Водные перевозки нефтепродуктов и нефтей.

По способу передвижения нефтеналивные суда делят на самоходные (морские и речные танкеры) и не самоходные (баржи морские или лихтеры, и речные).

Каждое нефтеналивное судно характеризуется следующими основными показателями:

1. водоизмещение (вес воды, вытесненной груженым судном);

2. дедвейт (полный вес поднимаемого груза);

3. грузоподъёмность (вес транспортного груза);

4. осадка при полной загрузке;

5. скорость хода при полной загрузке.

Отношение дедвейта к водоизмещению называется коэффициентом утилизации водоизмещения и характеризует степень совершенства судна. Для танкеров он колеблется в пределах 0,65-0,75.

Нефтеналивное судно состоит из жёсткого стального каркаса, к которому крепится обшивка. Каркас судна выполнен из продольных и поперечных жёстких связей, которые образуют наливные отсеки-танки.

Танкер – самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборов разделён на отсеки – танки. Для предотвращения попадания паров нефтепродуктов в хозяйственные и машинные отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсеков глухими отсеками, которые с целью пожарной безопасности заливают водой. Для сбора и отвода продуктов испарения, а также для регулирования давления в танках на палубе устроена газоотводная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами с задвижками для осуществления погрузки и выгрузки нефтепродуктов и балласта. Их остатки удаляют по зачистным трубопроводам, имеющим меньший диаметр и пропускную способность. Также грузовые танки оборудуются технологическими трубопроводами и устройствами, подогревателями, установками для орошения, мойки и вентиляции танков, средствами тушения пожара и др.

Для устранения попадания воздуха в насосы на танкерах применяют откачку с помощью вакуумных насосов. Применение вакуумных танков позволило сократить время выкачки на 20%.

Наибольшее распространение получили морские танкеры. Речные танкеры имеют меньшую осадку и ограниченную грузоподъемность. В малотоннажных речных танкерах нефтепродукты размещают во вставных цистернах, которые для вязких продуктов оборудуются подогревателями.

Нефтеналивные баржи грузоподъемностью до 12000 тонн применяются при речных перевозках (метод толкания лучше буксировки).

Для приема нефтеналивных судов на нефтебазах используют эстакадные пирсы и причалы.

Нефтяные гавани и причальные сооружения служат для производства нефтегрузовых операций и водных перевозках. Требования к гаваням:

1. минимальная глубина должна быть равна наибольшей осадки судна с учетом наибольшей высоты волны плюс 0,5 м.

2. гавань должна иметь достаточную акваторию, быть надёжно укрытой от ветров.

3. в гавани должны быть предусмотрены меры на случай аварийного розлива.

На морских и озерных нефтебазах применяются пирсы (дву- и односторонние), на речных водоемах – причалы. В морских гаванях нефтеналивные пирсы размещаются перпендикулярно к берегу, а в речной гавани причалы размещаются параллельно берегу. Количество причалов на нефтебазе определяется в зависимости от грузооборота, с учётом грузоподъёмности судов, чистоты прибытия и времени их обработки. Причалы речных нефтебаз бывают стационарные и временные в виде плавучих понтонов или разборных деревянных эстакад, устанавливаемых в период навигации. Тип стационарного причала – железобетонные «бычковые» причалы с насосами внутри «бычка». Причал состоит из следующих основных сооружений: причальные «бычки» для швартовки судов, центральный «бычок» для установки насосов и устройств шланговки судов, отбойные швартовые палы для швартовки, эстакады для укладки технологических трубопроводов, соединительные коммуникации с причалом, ледозащитные устройства.

 

57. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.

 

Одна из важнейших задач автомобильного транспорта нефтепродуктов – разгрузка железнодорожного транспорта от нерентабельных перевозок грузов на короткие расстояния, в первую очередь от перевозок мелкопорционных грузов.

Перевозки нефтепродуктов могут быть массовыми и мелкими отправками. Массовыми считаются перевозки больших количеств примерно однородных грузов, осуществляемых преимущественно методом централизованных перевозок. Перевозки мелкими отправками осуществляются как по договорам, так и по отдельным заявкам.

Бестарные перевозки жидких нефтепродуктов осуществляются в автомобилях-цистернах, у которых цистерна является одновременно кузовом и тарой для груза. Внутри цистерна обычно разделяется на отдельные, сообщающиеся между собой секции. Это делается для уменьшения гидравлических ударов на переднюю и заднюю стенки в момент резкого торможения или разгона. Для перевозки вязких нефтепродуктов внутри цистерны устанавливают подогреватели, чаще всего использующие тепло отработавших газов двигателя.

Автоцистерны можно классифицировать следующим образом:

- по назначению - для темных и светлых нефтепродуктов, газов;

- по размещению оборудования - на шасси, прицепах, полуприцепах;

- по вместимости - малой (до 5000 л), средней (5000-15000 л) и большой
вместимости (более 15000 л);

- по возможности заправки транспортных средств
(автотопливозаправщики).

Корпус цистерны выполняется в виде горизонтального резервуара, внутри которого установлены волнорезы. К верхней части резервуара приварена вертикальная цилиндрическая горловина, снабженная указателем уровня налива. На крыше горловины имеются смотровое окно с уплотненным стеклом, служащее для наблюдения за уровнем жидкости при заполнении цистерны до указателя уровня, наливной люк, снабженный фильтром с противовзрывными сетками, и дыхательный клапан.

Автоцистерна имеет воздухоотводящее устройство, исключающая возможность образования при ее заполнении жидкостью воздушных мешков.

Для обеспечения полного слива нефтепродукта автоцистерна в нижней части снабжена сливным патрубком с клиновой быстродействующей задвижкой.

Автоцистерны снабжаются противопожарным инвентарем и шлангами для приема и слива жидкости.

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через верхнюю горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок цистерны (нижний налив).

В зависимости от мощности наливного пункта применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным управлением и установки автоматизированного налива с дистанционным управлением.

Верхний налив автоцистерн имеет ряд существенных недостатков:

1. процесс налива может сопровождаться интенсивным образованием статического электричества;

2. необходимость ограничения подачи насосов;

3. большой удельный вес вспомогательных операций;

4. низкая производительность налива;

5. возможность засорения нефтепродукта механическими примесями, а также его испарения.

Нижний налив по сравнению с верхним более удобен: повышается производительность труда вследствие уменьшения трудоемкости, снижаются капитальные затраты на строительство эстакад и стояков, уменьшаются потери нефтепродуктов от испарения.

Нижний налив производится по трем схемам:

1. объем заливаемого нефтепродукта подается с помощью счетчика-дозатора, в процессе налива уровень нефтепродукта не контролируется;

2. внутри цистерны устанавливается автоматический клапан-отсекатель, прибор управления им и датчик уровня;

3. датчик уровня налива монтируется внутри цистерны, а клапан-отсекатель и прибор управления им – вне цистерны.

 

Резервуары нефтебаз.

Резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов и проведения некоторых технологических операций.

Все резервуары нефтебаз можно классифицировать:

1. По материалу (металлические, железобетонные, каменные, землянные, горные и т.д.);

2. По величине избыточного давления:

- резервуары повышенного давления (р_изб>0,002 МПа);

- резервуары пониженного давления (р_изб<0,002 МПа);

3. По технологическим операциям (хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов, хранения высоко вязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары отстойники, резервуары смесители, резервуары специальных конструкций для хранения нефтей с высоким давлением насыщенных паров);

4. По конструкции: стальные (вертикальные, горизонтальные, каплевидные, шаровые), железобетонные (вертикальные, горизонтальные, прямоугольные и траншейные);5. По высотному расположению (подземные, заглубленные, надземные);6. По наличию средств сокращения потерь (со средствами и без средств сокращения потерь).

Резервуары горизонтальные стальные представляют собой горизонтальные цилиндрические конструкции с системой внутренних опор, предназначенных для восприятия внутренних и наружных нагрузок на стенку резервуара, с целью сохранения его геометрической формы.

РГС оснащаются, как правило, резервуарные парки мелких распределительных нефтебаз и АЗС, также они используются как буферные и аварийные емкости на нефтебазах всех типов. Объемный ряд: 5, 10, 25, 50, 75, 100 м³.

Преимущества: простота конструкции, малый удельный вес, не требует сооружения массивного основания, ремонтопригодность, отсутствие потерь нефтепродуктов от больших и малых дыханий. Недостатком является невозможность сооружения резервуара большего объема. Основными резервуарами РП крупных и средних нефтебаз, а также небольшой части мелких распределительных нефтебаз и АЗС являются резервуары вертикальные стальные, основными конструктивными элементами которых являются основание, стенка, крыша.

Для РВС наиболее используемые объемы: 1, 2, 3, 5, 10, 15, 20, 30 и 50 тыс.м³. В отечественной разработке резервуары 100 тыс.м³.

Для нормальной эксплуатации РВС оборудуются: 1. Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. 2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Служат для постоянного сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара. 3. Механические дыхательные клапана устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот­вращения разрушения резервуара путем выравнивания внутреннего давления в газовой фазе резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра­зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. 4. Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. 5. Замерный люк устанавливается на крыше резервуара на замерной площадке, служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. 6. Прибор для замера уровня. 7. Нижний люк-лаз помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне­вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм. 8. Водоспускное устройство (сифонный кран), устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды. 9. Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу­чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок. 10. Гидравлический предохранительный клапан устанавливается на крыше резервуара и играет роль аварийного дыхательного клапана случае выхода из строя механического дыхательного клапана. 11. Приемо-раздаточные устройства монтируются в первом (втором) поясе резервуара и предназначены для проведения сливо-наливных операций. 12. Пробоотборник типа ПСР применяют для полуавтоматического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара. 13. Пеногенератор состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио­нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено­образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре­зервуара.

Существует два способа сооружения РВС :1. метод рулонирования заключается в развороте стенки резервуара из рулона, изготовленного на заводе, на месте установки резервуара. Преимущества: простата изготовления, высокие скорость и качество монтажа. 2. полистовый. Листы свариваются по поясам в стык. РВС более 20000 м3 сооружаются только этим методом из-за невозможности транспорта рулонов. Корпус РВС состоит из прямоугольных листов, имеющих определенный радиус изгиба. При проектировании стальных резервуаров стараются придерживаться стандартных размеров листа. В этом случае длина окружности резервуара кратна длине листа, а высота резервуара – высоте листа.

Железобетонные резервуары представляют собой заглубленную конструкцию прямоугольной или цилиндрической формы. По способу сооружения – монолитные или сборные. Для поддержания крыши резервуара во внутренней полости устанавливаются опорные стойки. Резервуары оборудуются дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа внутрь резервуара.

Железобетонные резервуары весьма широко применялись, т.к. обладают сравнительно невысокой стоимостью при сооружении и эксплуатации, простотой сооружения и эксплуатации, а также низкой теплопроводностью. Недостатки: неремонтопригодность, высокая паровлагопроницаемость бетона, интенсивность коррозионных процессов в напряженной арматуре, необходимость заглубления резервуара для компенсации давления жидкости давлением грунта.

Объемный ряд ЖБР аналогичен объемному ряду РВС.

Асимметричные резервуары (резервуары повышенного давления):1. Шаровидные (шарообразные) резервуары (маркировка ДиСи) были разработаны в 70-х гг. Днепропетровским инженерно-строительным институтом. Благодаря форме резервуара, в нем можно хранить нефтепродукт под избыточным давлением больше чем в других типах резервуаров. Шарообразный резервуар представляет собой шар, установленный на опорах на основании. Резервуар оснащается дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа в резервуар. Резервуарные парки, оснащенные резервуарами этого типа, могут оборудоваться КС для создания избыточных давлений в резервуарах.

2. Каплевидный резервуар отличается от шарообразного только формой оболочки.

Преимущества: возможность хранения продукта под высоки избыточным давлением, что исключает потери от «малых» дыханий и существенно сокращает потери от «больших». Недостатки: сложная форма конструкции; сложность при эксплуатации и сооружении; высокая стоимость резервуара; невозможность создания резервуара объемом более 3000 м³.

Эксплуатация резервуаров.

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его техническому обслуживанию и ремонту.

Основными видами работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков являются:

– определение вместимости и градуировка резервуаров;

– оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков (техническое использование резервуаров);

– техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров;

– техническое диагностирование резервуаров;

– капитальный ремонт резервуаров.

Резервуары нельзя вводить в эксплуатацию до их полного оснащения оборудованием, арматурой и гарнитурой, предусмотренных проектами или соответствующим стандартом.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры корпусов, крыш и днищ резервуаров, а также резервуарного оборудования.

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уториого уголка при его наличии). В зимнее время швы первого и второго поясов проверяют ежедневно.

При осмотре резервуарного оборудования следят за состоянием прокладочных колец и шарнира замерного люка, плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, уровнем масла, чистотой сетки гидравлических клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пенно-сливной камеры, а так же прокладок на концах пеновводов, чистотой пакетов с гофрированными пластинами огневых предохранителе, положением приемного отвода сифонного крана (в нерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении).

Проверяют так же качество устройства заземления путем измерения его сопротивления растеканию тока. Следят за обвалованием, оно должно полностью устранять возможность затопления нефтепродуктами всех объектов.

Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил. Нельзя загромождать лестницы и площадки на крыше резервуаров оборудованием и другими предметами.

При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Нельзя допускать инструментов или работ, при которых могли бы иметь место искрение или высокие температуры, могущие вызвать взрыв или пожар.

Объемная скорость наполнения или опорожнения резервуара должна соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, установленной на нем. При переключениях резервуаров в процессе перекачки работающий резервуар выводят из технологической схемы перекачки только после подключения в схему нового. Наполнение резервуаров осуществляется при полностью открытой хлопушке, после окончания операции хлопушку закрывают. После каждого опорожнения и зачистки резервуара обязательно проверяют исправность и правильность действия хлопушки, сальника, подъемной трубы, фланцев и прокладок приемо-раздаточного патрубка, задвижки, сифонного крана и т. п. При заполнении резервуаров, а также при подогреве нефти и нефтепродуктов максимальная их температура не должна быть выше 90°. Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50 см.

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.

Не допускать ржавчины корпуса резервуара. Перед окраской необходимо тщательно, до металлического блеска, очистить корпус и крышу резервуара от ржавчины и грязи. Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.

Во избежание опасного напряжения в конструкциях резервуара должны применяться меры к предохранению резервуаров от гидравлических ударов, механических толчков, которые могут передаваться от насосов в случае их неправильной установки или неправильной эксплуатации.

При эксплуатации резервуаров нельзя допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. Для зачистки и извлечения твердых осадков допускается применять деревянные лопаты, неметаллические щетки, метлы. Работы внутри резервуара должны производиться в спецодежде и в обуви без гвоздей.