В1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и АЗС

Оглавление

Введение. 4

В1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и АЗС.. 4

В2. Краткая история развития, современное состояние, перспективы системы нефтепродуктообеспечения. 4

1. Основные сведения по НБ. 4

1.1. Типы, группы и категории НБ. 4

1.2. Производственные операции НБ. 4

1.3. Объекты НБ. Генплан НБ. Размещение объектов. 5

1.4. Технологическая схема НБ. 5

1.5. Основная рабочая обязательная документация НБ. 6

1.6. Краткая характеристика свойств нефтепродуктов. 6

2. Ж/д нефтегрузовые операции. 7

2.1. Ж/д тупики, эстокады, цистерны.. 7

2.2. Сливо-наливные устройства. 8

2.3. Типовые схемы (системы) слива-налива ж/д цистерн. 8

2.4. Расчет сливо-наливного фронта. 9

2.5. Гидравлический расчет напорных сливо-наливных коммуникаций и других технологических т/п. 9

2.5.1.  Гидравлическая характеристика т/п. 10

2.5.2.  Совмещенная характеристика т/п и насосов. 10

2.5.3.  Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки. 11

2.6. Расчет гибких шлангов и рукавов. 12

2.7. Расчет коллекторов. 12

2.8. Расчет безнапорных т/п. 12

2.9. Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе. 13

2.10.   Использование эжекторов. 14

2.11.   Определение продолжительности сливо-наливных операций. 16

3. Резервуарные парки. 16

3.1. Определение вместимости резервуарного парка. 16

3.2. Классификация резервуаров. 16

3.3. Стальные резервуары низкого давления. 16

3.4. Резервуары вертикальные стальные (типа РВС) 17

3.5. Оборудование резервуаров типа РВС.. 17

3.5.1.  Приемо-раздаточное оборудование. 18

3.5.2.  Дыхательное оборудование резервуаров. 19

3.5.2.1.   Механические дыхательные клапаны.. 19

3.5.2.2.   Огневые предохранители (пламегасители) 21

3.5.2.3.   Предохранительные клапаны (ПК) 22

3.5.2.4.   Вентиляционный патрубок. 22

3.5.3.  Замерное оборудование. 23

3.5.3.1.   Замерный люк. 23

3.5.3.2.   Полуавтоматический пробоотборник. 23

3.5.3.3.   Указатели уровня нефтепродукта. 24

3.5.4.  Противопожарное оборудование. 24

3.5.4.1.   Пенокамеры.. 24

3.5.5.  Прочее оборудование резервуара. 26

3.5.6.  Пример расчета резервуарного оборудования. 26

4. Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях. 27

4.1. Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти) 27

4.2. Причины потерь от испарения. 27

4.3. О параметрах газовой смеси в резервуарах. 29

4.4. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства. 29

4.5. Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара. 29

4.6. Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара. 29

4.7. Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара. 29

4.8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов. 30

4.9. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения. 30

5. Подогрев нефтепродуктов. 33

5.1. Использование теплоты на нефтебазах. 33

5.2. Источники теплоты и теплоносители. 33

5.3. Теплоиспользующее оборудование (теплообменники) 33

5.4. Способы и средства подогрева нефтепродуктов. 34

5.5. Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки 36

5.6. Определение конечной температуры подогрева. 36

5.7. Расчет подогревателей. 36

6. Учет нефтепродуктов. 36

6.1. Методы измерения количества нефтепродуктов. 37

6.2. Градуировка (калибровка) резервуаров и цистерн. 37

6.3. Замер уровня нефтепродукта для определения объема заполненной части емкости. 37

6.4. Определение плотности нефтепродукта. 37

7. Водные перевозки. 38

7.1. Нефтеналивные суда. 38

7.2. Нефтяные гавани и причальные устройства. 39

7.3. Сливо-наливные устройства и операции. 40

8. Автомобильные перевозки нефтепродуктов. 41

8.1. Средства транспортировки. 41

8.2. Сливо-наливные устройства. 43

9. Автозаправочные станции (АЗС) 49

9.1. Общие сведения по АЗС.. 49

9.2. Состав сооружений стационарной АЗС.. 49

9.3. Производственные операции. 49

9.4. Основное оборудование АЗС.. 50

9.4.1.  Резервуары.. 50

9.4.2.  Топливно раздаточные колонки. 55

 

Введение

Гидравлическая характеристика т/п

Гидравлический расчет поможет нам получить эту характеристику. ΔZ

Вентиляционный патрубок

Используется вместо механических дыхательных клапанов на резервуарах, где хранятся нефтепродукты с низкой упругостью паров (мазуты, масла и т.п.), а также на резервуарах с понтонами и плавающими крышами. Устройство вентиляционного патрубка показано на рис.4.

где 1 – патрубок присоединительный, 2 – огневой предохранитель, 3 – защитный козырек.

Замерное оборудование

Для замера уровня нефтепродукта на крыше резервуара имеется замерная площадка, включающая настил и перила-ограждения. На площадке стоят – замерный люк, устройство контроля уровня, устройство для отбора проб (верхняя часть)

Замерный люк

Используется для ручного замера уровня нефтепродукта с помощью мерной ленты и одновременного отбора пробы нефтепродукта с помощью цилиндра, который называется ЛОТ-пробоотборник и который закрепляется на нижнем конце мерной ленты. На ЛОТ наносится либо водочувствительная паста или лента для определения слоя товарной воды в резервуаре.

Пенокамеры

Пена может быть либо химическая, либо воздушно-механическая. Для подачи пены в небольшой резервуар может быть использована пенокамера, которая устанавливается стационарно в верхнем поясе резервуара или может быть транспортабельной на время тушения резервуара.

где 1 – пенопровод; 2 – разрывная мембрана; 3 – защитный колпак; 4 – съемная крышка; 5 - патрубок; 6 – отбойный козырек; 7 – крепление пенокамеры

С появлением резервуаров большей емкости потребовались большие расходы подачи и на резервуарах стали устанавливать пеногенераторы которые предназначены для получения воздушно-механической пены и ввода её в резервуар.

Пеногенераторы устанавливаются в верхнем поясе резервуара. Маркировка ГВПС (Генератор высокократной пены стационарный). Смесь: 94% воды + 6% пенообразователя. Схема изображена на рис.8.

где 1 – пеногенератор; 2 – пояс резервуара; 3 – патрубок подачи пены; 4 – растворопровод.

ГПСС – генератор пены средней кратности стационарный. Его врезают в крышу для увеличения полезного объема резервуара. Смесь: из 1 литра раствора получают 100 литров пены (1:100). Реально же получают лишь 1:40 – 1:70.

Послойная система подачи пены. В системе есть генераторы высокого давления и пена там должна быть устойчивой.

К противопожарному оборудованию также относятся и огневые предохранители.

Пример расчета резервуарного оборудования

Расчеты привязаны к дыхательному оборудованию, поскольку измерение в режиме эксплуатации резервуаров и конкретные условия прежде всего отражаются на упомянутом оборудовании.

Рассчитывают высоту залива, гидравлические предохранительные клапана, вес тарелок, механические дыхательные клапана, пропускную способность дыхательного клапана.

Рассмотрим методику расчета пропускной способности дыхательного клапана, которая при проектировании используется для подбора нового дыхательного клапана, а при эксплуатации для проверки эффективности работы установленных дыхательных клапанов.

1) На первом этапе рассчитывают расход газовой смеси через клапан при заполнении резервуара.

Где q₃ – расход заполнения резервуара; q_1t – дополнительный расход газа вызванный нагревом от внешней среды; q_2t – дополнительный расход газа при подаче нефтепродукта с более высокой температурой; q_Г – газовый фактор нефти, если резервуар заполнен нефтью, за счет попутного газа из нефти.

2) На втором этапе определяют расход воздуха, который идет через дыхательный клапан в процессе опорожнения резервуара.

Q_в= q_в +q_3t,

где q_в – расход выкачки из резервуара, q_3t – дополнительный расход воздуха при возможном охлаждении газового пространства резервуара.

3) Сравниваются Q_з и Q_в, выбирается наибольший и по этому значению расхода подбирается клапан с учетом его паспортной характеристики.

4. Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях

4.1. Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти)

Все потери разделяются по причине происхождения на: эксплуатационные и аварийные потери. Эксплуатационные потери делятся в зависимости от их характера, а также от причины происхождения:

1) потери от испарения из резервуаров и других объектов, где есть открытая поверхность нефти или нефтепродуктов;

2) потери из-за неплотностей различного характера;

3) потери в результате розлива, перелива нефтепродуктов, при зачистке резервуаров;

4) потери при смешении нефтепродуктов, при загрязнении, при их обводнении.

В зависимости от того, меняется ли количество, и качество нефтепродукта потери подразделяются на: количественные, качественные и комбинированы. Основная доля всех потерь приходится на испарения (примерно ¾ всех потерь).

4.2. Причины потерь от испарения

Потери от испарения обусловлены свойством жидких углеводородов испаряемостью и имеют место при следующих технологических операциях в резервуарном парке:

1) потери от «больших дыханиях» резервуара – выход газовой смеси при заполнении резервуара, т.е. уровень взлива нефтепродукта изменяется.

2) потери от «малых дыханий» резервуара – выход газовой смеси в результате изменения температур и давления газовой смеси резервуара и соответствующих параметров внешней среды. В этом случае процесс происходит при неподвижном уровне нефтепродукта.

3) Потери при «обратном выдохе» резервуара – при опорожнении резервуара в него заходит атмосферный воздух, насыщается парами нефтепродукта, давление в газовом пространства растет и при превышении предела срабатывания тарелки давления газовая смесь выходит из резервуара.

4) Потери от испарения в результате вентиляции газового пространства резервуара – в этом случае выход газовой смеси вызывается наличием по крайней мере двух отверстий в газовом пространстве резервуара (крыше, верхний пояс резервуара) находящихся на разной высоте. Данный процесс возможен, когда давление в верхней точке газового пространства равно атмосферному.

5) Потери от испарения в результате насыщения газового пространства резервуара. Имеет место при наливе нефтепродукта в пустой резервуар

4.3. О параметрах газовой смеси в резервуарах

Испарение нефтепродукта представляет собой переход его из жидкого в газообразное состояние при температурах меньших, чем температура его кипения при данном давлении. В закрытой незаполненной емкости испарения происходят до тех пор, пока давление над уровнем жидкости не достигнет давления её насыщенных паров. С повышением температуры давление паров растет, а с понижением падает. Различают общее давление газовой смеси (давление газовой смеси) и парциальное давление паров нефтепродукта в газовой смеси. Парциальное давление газовой смеси равно той части давления газовой смеси, которое равно давлению, обусловленному присутствием данного компонента и равно тому давлению компонента, которым он обладал бы, если бы он занимал весь объем газовой смеси.

4.4. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства

,

 где С – концентрация паров; ρ – плотность паров нефтепродукта; Q_см – расход газовой смеси.

ΔP=gh(ρ_см-ρ_в),

При действии перепада давления расход смеси будем определять по формуле истечения:

,

где F – площадь поперечного сечения отверстия; μ коэффициент расхода отверстия, через которое выходит газовая смесь.

4.5. Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара

При определении массы паров теряемых при одном малом дыхании резервуара принимают следующие допущения:

1) резервуар герметичен;

2) газовая (или паровоздушная) смесь подчиняется законам идеальных газов;

3) концентрация паров нефтепродуктов одинакова в каждый момент времени во всех точках газового пространства резервуара;

4) температура нефтепродукта значительно ниже температуры его кипения.

М_п= ΔV *σ,

где σ – среднее массовое содержание паров в газовой смеси; ΔV – объем вытесняемой газовой смеси.

Н.Н.Константинов получил следующую зависимость:

М_п= V_п *ln…,

где Т_гmin, T_гmax – минимальная и максимальная температура в газовом пространстве резервуара в течении суток; p_a – атмосферное давление; p_кв и p_кд – пределы срабатывания клапанов вакуума и давления; М_у – молекулярный вес паров нефтепродуктов; R – универсальная газовая постоянная.

 4.6. Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара

М_п=[V_H-V_Г((p₂-p₁)/(p₂-p_зак))]* (p_зак/p₂)*ρ,

где V_H – объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта; V_Г – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта; p₂ – абсолютное давление в газовом пространстве в конце закачки; p₁ - абсолютное давление в газовом пространстве в начале закачки (p₁=p_a-p_kb – если закачка ночью, p₁=p_a - если закачка днем).

4.7. Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара

Формула,

Где С_от, С_пр^* - объемная концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве к моменту окончания соответственно опорожнения резервуара и простоя; Т_ср – средняя температура нефтепродуктов в резервуаре; R – газовая постоянная паров нефтепродукта.

4.8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов

На практике потери рассчитывают, основываясь на нормах естественной убыли нефтепродуктов, которые утверждены высшим руководящим органом отрасли и определяют потери для условий транспортировки, хранения в различных климатических зонах для различных нефтепродуктов.

4.9. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения

Все мероприятия делятся на: технические и организационные.

I) Технические мероприятия:

1) Сокращение объема газового пространства резервуара. Все средства мы подразделим на твердые и пластичные. К твердым средствам потерь от испарения относятся: понтоны и плавающие крыши. К пластичным относятся микрошарики, эмульсии, пеногели.

2) Твердые покрытия: понтоны (в резервуарах со стационарной крышей) и плавающие крыши. Бывают стальные понтоны, из полимерных материалов, алюмополимерные, алюминиевые понтоны. Устройство показано на рисунке:

РВСП – 50000 - резервуар вертикальный стальной с понтоном.

 

где 1 – периферийный короб понтона для обеспечения плавучести, 2 – дека понтона (могут быть одно- и двухдечные понтоны); 3 – центральный короб; 4 – опорные стойки (высота 1,8-2 м.); 5 – кольцевой затвор для герметизации щели между понтоном и стенкой резервуара; 6 – направляющие стойки;

где 1 – периферийные поплавки; 2 – окружные поплавки; 3 – центральный поплавок; 4 – металлическая сетка для отвода статического электричества; 5 – центральный затвор; 6 – направляющие стойки.

Где 4 – петлевой затвор (самый простой кольцевой затвор).

РВСПК – 50000 – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.

где 1 – периферийный кольцевой короб; 2 – дека крыши; 3 – дыхательный клапан; 4 – верхняя дека плавающей крыши; 5 – кольцевой затвор; 6 – катучая лестница; 7 – стойки; 8 – направляющие стойки; 9 – водоспуск (для отвода дождевых и талых вод).

Сейчас широко используются и устанавливаются на резервуарах купольные плавающие крыши.

Есть две причины снижения потерь с помощью понтонов и плавающих крыш:

1) нет 100% герметичности кольцевых затворов;

2) движение понтона, а как следствие остаток нефти и нефтепродукта на стенках резервуара.

3)

В некоторых случаях понтоны и крыши могут быть бесполезны – в том случае, если коэффициент оборачиваемости меньше 20.

,

где S_п – эффективность понтона, N_ц - коэффициент оборачиваемости (число циклов заполнения и опорожнения резервуара).

3) Уменьшение колебаний температуры газового пространства резервуара:

1) заглубление резервуара (установлено, что на глубине 10 м и более температура постоянна);

2) покрытие резервуара лучеотражающими красками (до 2000 использовали серебрянку, а сейчас используют белые эмали, которые более дорогие, но более качественные и долговечные);

3) затенение небольших резервуаров (прежде всего на старых нефтебазах, где за 50-летний период эксплуатации деревья создают тень);

4) применение специальных лучеотражающих экранов;

5) орошение водой;

4) Хранение под давлением – используют резервуары специальных конструкций (шаровидные, тороидальные и т.д.) которые в нашей области не используются в виду большой стоимости;

5) Уменьшение порциального давления нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара (сокращение концентрации паров в газовой смеси). Для этой цели используют диски отражатели.

где Н – высота заполнения резервуара; С – концентрация паров; С_у – упругость паров

Диск делается складным. Конструкция его проста. Установлен он почти на всех резервуарах, т.к. это дешевое и простое средство. Эффективность диска-отражателя оценивают 10-15%.

где S_д – доля сокращения потерь; τ_пр – время простоя резервуара.

6) Улавливание паров нефти и нефтепродукта. Это мероприятие выполняется следующими средствами:

1) Газовая обвязка резервуара (ГО);

Если К_сà1(коэф. Совпадения операций), то эффективность стремиться к 100%, но это редко удается.

2) Газо-уравнительная система (ГУС) – тоже что и ГО, но есть бак аккумулятор для сбора конденсата. Но в связи с неэффективностью вся система была в основном срезана;

3) Система улавливания легких фракций (СУЛФ) – герметизированная система хранения и распределения. В России такие системы ставят в единичном числе. В Германии и Франции есть закон, о постановке этой системы на резервуар. СУЛФ позволяет сократить потери на 99,99. В зависимости от способа конденсации паров различают следующие типы СУЛФ:

1) Если в результате сжатия, то применяется компрессорная СУЛФ;

2) Если в результате охлаждения, то применяется холодильная СУЛФ;

3) Если в результате адсорбции, то применяется адсорбционная СУЛФ.

II) Организационно-технические мероприятия:

1) Хранение нефтепродукта в максимально-заполненных резервуарах;

2) Уменьшение внутрибазовых перекачек;

3) Своевременный ремонт и техническое обслуживание резервуаров.

5. Подогрев нефтепродуктов

5.1. Использование теплоты на нефтебазах

1) Производственные цели – обеспечение текучести нефтепродуктов (нефтей), регенерация масел, зачистка резервуаров и транспортных емкостей, обезвоживание уловленных нефтепродуктов и нефтей в очистных сооружениях и в других случаях;

2) Отопительные цели.

5.2. Источники теплоты и теплоносители

1) Котлы, котельная – водяные, паровые, пароводяные;

2) Электроэнергия;

3) Теплота выхлопных газов;

Теплоносители:

1) Пар (до 6 кгс/см², 140-150°С);

2) «Острый» пар – открытая струя пара, которая направляется, например, в нефтепродукт. Масла нельзя греть «острым» паром, а вот мазут, цистерну – можно.

3) Горячая вода – чаще всего в системах отопления. В производственных целях горячую воду используют при зачистке резервуара.

4) «Перегретая» вода – t = 110°С;

5) Электрический ток;

6) Газы ДВС.

5.3. Теплоиспользующее оборудование (теплообменники)

Основным средством использования теплоты являются различного рода теплообменники. В резервуарах широко распространены секционные подогреватели, установка которых показана на рисунке:

где 1 – резервуар; 2 – подъемные трубы; 3 – приемо-раздаточные патрубки; 5 – секционный подогреватель; 6 – паропровод; 7 – конденсатопровод.

Существуют типоразмеры секционных подогревателей в зависимости от поверхности нагрева.

Для отопительных целей используются

1) радиаторы;

2) гладкие трубы;

3) ребристые трубы;

4) калориферы.

Для обеспечения полной конденсации пара в теплообменниках и нормальной работы конденсатопроводов на выходе из паровых теплообменников устанавливаются конденсатоотводчики (конденсационные горшки). По принципу действия различают поплавковые (в корпусе присутствует поплавок, всплывающий и открывающий клапан для конденсата, но закрывающий клапан для пара) и термические конденсатоотводчики. Основным элементом термического конденсатоотводчика является сильфон, заполненный низкокипящей жидкости (менее 100°С). Сильфон – это гофрированный корпус.

5.4. Способы и средства подогрева нефтепродуктов

А) В резервуарах.

Различают способ общий и местный подогрев. При общем подогревается вся масса нефтепродукта, а при местном только его часть, предназначенная для выдачи-отпуска. В качестве средств подогрева используются:

1) трубчатые теплообменники, которые конструктивно могут выполняться как секционные и змеевиковые.

Наиболее распространены секционные подогреватели, типоразмеры которых приведены в справочной литературе.

2) блоки электронагревательные резервуарные (БЭР) – используются в горизонтальных резервуарах и горизонтальных небольшой емкости (100-200 м³).

На выходе из секционных подогревателей рекомендуется устанавливать конденсатоотводчики, которые бывают 2 типов: поплавковые и термические. Назначение конденсатоотводчиков – для полной конденсации пара в теплообменниках (для полного использования его теплосодержания).

Б) в транспортных емкостях.

Общий подогрев – один метод:

1) К стационарным относятся трубчатые подогреватели и паровые рубашки в ж/д цистернах;

2) К мобильным относятся ж/д, паро- и электрогрелки, электронагревательные ленты типа ЭНГЛ. Ленты служат для внешнего нагрева емкостей, а также трубопроводов и арматуры. Для ускоренного подогрева нефтепродукта в ж/д цистернах используются комбинированные устройства. Например, паровой гидромеханический подогреватель типа ПГМП, в котором кроме подогревателя имеется винт для создания струи нефтепродукта. Пример второго комплексного устройства – установка циркуляционного подогрева.

где 1 – котел цистерны, 2 – нижнее сливное устройство, 3 – центробежный циркуляционный насос, 4 – теплообменник, 5 – переносный подогреватель типа ПГМП.

Для условий холодного климата и с целью экономии тепловой энергии можно использовать комбинированные системы подогрева. Типовая схема показана на рисунке.

В) технологические трубопроводы.

В трубопроводах используется распределенный подогрев, который называется путевым подогревом. Различают внешний и внутренний путевой подогревы. Во внешнем тепло подводится с внешней стенки трубопровода, во внутреннем – внутри.

Внешний подогрев:

Внутренний подогрев:

Резервуары

Наибольшее распространение на АЗС получили горизонтальные стальные резервуары с плоскими, коническими и сферическими днищами.

Горизонтальные резервуары могут быть одно- и двустенными. Использование двустенного резервуара относится к концепции экологически чистых АЗС. Горизонтальный резервуар устанавливается подземно. На АЗС возможно использование вертикальных стальных резервуаров, которые также могут устанавливаться подземно. А на АЗС большой мощности и надземно.

Техническая схема АЗС и оборудования горизонтального одностенного резервуара показано на следующем рисунке:

где 1 – топливно-раздаточная колонка; 2 – фланец; 3 – трубопровод подачи топлива; 4 – задвижка; 5 – огневой предохранитель; 6 – приемный клапан; 7 – замерный трубопровод; 8 – замерный люк; 9 – дыхательный клапан; 10 – уровнемер «Струна М»; 11 – трубопровод налива; 12 – огневой предохранитель; 13 – электромагнитный клапан отсечки топлива; 14 – фильтр грубой отчистки; 15 – сливная муфта; 16 – сливной колодец; 17 – технологическая шахта; 18 – вентиляционная решетка; 19 – ж/б колодец; 20 – ложемент; 21 – зонд для определения утечек из резервуара; 22 – стенка горизонтального резервуара.

Общий вид вертикального резервуара представлен ниже на рисунке:

Конструкция двустенного резервуара приведена ниже.

где 1 – датчик верхнего уровня топлива, 2 –предохранительный клапан с системой герметичности резервуара (система герметичности представляет собой межстенное пространство, заполненное инертным газом, например, азотом или жидкостью более плотной, чем нефтепродукт); 3 – шаровой кран линии выдачи; 4 – соединительная муфта линии выдачи; 5 – крышка зачистной трубы; 6 – замерная труба; 7 – люк технологического лаза; 8 – манометр системы герметичности резервуара; 9 – кран трехходовой системы герметичности резервуара; 10 – технологический отсек; 11 ‑ линия наполнения; 12 – обратный клапан линии выдачи; 13 – линия выдачи; 14 – линия обесшламливания; 15 – линия деаэрации; 16 – дыхательный клапан линии деаэрации; 17 – вентиль линии деаэрации; 18 – крышка замерной трубы; 19 – клапан линии заполнения; 20 – линия флегматизации (на 15); 21 – муфта установки системы контроля герметичности межстенного пространства; 22 – огневой предохранитель; 23 – модульная коробка.

Ниже более детально показана схема врезок в технологическом отсеке горизонтального двустенного резервуара.

где 1 – замерная труба; 2 – линия обесшламливания; 3 – линия наполнения; 4 – линии выдачи; 5 – датчик верхнего уровня; 6 – манометр с предохранительным клапаном; 7 – труба для стравливания воздуха.

Общий вид резервуара, устанавливаемых в блочных АЗС показан на следующих рисунках:

Плоская проекция:

Аксонометрическая проекция:

3

Для экономичного использования резервуарной емкости, принимая во внимание небольшие партии хранимых нефтепродуктов на АЗС применяются многокамерные резервуары, прежде всего двухкамерные, схема которого приведена ниже.

где 1 – линия наполнения; 2 – линия обсшламливания; 3 – линия деаэрации; 4 – линия выдачи; 5 – уровнемер; 6 – датчик верхнего уровня; 7 – линия контроля герметичности двустенного пространства; 8 – патрубок для линии деаэрации.

Обозначения резервуаров: РГС 3, 4, 5, 8, 10, 15, 17, 25, 50, 60, 75, 100 м³;

                                          РГС 2*25, 50, 60, 75,100 м³.

Для приема нефтепродуктов в подземный резервуар устраивается линия наполнения, надземная часть которой представлена на следующем рисунке

где 1 – патрубок; 2 – быстроразъемная муфта; 3 – фильтр; 4 – задвижка; 5 – огнепреградитель; 6- трубопровод.

Быстроразъемная муфта с наконечником показана на следующем рисунке:

где 1 – патрубок; 2 – крышка; 3 – наконечник; 4 – рукоятка; 5 – запорный винт; 6 – уплотнение.

В обвязке линии деаэрации устанавливаются угловые огнепреградители:

где 1 – огнепреградительная кассета; 2 – корпус; 3 – фланец; 4 – шайба; 5 – гайка; 6 – штифт; 7 – упор; 8 – патрубок; 9 – пружина; 10 – уплотнение; 11 – шпилька.

Назначение линии обвязки подземных резервуаров АЗС следующие:

ü Линия наполнения;

ü Линия выдачи;

ü Линия деаэрации;

ü Линия обесшламливания – для удаления воды с твердыми частицами и остатка топлива при полном опорожнении резервуара;

ü Линия флегматезации – комплекс оборудования, обеспечивающий защиту от возможного воспламенения паров топлива внутри технологического оборудования путем наполнения инертным газом свободного пространства технологических линий и оборудования;

ü Линия рецеркуляции паров – является составной частью системы герметизированного хранения или системы улавливания легких фракций.

Контроль герметизации пространства между двумя стенками резервуара, которая заполняется либо инертным газом, либо жидкостью плотность, которой больше плотности хранимого нефтепродукта. Осуществляется контроль наличия паров нефтепродуктов в двустенном пространстве.

Объединенная схема деаэрации и рециркуляции показана на рисунке ниже:

	Пламягаситель

Обратный клапан

Муфта подсоединения к системе рецеркуляции

Запорная арматура

Пламягаситель (огнепреградитель)

Клапан дыхательный

 

Оглавление

Введение. 4

В1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и АЗС.. 4

В2. Краткая история развития, современное состояние, перспективы системы нефтепродуктообеспечения. 4

1. Основные сведения по НБ. 4

1.1. Типы, группы и категории НБ. 4

1.2. Производственные операции НБ. 4

1.3. Объекты НБ. Генплан НБ. Размещение объектов. 5

1.4. Технологическая схема НБ. 5

1.5. Основная рабочая обязательная документация НБ. 6

1.6. Краткая характеристика свойств нефтепродуктов. 6

2. Ж/д нефтегрузовые операции. 7

2.1. Ж/д тупики, эстокады, цистерны.. 7

2.2. Сливо-наливные устройства. 8

2.3. Типовые схемы (системы) слива-налива ж/д цистерн. 8

2.4. Расчет сливо-наливного фронта. 9

2.5. Гидравлический расчет напорных сливо-наливных коммуникаций и других технологических т/п. 9

2.5.1.  Гидравлическая характеристика т/п. 10

2.5.2.  Совмещенная характеристика т/п и насосов. 10

2.5.3.  Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки. 11

2.6. Расчет гибких шлангов и рукавов. 12

2.7. Расчет коллекторов. 12

2.8. Расчет безнапорных т/п. 12

2.9. Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе. 13

2.10.   Использование эжекторов. 14

2.11.   Определение продолжительности сливо-наливных операций. 16

3. Резервуарные парки. 16

3.1. Определение вместимости резервуарного парка. 16

3.2. Классификация резервуаров. 16

3.3. Стальные резервуары низкого давления. 16

3.4. Резервуары вертикальные стальные (типа РВС) 17

3.5. Оборудование резервуаров типа РВС.. 17

3.5.1.  Приемо-раздаточное оборудование. 18

3.5.2.  Дыхательное оборудование резервуаров. 19

3.5.2.1.   Механические дыхательные клапаны.. 19

3.5.2.2.   Огневые предохранители (пламегасители) 21

3.5.2.3.   Предохранительные клапаны (ПК) 22

3.5.2.4.   Вентиляционный патрубок. 22

3.5.3.  Замерное оборудование. 23

3.5.3.1.   Замерный люк. 23

3.5.3.2.   Полуавтоматический пробоотборник. 23

3.5.3.3.   Указатели уровня нефтепродукта. 24

3.5.4.  Противопожарное оборудование. 24

3.5.4.1.   Пенокамеры.. 24

3.5.5.  Прочее оборудование резервуара. 26

3.5.6.  Пример расчета резервуарного оборудования. 26

4. Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях. 27

4.1. Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти) 27

4.2. Причины потерь от испарения. 27

4.3. О параметрах газовой смеси в резервуарах. 29

4.4. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства. 29

4.5. Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара. 29

4.6. Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара. 29

4.7. Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара. 29

4.8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов. 30

4.9. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения. 30

5. Подогрев нефтепродуктов. 33

5.1. Использование теплоты на нефтебазах. 33

5.2. Источники теплоты и теплоносители. 33

5.3. Теплоиспользующее оборудование (теплообменники) 33

5.4. Способы и средства подогрева нефтепродуктов. 34

5.5. Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки 36

5.6. Определение конечной температуры подогрева. 36

5.7. Расчет подогревателей. 36

6. Учет нефтепродуктов. 36

6.1. Методы измерения количества нефтепродуктов. 37

6.2. Градуировка (калибровка) резервуаров и цистерн. 37

6.3. Замер уровня нефтепродукта для определения объема заполненной части емкости. 37

6.4. Определение плотности нефтепродукта. 37

7. Водные перевозки. 38

7.1. Нефтеналивные суда. 38

7.2. Нефтяные гавани и причальные устройства. 39

7.3. Сливо-наливные устройства и операции. 40

8. Автомобильные перевозки нефтепродуктов. 41

8.1. Средства транспортировки. 41

8.2. Сливо-наливные устройства. 43

9. Автозаправочные станции (АЗС) 49

9.1. Общие сведения по АЗС.. 49

9.2. Состав сооружений стационарной АЗС.. 49

9.3. Производственные операции. 49

9.4. Основное оборудование АЗС.. 50

9.4.1.  Резервуары.. 50

9.4.2.  Топливно раздаточные колонки. 55

 

Введение

В1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и АЗС

Понятия: Автозаправочная станция – это мини нефтехранилище. Нефтехранилище представляет собой предприятие (склад нефти или нефтепродуктов), основным сооружением которого является резервуарный парк, а также комплекс зданий и сооружений, обеспечивающих выполнение производственных операций.

Назначение: бесперебойное обеспечение потребителей нефтепродуктами при сохранении их качества и количества.