Курсовая: Транспортирование нефти и газа
Российская Федерация
Министерство народного образования Удмуртской Республики
Профессиональное училище № 31
ОД-4
УОператор добычи нефти и газаФ
Пояснительная записка
к письменной экзаменационной работе
Тема работы: УТранспорт и хранение нефти и газаФ
Выпускник: Голубев С.В. Группа: ОД-4
Работа выполнена: _08_Ф_04_Ф2002_Ф_________________________________
Руководитель
работы
Ижевск 2002 г.
Содержание
Стр.
I. Введение. Нефтяная промышленность Удмуртии................3
II. Технологическая часть.......................................4
II.1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение. Промысловые нефтепроводы......4
II.2. Насосные станции. Оборудование насосных станций. Насосы для
перекачки
нефти........................................................................
.............. 10
II.3. Резервуары...........................................................14
II.4. Техника безопасности и охрана окружающей среды.......................21
III. Использованная литература....................................25
I. Введение
Нефтяная промышленность Удмуртии
Месторождения нефти имеют промышленное значение. Это понзволило создать в
республике нефтяную отрасль.
В 1958 году начала свою деятельность Удмуртская геофизическая экспедиция, а в
1961 году Ц трест "Удмуртнефтеразведка" (ныне ОАО "Удмуртгеология").
Для ускорения ввода в разработку открытых в республике пронмышленных запасов
нефти и организации нового нефтедобываюнщего района страны в 1973 году в
городе Ижевске было создано производственное объединение "Удмуртнефть".
От 100 тысяч тонн нефти, добытых в 1969 году, в, год становленния нефтяной
отрасли Удмуртии, до 9,3 млн. тонн в г982 году -^ танков темп развития ее
нефтедобычи. В последние годы из недр изнвлекается ежегодно 5-6 млн тонн
"черного золота".
ОАО "Удмуртнефть" разрабатывает 23 нефтянных месторождения. За время работы
это предприятие извлекло из недр более 185 млн. тонн нефти. Остальные запасы
на конец 1999 года составляли около 240 млн. тонн нефти.
На балансе ОАО "Удмуртгеология" находится 33 нефтяных меснторождения. Это, в
основном, те месторождения на которых ведетнся разведка и которые позже будут
переданы в нераспределенный фонд месторождений Удмуртии.
Учитывая большой опыт ОАО "Удмуртнефть" в разработке ненфтяных месторождений
и наличие в ее составе производственной инфраструктуры целесообразно
объединить усилия всех нефтедонбывающих предприятий республики в единый
Холдинг для решенния задач не только по стабилизации добычи нефти, но и
увеличению объемов добычи нефти в республике.
II. Технологическая часть
1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение.
Промысловые нефтепроводы.
Нефтепроводы
Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов Цтрубопроводный.
Преимущество этого вида транспорта:
1. Низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстоянния;
2. Непрерывность подачи продукции;
3. Широкая возможность для автоматизации;
4. Уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортинровании;
5. Возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это
экономически целесообразно.
Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстоняния,
называются магистральными.
Магистральные трубопровода в зависимости от перекачиваемой жидконсти
соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти;
нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов.
Нефтепровод состоит из следующих звеньев:
1. трубопровода;
2. одной или нескольких насосных станций;
3. средств связи.
Нефтепровод характеризуется следующими показателями: длиной, дианметром,
пропускной способностью и числом перекачивающих станций.
Современные нефтепроводы, протяженность которых достигает более 1000 км,
представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные
комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) статей большой
мощности, а также наливными станциями со всенми необходимыми
производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их
достигает 50 млн. тонн нефти в год и более. Соноружают такие нефтепроводы
преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 300, 1000,1200
и 1400 мм.
При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния прихондится
преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефтенпроводе.
Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить
нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций
по длине нефтепровода.
Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает
круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем вынгодно
отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым гондом
увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.
К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных менсторождений
Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепровондов "ДРУЖБА"
протяженностью с ответвлениями более 10 тыс.км, нефтенпроводы Северо-
Западного направления: Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с
ответвлениями на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень-Куйбышев,
Куйбышев- Тихорецкая, Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг и др.
По принципу перекачки продукций на практике применяют две сиснтемы:
1. постанционную и 2. транзитную.
Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или
нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций,
заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию /рис. А/. Если на
станции расположено несколько резервуаров, то перекачка прондукции
осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого
откачивается в нефтенпровод.
Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из
насоса в насос.
При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станнции
направляется на следующую насосную станцию через резервуар, преднанзначенный
для отделения газа или воды от нефти /рис. Б/.
Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдунщей
насосной станции направляется непосредственно на следующую насоснную станцию,
минуя промежуточной резервуар, который подключается панраллельно нефтепроводу
/рис. В/. Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при
этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от
испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут
сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения нефтепровода при
пуске или ремонте.
При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов нефтенпровод
оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие нефтепроводы
имеют дистанционное управление.
Нефтепровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом
надзоре. Весь нефтепровод разбивается на отдельные участки, каждый из которых
закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою
очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют
линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за нефтепроводом.
На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонанла, имеются
также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для
ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоукладчики,
экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т.д.
Газопроводы
К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым газ
транспортируется из районов его добычи до мост потребления
газораспреденлительных станций /ГРС/ городов, населенных пунктов и
промышленных предприятий.
Сеть магистральных газопроводов в нашей стране систематически раснширяется.
Основные системы газопроводов: север Тюменской области- райноны Урала и
Центра. Средняя Азия- Центр, трансконтинентальный газопронвод из Оренбурга к
государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, Германию,
Польшу, Румынию.
В настоящее время магистральные газопроводы сооружают в основном диаметром 1200
и 140 мм. при давлении до 7,5 МПа с пропускной способнностью 15-25 млрд м
3
год.
Магистральные газопроводы во многом тождественны магистральным нефтепроводам
и содержат те же основные элементы: трубопроводы, переканчивающие станции и
телефонную связь.
Однако газопроводы имеют и некоторые специфические особенности, обусловленные
большим удельным объемом газа и изменениями этого объенма под влиянием
давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям
относятся в первую очередь увеличенные диаметры газопронводов по сравнению с
трубопроводами, по которым транспортируются жиднкости в эквивалентных газу
весовых количествах.
Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание
значительного давления в конце перегонов между станциями газопровода,
имеющего на всем протяжении один диаметр. Так, например, если на
нефтенпроводе начальное давление нефти на насосной станции, равное 5 МПа,
снинжается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе
давнление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует
оптимальным параметрам перекачки.
К особенностям магистральных газопроводов относится также необходинмость
специальных мероприятий по предотвращению образования в них гидратных пробок
и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностью газа. Наконец, к
основным особенностям магистральных газопроводов следунет отнести особо
высокие требования к бесперебойности перекачек, так как каждая длительная
остановка газопровода нарушает снабжение топливом понтребителей и может
вызвать остановку добычи газа в начальном пункте газонпровода.
Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые зантрудняют
транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления
вследствие ядовитости.
Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя слендующие
основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и
подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки
газа; линейные сооружения, состоящие из собственно-магистрального газопровода
с запорными устройствами, переходов через еснтественные и искусственные
сооружения, станций катодной защиты, тренанжерных установок; компрессорные
станции с остановками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом
/КРП/ для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-
вспомогательными соорунжениями /включая склады горюче-смазочных материалов,
установки регененрации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки/;
газораспределительные станции/ ГРС/, оборудованные регуляторами давления;
подземные газохраннилища с компрессорными станциями.
Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные
сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный
газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков
устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны
размещают через каждые 20 - 25 км, а также на берегах водных пренград /при
пересечении их газопроводом в две или более ниток/ и у компреснсорных
станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспенчивая
опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ренмонта. Вдоль
трассы газопровода размещают противокоррозионные /катодные и протекторные/
установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров
/через каждые 20 -30 км/, имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими
компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода
или его ответвления сооружают газораспределительную станцию /ГРС/,
предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или
промышленного предприятия. Составнная часть магистрального газопровода
компрессорные станции предназначенны для увеличения пропускной способности
газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его
комбинирования, а также для подготовки газа к транспорту.
В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном ганзопроводе
различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные
компрессорные станции /ГКС/ устанавливает в начальном пункте газопровода,
расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от
него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и комнбинирование его
до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции /ПКС/ располагают
на трассе газопровода на расстоянии 100 - 200 км. Расстояние между станциями
определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и
промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением
установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных
станциях эта подготовка осуществляется полностью, т.е. производится
пылеулавливание, обезвожинвание, очистка от серы, механических примесей и
жидких частиц; на променжуточных компрессорных станциях подготовка газа к
транспорту огранничивается очистков от механических примесей, конденсата и
воды.
Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены
нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занянта газом,
выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увленченным нефтью из
сепараторов в связи с их плохой работой.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет
перепада давления между устьем скважины и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются
под землей, их диаметр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до
150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими
расчетами и может достигать 3-4 км.
От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от
150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.
Промысловые трубопроводы
Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделянются на виды.
1. По назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, вондопроводы.
В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефнтью и газом может
двигаться и пластовая вода.
2. По функции - выкидные линии и коллекторы. Скидные линии - это
трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных установок.
Коллекторы - это трубопроводы, собирающие продукцию скванжин от групповьгх
установок к сборные пунктам.
3. По величине рабочего давления - низкого давления до 1,6 МПа, средннего
давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого давления выше 2,5 МПа.
Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого
давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах
движение жидкости происходит при полном заполнении обънема трубы, то движение
напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-
самотечное. Свободно-самотечное движение возможнно в наклонных трубопроводах
с постоянным уклоном на спуск.
4. По гидравлической схеме работы - простые и сложные. Простые трунбопроводы,
имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей
длине. Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся
по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из
которых является простым трубопронводом.
5. По способам прокладки - подземные, надземные и подводные.
2. Насосные станции. Оборудование насосных станций.
Насосы для перекачки нефти.
Насосные станции
Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применянют только в
том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных
насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных
технологических установок.
На некоторых месторождениях до сих пор эксплуатируются пронмежуточные
насосные станции /индивидуальные, дожимные, участковые/, которые служат для
перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и
промежуточных нефтесборных пунцов до опренделенных технологических установок"
Кроме того, для перекачки нефти на нефтеперерабатывающих завод или в другие
пункты отдачи применяют товарные насосные станции.
Перекачивающие насосные станции, оборудуемые в основном центронбежными
насосами самый сложный комплекс сооружений магистрального трубопровода.
Первая перекачивающая станция называется головной; здесь принимают нефть или
нефтепродукты, разделяют их по сортам, учитывают и перекачинвают на следующую
станцию /промежуточную/.
Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода
/в головной части магистрали/, т.е. в районе нефтяных промынслов или
нефтеперерабатывающего завода. Промежуточного станции, преднназначенные для
дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода,
по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения
давления по всем станциям трубопровода С экономической точки зрения
промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным
пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и
водоснабжения, а головные станции Ц на площадках нефтеперерабатывающих
заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с
использованием их объема.
В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций,
кроме собственно перекачивающих насосных /основной и подпорнной/ входят:
резервуарных парк /для головных и наливных станций/, устройнство для пуска
скребков или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных
систем защиты. На конечных /наливных/ станциях или на промежуточных сооружают
соответствующие железнодорожные наливные устройства /эстакады/.
Кроме технологических сооружений на площадках размещают производнственно-
вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электронснабжения, также
административно-хозяйственные постройки.
Принцип действия насосной станции следующий. Продукция, подлежащая
перекачке, принимается в резервуара, откуда через теплообменники /или минуя
их/ направляется на прием насосов, а затем в магистральная трунбопровод.
Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована.
Насосы для перекачки нефти
На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмульнсий
применяются в основном центробежные и поршневые насосы.
В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием
центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабоченго
колеса. Рабочее колесо с лопатками, насажанное на вал, вращается внутри
корпуса, Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубнку,
вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к перинферии и
выходит через нагнетательный патрубок.
Центробежные насосы делятся на одноколесные /одноступенчатые/ и многоколесные
/многоступенчатые/.В многоступенчатые насосах каждая предыдущая ступень
работает на прием последующей, за счет чего увеличинвается об они напор
насоса.
Основными технологическими характеристиками центробежного насоса являются
развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, К.П.Д. насонса, число
оборотов и допустимая высота всасывания.
Подачей насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу
времени. Она измеряется в литрах в секунду /л/с/ или в кубических метрах в час
/м
3/ч/.
Мощность на валу насоса, т.е. мощность, передаваемая двигателем насосу
измеряется в кВт.
В нефтяной промышленности применяется в основном центробежные насосы одно- и
многоступенчатые , секционные типа НД и ПК.
Если для обеспечения необходимой подачи или создании потребного занпора
одного насоса недостаточно, применяют параллельные или последовантельное
соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов,
откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень шинроко.
Обвязка насоса трубопроводами восполняется на фланцевых соединенинях,
позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасынвающим и
нагнетательным патрубками устанавливаются задвижки. Если прием жидкости
находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающее
трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода необходимо
установить обратный клапан. На всасывающем трубопроводе уснтанавливается
фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса механических
примесей.
На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан, конторый
обеспечивает автоматический запуск и работу насосов. Или отсутствии обратного
клапана пуск центробежного насоса и его остановка могут провондиться только
вручную при постоянного наблюдении оператора за процессом откачки, так как,
например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного
коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда
проводилась откачка.
Центробежные насосы имеют следующие преимущества: малые габаринты,
относительно небольшая стоимость, отсутствие клапанов и деталей: с возвратно-
поступательным движением, возможность прямого присоединения к быстроходным
двигателям, плавное изменение подачи насоса с измененинем гидравлического
сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закрытой задвижке на
нагнетательной линии без угрозы порыва задвижки или трубопровода, возможность
перекачки нефти, содержащих механические примеси, простота автоматизации
насосных станций, оборудованных ценнтробежными насосами.
Основные технические данные наиболее распространенных центробежнных насосов
приведены в таблице:
Марка насоса | Подача М3/Ч | Напор м | Мощность эл-я, кВт | Частота вращения, мин | Масса, кг |
| Насосы контрольных одноступенчатые |
| 1,5-К | 6-14 | 20,3-14 | 2,2 | 2900 | 60,5 |
| 2К-6 | 10-30 | 34,5-24 | 4 | 2900 | 78 |
| ЗК-6 | 45 | 54 | 20 | 2900 | 301 |
| ЗК-9 | 30-54 | 34,8-27 | 7 | 2900 | 141 |
| 4К-6 | 90 | 87 | 55 | 2900 | 496 |
| Насосы типа НК |
| НК-65/35 | 65-35 | 7-24 | 13-90 | 3000 | 80-200 |
| НК-200/120 | 200-180 | 7-21,0 | 35-180 | 3000 | 100-300 |
| НК-560/335 | 560-335 | 7-30 | 100-600 | 3000 | 200-700 |
| Насосы многоступенчатые секционные типа МС |
| ЗМС-10*2 | 34 | 46 | 7 | 1950 | 185 |
| ЗМС-10*3 | 34 | 69 | 10 | 2950 | 213 |
| ЗМС-10*4 | 34 | 92 | 14 | 2950 | 241 |
| ЗМС-10*5 | 34 | 115 | 17 | 2950 | 269 |
| 4МС-10*2 | 60 | 66 | 17 | 2950 | 220 |
| 4МС-10*3 | 60 | 99 | 25 | 2950 | 254 |
| 4МС-10*4 | 60 | 132 | 33 | 2950 | 280 |
| 4МС-10*5 | 60 | 165 | 42 | 2950 | 324 |
| Насосы многоступенчатые нефтяные |
| 8НД-9*2 | 150-180 | 95-140 | 29 | 1500 | 1837 |
| 8НД-9*3 | 200-250 | 210-305 | 45 | 1500 | 3370 |
| 8НД-10*5 | 300 | 420 | 500 | 2950 | 3492 |
Поршневые насосы
При перекачке вязкой нефти и нефтяных эмульсии рабочие характеринстики
центробежных насосов резко ухудшаются. В таких случаях рациональннее
применять поршневые или плунжерные насосы.
Работа поршневых насосов основана на создании разрежения во всасынвающем и
напора в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном вознвратно-
поступательном движении поршня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные
схемы поршневого и плунжерного насосов аналогичны, разница состоит лишь в
том, что поршни в первом насосе выполняются в винде диска, снабженного
уплотняющими кольцами, а во втором - в виде плунжера.
Применяемые на нефтяных месторождениях поршневые насосы имеют кривошипно-
шатунный механизм и приводится в действие электродвигатенлем, соединенным с
насосом ременной передачей.
К основным техническим данным поршневых насосов относятся подача, давление
нагнетания, высота всасывания, число оборотов или двойных ходов и мощность
навалу.
Поршневые насосы имеют следующие особенности: их подача при изменнении напора
остается постоянной; движение жидкости характеризуется пульсацией, для
устранения которой требуется установка воздушных колпанков на нагнетательной
линии. Воздушные колпаки обычно конструктивно связаны с самим насосов. При
увеличении подачи жидкости в единицу вренмени находящийся в воздушном колпаке
воздух сжимается, а при уменьшеннии подачи - расширяется. Таким образом, в
колпаке создается упругая возндушная подушка, выравнивающая подачу жидкости в
нагнетательный трубонпровод.
Обвязка поршневых насосов трубопроводами обычно выполняется так же, как
и обвязка центробежных насосов.
3. Резервуары
Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтенпромыслах,
нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магинстральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары - сонсуды
разнообразной формы и размеров, построенные из различных материанлов.
По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти,
светлых и темных нефтепродуктов.
По материалу - на металлические и неметаллические. Металлические рензервуары
сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резернвуарам относятся
в основном железобетонные резервуары.
Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные, цилинднрические,
горизонтально-цилиндрические, каплевидные и других форм.
По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на
уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда
наивысший уровень жидкости в резервуаре находится нинже наинизшей отметки
прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. Резернвуары сооружают различных
объемов от 100 до 120000 м
3.
Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные
резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием -листовой стальной
облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкинми к воздействию
нефтепродуктов.
Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов реконмендуется
применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило,
хранят в стальных резервуарах.
Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными комнмуникациями,
называется резервуарным парком. Каждая группа наземных резервуаров
ограждается земляным валом или стенкой, высота которых приннимается на 0,2 м
выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не меннее 1 м при ширине
земляного вала по верху 0,5 м.
Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуанры низкого
давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый рензервуар снабжается
лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отнбора проб и контроля за
уровнем нефтепродукта. У места присоединения ленстницы к крышке резервуара
сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные
приспособления и аппаратуру.
Резервуары низкого давления с щитовым коническим или сферическим покрытием
отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из
листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4-10
мм / снизу вверх/.
Резервуары с коническим покрытием сооружают объемом 100 - 5000 м
3,
причем в центре их устанавливают центральную стойку, на которую опиранются щиты
покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и
20 000 м
3 . Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо,
установленное на корпусе резервуара. Толщина листов резервуанров 6-14 мм.
Толщина листов покрытия 3 мм.
Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним
относятся (рис.1):
1. Люк - лаз для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;
2. Люк световой /на крыше резервуара/ для проветривания и освещения рензервуара;
3. Люк замерной для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия
проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным
пробоотборником.
4. Хлопушка, предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в
случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;
5. Сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды
из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым
отводом, находящимся внутри резервуара у его днища;
6. Дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров
нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а
также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и
конструкции резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны разнличных
модификации и диаметров;
7. Огневой предохранитель, служащий для защиты резервуара от проникнонвения в
его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру;
8. Предохранительные клапаны /гидравлический' и мембранный/ для
регулинрования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности
дыхательнного клапана иди если сечение дыхательного клапана окажется
недостаточнным для быстрого пропуска газов или воздуха;
9. Пеногенератор для подачи цены при тушении пожара в резервуаре.
С целью снижения потерь легкоиспаряющейся нефти и нефтепродуктов применяют
резервуары с плавающим понтоном.
Понтон, плавающий по поверхности жидкости, уменьшает площадь испанрения,
благодаря чему резко снижаются /в 4-5 раз/ потери от испарения. Понтон
представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его планвучесть. Между
понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 - 300 мм,
перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько
конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной
ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора
упругим материалом.
Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтетинческих
пенопластовых или пленочных материалов. Резервуар с металличенским понтоном в
виде диска с открытка коробами. К периферийному кольцу жесткости, который
одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор.
Понтон оснащен опорами, на которые он опираетнся в нижнем положении. В связи
с тем, что понтоны сооружают в резервуанрах со стационарным покрытием,
которое предотвращает попадание атмонсферных осадков на поверхность понтонов,
это позволяет применять облегнченные конструкции понтонов из синтетических
пленочных материалов.
Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у
них выполняет диск из стальных листов, плавающий на понверхности жидкости.
Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся
нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают
очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и
находящемся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря танкой
форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхнности
корпуса под действием давления .жидкости растягиваются примерно с одинаковой
силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход
стали на изготовление резервуара.
В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление
в газовом пространстве 0,04-0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легкониспаряющиеся
нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от манлых "дыханий" и пары
выпускают в атмосферу главным образом при наполннении резервуаров.
В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основнных типа
этих резервуаров: гладкие и многоторовые. К каплевидным отнонсятся резервуары с
гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резернвуары сооружают объемом
5000-6000 м
3, рассчитанные на давление 0,075 МПа. Резервуары, корпус
которых образуется пересечением нескольких обонлочек двойной кривизны
называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружаются
объемом 500- 20000 м
3, они рассчитаны па давление до 0,37 МПа.
Неметаллические резервуары - такие резервуары, у которых несущие коннструкции
выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в
основном относятся железобетонные и резервуары резинотканевых или
синтетических материалов, применяемых преимущественно в канчестве передвижных
емкостей.
Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на
резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродукнтов. Поскольку
нефть и мазут практически не оказывают химического возндействия на бетон и
обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать
/кольматировать/ мелкопористые материалы, уменьншая со временем их
просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах
не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При
хранении смазочных материалов во избежание их загрязнения внутренние
поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же
относится и к резервуарами для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов,
которые, обладая незначительной вязнкостью, легко фильтруется через бетон.
Кроме того, покрытие в данном слунчае должно обладать повышенной
герметичностью /газонепроницаемостью/ с целью уменьшения потерь от испарения.
Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще ряндом
технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемой вязнкой нефти и
нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет манлых тепло потерь,
а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродукнтов уменьшаются потери
от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены
солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают
круглыми и прямоугольными. Наиболее экононмичны, резервуары круглой формы,
однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.
Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо
знать устройство и назначение каждого резервуара, схему располонжения
трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно денлать
необходимые переключения при эксплуатации резервуаров наиболее ответственные
операции Ц это наполнение и опорожнение. Расход нефти при наполнении или
опорожнении резервуара не должен пренвышать суммарной пропускной способности
установленных на резервуаре дыхательных, я также предохранительных или
вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с
понтонами или планвающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема
понтона не превышала 3,5 м/ч. Пели по измерениям уровня нефти в резервуаре
пли по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение
резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выясненнию
причины нарушения и к ее устранению. В необходимых случаях перенкачку должна
быть остановлена.
Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное. При наличии
электроприводных задвижек с местным или дистанционным управнлением должна
быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства
задвижек.
Одновременное операции с задвижками во время перекачки по отключеннию нового
резервуара запрещается. Действующий резервуар должен быть выведен из
перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с
задвижками по вводу в перекачку нового резервуара.
Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном палке
допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давленния в случае
неправильного переключения задвижек.
При наполнении резервуара необходимо строго следить за, высотой уровння
нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего
крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее
расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не занполняют до верха
на 3-5 %. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями,
необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогнревателем был не менее
0,5 м, так как действующий оголенный подогревантель создает пожарную
опасность.
В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные
деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. Понэтому
при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход
резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть
уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса
к днищу, швам окраин днища и прилегающим учансткам основного металла.
При появлении трещин в швах или основное металле днища действуюнщий резервуар
должен быть немедленно опорожнен и защищен. При появлении трещин в швах или
основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью
или частично, в зависимости от способа его ремонта.
Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежеменсячно, а
плавающие крыши - ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем
положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем понложении - через
люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотре необходинмо следить за тем,
нет ли отпотин нефтепродукта на ковре понтона и в конробках, следить за
плотностью прилегания затвора к стенке резервуара, к центральной стойке и к
кожуху пробоотборника. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо
удалить и выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности
ковра понтона или коробок резервуар долнжен быть опорожнен и выведен на
ремонт.
При осмотре резервуарного оборудования необходимо следить за сонстоянием
прокладочных колец и .шарнира замерного люка, плавностью движения и
плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, качеством и уровнем масла в
гидравлических предохранительных клапанах, чистотой сетки этих клапанов,
ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пеносливной камеры,
чистотой пакетов с гофрированной пластинами огненвых предохранителей,
положением приемного отвода сифонного крана /внерабочем состоянии он должен
быть в горизонтальном положении/.
Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических
примесей. Особенно интенсивное накопление осадков происнходит в резервуарах,
в которых хранится малосмолистая парафинистая нефть. Сроки зачистки должны
быть определены в зависимости от вида нефнти, но не реже 1 раза в два года.
Зачистку резервуаров должен осуществлять специально обученный и
подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией.
При зачистке резервуаров рекомендуется применить механизированные средства,
гидромониторы и пароэжекторы. При использовании пароэжектора к нему
прикрепляют зачисткой шланг. В эжектор подают пар поп давлением 0,6-0,7 МПа.
Осадок, засасываемой в эжектор, разогревают струей пара, пренвращают в легко
перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.
Гидромонитор - моечная машина, в которую подают моечную жидкость под
давлением 0,8 -1,2 МПа. Моечная жидкость при помощи брандспойтов моечной
машины вращается в горизонтальной и вертикальной плоскостям, при этом она
омывает внутреннюю поверхность резервуара. В качестве монечной жидкости
используют горячий /45-70
