Размещено на http://www.allbest.ru/

Пояснительная записка

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация НХ и АЗС»

Расчет потерь от испарения в резервуарном парке ЛПДС "Черкассы"



Введение

ОАО "Уралтранснефтепродукг" - одно из крупнейших дочерних акционерных обществ АК "Транснефтепродукт", которое осуществляет транспорт светлых нефтепродуктов с башкирских нефтеперерабатывающих заводов в западном и восточном направлениях.

Западными воротами из Башкортостана являются нефтепродуктопроводы "Уфа - Западное направление" и "Уфа - Камбарка", а восточными - трубопроводы "Уфа - Омск" и "Уфа - Петропавловск", так же осуществляется прием по магистральному нефтепродуктопроводу «Салават - Уфа».

Находящиеся на балансе акционерного общества 9 магистральных трубопроводов с 17 перекачивающими станциями, 11 пунктами налива в автомобильные и железнодорожные цистерны, с 65 отводами к нефтебазам и АЗС и резервуарным парком полезной емкостью 834 тыс.м3, благодаря осуществлению комплексных мероприятий по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту отвечают современным требованиям по надежности и безопасности и позволяют осуществлять прием, транспортировку, налив и хранение нефтепродуктов.

Протяженность эксплуатируемой ОАО "Уралтранснефтепродукт" системы нефтепродуктопроводов составляет более 5 тыс. км.

В западном направлении магистральный нефтепродуктопровод (далее МНПП) ОАО "Уралтранснефтепродукт" поставляет с башкирских нефтеперерабатывающих заводов нефтепродукты на внутренний рынок Башкортостана, Удмуртии, Татарстана, в Самарскую и Оренбургскую области, а также через трубопроводы ОАО "Юго-Западтранснефтепродукт" - на экспорт в государства Содружества, Балтии и другие зарубежные страны.

В восточном направлении транспортируются нефтепродукты, предназначенные для потребителей Свердловской, Курганской, Тюменской и Омской областей, а также на экспорт в Казахстан.

В курсовом проекте а рассмотрены вопросы, обеспечения эксплуатации ЛПДС «Черкассы». Проведен расчет потерь бензина от «больших дыханий»;



1. Характеристика ЛПДС «Черкассы»

Линейная производственно-диспетчерская станция «Черкассы» - одна из современных в техническом отношении перекачивающих станций в России, представляющая собой сложный комплекс сооружений и устройств.

ЛПДС «Черкассы» относится к Уфимскому производственному отделению ОАО «Уралтранснефтепродукт», которое, в свою очередь, является дочерней организацией ОАО «АК Транснефтепродукт» (Акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов).

ЛПДС «Черкассы» является действующим предприятием и находится в черноземной лесостепной зоне южной части Предуралья. В соответствии с нормами [1] район относится к 1В климатическому району. Климат резко - континентальный. Зона сейсмоустойчивая, спокойная. Преобладающее направление ветра зимой - южное и юго-западное, летом - северное и северо-западное. Среднегодовое количество осадков составляет 533 мм. Средняя годовая температура воздуха составляет плюс 2,40С. Самым холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 15,10С, а самым теплым - июль со среднемесячной температурой воздуха плюс 19,3-20,40С.

Зима характеризуется устойчивой морозной погодой, снегопадами и редкими оттепелями. Глубина промерзания грунтов - 1,8 м. Продолжительность периода с устойчивым снежным покровом - 160 дней. Средняя дата установления снежного покрова - 9 ноября, разрушения снежного покрова - 15 апреля. Во второй декаде апреля снег сходит.

Согласно инженерно-геологическим изысканиям под почвенно-растительным слоем залегает глина коричневая, красновато-коричневатая от мягко-пластичной до твердой консистенции, с карбонатными включениями. Подземные воды в районе площадки не обнаружены. Грунтовые воды в период изысканий до глубины 8,0 м не обнаружены. Однако, в водообильные периоды года возможно кратковременное формирование вод типа «верховодка» на глубине от 2,0 до 2,5 м. Общий уклон площадки - в северном направлении. Абсолютные отметки площадки ЛПДС «Черкассы» изменяются от 220,80 до 227,80 м.

В соответствии с нормами [2] ЛПДС «Черкассы» относится к НПС 1-й категории. В соответствии с [3], нормативные минимальные разрывы от нефтеперекачивающих станций 1-й категории до городов и поселков (размер санитарно-защитной зоны) составляет 200 м.

ЛПДС «Черкассы» расположена на северо-востоке от Уфы по адресу: 450070, РБ, г.Уфа, Орджоникидзевский район, поселок Новые Черкассы и занимает территорию, равную 70,72 га. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Новые Черкассы и Старые Черкассы, расположенные в 0,6 км от ЛПДС «Черкассы».

ЛПДС «Черкассы» осуществляет функции головной перекачивающей станции. Станция располагается в начале трассы и служит для накапливания определенных партий нефтепродуктов и перекачки их по трубопроводам. Являясь наиболее ответственной частью комплекса сооружений трубопроводов, головная перекачивающая станция во многом определяет работу всего трубопровода в целом. ЛПДС «Черкассы» имеет большой резервуарный парк, который служит для приема (откачки), хранения и налива светлых нефтепродуктов (автобензина и дизельного топлива) (рисунок 1.1).

ЛПДС «Черкассы» осуществляет транспортировку светлых нефтепродуктов с Башкирских нефтеперерабатывающих заводов в западном и восточном направлениях. На запад транспортировка осуществляется по магистральным нефтепродуктопроводам (МНПП) «Уфа-Западное направление», «Уфа-Камбарка», а на восток - по нефтепродуктопроводу «Уфа-Омск. Для перекачки нефтепродуктов по этим трубопроводам предназначены две насосные.

Насосная №2 производит перекачку по трубопроводу «Уфа-Западное направление».

Оснащение насосной:

а) магистральный насос НМ 1250х400 - 2 шт.;

б) магистральный насос НМ 1250х260 - 2 шт.;

в) подпорные насосы 14НДсН - 2 шт.

Насосная №3 производит перекачку по трубопроводу «Уфа-Омск» и «Уфа-Камбарка».

Оснащение насосной:

а) магистральный насос НМ 500х800 - 2 шт.;

б) магистральный насос 14Н 360х460 - 2 шт.;

в) подпорные насосы 14НДсН - 2 шт.;

г) подпорные насосы 8НДв - 1 шт.;

д) подпорные насосы 3В 200х2 - 1 шт.

В связи с наибольшей производительностью и работы трубопровода в безостановочном режиме (за исключением технического обслуживания и ремонтных работ согласно графика планово-предупредительных работ) наиболее целесообразно рассматривать насосную №2, осуществляющую перекачку по трубопроводу «Уфа-Западное направление».

1.1 Технологическая схема ЛПДС «Черкассы»

Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, откачке и внутристанционным перекачкам нефти или нефтепродуктов.

Рассмотрим на примере прием нефтепродукта в резервуар от завода-изготовителя и дальнейшую откачку из этого резервуара по МНПП «Уфа-Западное направление». Согласно инструкции подготовка линии для приема или откачки готовится от резервуара т.е. в первую очередь открывается задвижка у резервуара.

Прием дизельного топлива Л-02-62 от УНПЗ в резервуар №41:

- задвижки открыты: 597, 620, 633, 633а;

- задвижки закрыты: 594, 622, 621, 617, 641, 330, 421.

Откачка дизельного топлива Л-02-62 на УЗН из резервуара №41:

- задвижки открыты: 596, 536;

- задвижки закрыты: 593, 532-535, 537-541, 670.

Прием дизельного топлива Л-02-62 по МНПП «Салават-Уфа» в резервуар №33:

- задвижки открыты: 574, 468, 445, 642, 5а, 144;

- задвижки закрыты: 467, 472-474, 333, 414, 415, 647, 6а, 142,146.

Откачка дизельного топлива Л-02-62 на УЗН из резервуара №33:

- задвижки открыты: 572, 541;

- задвижки закрыты: 532-540, 670.

1.2 Резервуарный парк

Резервуарный парк ЛПДС «Черкассы» относится к объектам магистральных нефтепродуктопроводов и представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций: приема (откачки), хранения и отстаивания нефтепродуктов. Резервуары объединены в группы по два резервуара. Объем группы наземных резервуаров, находящихся в одном обваловании, не должен превышать 20 000м3. Каждая группа наземных резервуаров ограждена земляным валом (обвалованием). Объем, образуемый обвалованием группы резервуаров, равен объему наибольшего резервуара.

Резервуарный парк ЛПДС «Черкассы» состоит из 47 резервуаров, общая емкость которых составляет 370800 м3. Из них 17 резервуаров РВС - 5000; 3 резервуара РВСП - 5000; 15 резервуаров РВСП - 10000; 12 резервуаров РВС - 10000. Кроме того, на территории ЛПДС «Черкассы» находятся в эксплуатации 2 резервуара РВС - 400, предназначенные для сбора нефтепродукта, уловленного нефтеловушками. Объем рабочей емкости резервуаров по калибровочным таблицам составляет 340500 м3. Группа резервуаров, обслуживающих МНПП «Уфа - Западное направление», состоит из 15 резервуаров, общая емкость которых составляет 150000 м3. Все резервуары имеют емкость 10000 м3. С целью сокращения потерь от испарения 7 из них снабжены понтонами. Данные резервуары имеют номера с 33 по 39 на технологической схеме ЛПДС «Черкассы».

резервуар бензин трубопроводный станция



2. Потери нефтепродуктов при их хранении в резервуарном парке

2.1 Причины потерь нефтепродуктов

Проблемы, связанные с потерями нефтепродуктов, в разной степени затрагивают все звенья функционирования системы МНПП и являются важными показателями технического совершенствования технологических операций, начиная от транспортировки и кончая реализацией нефтепродуктов.

В зависимости от причин возникновения, потери нефтепродуктов можно разделить на естественные, эксплуатационные и аварийные. Естественные потери зависят, главным образом, от физико-химических свойств нефтепродуктов, а также от условий окружающей среды. Значительное влияние на величину естественных потерь оказывает также качество технического обеспечения транспортных операций с нефтепродуктами. К этой группе потерь относятся потери от испарения, которые на современном уровне технического оснащения практически не могут быть полностью устранены, но поддаются значительному сокращению в результате осуществления комплекса мероприятий как организационного, так и технического характера. В настоящее время естественные потери регламентируются нормами естественной убыли.

Эксплуатационные потери происходят в основном из-за неисправностей или неправильной эксплуатации технических средств хранения, перекачки, транспортирования и заправки. Эти потери возникают вследствие утечек, проливов, неполного слива, загрязнения и обводнения нефтепродуктов.

Потери нефтепродуктов от утечек, разлива и разбрызгивания происходят при их хранении, приеме, выдаче и транспортировке, вследствие неплотностей в местах соединения труб, рукавов, задвижек и вентилей, перелива нефтепродуктов при наполнении резервуаров, автомобильных цистерн, неполного опорожнения сливной трубы и рукавов, налива нефтепродуктов в неисправные цистерны.

Потери от смешения, обводнения и загрязнения возникают при хранении в результате не полного закрытия задвижки, наливе в автомобильные цистерны с остатками другого, более низкосортного нефтепродукта, при наливе в цистерны неочищенные от другого нефтепродукта, при наливе в автомобильные цистерны нефтепродукта из трубопровода, по которому проводилась последовательная перекачка нескольких марок нефтепродуктов.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит в результате попадания пыли и грязи из атмосферы, из плохо защищенных автомобильных цистерн, резервуаров и других средств, а также в результате разрушения покрытий на внутренних поверхностях резервуаров и цистерн, коррозии металлических поверхностей и окисления нефтепродуктов.

Эксплуатационные потери нефтепродуктов (в отличие от естественных) могут быть полностью устранены при правильной организации складских и транспортных операций, своевременном проведении технического обслуживания и профилактического ремонта технологического оборудования, соблюдении правил обращения с нефтепродуктами при их хранении, транспортировании и при заправке техники.

Аварийные потери возникают в результате разрушения, повреждения резервуаров, трубопроводов и других технических средств при пожарах, наводнениях, землетрясениях и других стихийных бедствиях, повреждении или уничтожении средств перевозки нефтепродуктов при транспортных катастрофах и авариях, а также в других случаях, вызывающих разрушение оборудования. Предупреждение аварийных потерь осуществляется проведением соответствующих профилактических мероприятий. Снижение аварийных потерь в случае их возникновении достигается оперативным осуществлением мер по локализации и устранению последствий аварий.

Потери нефтепродуктов можно подразделить по характеру возникновения на: количественные, качественные и количественно-качественные.

Количественные потери происходят от утечек и разливов в результате неудовлетворительного состояния технологического оборудования, небрежности и халатности соответствующих служб. Основные причины потерь нефтепродуктов от утечек и разлива - неисправное состояние днищ и корпусов стальных резервуаров, вызывающих течь и потение швов, а также резервуарного оборудования (хлопушек, сифонных кранов, задвижек); неумелое удаление подтоварной воды из резервуаров; неправильная зачистка остатков из резервуаров; неисправность технологических трубопроводов, трубопроводной арматуры, насосных установок (течи во фланцах, сальниках, швах). Эти потери могут быть устранены при своевременном проведении профилактических ремонтов и внимательном отношении к порученной работе обслуживающего персонала.

Качественные потери нефтепродуктов происходят от смешения при небрежном или неправильном выполнении операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, когда различные сорта их смешиваются, от обводнения и загрязнения механическими примесями. Смешение может происходить также при недостаточном числе на ЛПДС «Черкассы» технологических трубопроводов (перекачка разных сортов нефтепродуктов ведется по одному трубопроводу без соответствующей подготовки и без учета распределения нефтепродуктов по родственным группам).

Количественно-качественные потери представляют собой, главным образом, потери нефтепродуктов от испарения. Величина потерь от «малых и больших дыханий» резервуаров зависит от ряда факторов: климатических условий, температурного режима хранилищ, конструкции и оборудования емкостей, наличия или отсутствия улавливающих газосборных обвязок, соотношения размеров и степени заполнения резервуаров, свойств хранимого нефтепродукта, допустимого давления в газовом пространстве, цвета и качества окраски резервуара. Наибольшее влияние на величину потерь оказывают климатические условия, размеры, тип и режим работы резервуаров, а также свойства нефтепродукта.

2.2 Расчет потерь автомобильного бензина от «больших дыханий»

Потери от «больших дыханий» - это потери от вытеснения паров нефтепродукта из газового пространства (ГП) резервуара закачиваемым нефтепродуктом.

При откачке нефтепродукта из резервуара объем газового пространства увеличивается. Поэтому давление в нем падает, и через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается атмосферный воздух. Это, с одной стороны, приводит к снижению средней концентрации углеводородов в ГП, а с другой стороны, струя воздуха омывает поверхность нефтепродукта. В результате процесс его испарения интенсифицируется. При последующем заполнении резервуара нефтепродукт, поступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое рассчитан дыхательный клапан. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будет выходить паровоздушная смесь, начнется «большое дыхание» («выдох»). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется «большое дыхание».

Рассчитаем потери автобензина Нормаль-80 от «больших дыханий» из резервуара РВС-10000 №29 для наихудших условий эксплуатации: закачка в резервуар осуществляется с производительностью 600м3/ч от высоты взлива 2м до 9м. Закачке предшествовала откачка нефтепродукта в то же день с уровня 9,75м до 2м с производительностью 1000 м3/ч.

Исходные данные для расчета:

- тип резервуара: РВС-10000;

- геометрическая широта ?=54o48'(Уфа);

- диаметр резервуара, D = 34,2 м;

- высота корпуса, Нр= 11,92 м;

- высота конуса крыши, Нк = 3,0 м;

- атмосферное давление Ра = 101200 Па;

- нагрузка дыхательного клапана НДКМ-250:

- на вакуум Ркв = 245 Па;

- на давление Ркд = 1962 Па;

- температура начала кипения бензина Тнк = 319 К;

- средняя температура бензина:

- днем ТПср= 301,3 К;

- ночью ТПср = 287,8 К;

- количество дыхательных клапанов - 2 шт;

- диаметр патрубка клапана d=250 мм.

Прием в резервуар производится от Уфимского нефтеперерабатывающего завода (УНПЗ).

Производительность закачки бензина, начальный и конечный уровни взлива приведены в таблице 1.14.

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета потерь бензина от «больших дыханий»

Значения параметров
Нвзл1, м	Нвзл2, м	Нвзл3, м	Qзак, м3/ч	Qот, м3/ч
9,75	2	9	600	1000

Продолжительность откачки и закачки бензина:

(1.1)

Где ?Hот - разность уровней взлива резервуара до и после откачки, м;

FH - площадь «зеркала» нефтепродукта, м3;

Qот - производительность откачки, м3/ч;

(1.2)

(1.3)

Средняя высота взлива бензина в резервуаре при закачке и откачке:

(1.4)

(1.5)

Средняя высота газового пространства резервуара при закачке и откачке бензина:

, (1.6)

гдеНР - высота резервуара;

Нср - средняя высота взлива;

НК - высота корпуса крыши;

Объемы жидкой и паровой фаз на момент начала откачки бензина из резервуара:



(1.7)

, (1.8)

Где Vp - объем резервуара;

Скорость закачиваемого нефтепродукта в приемо-раздаточном устройстве:

(1.9)

Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана:

, (1.10)

Где r - радиус монтажного патрубка;

Nк - число дыхательных клапанов;

Диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефтепродукта, омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар:

(1.11)

Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта:

(1.12)



Так как откачка бензина производилась в тот же день, что и заполнение резервуара, то необходимо определить, как изменялась концентрация паров в газовом пространстве в ходе каждой из операций.

В процессе откачки средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре по формулам (1.30) и (1.31):

Соотношение фаз:

Так как то значение поправки, учитывающей влияние соотношения фаз на давление насыщения :

(1.13)

Давление насыщенных паров бензина при средней температуре в ГПР в процессе откачки:

(1.14)

Где PR - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (TK=311 K, соотношение объемов паровой и жидкой фаз = 4), Па;

bS - эмпирический коэффициент (табл.10.2[4]);

Концентрация насыщенных паров бензина при откачке:



(1.15)

Где PГ - абсолютное давление в газовом пространстве, Па.

Начальная объемная концентрация углеводородов в ГПР перед откачкой:

(1.16)

Плотность паров бензина и воздуха при условиях откачки:

(1.40)

Где My - молярная масса паров бензина;

- универсальная газовая постоянная, = 8314 Дж/(кмоль•К);

,

Где Tнк - температура начала кипения бензина, Tнк=319 К;

(1.17)

Плотность ПВС перед началом откачки:



(1.18)

Масса ПВС и паров бензина в газовом пространстве перед началом откачки:

(1.19)

(1.20)

Объем и масса воздуха, подсасываемого в резервуар при его опорожнении:

(1.21)

(1.22)

Если бы бензин в процессе опорожнения резервуара не испарялась, то к концу опорожнения объемная концентрация паров в газовом пространстве составляла бы:

(1.23)

Соответственно средняя объемная концентрация паров бензина была бы:

(1.24)

Поскольку в ходе опорожнения происходит донасыщение ГП парами бензина, то в качестве первого приближения принимаем, что .

При этой концентрации:

- молярная масса ПВС:

(1.25)

- плотность ПВС по формуле (1.40):

- кинематическая вязкость ПВС:

(1.26)

- число Шмидта:

(1.27)

где Dм - коэффициент диффузии паров, вычисляемы по формуле:

(1.28)

Где аm , bm - эмпирические коэффициенты, аm= - 0,1170 м2/ч; bm= 0,000503 м2/(ч•К);

Dm= - 0,1170 + 0,000503•294,55 = 0,0312 м2/ч.



- модуль движущей силы процесса испарения:

(1.29)

- величина Кt-критерия при неподвижном хранении бензина находится по формуле:

(1.30)

- среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности бензина воздухом:

(1.31)

- величина Kt-критерия при откачке бензина:

(1.32)

Плотность потока массы испаряющегося бензина в процессе откачки:

(1.33)



Где Tв, Tб - абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина, К;

Масса бензина, испарившегося за время откачки:

(1.34)

Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту завершения откачки:

(1.35)

(1.36)

Так как СS=0,4570,333, то принимаем =0,333.

Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке по формуле:

Проверим, каково расхождение ранее принятой и расчетной величин:

Так как расхождение составляет менее 5%, то уточнять концентрацию нет необходимости.

Парциальное давление паров бензина в ГП к началу простоя резервуара

=0,385•(101200-245)=38867,68 Па. (1.37)

Вычислим объемы жидкой и паровой фаз в процессе простоя резервуара перед его заполнением, а также их соотношение:

Так как то поправка, учитывающую влияние соотношения фаз на давление насыщения вычисляется по формуле:

(1.38)

Давление и концентрация насыщенных паров бензина при простое по формулам:

Так как Ps.прP(0)у.пр, то испарения бензина в процессе простоя происходить не будет. Следовательно, начальная концентрация паров бензина в ГП в начале закачки =0,377; =38120,6 Па.

Вычислим средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре в процессе закачки по формулам, а также их соотношение:

Так как то по формуле:

Средние давления и концентрации насыщенных паров бензина в ГП при заполнении резервуара:

Так как Рs.зак<, то в процессе заполнения резервуара будет происходить донасыщение ГП парами бензина.

Примем, что средняя концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара равна С(0)ср.зак = 0,360.

При этой концентрации:

- молярная масса ПВС:

- плотность ПВС:

(1.39)

- кинематическая вязкость ПВС по формуле (1.49):



- число Шмидта по формуле (1.50):

- модуль движущей силы процесса испарения:

- величина Кt-критерия при неподвижном хранении бензина находится:

- скорость бензина в приемном патрубке резервуара:

- средняя характерная скорость перемешивания бензина в резервуаре:

(1.40)



- находим величину среднего комплексного параметра :

(1.41)

- величина Kt критерия при заполнении резервуара:

- плотность потока массы бензина, испаряющегося в процессе закачки:

- масса бензина, испарившегося в процессе закачки:

- массы углеводородов и ПВС в ГПР на момент начала закачки:

(1.42)

- объем закачиваемого бензина и масса вытесняемой в атмосферу ПВС:

- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара:

(1.43)

- массовая концентрация паров бензина в ГП к моменту окончания закачки:

(1.44)

- соответствующая объемная концентрация паров в газовом пространстве:

Так как С*закСsзак принимаем Сзак=0,361.

Находим расчетную среднюю концентрацию паров бензина в ГП в процессе закачки:

- отклонение расчетной величины от ранее принятой составляет следовательно, средняя концентрация паров бензина в ГП резервуара в процессе его заполнения выбрана правильно.

Абсолютные давления срабатывания клапанов вакуума и давления НКДМ-250:

Р1 = Pа - Pкв = 101200-245=100955 Па; (1.45)

Р2 = Pа + Pкд = 101200+1962=103162 Па. (1.46)

Среднее парциальное давление паров бензина в ГП в процессе закачки:

. (1.47)

Плотность паров бензина в процессе закачки:

Потери бензина от «большого дыхания»

(1.48)

Как видно из полученных результатов расчета, потери бензина даже от одного «большого дыхания» существенны. С целью сокращения потерь нефтепродукта от испарения используются понтоны.

Сокращая потери от испарения до 98%, понтон быстро окупает затраты на его приобретение. Согласно статистическим данным на бензиновых резервуарах затраты окупаются за 6-8 месяцев. В дальнейшем понтон будет продолжать давать экономию хранимого продукта не менее 20 лет.



3. Оборудование резервуаров

Для нормальной и безопасной эксплуатации на резервуаре устанавливают четыре группы оборудования:

- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь (дыхательные и предохранительные клапаны, приемно-раздаточные патрубки с хлопушкой, зачистная задвижка);

- оборудование для ремонта и обслуживания резервуаров (люк-лаз, замерный люк, световой люк, сифонный кран, шахтная лестница);

- приборы контроля и сигнализации (дистанционные измерители уровня нефтепродукта, ПСР, сигнализаторы максимального и минимального уровня нефтепродукта, оборудование КИП и А);

- противопожарное оборудование (пенный генератор, система автоматического пожаротушения).

Для правильной и безаварийной эксплуатации резервуарного парка на каждый резервуар составляется технологическая карта эксплуатации резервуаров. Она утверждается главным инженером ОАО «Уралтранснефтепродукт» и пересматривается не реже 1 раза в 2 года. Технологическая карта включает в себя: № резервуара, тип нефтепродукта (автобензин или дизельное топливо), тип резервуара с указанием объема (РВС или РВСП, 10000 или 5000 м3), диаметр резервуара (10000 - 34,2м, 5000 - 22,9м), уровень максимального и минимального взливов (устанавливается метрологом), количество и типы дыхательной и предохранительной арматуры, а также их пропускную способность и другое (таблица 3.1, 1.2). В технологической карте представлены резервуары, находящиеся в эксплуатации.

Таблица 3.1 - Технологическая карта резервуарного парка ЛПДС «Черкассы»

Номер по технол.схеме	Нефтепродукт	Тип резервуара	Диаметр резервуара,м	Высота,см	Взливы, см	Максимально допустимый расход закачки/ откачки, м3/ч	Дыхат. клапаны	Предохр. клапаны	Огнев. преградители
				До утор. уголка	До пеннокамеры	Сигнала предельного уровня	Макс. допустим.	Макс. эксплуатационный	Миним. эксплуатационный		тип	шт	тип	шт	тип	шт
1 Товарные резервуары типа РВС
21	А/б	РВСП-10000	34,2	1187	1085	990	980	930	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
22	А/б	РВСП-10000	34,2	1189	1088	1040	1030	980	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
23	А/б	РВСП-10000	34,2	1191	1093	1040	1030	980	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
26	А/б	РВСП-10000	34,2	1191	1099	1030	1020	970	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
27	А/б	РВСП-10000	34,2	1194	1079	1040	1030	980	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
28	А/б	РВСП-10000	34,2	1193	1078	1040	1030	980	200	2800	-	-	-	-	ОП-350	4
29	Д/т	РВС-10000	34,2	1189	1123	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-350	4
30	Д/т	РВС-10000	34,2	1189	1083	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-350	4
31	Д/т	РВС-10000	34,2	1194	1079	970	960	910	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-350	4
33	Д/т	РВСП-10000	34,2	1191	1115	1040	1030	980	130	1000	-	-	-	-	ОП-500	1
35	Д/т	РВСП-10000	34,2	1193	1193	1040	1030	980	200	1000	-	-	-	-	ОП-500	1
36	Д/т	РВСП-10000	34,2	1187	1108	990	980	930	125	1000	-	-	-	-	ОП-500	1
40	Д/т	РВС-10000	34,2	1189	1089	1040	1030	980	100	1800	НДКМ-250	3	КПГ-250	2	ОП-250	5
42	Д/т	РВС-10000	34,2	1192	1128	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-250	4
43	Д/т	РВС-10000	34,2	1192	1115	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-250	4
44	Д/т	РВС-10000	34,2	1185	1075	1010	1000	950	100	1800	НДКМ-250	3	КПГ-250	2	ОП-250	5
45	Д/т	РВС-10000	34,2	1190	1075	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	3	ОП-250	5
46	Д/т	РВС-10000	34,2	1192	1075	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-250	4
47	Д/т	РВС-10000	34,2	1192	1128	1040	1030	980	100	1200	НДКМ-250	2	КПГ-250	2	ОП-250	4
2 Смесевые резервуары типа РВС
1	Д/т	РВС-400	8,5	759	735	720	-	710	30	600	НДКМ-250	1	КПГ-250	1	ОП-250	2
2	А/б	РВС-400	8,5	760	735	720	-	710	30	600	НДКМ-250	1	КПГ-250	1	ОП-250	2

Таблица 3.2 - Технологическая карта резервуаров РГС ЛПДС «Черкассы»

Номер резервуара	Нефтепродукт	Тип резервуара	Геометрический объем, м3	Диаметр, м	Предельно допустимый взлив, см	Максимально эксплуатационный взлив, см	Минимально эксплуатационный взлив, см	Максимально производительность закачки/откачки, м3/ч	Тип дыхательного клапана
1 Резервуары горизонтальные товарные КАЗС
1	Д/т	РГС-7,5	7,442	2,2	211	211	20	10	СМДК-50
2	А/б	РГС-7,5	7,447	2,2	212	212	20	10	СМДК-50
2 Резервуары горизонтальные подземные - емкости утечек
1	Д/т	РГС-30	29,907	2,7	265	260	60	40	СМДК-50
2	Д/т	РГС-75	72,228	3,2	312	307	60	40	СМДК-50
3	А/б	РГС-75	72,264	3,2	312	307	60	40	СМДК-50
4	Смесь	РГС-75	72,194	3,2	312	307	60	40	СМДК-50
5	Смесь	РГС-5	5,135	1,8	173	168	60	40	СМДК-50
6	А/б	РГС-30	30,154	2,7	173	259	60	40	СМДК-50
7	А/б	РГС-30	30,057	2,7	264	259	60	40	СМДК-50

Список использованных источников

1 СНиП 23-11-99* Строительная климатология. Взамен СНиП 2.01.01-82; Введ. 01.01.2000.

2 Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов./ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002. 658 с.

3 Шишкин, Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз /Г.В. Шишкин - М.: Недра, 1978. - 216 с.

4 СНиП 2.11.03.-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы/ Госстрой России. - М.:ГП ЦПП, 1993. - 24с.

5 ВНТП-5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами. Введ. 03.04.1995

Размещено на Allbest.ur