Особенные свойства нефтепродуктов.

Экономическое обоснование

Вопрос о целесообразности строительства нефтебазы в данном районе решается на основании анализа технико-экономические показатели:

1) Грузооборот и объем реализации нефтепродукта. Определяется потребностью в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов и оптимальными соотношениями в снабжении потребителей через нефтебазы и транзитом.

2) Капитальные затраты. зная грузооборот и емкость нефтебазы, по действующим укрупненным показателям определяют объем капитальных затрат. Наиболее крупные капиталовложения в объекты производственного назначения составляют стоимости резервуарных парков (20-30%),технологических трубопроводов (7-10%),и насосных станций(5-10%)

4) Эксплуатационные расходы. Сумма Э.Р. на основе которой определяется себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов, устанавливается сметой затрат, состоящей из амартизационных отчислений, заработной платы, затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергии и т.д.

5) Коэффициент оборачиваемости определяется как отношение всего грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы.

6) Производительность труда определяется величиной грузооборота приходящегося на одного работника нефтебазы в единицу времени. Расчеты эффективности капиталовложений осуществляются на основе показателей удельных капиталовложений себестоимости продукции срока окупаемости дополнительных капитавложений и производительности труда.

Оценка эффективности капиталовложений должна производиться раздельно по новому строительству и реконструкции действующей нефтебазы

Сроки окупаемости для нефтебаз в значительной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проектировании нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района и в соответствии с этим определить варианты и темпы сроительства.

 

4) Генеральный план – это уменьшенное точное изображение положения объектов на местности в масштабе с привязкой к строительной сетке. Разработка генпланов вкл в себя компановку генплана, разработку горизонтальной планировки, вертикальной планировки.

ЦЕЛЬ компановки: размещение объектов станции на площадке в первом приближении и производится при этом: 1-зонирование территории (разбивка на зоны, в каждой нах-ся технологически связанные обьекты с разной степенью пожаро и взрывоопасности); 2-максимальное блокирование объектов(объединение различных функционально связанных объектов в единый блок); 3-сведение к минимуму противопожарных и санитарных разрывов внутри зон; 4-обеспечивается доступность транспорта ко всем объектам; 5-предусматривается возможность дальнейшего развития станции.

В ГЕНПЛАН ВХОДИТ: разбиваемый план, план организации рельефа, план земляных масс, сводный план инженерных сетей, план благоустройства территории.

ТОПОГРАФИЧСКОЙ ОСНОВОЙ для разработки генплана явл ситуационный план района размещения площадки нефтебазы(М1:50000-М1:10000) на кот нанесены горизонтали и близко располож объекты(авто и жд дороги, ЛЭП, водопровод, предприятия и жилые дома). Опираясь на ситуац план размещают объкты нефтебазы. Для привязки объектов нефтебаз на генплан наносят коорд сетку со сторонами 100х100 или 50х50 м, линии сетки обозн в гориз направлении буквой А, в вертик – буквой Б. кроме сетки наносят розу ветров.

При реализации объектов на территории НБ придерживаются опред правил: 1-уч хранения н-тов наиболее опасен в пожарном отношении, поэтому его выделяют в обособленную площадку, обнесеннуй обвалованием; 2-уч транспортных коопераций следует располагать ближе к выезду, чтобы потребители находились на территории НБ миним кол-во времени; 3-уч очистных сооружений необх пр-ть в наиб назком месте пл-ки НБ, стем чтоы ливневые воды могли поступать в нефтеловушку самотеком; 4-уч вспомог сооруж д/б отделены от др уч, т/к там проводятся работы с открытым огнем.

ПРИ ЭТОМ котельные, ремонтн. Цех, площ-ку сварных работ и тп надо размещать так чтобы ветер не сносил дым, искры на РП, разливочные, жд пути и др объекты повышенной пожарной опасности. ГЕНПЛАН вып-ся в масштабе 1:1000, 1:2000, 1:5000.

 

ПРП и ПРУ

ПРП. Назначение: Приемо-раздаточный патрубок ППР является технологическим оборудованием вертикальных цилиндрических резервуаров. Патрубок является комплектующим изделием приемо-раздаточного устройства ПРУ и служит для подсоединения запорной арматуры, сливо-наливного оборудования и др. Данное изделие связывает приемные и раздаточные технологические трубопроводы и резервуары с нефтепродуктами.

Патрубок ППР используется в процессе операций при приемке/раздаче (выдаче) нефти, а также при сливе/наливе ее для восстановления плавучести затонувшего понтона. Приемо-раздаточный патрубок ППР устанавливается на стенке в нижнем поясе резервуара.

Устройство и принцип работы

Патрубок ППР состоит из следующих основных частей: фланца 1 для подсоединения запорной арматуры, усиливающей накладки 2 для усиления места установки патрубка в резервуаре, трубы патрубка 3, фланца 4 для подсоединения хлопушки внутри резервуара. К обоим концам патрубков приваривают фланцы. Фланец с наружной стороны резервуара — для присоединения внутрибазовой коммуникации, а с внутренней – для присоединения хлопушки (светлые нефтепродукты) или шарнира подъемной трубы (темные нефтепродукты). Для придания жесткости с наружной стороны резервуара вокруг патрубка приваривают усиливающее кольцо. Во избежание утечки нефтепродуктов при нарушении герметичности задвижки на каждом приемо-раздаточном патрубке внутри резервуара устанавливают хлопушу.

ПРУ. Назначение: Приемо-раздаточное устройство устанавливается в действующие или вновь строящиеся резервуары взамен хлопушки и предназначено для закачки (откачки) нефти (нефтепродуктов) в резервуар (из резервуара) и предотвращения потерь нефти (нефтепродуктов) через неплотности в приемо-раздаточном трубопроводе и в резервуарной задвижке при ее закрытии.

Применение ПРУ позволяет: увеличить полезную емкость стальных резервуаров за счет уменьшения уровня минимального взлива; уменьшить интенсивность накопления парафинистых отложений; увеличить срок службы 1-го пояса и днища резервуаров за счет снижения зоны коррозионной активности донного остатка.

Место установки приемо-раздаточного устройства — на конце приемо-раздаточного патрубка ППР внутри резервуара.

Общий вид приемо-раздаточного устройства с электроприводом:

1-патрубок с отводом, 2-зонт, 3-рассекатель, 4-заслонка поворотная, 5-фланец, 6-вставка, 7-задвижка, 8-электропривод

Устройство и принцип работы

В состав устройства входят приемо-раздаточные патрубки (2 шт.) с отводами 1, зонтами 2, рассекателями 3, поворотными заслонками 4 и электрическими приводами 8. При заполнении резервуара нефть, проходя через приемо-раздаточное устройство, распространяется по днищу резервуара в виде затопленной струи, смывает донный осадок и переводит его во взвешенное состояние в массе нефти.

Уменьшение уровня минимального взлива при откачке нефти из резервуара происходит за счет того, что зазор между зонтом приемо-раздаточного патрубка и дном резервуара составляет минимальную величину (по допустимому значению скорости истечения нефти в резервуар через ПРУ с учетом образования статического электричества). При открытой поворотной заслонке нефть (нефтепродукты) свободно поступает в резервуар (или откачивается из резервуара). При закрытой заслонке доступ (откачка) нефти (нефтепродуктов) прекращается. Вращение и фиксация диска поворотной заслонки в положении «открыто» и «закрыто» осуществляется с помощью ручного или электрического привода.

 

Фильтры-грязеуловители

Фильтры – грязеуловители предназначены для защиты приборов и оборудования нефтепроводов путём очистки перекачиваемой жидкости от механических примесей, парафино - смолистых включений, посторонних предметов

Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра. Работоспособное состояние фильтров характеризуется перепадом давления на блоке фильтров. Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал (оператор) каждые два часа.

Перепад давления на блоке фильтров определяется дистанционно с помощью датчика перепада давления с унифицированным выходным сигналом. Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей.

Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе. При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения.

При выявлении оператором увеличения перепада давления на блоке фильтров-грязеуловителей на величину более чем 0,03 МПа, дежурный персонал, по согласованию с оператором, осуществляет поочередное отключение работающих фильтров задвижками на входе и выходе, чтобы в работе остался один фильтр-грязеуловитель, с целью выявления степени его загрязнения.

По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

 

17) Системы Сглаживания Волн Давления (ССВД) относятся к классу систем защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах. При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы. Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов. Наибольшее разрушающее действие оказывают на трубопровод волны повышения давления, возникающие, например, в магистральных нефтепроводах и на нефтеналивных терминалах. Причины возникновения волн давления – это быстрое закрытие задвижек или запуск или остановка, аварийная остановка насосных агрегатов.

Системы сглаживания волн давления позволяют избежать таких негативных воздействий волны давления, как:
Экологические катастрофы, связанные с разливом нефти и нефтепродуктов; Серьезное повреждение трубопроводов и их подвесок; Серьезные повреждения таких элементов трубопровода, как наливные рукава, шланги, фильтры, сильфоны и т.п. Осевое разъединение фланцевых соединений; Усталостное разрушение труб, приводящее к нарушению целостности сварных швов или образованию продольных трещин в трубах;
Нарушение соосности насосов с последующим их повреждением. Базовый состав ССВД включает исполнительный элемент - набор клапанов сглаживания волн давления; и систему управления открытием клапанов сглаживания волн давления. Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтяных трубопроводов; от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывается в специальную безнапорную емкость.
Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывают в специальную безнапорную емкость.

 

18) Регулирование давления и производительности: Регулирование давления в резервуарах производится посредством клапана дыхательного механического со встроенным огнепреградителем (далее по тексту клапан дыхательный). Он предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в вертикальном резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры.

Минимальная пропускная способность клапанов дыхательных, определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по установленным формулам. При повышенной пропускной способности также применяют клапан дыхательный.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения вертикального резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности клапана дыхательного, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

 

Технологические ТП.

Основные характеристики ТП:

- Внутренний диаметр

- Условный проход Ду- номинальный внутренний диаметр присоединяемого ТП.

- Толщина стенки

-Условное давление Ру – наибольшее избыточное давление при t вещ-ва или окр. Среды 20 С, при котором обеспечивается длительная раб. Арматуры и деталей ТП.

- Рабочее давление Рр- наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим работы.

Классификация ТП:

По роду транспортируемого вещ-ва:

-НП

-ГП

-Паропроводы

-Водопроводы

-Мазутопроводы

-Маслопроводы

По степени агрессивности:

-Для не агрессивных сред

-Для малоагрессивных сред

-Для среднеагрессивных сред

По материалу:

-Стальные

- из цветных металлов

- Чугунные

-Неметалические

-Эмалерованные

-Биметаллические

По давлению:

-Вакуумные при Р<0.1 МПа

-Низкого давления при Р до 10 МПа

-Высокого давления (более 10 МПа)

-Безнапорные, раб. Без избыточного давления

По температуре:

-Холодные (t<0)

-Нормальные (t=1-45С)

-Горячие (от 46 С и выше)

Поместорасположению:
-Внутрицеховые

-Межцеховые

 

Классифиация транспортируемых вещ-в:

По степени воздействия на организм человека:

1- Чрезвычайно опасные

2- Высокоопасные

3- Умереноопасные

4- Малоопасные

По пожарной опасности:

-негорючие

-горючие

-трудногорючие

-горючая жидкость

-легковоспломеняющаяся жидкость

-Горючий газ

-взрывоопасные

Способы подогрева:

-Рубашкой

-спутником

Способы защиты:

-активная

-пассивная

 

Способы соединения ТП:

1) Неразъемные

-сварка

-пайка

-склеивание

2) разъемные

-фланцевые

-резьбовые

-дюритовые

-бугельные

Приварные детали ТП:

-Бесшовные прутоизогнутые отводы

-гнутые отводы

-сварные отводы

-штампосварные отводы

-ответвления и тройники

-равнопроходные сварные ответвления

-переходы:

+концентрические

+эксцентрические

-фланцы

Опоры ТП:

-подвижные

-не подвижные

 

ТП арматура:

По назначению:

-запорная

-регулирующая

-предохранительная

-функциональная

По способу присоединения:

-фланцевая

-приварная

-муфтовая

-наружная

-цапковая

По принципу действия:

-управляемая

-автоматическая

 

Клапаны по назначению:

-Запорные

-Регулирующие

-Предохранительные

-обратные

-перепусковые

-отсечные

-дыхательные

 

 

Особенные свойства нефтепродуктов.

Плотность – масса в единице объема в кг/м3 или г/см3. Плотность нефти и газа зависит не только от их состава, но и от давления и температуры.

Молекулярная масса - сумма масс атомов, входящих в состав данной молекулы; выражается в атомных единицах массы (а.е. м.).

Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость (ή) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н•с/м2. Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев. Кинематическая вязкость () – величина, равная отношению динамической вязкости (ή) к ее плотности () при той же температуре, т.е.  = ή /

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст – сантистокс при 200С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст. Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки.

Особенности, которые существенным образом влияют на организацию нефтебаз:

Главнейшим из них являются: огнеопасность,взрывоопасность,способность электризоваться,высокая испоряемость,вязкость,вредность нефтепродуктов для здоровья.

Огнеопасность. Нефтепродукты являются легковоспломеняющимися и горючими жидкостями. Критерием разделяющие нефтепродукты по степени опасности является t вспышки паров нефтепродуктов.

Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. В соответствии с температурой вспышки нефтепродукты делятся на 4 класса:

1)Легковоспломеняющиеся: а) ниже 28 градусов -бензин и т.д. б) 28-45 -керосины и т.д.

2)Горючие а) 45-120- мазуты б)более 120 — масла,битумы,парафины

Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения.

Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур.

Температура помутнения указывает на склонность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха

Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –600С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя.

К числу очень важных физико-химических свойств нефтепродуктов относится зависимость от температуры упругости их насыщенных паров и плотности. Давление насыщенных паров нефтепродуктов,хранящихся в емкостях, складывается из давлений, создаваемых парами отдельных углеводородов, входящих в состав этих нефтепродуктов. Обычно углеводороды с большей упругостью паров обладают меньшей плотностью. При изменении температуры нефтепродукта меняется упругость паров всех входящих в него индивидуальных углеводородов, а следовательно, и упругость паров нефтепродукта в целом. Зависимость упругости паров от температуры у различных нефтепродуктов различна.

Давление насыщенных паров — это давление, которое имеют пары нефтепродукта, находящиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре(например в газовом пространстве цистерны)

 

Экономическое обоснование

Вопрос о целесообразности строительства нефтебазы в данном районе решается на основании анализа технико-экономические показатели:

1) Грузооборот и объем реализации нефтепродукта. Определяется потребностью в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов и оптимальными соотношениями в снабжении потребителей через нефтебазы и транзитом.

2) Капитальные затраты. зная грузооборот и емкость нефтебазы, по действующим укрупненным показателям определяют объем капитальных затрат. Наиболее крупные капиталовложения в объекты производственного назначения составляют стоимости резервуарных парков (20-30%),технологических трубопроводов (7-10%),и насосных станций(5-10%)

4) Эксплуатационные расходы. Сумма Э.Р. на основе которой определяется себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов, устанавливается сметой затрат, состоящей из амартизационных отчислений, заработной платы, затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергии и т.д.

5) Коэффициент оборачиваемости определяется как отношение всего грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы.

6) Производительность труда определяется величиной грузооборота приходящегося на одного работника нефтебазы в единицу времени. Расчеты эффективности капиталовложений осуществляются на основе показателей удельных капиталовложений себестоимости продукции срока окупаемости дополнительных капитавложений и производительности труда.

Оценка эффективности капиталовложений должна производиться раздельно по новому строительству и реконструкции действующей нефтебазы

Сроки окупаемости для нефтебаз в значительной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проектировании нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района и в соответствии с этим определить варианты и темпы сроительства.

 

4) Генеральный план – это уменьшенное точное изображение положения объектов на местности в масштабе с привязкой к строительной сетке. Разработка генпланов вкл в себя компановку генплана, разработку горизонтальной планировки, вертикальной планировки.

ЦЕЛЬ компановки: размещение объектов станции на площадке в первом приближении и производится при этом: 1-зонирование территории (разбивка на зоны, в каждой нах-ся технологически связанные обьекты с разной степенью пожаро и взрывоопасности); 2-максимальное блокирование объектов(объединение различных функционально связанных объектов в единый блок); 3-сведение к минимуму противопожарных и санитарных разрывов внутри зон; 4-обеспечивается доступность транспорта ко всем объектам; 5-предусматривается возможность дальнейшего развития станции.

В ГЕНПЛАН ВХОДИТ: разбиваемый план, план организации рельефа, план земляных масс, сводный план инженерных сетей, план благоустройства территории.

ТОПОГРАФИЧСКОЙ ОСНОВОЙ для разработки генплана явл ситуационный план района размещения площадки нефтебазы(М1:50000-М1:10000) на кот нанесены горизонтали и близко располож объекты(авто и жд дороги, ЛЭП, водопровод, предприятия и жилые дома). Опираясь на ситуац план размещают объкты нефтебазы. Для привязки объектов нефтебаз на генплан наносят коорд сетку со сторонами 100х100 или 50х50 м, линии сетки обозн в гориз направлении буквой А, в вертик – буквой Б. кроме сетки наносят розу ветров.

При реализации объектов на территории НБ придерживаются опред правил: 1-уч хранения н-тов наиболее опасен в пожарном отношении, поэтому его выделяют в обособленную площадку, обнесеннуй обвалованием; 2-уч транспортных коопераций следует располагать ближе к выезду, чтобы потребители находились на территории НБ миним кол-во времени; 3-уч очистных сооружений необх пр-ть в наиб назком месте пл-ки НБ, стем чтоы ливневые воды могли поступать в нефтеловушку самотеком; 4-уч вспомог сооруж д/б отделены от др уч, т/к там проводятся работы с открытым огнем.

ПРИ ЭТОМ котельные, ремонтн. Цех, площ-ку сварных работ и тп надо размещать так чтобы ветер не сносил дым, искры на РП, разливочные, жд пути и др объекты повышенной пожарной опасности. ГЕНПЛАН вып-ся в масштабе 1:1000, 1:2000, 1:5000.