероприятий своевременное выполнение противопожарных мероприятий за комплектацию противопожарного имущества сохранность противопожарной техники и имущества возглавляется на руководство этих подразделений и объектов и оформляется приказом по предприятию. На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии имени отчества и должности лица ответственного за пожарную безопасность.
Для каждого цеха мастерской строительного и ремонтного участка склада и других объектов на основе действующих правил пожарной безопасности должны быть разработаны с учетом специфики производства общеобъектовые и цеховые инструкции о мерах пожарной безопасности согласованные с пожарной охраной предприятия которые после утверждения руководством предприятия вывешиваются на видных местах.
Инструкции по пожарной безопасности должны предусматривать:
требования пожарной безопасности при пребывании работников на территории объекта;
места и порядок содержания средств пожаротушения пожарной сигнализации и связи;
порядок выполнения огнеопасных и взрывоопасных работ на территории объекта;
порядок допуска и правила движения транспорта на территории объекта;
требования к содержанию территории дорог и подъездов к зданиям
сооружениям и водоисточникам;
обязанности работников цеха установки склада и т.п. при возникновении пожара правила вызова пожарной команды остановки и отключения оборудования;
порядок уборки и очистки мест от пролитых горючих жидкостей сбора хранения и удаления промасленных обтирочных материалов хранения спецодежды;
обязательные работы по окончании рабочего дня (отключение электроэнергии переключение арматуры и пр.).
В целях привлечения широких масс рабочих служащих и инженерно- технических работников к участию в проведении противопожарных профилактических мероприятий и к активной борьбе за сохранение собственности предприятия от пожаров создаются общеобъектовые пожарно- технические комиссии которые ведут контроль за противопожарным состоянием объектов. На НПС такая комиссия не реже одного раза в месяц проводить обследование всех производственных объектов строений складов и других помещений намечать мероприятия по устранению выявленных недочетов и контролировать их выполнение.
В производственных помещениях где возможно выделение взрывоопасных паров и газов для контроля за состоянием воздушной среды необходимо устанавливать автоматические сигнализаторы снабженные устройствами и для подачи светового и звукового сигналов. Система сигнализации должна выдавать сигнал при концентрации нефтяных паров и газов соответствующих 20% от их нижнего предела воспламенения.
Нефтенасосные на магистральных нефтепроводах производительностью 1200 м³ч и более должны быть оборудованы автоматическими средствами пожаротушения. Выбор средств пожаротушения (вода пена газ или порошок)
определяется технологическими требованиями и технико- экономическим обоснованием.
В каждом производственном здании на видном месте должны быть вывешены планы эвакуации персонала в случае пожара.
6 Пожароопасные и токсичные свойства веществ и материалов
Перекачиваемый нефтепродукт легко испаряется и способен образовывать взрывоопасную смесь.
Пределы взрываемости нефтепродукта выделяющегося в случае неисправности в работе насосных агрегатов а также температуры вспышки и самовоспламенения характеризующие степень опасности возникновения взрыва и пожара приведены в таблице 14 (ГОСТ 12.1.011-78).
Пары нефтепродукта а также углеводородные газы (Н2С) действуют главным образом на центральную нервную систему человека действуют на дыхательные пути могут оказывать наркотические воздействия на организм человека что ведет к ухудшению здоровья человека.
Предельно допустимые концентрации нефтепродукта больше 10 мгм3 что
относится к четвертому классу – малоопасные. Концентрация газов в насосной не должна превышать на 20% взрывоопасной величины. Для контроля концентрации паров используют сигнализаторы довзрывных концентраций. Датчики сигнализаторов выпускают во взрывобезопасном исполнении. Насосная МН по взрывоопасности согласно НГПБ 105-95 относится к категории А. Согласно ПУЭ насосная станция относится к классу взрывопожароопасности В-I А. Эта зона помещений в которой при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси не образуются а возможны только в результате аварии или неисправности.
Вся эта классификация используется для пожарной профилактики выбора электрооборудования.
7 Пожарная профилактика и средства тушения пожара
Чтобы исключить причины возникновения пожаров в насосной осущест-
размещение здания насосной в соответствии с розой ветров зонирование соблюдение разрывов;
в насосной предусматривается два выхода расположенные в разных концах
помещения; двери и окна должны открываться наружу; оборудование расположено таким образом чтобы обеспечивалось свободное перемещение персонала;
использование приточно-вытяжной вентиляции для устранения взрывоопасных концентраций. В насосной должно быть предусмотрено 3-6 кратный обмен воздуха в 1 час. Автоматические газоанализаторы - сигнализаторы фиксируют опасные концентрации паров нефтепродукта. Если концентрация не снижается то автоматически отключают насосную и включают в насосной вентиляцию.
исключение возможности возникновения взрывов и пожаров за счет усовершенствования технических процессов и оборудования (непрерывность герметичность автоматизация механизация защитные и предохранительные устройства) обоснованного выбора безопасной эксплуатации электроустановок систем вентиляции и отопления своевременного контроля за состоянием оборудования (испытания осмотры ремонт) запрещение в пожаровзрывоопасных местах применение огня курения применение негорючих строительных материалов;
обеспечение безопасной и быстрой эвакуации людей оборудования и других материальных ценностей из зоны пожара за счет ограничения этажности и площади пожароопасных объектов; создание рациональных конструкций аварийных систем;
создание условий эффективного тушения пожара правильный выбор и размещение средств пожаротушения.
К числу средств с помощью которых осуществляется пожаротушение
относятся: жидкостные пенные огнетушители. В насосной I и II МНПП используются пеногенераторы.
Для обеспечения безаварийной и безопасной работы насосной станции осуществляется ряд мер по технике безопасности и противопожарной технике:
механизмы выполнены во взрывобезопасном исполнении;
все вращающиеся части оборудования закрыты кожухами;
электрическое силовое оборудование и оборудование в котором во время эксплуатации может возникнуть статическое электричество заземляется. Сопротивление заземляющего устройства не превышает 100 Ом;
применение проточно-вытяжной вентиляции.
8 Производственная санитария и гигиена труда
В зале насосной при работе насосных агрегатов возникают шум и вибрация которые оказывают вредное воздействие на рабочий персонал. Шум большой интенсивности действует на органы слуха и может привести к частичной или полной глухоте при этом нарушается нормальная деятельность нервной сердечно-сосудистой и пищеварительной систем в результате чего возникают хронические заболевания. Шум увеличивает энергетические затраты человека вызывает утомление что снижает производительность труда.
Повышенный уровень вибрации может привести к разгерметизации у оборудования фланцевых соединений. Длительное воздействие опасных вибраций вызывает у работающих вибрационную болезнь. Вибрации увеличивают потребление энергии снижают КПД производительность машин вызывают переменные напряжения в деталях что может привести к усталостному разрушению снижают точность показаний приборов.
Для борьбы с шумом и вибрацией применяют следующие меры:
применение звуко- и виброизолирующих конструкций и устройств из звуко- и вибропоглащающих материалов;
тщательная центровка и балансировка оборудования;
уменьшение шума и вибрации в источниках их возникновения;
своевременно проверять работу подшипников;
уменьшение передачи вибрации от источников возбуждения защищаемому объекту при помощи виброизоляторов;
виброгашение – т.е. установка агрегатов на виброгасящее основание (фундамент).
Большое значение для создания нормальных условий труда имеет место освещенность. Недостаточная освещенность может привести в несчастным случаям. Уровень освещенности для улучшений условий безопасности поддерживается не менее 50 Лк. В случае неисправности основного освещения необходимо подключить аварийное освещение. При необходимости применяются переносные светильники во взрывобезопасном исполнении.
На здоровье человека существенное влияние оказывают микроклиматические условия которые складываются из температуры окружающего воздуха влажности скорости движения ветра и излучения нагретых предметов. Высокая температура вызывает перегрев организма человека а низкая температура – переохлаждение его. При перегреве у человека может наступить тепловой удар потеря сознания. Переохлаждение является причиной ряда заболеваний: радикулит ревматизм бронхит воспаление дыхательных путей и так далее.
9 Защита от атмосферного и статического электричества
Большую опасность представляет молния которая может проявляться в форме прямого удара а также электростатической и электромагнитной индукции.
Молния способна вызвать взрывы загорания и разрушения наземных зданий и сооружений.
Прямые удары молнии продолжительностью доли секунды характеризуются многоимпульсным электрическим разрядом с силой тока в канале молнии i = 3001200кА при разности потенциалов 106 Вольт. По молниезащитным мероприятиям насосная относится ко II категории и защищается от всех проявлений атмосферного электричества. По степени надежности и категории молниезащитного устройства – это зона защиты типа Б (95%).
Электростатическая индукция может быть причиной взрыва при взрывоопасной концентрации так как на заземленных предметах находятся электростатические заряды вызывающие искрение между металлическими элементами.
Для предупреждения последствий проявления молнии применяют молниезащитные мероприятия:
от прямых ударов используют молниеотводы;
элементами защиты от молнии могут быть металлические крыши стенки емкостей трубы которые заземляются;
защита от вторичных проявлений молнии – соединение в единую электрическую цепь всех металлоконструкций и заземление.
Статическое электричество - возникновение статического электричества может привести к накоплению заряда 1011 1013 Кл и в конце концов к разряду в виде искры что в условиях насосной может быть причиной пожара (взрыва) так как для воспламенения взрывоопасной смеси паров нефти с воздухом достаточно разности потенциалов электрического заряда в 300 500 В.
При прохождении нефтепродуктов по трубопроводу трубопроводной арматуре и корпусу насоса создаётся разность потенциалов 80 кВ а для возникновения взрыва достаточно 3 4 кВ.
Кроме того существуют следующие неблагоприятные последствия связанные с проявлением статического электричества:
нарушения выполнения команд КИП и А так как статическое электричество соизмеримо с низкими токами на которых работает вся аппаратура КИП и А;
способность зарядов статического электричества скапливаться на одежде обслуживающего персонала.
Искровой разряд статического электричества ощущается как укол толчок или судорога но самое опасное заключается в том что при этом может возникнуть непроизвольное движение приводящее к падению с высоты
в опасную зону насосно-силового агрегата или вспомогательного оборудования насосной.
В данном разделе рассмотрены мероприятия исключающие возникновение аварий и ЧС при эксплуатации объектов и оборудования транспорта нефти и нефтепродуктов. Следует твердо знать и строго выполнять все требования охраны труда и техники безопасности.

5р.docx

5 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Охрана окружающей среды
Под окружающей природной средой понимается вся совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров магистральных нефтепроводов (МН) и прилегающих к ней территорий.
В соответствии с законом Республики Казахстан (РК) «Об охране окружающей среды» вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации резервуаров решаются как комплексная задача обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.
Охрана окружающей среды при эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз состоит в:
соблюдении действующих стандартов норм и правил в области охраны окружающей среды;
контроле степени загрязнения атмосферы воды и почвы нефтью;
контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;
своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды;
рациональном использовании природных ресурсов (определение ущерба причиняемого окружающей среде; осуществление мероприятий по сокращению потерь нефти; плата за загрязнение окружающей природной среды).
Работы по охране окружающей среды при эксплуатации резервуаров должны проводиться в рамках единой для всей РК системы правовых нормативных инструктивных и методических документов с учетом региональной специфики.
Плата за загрязнение окружающей природной среды взимается в соответствии с Законом РК «Об охране окружающей среды» и другими нормативными правовыми актами. Внесение платы за загрязнение окружающей природной среды не освобождает от выполнения мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов а также от возмещения в полном объеме вреда причиненного окружающей природной среде здоровью и имуществу граждан народному хозяйству в соответствии с действующим законодательством.
2 Охрана атмосферного воздуха
К числу основных загрязняющих веществ выбрасываемых из резервуаров относятся углеводороды образующиеся вследствие испарения во время приема хранения и отпуска нефти.
В соответствии с Законом РК «Об охране окружающей среды» выбросы загрязняющих веществ в атмосферу допускаются на основе разрешения на выброс выдаваемого исполнительными органами осуществляющими функции охраны окружающей среды на основании утвержденных норм предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
Нормы предельно допустимых выбросов для резервуаров с нефтью разрабатываются в составе проекта нормативов предельно допустимых выбросов для нефтебаз.
Если к моменту разработки нормативов предельно допустимых выбросов на НПС по причинам объективного характера не может быть обеспечено достижение норм предельно предельно допустимых выбросов то по согласованию с органами по охране природы допускается установление норм временно согласованных выбросов-лимитов. Нормативы временно согласованных выбросов должны устанавливаться на уровне определенном для технически оснащенных нефтебаз аналогичных по мощности и технологии с указанием мероприятий направленных на поэтапное снижение выбросов загрязняющих веществ до значений обеспечивающих соблюдение предельно допустимых концентраций.
Контроль должен осуществляться либо силами предприятия либо специализированными организациями на договорной основе.
Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти из резервуаров.
Перечень технических средств по сокращению потерь от испарения нефти из резервуаров и показатели их эффективности представлены в таблице 9.
Таблица 9 – Показатели эффективности технических средств сокращения потерь нефти от испарения (от величины потерь нефти из резервуаров без средств сокращения потеть)
Техническое средство
Плавающие крыши понтоны в зависимости от типа уплотняющего затвора
Газоуравнительная система (эффективность применения зависит от коэффециента совпадения операций по заполнению и опорожнению резервуаров (Кс); 0 ≤ Кс ≤ 1 эффективность ГУС имеет пределы
от 0 до 100% при Кс = 05
Дыхательные клапаны типа КДС
Диски-отражатели в зависимости от
оборачиваемости резервуара
Окраска резервуаров:
- до 2 лет эксплуатации включительно;
- свыше 2 до 4 лет включительно
3 Охрана водных объектов
Производственно-дождевые сточные воды нефтеперекачивающих станций перед сбросом их в водоемы и водотоки должны быть очищены. Необходимая степень очистки должна быть обусловлена с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно допустимого сброса загрязняющего вещества.
Нормы предельно допустимого сброса загрязняющих веществ со сточными водами устанавливаются в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с правилами и нормативами охраны и использования вод.
Источниками загрязнения почвы нефтью на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов и нефтебазах являются неплотности запорной арматуры фланцевых и муфтовых соединений сварных стыков; утечки вследствие коррозионных повреждений резервуаров; продукты очистки резервуаров. Для предотвращения загрязнения почвы при разливах отборе проб нефти из резервуаров и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефти.
Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования сальниковых устройств фланцевых соединений съемных деталей люков и т.п.
Во избежание переливов нефти следует применять предохранительные устройства автоматически прекращающие подачу нефти по достижении заданного уровня или разгерметизации коммуникаций.
5 Лимиты образования и размещения отходов
Твердые отходы (продукты коррозии механические примеси нефтешламы) образующиеся при зачистке резервуаров должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах.
Складирование уничтожение и захоронение отходов образующихся в процессе работы НПС проводятся в местах определяемых решениями местных исполнительных органов по согласованию с исполнительными органами в области охраны окружающей среды и на основании утвержденных нормативов образования отходов и лимитов на их размещения для предприятия.
При разработке проектов нормативов образования отходов и лимитов на их размещение следует руководствоваться Законом РК «Об охране окружающей
среды» законодательными актами об отходах «Временным классификаторам токсичных промышленных отходов». Проекты нормативов должны разрабатываться организациями имеющими соответствующую лицензию уполномоченного государственного органа по охране окружающей среды РК и утверждаться его территориальными подразделениями.
В составе проекта нормативов предельного образования и лимитов размещения отходов для нефтебаз должно быть учтено количество твердых отходов образующихся при очистке стен и днища резервуара.

3р.docx

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Определение критерия выбора сокращения потерь на нефтебазе
1.1 В условиях рыночной экономики очевидным является следующее положение : наиболее целесообразно применение того средства сокращения потерь (ССП) которое дает наибольший экономический эффект.
Основываясь на нем после ряда преобразований был получен критерий выбора сокращения потерь Ка определяется по формуле:
сокращение потерь обеспечиваемое рассматриваемым техническим средством;
удельные приведенные затраты на сокращение потерь одной тонны нефти (нефтепродукта) данным средством;
обобщенная цена одной тонны нефти (нефтепродукта).
Применять следует то средство для которого величина Ка – критерия максимальна.
При расчетах необходимо использовать значение S и средние за срок службы средства сокращения потерь с .
Сокращение потерь обеспечиваемое рассматриваемым техническим средством S определяется по формуле:
Удельные приведенные затраты на сокращение потерь одной тонны нефти (нефтепродукта) данным средством определяются по формуле:
сокращение потерь в целом по резервуарному парку в
соответственно стоимость потребляемой средством сокращения потерь электроэнергии и капиталовложения в него в
нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
норматив отчислений на амортизации и текущий ремонт;
норматив приведения нп 02 1год;
годовые потери от испарения по резервуарному парку до внедрения средства сокращения потерь.
Экономический эффект достигаемый при применении средств сокращения потерь в значительной степени зависит от номинальной вместимости резервуара коэффициента его оборачиваемости nоб и ряда других факторов.
Необходимо экономически обосновать выбор технического средства сокращения потерь бензина для четырех резервуаров (РВС 5000 – 4 шт) на нефтебазе расположенной во второй климатической зоне. Прием бензина производится с железной дороги отпуск в цистерны. Годовая реализация бензина в объеме 100000 тонн. Расчетная плотность бензина – 730 кгм3. Резервуары будут размещены квадратом с расстоянием между их стенками равными 075 Дp. Принимаем что понтоны оснащены затворами типа РУМ-1 а норматив амортизационных отчислений для средств сокращения потерь = 005 1год.
Максимальный расход откачки 40м3ч. Наивысшая температура паровоздушной смеси равна температуре воздуха Тв = 305 К. Ущерб от испарения в атмосферу от 1 тонны - 70587 тенге. Барометрическое давление равно Ра =101320 Па. уставка клапана давления Ркд -1962 Па.
Произведем расчет среднего коэффициента оборачиваемости n.
Коэффициент оборачиваемости резервуаров n с учетом их геометрического объема (таблица 9) и рекомендуемого коэффициента использования емкости (таблица 10).
Таблица 9 Основные данные по стальным вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов
Номинальный объем м3
Резервуар без понтона
Резервуар со стальным понтоном
Ареометрическая вместимость м3
Таблица 10 Рекомендуемые величины р
Величина р для резервуаров
От 10000 до 30000 м3
Коэффициент оборачиваемости резервуаров n 1год определяется по формуле:
годовая реализация нефтепродукта тгод;
плотность нефтепродукта кгм3 ;
геометрический объем резервуара м3;
количество резервуаров в резервуарном парк ед.;
коэффициент использования емкости.
Определим обобщенную цену 1 тонны бензина. Учитывая что оптовая цена бензина А-76 но=56 000 тенгет а величина сопряжённых капиталовложений для бензина на нефтебазах такова (тенгегодт):
нефтедобыча -10 200;
транспортировка нефти-29283;
нефтепереработка-3 112;
транспортировка нефтепродуктов-412.
Цс=10200+29283+3112+412=165183 тенгегодт
Обобщённая цена 1 тонны бензина н тг. по формуле:
оптовая цена 1 тонны нефти (нефтепродукта) тг.;
нормативный коэффициент эффективности сопряжённых капитальных затрат нс н;
общая сумма сопряжённых удельных капиталовложений на добычу и транспорт нефти а для бензинов- также на производство 1 тонны бензина и её транспорт тг.;
экономическая оценка ущерба причиняемого испарением 1 тонны нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух.
н = 56 000+012165183+70587=650409тенгет
Определим годовые потери бензина из рассматриваемых резервуаров.
Ожидаемые годовые потери бензина из рассматриваемых резервуаров с учётом данных таблиц 11 12 13.
Таблица 11 Расчёт естественной убыли нефтепродуктов
Резервуары баз длительного хранения
Резервуары АЗС и пунктов заправки
Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты принимаемые и сдаваемые по счету (фасованные продукты) транспортируемые и хранящиеся в герметичной таре (запаянные с применением герметиков уплотнений и др.) а также хранящиеся в резервуарах повышенного давления.
Нормы естественной убыли при приеме хранении отпуске не применятся при транзитной поставке нефтепродуктов.
Естественная убыль нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС определяется как сумма их естественной убыли при заполнении емкостей и при последующем хранении. Основные формулы для определения естественной убыли нефтепродуктов представлены в таблице 4.
В ней применены следующие обозначения:
Gн Gх – количество соответственно наливаемого и хранимого нефтепродукта в течении года тгод;
G – грузооборот по нефтепродукту тгод;
Р1 – норматив естественной убыли нефтепродукта при приемы в резервуары нефтебаз кгт ;
Р2 – норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении в резервуарах до одного месяца кгт;
Р3 – норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыше одного месяца кг(тмес);
М – число месяцев в рассматриваемом календарном месяце;
n коэффициент оборачиваемости резервуаров 1год;
Р2д – норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме отпуске и хранении в первый год длительного хранения кгт;
Р3д – норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыше одного года (длительное хранение);
Мд – число месяцев длительного хранения нефтепродуктов мес.;
Разс – норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме хранении отпуске на автозаправочных станциях и пункта налива кгт ;
Рамнорматив естественной убыли мазута при приёме отпуске и хранении в открытых земляных амбарах кг(месм2);
Fплощадь поверхности испарения в амбаре м2;
Мх число месяцев хранения мазута в амбаре мес.
Таблица 12 Нормы естественной убыли нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в резервуаре (в кг на 1 тонну принятого количества)
весенне-летний период
Наземные стальные вместимостью:
Наземные стальные с понтоном вместимостью
Наземные стальные имеющие газовую обвязку вместимостью
Таблица 13 Нормы естественной убыли нефтепродуктов первой и второй группы при хранении в резервуарах до одного месяца (в килограммах на 1т хранимого продукта в месяц)
Таблица 14 Нормы естественной убыли нефтепродуктов и хранения в резервуарах свыше одного месяца (в килограммах на одну тонну хранимого продукта в месяц)
Наземные стальные с понтоном
2 Определение удельных приведённых расходов на сокращение одной тонны нефтепродукта при помощи понтонов
2.1 Сокращение потерь бензинов достигаемое при применении понтонов Si (в долях) определяется по формуле:
где b0s b1s b2s постоянные числовые коэффициенты зависящие от номинальной
вместимости резервуара и коэффициента оборачиваемости.
Таблица 15 Величины коэффициентов в формуле (32) для понтонов с затвором РУМ-1
Номинальная вместимость резервуаров м3
Sп 5000= 08 (1010-2+ 203010-28270347) = 013(в долях)
Среднее ожидаемое сокращение потерь бензина из рассматриваемых резервуаров при помощи понтонов Sп в долях определяется по формуле:
количество резервуаров в резервуарном парке нефтебазы ед.;
геометрический объём резервуара м3.
Капиталовложения в понтоны с затворами согласно таблицы 9.
Таблица 16 Стоимость средств сокращения потерь (цены 2009 г.)
Номинальный объём резервуарам3
Понтон с затвором типа тыс. тенг.
Кп = 2254234 = 901692 тыс.тенге
Удельные приведённые расходы на сокращение потерь одной тонны бензина с помощью понтонов по формуле (28) составят:
Определим критерий сокращения потерь для понтонов. Величину Кап – критерия для понтонов определим по формуле (26):
где Кап – критерия сокращения потерь для понтона.
Отрицательная величина Кап свидетельствует о том что в течении нормативного срока понтоны себя не окупают.
3 Удельные приведенные расходы на сокращение 1 тонны бензина при помощи газоуравнительной системы
3.1 Для расчёта ГУС сначала необходимо определить протяжённость и диаметр её трубопроводов. Так как данная группа резервуаров расположена квадратом находим:
Для расчета ГУС сначала определим протяженность и диаметр её трубопроводов. так как данная группа резервуаров расположена квадратом находим:
длина коллектора Lк м определяется по формуле:
Lк = 05Др + 075Др + 05Др (33)
диаметр резервуара м.
Lк=05 · 228+ 075 · 228+05 · 228 = 399м
длина отвода Lо м определяется по формуле:
Lо = 0375Др + Нр + 05Др (34)
Lо = 0375 · 228 + 1192 + 05 · 228 = 3187м
общую длина газопровода между наиболее удаленными резервуарами L м определяется по формуле:
L = 399 + 2·3187 = 10364м
Плотность воздуха при условиях перетока паровоздушной смеси из одного резервуара в другой в кгм3 определяется по формуле:
абсолютное давление в газовом пространстве Па;
абсолютное давление и температура в газовом пространстве ºС;
универсальная газовая постоянная R=8314 Дж(кмоль·К);
молярная масса воздуха Мв=29 кгкм.
Кинематическая вязкость воздуха при условиях перетока ПВС из одного резервуара в другой в м2с определяется по формуле:
средняя концентрация углеводородов так как данный параметр не задан то он равен 0;
абсолютная температура в газовом пространстве ºС.
Массовый расход в газоуравнительной системе Gmax кгс определяется по формуле:
максимальный расход откачки т.
Gmax =118 *=0013 кгс
Расчётный внутренний диаметр газоуравнительной системы dГАЗм определяется по формуле:
расчётный перепад давления в газоуравнительной системе = 1000 Па.
Принимаем стандартный диаметр 2737 мм согласно таблицы 17.
Таблица 17 Сведения о стоимости задвижек труб огневых предохранителей (цены 2009г)
Труб с толщиной стенки
Огневых предохранителей
Общая длина газопроводов газоуравнительной системы Lгп м определяется по формуле:
Lгп= 399 + 4·3187=16738 м
Общая длина опор Lоп м определяется по формуле:
Lоп= 05·16738 =8369 м
Полагая что опоры газопроводов газоуравнительной системы изготовлены из труб размером 2199 мм капитальные вложения в систему составят:
Кзадв=4·40480=161920тенге
Когн=8·4048=32384 тенге
Кгп=25086·16738=41988947 тенге
Коп= 221375·8369=18526873 тенге
Кl=161920+32384+41988947+18526873 =7994622 тенге
Для решения учебных задач можно принять что стоимость всех строительно-монтажных работ составляет около 80 % от суммарной стоимости труб огневых предохранителей задвижек и опор.
Тогда общие капиталовложения в газоуравнительную систему Кгус тг. определяются по формуле:
Кгус=18*7994622=143903196 тенге
По таблице 18 находим ориентировочную величину коэффициента совпаде-ния операций Кс02.
Таблица 18 Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций
Характеристика объекта
Нефтебазы осуществляющие приём по трубопроводу или железной дороге отпуск - в автоцистерны
Нефтебазы расположенные на водных путях; приём – в нефтеналивные суда железнодорожные и автомобильные цистерны
Нефтебазы осуществляющие приём по трубопроводу и железной дороге отпуск – в железнодорожные и автомобильные цистерны
Насосные станции на которых производится одновременно приём и отпуск – в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом
Насосные станции на которых не производится одновременно приём и отпуск – в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом а также наливные станции
Удельные приведённые затраты на сокращение потерь бензина с помощью газоуравнительной системы составят:
Определим критерий сокращения потерь для газоуравнительной системы. Величина Ка гус – критерия при применении газоуравнительной системы по формуле (40) составит:
величина критерий сокращения потерь для газоуравнительной системы.
Сравнивая величины Ка гус Кап видим что наибольшее значение данный критерий имеет при применении газоуравнительной системы то есть для – рассматриваемой нефтебазы наиболее предпочтительным средством сокращения потерь является газоуравнительная система. Однако в связи с тем что срок службы газоуравнительной системы равен 25 годам а срок службы понтона 40 лет то в качестве средства сокращения потерь выгоднее применять понтоны.

Л3_v12.cdw

ЗАДАНИЕ__НА_ДП.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ПЕТРОПАВЛОВСКИЙ КОЛЛЕДЖ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
Рассмотрено на заседании Зам. директора по
цикловой комиссииучебной работе
спецдисциплин специальностей
ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
По специальности 0810000 «Cооружение и эксплуатация газонефтяных и заправочных станций»
Тема дипломного проекта: «Эксплуатация средств сокращения потерь из резервуаров вертикальных стальных»
Приём бензина производится с железой дороги отпуск в автоцистерны. Годовая реализация бензина предполагается в объёме 20000 т расчетная плотность бензина - 730 кгм3. Резервуары будут размещены квадратом с расстоянием между их стенками равным 075 Др. Принять что понтоны оснащены затворами типа РУМ-1 а норматив амортизационных отчислений для всех средств сокращения потерь =005 1год. Максимальный расход откачки равен 40 м3ч. Наивысшую температуру ПВС принять равной максимальной температуре воздуха Т = 305 К.
Для определения потерь автобензина от одного «малого дыхания» в стальном вертикальном «атмосферном» резервуаре объемом 10000м3 заданы следующие величины:
степень заполнения резервуара 05;
температура начала кипения tнк = 46° С;
среднее атмосферное давление ра = 105 Па;
давление насыщенных паров по Рейду = 06 ×105 Па;
максимальная и минимальная температуры в газовом пространстве резервуара
максимальная и минимальная температуры верхних слоев бензина
В результате разработки дипломного проекта по данной теме должны быть представлены:
I.Пояснительная записка:
Технологическая часть
1 Традиционные средства сокращения потерь нефти и
нефтепродуктов от испарения
2 Диски - отражатели
3 Газоуравнительные системы
4 Покрытия плавающие на поверхности нефтепродукта
5 Применение систем улавливания легких фракций
6 Адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ
7 Конденсационные системы УЛФ
8 Компрессионные системы УЛФ
9 Комбинированные системы УЛФ
1 Выбор средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения
2 Расчет сокращения потерь
4 Выбор технического средства сокращения потерь бензина
5 Определение потерь автобензина от одного «малого дыхания» в стальном
вертикальном «атмосферном» резервуаре объемом 10000м3
Охрана труда и техника безопасности
Экологичность проекта
II.Графическая часть:
Лист 2. «Дыхательные клапаны КД-2; НДКМ»
Лист 3. «Резервуар с плавающей крышей»
Лист 4. «Резервуар с понтоном»
Лист 5. «Газоуравнительная система»
Дата выдачи задания Срок выполнения проекта
Руководитель дипломного проекта:

ЛИТЕРАТУРА.docx

Шалай В. В. Макушев Ю. П. «Проектирование и эксплуатация нефтебаз и АЗС. Учебное пособие» Омск: ОмГТУ 2010;
Власов А.В. Потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировании и хранении. – М.: ВНИИОЭНГ 2009;
Губин В.Е. Новосёлов В.Ф. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов» М.: Недра 1968;
Едигаров С.Г. Бобровский С.А. «Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ» М.: Недра 1973;
Ткачев О.А. Тугунов П.И. «Сокращение потерь нефти при транспортировке и хранении» М.: Недра 1988;
Абузова Ф.Ф. Бронштейн И.С. Новоселов В.Ф. и др. «Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировании и хранении» М.: Недра 1973;
Колпаков Л.Г «Центробежные насосы магистральных нефтепроводов» – М.: Недра1985;
Государственные нормативы в области архитектуры градостроительства и строительства. Свод правил Республики Казахстан Технологическое проектирование. Автозаправочные станции стационарного типа Астана: Проект 2001.

Л4_v12.cdw

2р.docx

1 Выбор средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения
В условиях рыночной экономики очевидным является следующее положение: наиболее целесообразно применение того средства сокращения потерь (ССП) которое дает наибольший экономический эффект. Основываясь на нем после ряда преобразований нами получен критерий выбора средств сокращения потерь.
Критерий выбора средств сокращения потерь Ка определяется по формуле:
сокращение потерь обеспечиваемое рассматриваемым техническим средством в долях;
удельные приведенные затраты на сокращение потерь 1 тонны нефти (нефтепродукта) данным средством рубт;
обобщенная цена 1 тонны нефти (нефтепродукта) рубт.
Применять следует то средство сокращения потерь для которого величина Ка критерия максимальна.
При расчетах по формуле (1) необходимо использовать значения S и средние за срок службы ССП с .
Сокращение потерь обеспечиваемое рассматриваемым техническим средством S тгт определяется по формуле:
сокращение потерь в целом по резервуарному парку в
стоимость потребляемой ССП электроэнергии в
средние за срок службы ССП год.
Удельные приведенные затраты на сокращение потерь 1 тонны нефти (нефтепродукта) данным средством рубт определяются по формуле:
стоимость потребляемой ССП капиталовложения в него в
нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
норматив отчислений на амортизацию и текущий ремонт 1год;
норматив приведения нп = 021год;
годовые потери от испарения по резервуарному парку до внедрения ССП.
2 Расчет сокращения потерь
Сокращение потерь достигаемое при применении ССП в значительной степени зависит от номинальной вместимости резервуара коэффициента его оборачиваемости п0Б и ряда других факторов. При решении учебных задач можно воспользоваться упрощенными формулами полученными в результате обработки данных расчета на ЭВМ по оригинальным методикам.
Сокращение потерь при применении дисков-отражателей описывается выражением S в долях определяется по формуле:
S = а0S + а1S nОБ + а2S + а3S (4)
числовые коэффициенты зависящие от типа резервуара (таблица 1).
Таблица 1 Величины коэффициентов зависящие от типа резервуара
Номинальный объем резервуара м3
Продолжение таблицы 1 Величины коэффициентов зависящие от типа резервуара
Отрицательные величины Sa вычисленные по формуле (4) в области низких коэффициентов оборачиваемости свидетельствует о бесполезности применения дисков-отражателей в данных условиях.
Сокращение потерь бензинов достигаемое при применении понтонов с затвором типа РУМ-2 Sn в долях определяется по формуле:
Sn = b 0S + b 1S (5)
постоянные числовые коэффициенты зависящие от номинальной вместимости резервуара и коэффициента оборачиваемости (менее 10 или более) (таблица 2).
Для других типов затворов к величине Sn найденной по формуле (5) вводятся понижающие коэффициенты: для РУМ1 его величина равна 08 а для бельтингового 06.
При применении плавающих крыш в одинаковых условиях с понтонами сокращение потерь от испарения Snк меньше чем при применении понтонов: при
номинальном объеме резервуаров 1000 m3 и меньше на 7 10 % при 2000 m3
Vном5000 m3 на 3 5 % при Vном > 10000 м1 > на 1 2 %.
Сокращение потерь обеспечиваемое при применении газоуравнительных систем Sгус при операциях со стабильными углеводородными жидкостями с температурой менее 25°С может быть принято равным Кс 100%. Значения коэффициента совпадения операций Кс для каждой конкретной группы резервуаров определяются по журналам оперативного учета диспетчерским листам и т.п.
Таблица 2 Величины коэффициентов в формуле (5) для понтонов с затвором РУМ-2
Номинальная вместимость резервуаров м3
Таблица 3 Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций
Характеристики объекта
Нефтебазы осуществляющие прием по трубопроводу или железной дороге отпуск — в автоцистерны
Продолжение таблицы 3 Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций
Нефтебазы расположенные на водных путях;
прием — в нефтеналивные суда железнодорожные и автомобильные цистерны
Нефтебазы осуществляющие прием по трубопроводу и железной дороге отпуск — в железнодорожные и автомобильные цистерны
Насосные станции на которых производится одновременно прием и отпуск — в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом
Насосные станции на которых не производится одновременно прием и отпуск — в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом а также наливные станции
Коэффициент совпадения операций Кс определяется по формуле:
объем принятого нефтепродукта за рассматриваемый промежуток времени м3;
объем отпущенного нефтепродукта за рассматриваемый промежуток времени м3.
Для проектируемых объектов величину Кс можно принимать по таблице 3.
Если коэффициент оборачиваемости для проектируемых нефтебаз заранее неизвестен то его ориентировочное значение можно принять по таблице 4.
При применении систем улавливания легких фракций (УЛФ) достигаемое сокращение потерь зависит от многих факторов и может быть рассчитано только по специальным методикам.
Таблица 4 Ориентировочные величины коэффициента оборачиваемости для нефтебаз
Среднегодовые коэффициенты оборачиваемости резервуаров
Морские перевалочные
(перевалочно-распределительные)
Распределительные в т.ч.
железнодорожные трубопроводные
Водные (на замерзающих реках)
Капиталовложения в понтоны плавающие крыши и диски-отражатели учитывающие все виды затрат включая стоимость строительно-монтажных работ приведены в таблице 5.
Затраты на сооружение газоуравнительной системы складываются из стоимости собственно труб (отводов коллектора) огневых преградителей задвижек опор (при надземной прокладке) а также стоимости выполняемых работ (земляных изоляционных бетонных монтажных и т. д.). Для решения учебных задач можно принять что стоимость всех видов строительно-монтажных работ составляет около 80 % от - суммарной стоимости труб огневых предохранителей задвижек и опор. Сведения о ценах на элементы газоуравнительных систем приведены в таблице 6.
Расчетный внутренний диаметр ГУС D м определяется по формуле:
максимальный весовой расход газовой фазы в ГУС кг;
кинематическая вязкость м2см;
плотность газовой фазы кгм3;
расстояние между крайними резервуарами м;
расчетный перепад давления в ГУС Па.
Таблица 5 Стоимость средств сокращения потерь
Номиналь-ный объем резервуара м3
Понтон с затвором типа
затвором типа тыс. руб.
Таблица 6 Сведения о стоимости задвижек труб и огневых преградителей
Труб с толщиной стенки
Огневых предохранителей
Величина Gmax соответствует максимальному расходу откачки бензина из резервуаров.
Расчетный перепад давления рекомендуется принимать равным 1000 Па. В качестве γ и р следует брать соответствующие параметры воздуха т. к. это наихудший случай с точки зрения расчета D.
При определении протяженности трубопроводов ГУС необходимо исходить из противопожарных требований к размещению резервуаров. Согласно СНиП резервуары в резервуарных парках размешаются группами. Их общая емкость в одной группе должна быть не более:
резервуаров с плавающей крышей или понтоном 200000 м3 при применении резервуаров емкостью 50000 м3;
резервуаров со стационарной крышей - 120000 м3 при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки выше 45 °С;
и 80000 м3 - при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже.
Общая площадь «зеркала» группы подземных резервуаров не должна превышать 14000 м3.
Расстояние между стенками наземных резервуаров располагаемых в одной группе должно быть: резервуаров с плавающей крышей - 05 диаметра но не более 30 м; резервуаров с понтоном - 065 диаметра и со стационарной крышей - 075 диаметра но не более 30 м.
Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1 м.
Расстояние между стенками ближайших резервуаров расположенных в соседних группах должно быть:
-для наземных резервуаров объемом до 20000 м3 - 40 м;
-для наземных резервуаров объемом 20000 м3 и более - 60 м;
-для подземных резервуаров - 15 м.
Учитывая предварительный характер выполненных расчетов протяженность коллектора L ГУС принимается равной расстоянию между центрами крайних резервуаров а длина каждого отвода Lо - сумме высоты резервуара и расстояния
от его центра до коллектора. Суммарную длину труб из которых изготовлены опоры газопроводов ГУС ориентировочно можно принять равной 50 % от общей длины газопроводов.
Если схема размещения и расстояние между резервуарами неизвестны то ориентировочно затраты на сооружение ГИС можно принять по таблице 7.
Затраты на сооружение систем УЛФ рассчитываются в зависимости от ее типа (адсорбционная абсорбционная компрессорная эжекторная и т.д.) а также применяемого оборудования.
Обобщенная цена 1 тонны нефти (нефтепродукта) н рубт определяется по формуле:
н = но + нс Цс + о.с (8)
оптовая цена 1 т нефти (нефтепродукта рубт;
нормативный коэффициент эффективности сопряженных капитальных затрат;
общая сумма сопряженных удельных капиталовложений складывающаяся из удельных капитальных вложений на добычу и транспорт нефти а для бензинов - также на производство 1 т бензина и ее транспорт руб.;
экономическая оценка ущерба причиняемого испарением 1 т нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух рубт.
Таблица 7 Удельные затраты на сооружение газоуравнительной системы
Условный диаметр коллектора ГУС. мм
Продолжение таблицы 7 Удельные затраты на сооружение газо-уравнительной системы
Поскольку в таблице 2 приведена стоимость дисков-отражателей понтонов и плавающих крыш в ценах 1982 г. то для учебных целей следует принимать величины для нефтей - 30 руб т а для бензинов: Аи-93 Аи-95 Аи-98-520 руб т А-72 А-76-390 рубт.
Величины сопряженных удельных капиталовложений таковы (рубгодт):
нефтедобыча — 3255;
транспортировка нефти - 815;
нефтепереработка - 860;
транспортировка нефтепродуктов - 11.
Соответственно для:
резервуаров головной НС нефтепровода:
резервуаров промежуточных НС нефтепровода и сырьевого парка НПЗ:
для товарного парка НПЗ и головной НС магистрального нефтепродуктопровода:
для резервуаров нефтебаз:
Экономическая оценка ущерба причиняемого испарением 1 т нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух о.с рубт определяется по формуле:
постоянный множитель γэ = 24 рубт;
показатель относительной агрессивности углеводородных выбросов: в широтном поясе южнее 45°с.ш. А = 126 а севернее 45°с.ш. А =316;
поправка учитывающая характер рассеяния выбросов в атмосфере;
показатель относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха (таблица 8).
Поправка учитывающая характер рассеяния выбросов в атмосфере f
определяется по формуле:
среднегодовое значение модуля скорости ветра на уровне флюгера; если и неизвестно то его следует принимать равным 3 мс;
расчетная высота устья источника выброса по отношению к загрязняемой территории м.
Средневзвешенная для зоны активного загрязнения (ЗАЗ) величина мi определяется по формуле:
где Fi площадь территории i-ro типа в составе ЗАЗ.
Для организованных источников выброса которыми являются резервуары площадь Fзаз м2 определяется по формуле:
Для одиночного резервуара расчетная высота устья источника выброса принимается равной высоте его стенки а для группы резервуаров находится как средневзвешенная величина h м определяется по формуле:
высота резервуара объемом м;
число резервуаров в группе.
При выборе ат необходимо учитывать также что:
) для центральной части городов с населением свыше 300 тыс. чел. независимо от плотности населения м
) для орошаемых земель садов виноградников сенокосов величины мi надо брать увеличенными в 2 раза по сравнению с приведенными в таблице 4.
Таблица 8 Значение показателя мi нал территориями различных типов
Тип загрязняемой территории
Курорты санатории заповедники заказники
Пригородные зоны отдыха садовые и дачные кооперативы
Населенные пункты с плотностью населения п (челга)
Территория промышленных предприятий (включая защитные зоны) и промышленных узлов
южные зоны (южнее 50° с. ш.)
центрально-черноземные районы. Южная Сибирь
4 Выбор технического средства сокращения потерь бензина
Выбор технического средства сокращения потерь бензина А-76 для
резервуаров (РВС1000 - 3 и РВС700 - 1 шт.) на проектируемой нефтебазе
расположенной во второй климатической зоне.
Приём бензина производится с железой дороги отпуск в автоцистерны. Годовая реализация бензина предполагается в объёме 20000 т расчетная плотность бензина - 730 кгм3. Резервуары будут размещены квадратом с расстоянием между их стенками равным 075 Др. Принять что понтоны оснащены затворами типа РУМ-1 а норматив амортизационных отчислений для всех средств сокращения потерь =005 1год. Максимальный расход откачки равен 40 м3ч. Наивысшую температуру ПВС принять равной максимальной температуре воздуха Т = 305 К.
Средний коэффициент оборачиваемости резервуаров с учётом их геометрического объёма и рекомендуемого коэффициента использования ёмкости составит
Ожидаемые годовые потери бензина из рассматриваемых резервуаров составит
Ожидаемое сокращение потерь при использовании дисков-отражателей составят:
Sд.700 = 343 10-2 + 0685 10-2 813 119 10-5 8132 +
+72 10-78133 = 00139
Sд.1000 = 350 10-2 + 0635 10-2 813 11 10-5 8132 +
+669 10-78133 = 00097
Среднее ожидаемое сокращение потерь бензина из рассматриваемых
резервуаров с помощью дисков-отражателей составит
Капиталовложения в диски-отражатели составят
Кд =12 + 315 = 57руб
Поскольку диски-отражатели внедряются очень быстро то с = 1 году.
Учитывая также что электроэнергия для их работы не нужна (Эi =0) находим удельные приведенные расходы на сокращение потерь 1 тонны бензина с помощью дисков д составят
Учитывая что оптовая цена бензина А-76 ow = 390рубт а величина сопряженных капиталовложений для бензина на нефтебазах то
Цс =3255 + 815 + 860 + 11 = 504рубгодт
Вычисляем обобщенную цену 1 тонны бензина
н = 390 + 012504 + 279 = 4784рубт
Величина Какритерия для дисков-отражателей составит
Кад= 00105 = 954 10-3
Ожидаемое сокращение потерь при применении понтонов с затвором РУМ-1 с учётом и понижающих коэффициентов составит:
Sп.700 = 08 (0 + 32 10-2 8130736) = 012
Sп.1000 = 08 (0 + 401 10-2 8130736 ) = 014
Среднее ожидаемое сокращение потерь бензина из рассматриваемых резервуаров с помощью понтонов
Если бы нефтебаза была действующей к этой величине необходимо было бы ввести понижающий коэффициент учитывающий сроки внедрения понтонов.
Капиталовложения в понтоны с затвором РУМ-1
Кп = 380 + 3386 = 1538тыс.руб
Удельные приведенные расходы на сокращение потерь 1 тонны бензина с помощью понтонов
Величина Какритерия для понтонов
Отрицательная величина Кап свидетельствует о том что в течение нормативного срока понтоны не окупают себя.
Для расчета ГУС сначала определим протяженность и диаметр её трубопроводов. так как данная группа резервуаров расположена квадратом находим:
длина коллектора Lк м определяется по формуле:
Lк = 05Др + 075Др + 05Др (14)
Lк = 051233 + 0751233 + 051233 = 216м
длина отвода Lо м определяется по формуле:
Lо = 0375Др + Нр + 05Др (15)
L0 = 0375 1233 + 894 + 05 1233 = 197м
общую длина газопровода между наиболее удаленными резервуарами L м определяется по формуле:
L= 216 + 2 -197 = 61м
Плотность и кинематическая вязкость воздуха при условиях перетока ПВС из одного резервуара в другой составят
Расчётный внутренний диаметр ГУС
Массовый расход в ГУС
Принимаем стандартный диаметр 273x7 мм.
Общая длина газопроводов ГУС и опор Lm м определяется по формуле:
Lm = 216 + 4 -197 = 1004м
Полагая что опоры газопроводов ГУС изготовлены из труб 219 х 9 мм найдем капиталовложения в систему составят:
Кзадв = 4 194 = 776 руб
Когн = 8 22 = 176 руб
Кгп = 102 1004 = 10241 руб
Коп = 875 502 = 4393 руб
Ki = 776 + 176 + 10241 + 4393 = 24154руб
С учётом остальных видов строительно-монтажных работ общие капиталовложения в ГУС Кгус руб. определяются по формуле:
Кгус =1824154 = 43477руб
По таблице 1 находим ориентировочную величину коэффициента совпадения операций Кс = 02. Удельные приведенные затраты на сокращение потерь бензина с помощью ГУС по формуле (3)
Величина Ка -критерия при применении ГУС по формуле (1)
Сравнивая величины Кад Кап и Кагус видим что наибольшее значение данный критерий имеет при применении ГУС то есть для рассматриваемой нефтебазы наиболее предпочтительным средством сокращения потерь является газоуравнительная система.
5 Определение потерь автобензина от одного «малого дыхания» в стальном вертикальном «атмосферном» резервуаре объемом 10000м3
степень заполнения резервуара 05;
температура начала кипения tнк = 46° С;
среднее атмосферное давление ра = 105 Па;
давление насыщенных паров по Рейду = 06 105 Па;
максимальная и минимальная температуры в газовом пространстве резервуара = 12° С и = 40° С;
максимальная и минимальная температуры верхних слоев бензина = 14° С и = 22° С.
Принимая pt р2 ра потерь автобензина от одного «малого дыхания» в стальном вертикальном «атмосферном» резервуаре Gм.д кг определяются по формуле:
Упругость паров ру соответственно температуре верхних слоев бензина ( и ):
ру1 = 0027 МПа = 027 105 Па
рУ2 = 004 МПа = 04 105 Па
Тогдаконцентрации бензина С определяются по формулам:
Средняя объемная концентрация паров бензина С определяется по формуле:
Молекулярный вес бензиновых паров Мб кгмоль определяется по формуле:
Мб = 60 + 0Зtн.к +0001 (24)
Мб = 60 + 03 046 + 0001462 = 759 кгмоль
Объем газового пространства V м3 определяется по формуле:
V = 10000 05 = 5000 м3
Абсолютные температуры газового пространства составляют
Т1 = 273 + 12 = 285 К
Т2 = 273 + 40 =313 К
Потери бензина за одно «малое дыхание» составят
Потери от одного «большого дыхания» Gб.д кг определяются по формуле:
Объем закачиваемого бензина при коэффициенте использования емкости 095 составляет
Vб = 10 000 095 = 9500 м3
Средняя объемная концентрация бензиновых паров в газовом пространстве резервуара Сг определяется по формуле:
ру = 00335 МПа = 0335-106 Па соответствует средней температуре поверхности бензина = 18° С а средняя абсолютная температура газового пространства составит
Потери бензина за одно «большое дыхание» составят

Л1_v12.cdw

Покрытие (фторопласт-4)
Пленка (фторопласт-4)
Направляющая фторопластовая трубка
ПКЖТ 0810000.ДП.ГЧ.006.15

00_ВВЕДЕНИЕ.docx

Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся резервов (например сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах на нефтеперерабатывающих заводах при транспортировке на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочные подсчёты показывают что годовые потери нефти при перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти уходит главным образом наиболее легкие компоненты являющиеся основным и ценнейшим сырьём для нефтехимических производств. Потери легких фракций бензина приводят к ухудшению товарных качеств понижению октанового числа повышению температуры кипения а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.
Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах и при транспортировке составляют примерно 45%. Потери от утечек составляют наибольшую часть и могут быть полностью ликвидированы за счёт повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных обязательных организационно-технических и профилактических мер.
Потери нефти и нефтепродуктов имеющие место при их транспортировке хранении приеме и отпуске условно можно разделить на естественные эксплуатационные и аварийные.
Одним из основных источников естественной убыли нефтепродуктов являются их потери от испарения из резервуаров при больших и малых «дыханиях». «Большие дыхания» имеют место при операциях заполнения резервуаров.
Эксплуатационные потери в отличие от естественной убыли могут быть полностью устранены.
Аварийные потери возникают вследствие повреждения резервуаров трубопроводов и оборудования в результате каких-либо непредвиденных ситуаций. Поскольку на всех объектах отрасли производится планомерная работа по предотвращению аварий то вклад этого вида потерь в их общую величину относительно невелик.
Независимо от вида потерь жидких углеводородов в конечном итоге они оказываются в атмосфере что отрицательным образом сказывается на окружающей среде и особенно на здоровье людей.
Таким образом сокращение всех видов потерь нефтепродуктов является актуальной задачей не только с экономической но и что не менее важно с экологической точки зрения.
В данной работе рассматриваются вопросы применения различных технических средств сокращения потерь нефтепродуктов от испарения из резервуаров.
Сокращение потерь нефтепродуктов – одно из важнейших направлений ресурсосбережения.

Л2_v12.cdw

Седла для тарелок и вакуума
Направляющий стержень
ПКЖТ 0810000.ДП.ГЧ.006.15