Тема: Хранение нефти и нефтепродуктов. На основании многолетнего опыта эксплуатации оптимальные значения коэффициентов оборачиваемости составляют. Оптимальные размеры РВС с постоянной толщиной стенки

Сопутствующая продаже услуга - хранение нефтепродуктов на нефтебазе ЗАО «Рос-Трейд» в Серпухове (под Москвой). Объект расположен по улице 2-ая Новоселок, дом 10, принадлежит компании «Волгаресурс».

Это хорошо оборудованная и автоматизированная база, на которой удобно хранить и разливать нефтепродукты всех классов. Вместимость нефтебазы - 15000 тонн (29 резервуаров, 29 видов продукции).

Предоставляются удобные условия размещения, скидки за объем хранения перевозки.

Нефтебаза для хранения нефтепродуктов

ТЕРРИТОРИЯ для хранения нефтепродуктов включает:

• обогреваемые помещения;
• необогреваемые вентилируемые склады;
• площадки налива;
• железнодорожный путь.

ОСНАЩЕНИЕ базы составляет полный комплекс оборудования.

• РВС (резервуары стальные вертикальной ориентации), в том числе с утеплением и понтонами для высокооктанового бензина:
  • РВС-200 - 12 единиц;
  • РВС-1000 - 5 единиц;
  • РВС-2000 - 5 единиц;
  • Р2С-100 — 5 единиц;
  • Р2С-75 — 2 единицы.
• ФРОНТ РАЗГРУЗКИ НА Ж/Д ПУТИ. Протяженность - 350 метров, вместимость - 6 вагонов. Возможность раздельного слива.
• НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ. Насосов УОДН 130-100-75 3 единицы, УОДН Н290-125-4 - 4 единицы.
• СЛИВНАЯ ЭСТАКАДА с 5-ю единицами УСН-150 (установлены в ходе реконструкции в 2013 году). Есть верхний слив.
• ПЛОЩАДКИ НАЛИВА оборудованы устройствами: НАРА-100 (102Н2, 2007 г.), АСН-5 ВГ (2007 и 2008 гг.), АСН-5 СИГМА, ТЗК-100 (2015 г.), ТЗК (2016г.).

Уровень безопасности

Хранение на нефтебазе в Серпухове организовано так, что нежелательное смешивание продуктов при хранении, сливе и отгрузке полностью исключено.

Для налива используется автоматизированная система «ITOIL Нефтебаза» с онлайн-слежением за всеми проводимыми операциями.

Комплекс «ГАММА-ТС-1» контролирует состояние резервуаров на территории базы.

Автономный генератор электроэнергии настроен на аварийное автоматическое включение в течение 30 секунд после остановки электроснабжения.

Аттестованная лаборатория

В собственной лаборатории организован прием продукции из нефти, тестирование и выдача документов. Оборудование позволяет делать необходимые анализы. Выдается паспорт качества на исследованный продукт.

Правила хранения нефтепродуктов на нефтебазе

Поступающее на базу топливо (бензин, дизельное, солярка) и другие продукты нефтепереработки хранятся в соответствии с федеральным сводом правил хранения нефтепродуктов, утвержденным Минэнерго РФ и действующим на всей территории страны.

Хранение нефтепродуктов на АЗС

Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных и наземных металлических резервуарах и в таре.

Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопроводов и арматуры должны производиться в соответствии с документацией, утвержденной главный инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.

Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен поддерживаться на 150…200 мм ниже предельного.

Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасовке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи, за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале не должны превышать 20 бутылок.

Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать склады, проверяя состояние тары и упаковки.

Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов должны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и приемо-сдаточных операциях.

Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в бочках и бидонах.

Степень заполнения резервуаров топливом не должна превышать 95 % их внутреннего геометрического объема.

В многокамерном резервуаре допускается одновременное хранение бензина и дизельного топлива в случае, если это предусматривается ТУ и ТЭД на технологическую систему.

Тема 3. Нефтебазы

Вопрос 1. Классификация нефтебаз.

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз – обеспечение бесперебойного снабжения нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске.

Классификация:

1) В зависимости от общего объема резервуарного парка и максимального объема одного резервуара нефтебазы подразделяются на категории:

I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м 3

II – свыше 20 000 м 3 по 100 000 м 3

IIIа – свыше 10 000 м 3 по 20 000 м 3 , мах объем 1-го резервуара = 5000 м 3

IIIб – свыше 2 000 м 3 по 10 000 м 3 , мах объем 1-го резервуара = 2000 м 3

IIIв – до 2 000 м 3 включительно, мах объем 1-го резервуара = 700 м 3

2) По величине годового грузооборота нефтебазы делятся на 5 классов:

3) По функциональному назначению :

Перевалочные - предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой;

Распределительные - предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Разделяют на оперативные (обслуживают местных потребителей); сезонного хранения (предназначены как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения);

Перевалочно-распределительные ;

Хранения – осущ-ют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов.

4) По транспортным связям делятся на:

Железнодорожные

• Водно-железнодорожные

  Трубопроводные

  Глубинные (это распределительные нефтебазы, получающие нефтепродукты автомобильным транспортом, в некоторых случаях водным).

5) По номенклатуре хранимых нефтепродуктов:

Общего назначения; только для легковоспламеняющихся (светлых) нефтепродуктов; только для горючих (темных) нефтепродуктов.

Вопрос 2. Операции, проводимые на нефтебазах

Делят на основные и вспомогательные.

Основные операции:

прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;

хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

замер и учет нефтепродуктов.

Вспомогательные операции:

очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;

смешение масел и топлив;

регенерация отработанных масел;

изготовление и ремонт тары;

ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

Вопрос 3. Объекты нефтебаз и их размещение.

Территория нефтебазы в общем случае разделена на зоны (производственная, подсобная, резервуарный парк) и участки (рис. 1.1 ). (на рис «зона» заменить на «участок»)

Производственная зона включает участки:

железнодорожных операций

водных операций

автомобильных операций

Подсобная зона включает участки:

очистных сооружений

водоснабжения и противопожарной защиты

подсобных зданий и сооружений

внешнего энергоснабжения

административно-хозяйственных зданий и сооружений.

Резервуарный парк – участок хранения нефтепродуктов.

На участке железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге.

Объекты : железнодорожные тупики; сливоналивные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); хранилища нефтепродуктов в таре; площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.

На участке водных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами.

Объекты: причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; стационарные и плавучие насосные; лаборатория; помещение для сливщиков и наливщиков.

Участок автомобильных операций предназначен для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки, бидоны и т.д.

Объекты: автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; склады для тары; погрузочные площадки для автотранспорта.

На участке очистных сооружений сосредоточены объекты для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов.

Объекты: нефтеловущки; флотаторы; пруды-отстойники; иловые площадки; шламонаконители; насосные; береговые станции по очистке балластных вод.

Участок водоснабжения и противопожарной защиты включает водопроводные и противопожарные насосные станции, резервуары или водоемы противопожарного запаса, помещения хранения противопожарного оборудования.

На участке подсобных зданий и сооружений находятся объекты : котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления; трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией; водонасосная;

механические мастерские; склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты.

Объекты вышеперечисленных участков соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод.

На участке административно-хозяйственных зданий и сооружений находятся объекты : контора; проходные; гаражи; пожарное депо; здание охраны нефтебазы.

На участке хранения нефтепродуктов находятся объекты: резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; насосные станции; обвалование – огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующих розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров.

Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций.

Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям :

резервуарный парк должен обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;

технологические трубопроводы должны позволять вести одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смешения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование должны обеспечивать соблюдение нормативов времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

Вопрос 4. Н асосные станции нефтебаз

Насосные станции предназначены для перекачки нефтепродуктов при их приеме, отпуске и внутрибазовых операциях.

Станции нефтебаз классифицируются:

1) по характеру размещения:

стационарные – наземные, полуподземные, подземные – оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах;

передвижные – оборудование устанавливается на автомашинах, прицепах, баржах понтонах (плавучих станциях).

2) по виду перекачиваемых нефтепродуктов: для светлых нефтепродуктов; темных нефтепродуктов и смешанные.

Наиболее распространены стационарные насосные станции в общем случае в их состав входят объекты : само здание, насосы с приводом и трубопроводной обвязкой, узлы задвижек, детали трубопроводных коммуникаций, контрольно-измерительная аппаратура, вентиляционные устройства, освещение и т.д.

Пример насосной станции на рис. 2

При числе основных рабочих насосов не более 5 (на нефтебазах I и II категорий) и не более 10 (на нефтебазах III категории) узлы задвижек могут находиться в одном помещении с насосами.

На нефтебазах применяют насосы : а)центробежные, б)поршневые и в)шестеренные насосы.

А)Центробежные насосы рассмотрены в ТЕМЕ №3

Б)Поршневые насосы классифицируются:

по роду действия (одинарного, двойного или дифференциального);

по количеству цилиндров (одноцилиндровые и многоцилиндровые);

по типу привода (приводные или прямодействующие)

Принципиальная схема насоса одинарного действия рис.3

(При прохождении кривошипа 9 в III и IV квадрантах окружности крейцкопф 7 движется вправо. Соответственно вправо движется и связанный с крейцкопфом с помощью штока 6 поршень 5. Увеличение объема рабочей камеры А приводит к созданию разряжения в ней, и жидкость откачиваемая из емкости 1 по всасывающему трубопроводу 2 через всасывающий клапан 3 поступает в цилиндр 4 поршневого насоса. При нахождении кривошипа 9 в I и II квадрантах окружности крейцкопф 7 и поршень 5 движутся в лево. Это приводит к увеличению давления в камере А и клапан 3 закрывается, но открывается нагнетательный клапан 10, после чего жидкость из камеры А попадает в напорный трубопровод 11).

Насос двойного действия отличается тем, что в камере Б также есть всасывающий и нагнетательный клапаны, поэтому такой насос за один полный оборот кривошипа дважды всасывает жидкость и дважды ее нагнетает.

В)Шестеренные насосы

Схема шестеренного насоса рис.4

Так, центробежные насосы используются, в основном, для перекачки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий кпд. Область преимущественного применения поршневых и шестеренных насосов - перекачка высоковязких нефтепродуктов.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

• 3. Классификация нефтебаз
• 19. Каплевидные резервуары
• 20. Шаровые резервуары
• 21. Железобетонные резервуары
• 22. Основания и фундаменты под резервуары
• 23. Температурный режим резервуаров
• 24. Потери нефтепродуктов от испарения
• 25. Потери в резервуарах от "малых дыханий"
• 26. Потери в резервуарах от "больших дыханий"
• 27. Потери нефтепродуктов от вентиляции газового пространства резервуаров
• 28. Потери нефтепродуктов от насыщения газового пространства ёмкости парами нефтепродуктов
• 29. Потери нефтепродуктов в резервуарах от "обратного выдоха"
• 30. Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при хранении
• 31 Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах
• 32. Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах
• 33. Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках
• 34. Подогрев нефтепродуктов при хранении
• 35. Хранение нефти в горных выработках
• 36. Нефтяные гавани и причалы
• 37. Замер и учет нефти и нефтепродуктов
• 38. Суточная и сезонная неравномерность потребления газа. Способы погашения
• 39. Подземное хранение газа
• 40. Хранение сжиженных газов

1. Физико-химические свойства нефтепродуктов

Основные физико-химические свойства нефтепродуктов, оказывающие влияние на технологию хранения и сливно-наливные операции, - испаряемость, давление насыщенных паров, вязкость, плотность, теплоемкость, теплопроводность, огне - и взрывоопасность и способность к электризации.

Испарение - переход нефтепродуктов из жидкого в газообразное состояние при температуре, меньшей чем температура кипения, при данном давлении. Испарение нефтепродуктов происходит при любых температурах и давлениях до тех пор, пока газовое пространство над продуктом не будет полностью насыщено парами. Скорость испарения в значительной мере зависит от давления насыщенных паров, фракционного состава, средней температуры кипения и коэффициента диффузии. В меньшей мере - от теплоемкости, теплопроводности, теплоты испарения и поверхностного натяжения.

Парциальное давление паров (Па), соответствующее динамическому равновесию между жидкой и паровой фазами, называют давлением насыщенных паров данного топлива р s . Чем выше давление насыщенных паров, тем больше потери от испарения при прочих равных условиях. Давление насыщенных паров зависит от температуры поверхности жидкой фазы нефтепродукта.

Вязкость характеризует свойства жидкости оказывать сопротивление относительному сдвигу ее частиц, возникающему под действием сдвигающих сил. Существует динамическая (м) и кинематическая (н, м 2 /с) вязкости. , где с - плотность жидкости. С увеличением температуры вязкость нефтепродуктов уменьшается.

Плотностью (кг/м 3) нефтепродукта наз. массу вещества, заключенную в единице объема. Значения плотности нефтепродуктов при разных температурах определяют лабораторным путем. Плотность, выраженная в абсолютных единицах при темп-ре t, может быть определена по формуле, где с 20 - плотность нефтепродуктов при 20°С, определяется лабор. анализом; ж - температурная поправка.

Удельная теплоемкость с м нефтепродуктов [в кДж/ (кг °С)] при ориентировочных расчетах с м = 2,1 кДж/ (кг °С), для уточненных расчетов применяют формулу.

Коэффициент теплопроводности [в Вт/ (м °С)] нефтепродуктов определяется по формуле, но при ориентировочных значениях л можно принимать в интервале 0,1-0,16 Вт/ (м °С).

Коэффициент температуропроводности [в м 2 /с] определяется из соотношения: а= л/ (с м с ).

Огнеопасность нефтепродуктов характеризуется температурой вспышки паров, при которой пары нефтепродукта, нагретого при определенных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Взрываемость нефтепродуктов - способность воспламеняться от открытого пламени - зависит от соотношения смеси его паров с воздухом. различают нижний и верхний пределы взрываемости.

Нефтепродукты относятся к диэлектрикам, то есть обладают высоким удельным электрическим сопротивлением.

2. Товарный ассортимент нефтепродуктов

По условиям применения все товарные нефтепродукты могут быть подразделены на следующие группы: топлива, осветительные керосины и растворители, смазочные материалы и др.

нефтепродукт гавань причал резервуарный

Жидкие топлива делятся на бензины и топливо дизельное, для газотурбинных двигателей, транспортных и стационарных котельных установок, промышленных печей и коммунально-бытовых целей.

Промышленность выпускает бензины для автомобильных и авиационных двигателей и бензины-растворители. Фракционный состав бензинов характеризуется температурами начала кипения и отгона. Эти тем-ры определяют условия запуска, время прогрева и условия форсирования двигателя, а также полноту сгорания топлива.

Автомобильные бензины подразделяются на зимний и летний.

Диз. топлива по назначению: для быстроходных двигателей и судовых газовых турбин; для мало - и среднеоборотных двигателей; для автотракторных, тепловозных и судовых двигателей. Основные показатели качества диз. топлива - воспламеняемость, фракционный состав, вязкость и тем-ра вспышки.

Газотурбинное топливо по условиям эксплуатации турбин подразделяется на топливо для воздушно-реактивных двигателей и для транспортных и стационарных двигателей. В качестве топлива для транспортных и стационарных котельных, промышленных печей и технологических установок используют остаточные высокосмолистые продукты переработки нефти, например, мазуты прямой гонки, крекинг-мазуты и их смеси и др.

Товарные мазуты объединяют в две группы по области применения: мазут флотский - для котлов морских и речных судов и нефтяное топливо (мазут) для стационарных котлов и промышленных установок.

Большинство масел, применяемых для смазки деталей в узлах трения, называются смазочными. Этот большой класс нефтепродуктов подразделяется по областям применения: моторные масла или масла для двигателей внутреннего сгорания; индустриальные масла, предназначенные для смазки деталей различных станков и механизмов, а также для технологических нужд; трансмиссионные и осевые масла; турбинные; компрессорные; цилиндровые и судовые масла. К классу несмазочных нефтяных масел относятся электроизоляционные, гидравлические и вакуумные, технологические и белые масла, а также масла для резиновой промышленности.

Пластичные смазки включают группу нефтепродуктов, предназначенных для смазки узлов трения, когда смазочные масла не обеспечивают жидкостного трения из-за негерметичности узла или трудности заполнения, для уплотнения подвижных и неподвижных соединений, создания защитных покрытий на металлических поверхностях от атмосферной коррозии.

3. Классификация нефтебаз

Складские предприятия для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей разделяются на две группы: склады, являющиеся самостоятельными предприятиями; склады, входящие в состав других предприятий.

Складские предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтей и нефтепродуктов потребителям, называют нефтебазами.

Общим объемом резервуарного парка нефтебазы называется суммарный объем резервуаров и тарных хранилищ. Объемы промежуточных резервуаров у сливо-наливных железнодорожных эстакад и водных причалов, а также расходных резервуаров при котельных и электростанциях собственных нужд в общий объем нефтебазы не включаются.

По противопожарным соображениям нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, в зависимости от объема резервуарного парка и независимо от класса хранимых нефтепродуктов делятся на три категории: I - общий объем парка более 50 000 м3, II - 10 000-50 000 м3, III - менее 10 000 м3.

Нефтебазы располагаются на специально выделенных территориях, удаленных от ближайших предприятий и объектов на безопасное в пожарном отношении расстояние. Эти расстояния (минимальные) определены строительными нормами и правилами (СН и П).

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные, призаводские и завозные.

Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Срок хранения нефтепродукта на этих нефтебазах обычно невелик, за исключением нефтебаз, расположенных на замерзающих реках. Перевалочные нефтебазы бывают водные (морские, речные), железнодорожные, трубопроводные и смешанные. Наименование перевалочной нефтебазы зависит от преобладающего вида транспорта, обслуживающего эту базу.

Распределительные нефтебазы предназначены для снабжения потребителей нефтепродуктами. Объем парка этих нефтебаз меньше, чем перевалочных. Распределительные нефтебазы в зависимости от вида транспорта называются водными, линейными (на железных дорогах), трубопроводными и глубинными (подвоз нефтепродуктов автотранспортом).

Призаводские нефтебазы предназначены для приема, хранения и отпуска нефтяного сырья и нефтепродуктов. В соответствии с этим они называются сырьевыми и товарными. В сырьевых парках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) производится подготовка нефти к переработке - обезвоживание, деэмульсация, обессоливание, обессеривание, смешение и т.д. В резервуарных: парках НПЗ производят компаундирование нефтепродуктов, доведение их качества до требований государственных стандартов.

Завозные нефтебазы регулирует распределение нефтепродуктов по мелким распределительным нефтебазам, обеспечивая гибкость снабжения потребителей.

4. Операции, проводимые на нефтебазах

Все операции, проводимые нефтебазой, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся:

1) прием нефтепродуктов, доставляемых на базу железнодорожным, речным, автотранспортом, по трубопроводам или воздушным транспортом;

2) хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

3) отпуск нефтепродуктов большими партиями в железнодорожные цистерны и маршруты, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

4) отпуск нефтепродуктов малыми партиями через автозаправочные станции (АЗС), разливочные, тарные склады.

К вспомогательным операциям относятся:

1) очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;

2) смешение и компаундирование нефтепродуктов;

3) регенерация отработанных масел;

4) изготовление и ремонт мелкой тары.

Вспомогательные операции производятся не на всех нефтебазах, а только на тех, которые обладают достаточными производительными мощностями, так как все эти операции являются энергоемкими.

5. Объекты нефтебаз и их размещение

Планировка территории нефтебазы должна обеспечить рациональную организацию технологического процесса, удобство взаимодействия объектов нефтебазы, рациональное использование территории, минимальную длину технологических, канализационных, водопроводных и тепловых сетей. При этом должны обеспечиваться все противопожарные и санитарно-гигиенические требования.

Нефтебазы на берегах рек должны располагаться ниже по течению от пристаней, гидротехнических и других сооружении. Территория нефтебазы разделяется на шесть зон:

1) железнодорожных операций;

2) водных операций;

3) хранения нефтепродуктов;

4) оперативная зона;

5) вспомогательных технических сооружений;

6) административно-хозяйственных сооружений.

В первой зоне располагаются сооружения для приема и отпуска крупных партий нефтепродуктов и нефтей железнодорожными маршрутами. Основные объекты этой зоны: а) железнодорожные тупики; б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов цистерн в резервуарный парк обратно, а также для внутрискладских перекачек; д) манифольды-камеры, где собраны задвижки, с помощью которых управляют потоками нефтепродуктов по трубопроводам; е) лаборатории для проведения анализов нефтей и нефтепродуктов; ж) помещения для отдыха сливщиков и наливщиков; з) хранилища нефтепродуктов в таре; и) железнодорожные погрузочно-разгрузочные площадки, а также площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.

Зона водных операций включает сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. В этой зоне располагаются: а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов, часто оборудованные насосными установками для выкачки нефтепродуктов из судов; б) насосные стационарные и плавучие; в) манифольд; г) лаборатория; д) помещения для сливщиков-наливщиков; е) конторы грузовых операций.

В третьей зоне размещаются: а) резервуарные парки для хранения нефтей и нефтепродуктов - основные сооружения нефтебаз; б) резервуары-газосборники для улавливания паров нефтепродуктов; в) манифольд; г) мерники - резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов; д) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие разливу нефтепродуктов при авариях с резервуарами.

Оперативная зона предназначена для отпуска нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны. В этой зоне размещаются следующие сооружения и объекты: а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; в) тарные, склады для хранения расфасованных в бочки, бидоны и контейнеры нефтепродуктов; г) склады чистой и грязной тары; д) погрузочные площадки для автотранспорта.

Зона вспомогательных технических сооружений предназначена; для обслуживания основных объектов нефтебазы и состоит из: а) котельной, снабжающей паром силовые установки (паровые-насосы), технологические объекты и систему отопления; б) склада топлива для котельной; в) механической мастерской с электросварочным и электроремонтным отделениями; г) цеха или мастерской по изготовлению и ремонту тары (бочек, бидонов и т.д.); д) склада материалов для изготовления бочек и бидонов; е) склада материалов, оборудования, запасных частей; ж) электростанции или трансформаторной подстанции для снабжения нефтебазы электроэнергией; з) водопроводных сооружений, снабжающих нефтебазу водой из городского водопровода, артезианских скважин, близлежащих водоемов и т.д.; и) водонасосной станции для снабжения нефтебазы водой и создания необходимого напора при пожарном водопотреблении; к) резервуаров для хранения противопожарного запаса воды; л) водонапорной башни для обеспечения необходимого напора в водопроводной сети при производственно хозяйственном потреблении; м) регенерационных установок, восстановления отработанных масел; н) обмывочных пунктов для персонала, занятого на работах с этилированными нефтепродуктами; о) прачечной для дегазации и стирки одежды; п) диспетчерских пунктов; р) песколовки, в которой задерживается песок, смываемый с территории нефтебазы ливневыми водами; с) нефтеловушки для отделения нефтепродуктов от воды; т) аварийного амбара для приема пролитого нефтепродукта при авариях, с резервуарами; у) иловой площадки, на которой сточные воды нефтебазы окончательно очищаются от следов нефтепродуктов, взвесей и т.п.

Перечисленные выше объекты всех пяти зон. соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, для снабжения водой, паром или горячей водой.

В шестой зоне - административно-хозяйственной - размещаются: а) контора с проходной; б) пожарное депо с пенореактивными установками для выработки пены, необходимой для тушения пожаров в резервуарах; в) здание охраны; г) гараж; д) помещение связи.

Вне территории нефтебазы располагается жилой поселок работников нефтебазы.

Перечисленные выше зоны и сооружения в них не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Номенклатура сооружений и зон, имеющихся на нефтебазе, зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, например, многие перевалочные нефтебазы не имеют объектов четвертой зоны; глубинные распределительные нефтебазы не имеют объектов первой и второй зон.

6. Определение объема резервуарного парка нефтебазы

Резервуарный парк является одним из наиболее дорогостоящих объектов нефтебазы, поэтому очень важно уметь правильно определять объем резервуарного парка нефтебазы с учетом перспективного его развития в будущем. Резервуарный парк не должен иметь излишнего объема, но в то же время не должно быть и недостатка его, так как это приводит к простою транспорта и нарушению технологического режима работы нефтебазы. Объем парка нефтебазы зависит от ее типа, грузооборота, условий завоза и вывоза. В реальных условиях завоз и вывоз не совпадают, поэтому и нужны резервуары. Максимальное количество нефтепродукта Vmax на нефтебазе будет в конце периода слабого отпуска, когда завоз превышает вывоз, а минимальное количество Vmin будет в конце периода интенсивного отбора, когда вывоз превышает завоз. Следовательно, необходимый оборотный объем резервуарного парка будет равен разности наибольшего и наименьшего остатков нефтепродукта, т.е. V=V max - V min .

Для определения объема резервуарного парка нефтебазы необходимо располагать данными о завозе и вывозе нефтепродуктов в абсолютных цифрах (м 3 , т) или в процентах от годового оборота по месяцам, декадам или неделям.

Если кривые завоза и вывоза нефтепродуктов неизвестны, то объем резервуарного парка нефтебазы определяется другими способами. Так, например, для речных и морских нефтебаз, расположенных на замерзающих путях сообщения, этот объем принимается равным реализации баз в межнавигационный период, когда нефтепродукты на базу не завозятся. Объем, парка нефтебазы, расположенной на незамерзающих реках и морях, принимается как минимум равным вместимости всех одновременно прибывающих нефтеналивных судов максимальной грузоподъемности.

Делением расчетного объема парка нефтебазы V на коэффициент использования резервуаров получают проектный объем

Коэффициент использования резервуаров = 0,95 - 0,97 определяет отношение полезного объема резервуара к его полному объему. По проектному объему V п подбирают строительный объем резервуарного парка нефтебазы Vc, который обычно больше проектного, так как в него входят кроме объема резервуаров для долговременного хранения нефтепродуктов объем резервуаров-мерников, "нулевых" резервуаров, емкостей для осветления, регенерации отработанных масел и т.д.

Кроме того, резервуары выпускаются только определенных размеров, поэтому трудно точно подобрать, чтобы Vп = Vс.

1. для железнодорожных распределительных нефтебаз, где Gср - средняя месячная реализация нефтепродуктов; k - . коэффициент неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов; - плотность нефтепродуктов;

2. для водных распределительных нефтебаз, расположенных на замерзающих водных путях: , где q - переходящий двухнедельный остаток нефтепродуктов; а - коэффициент, учитывающий запаздывание начала навигации и ее преждевременное закрытие (а = 1,15); Gср - реализация нефтепродуктов (при ввозе один раз в году - годовая реализация; при ввозе в течение всей навигации - реализация межнавигационного периода; при ввозе в течение двух навигационных периодов - реализация в больший из межнавигационных периодов);

3. для водных распределительных нефтебаз, расположенных на незамерзающих водных путях - аналогично железнодорожным - распределительным нефтебазам с учетом грузоподъемности (разового ввоза) и неравномерности прибытия судов.

Для одного сорта нефтепродуктов предусматривают не менее двух резервуаров в целях возможности совмещения операций: по приему и отпуску данного сорта.

Если операции по приему и отпуску производятся непрерывно, то в этом случае необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефтепродуктов.

Резервуары на нефтебазе должны быть по возможности однотипными, так как это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации. Необходимо стремиться устанавливать меньшее число резервуаров большого объема, что снижает расход металла на единицу объема, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.

7. Коэффициент оборачиваемости резервуаров

Общий объем резервуарного парка нефтебазы равен части ее годового оборота. Отношение годового оборота Vг к объему установленных резервуаров Vо называется коэффициентом оборачиваемости резервуаров.

Коэффициент оборачиваемости характеризует степень использования резервуаров нефтебазы. С увеличением коэффициента оборачиваемости снижается стоимость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. К < 3 < 60. Малые значения коэффициента оборачиваемости обычно имеют речные или морские нефтебазы, расположенные в замерзающих портах сообщения. Большие - железнодорожные нефтебазы и особенно нефтебазы, расположенные в начале и конце магистральных трубопроводов.

Cреднегодовой коэффициент оборачиваемости для нефтебазы вычисляться как средневзвешенная величина по объёму: , где ki - коэффициент оборачиваемости по каждому нефтепродукту; Vi - суммарный объем резервуаров для каждого нефтепродукта; V - суммарный объем резервуарного парка нефтебазы; n - число сортов нефтепродуктов.

Рост грузооборота при постоянном объеме резервуарного парка повышает коэффициент оборачиваемости. Однако он не должен превышать некоторого оптимального значения, так как при этом ухудшатся другие показатели работы нефтебазы - возникнут простои нефтетранспорта из-за отсутствия свободной емкости.

На основании многолетнего опыта эксплуатации оптимальные значения коэффициентов оборачиваемости составляют:

1) для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на незамерзающих путях сообщения при перевалке с воды на железную дорогу - 18 ч 20; с железной дороги или трубопровода на воду - 25 ч 30;

2) для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на замерзающих путях сообщения, при перевалке с воды на железную дорогу - 8 ч10; с железной дороги на воду - 6 ч 8;

3) для перевалочных нефтебаз, осуществляющих перевалку с трубопровода на железную дорогу - 20 ч 25;

4) для железнодорожных распределительных нефтебаз - 6 чч 8;

5) для водных распределительных нефтебаз - 2 ч 4.

8. Классификация резервуаров. Резервуарные парки

Резервуары могут быть наземные, подземные, полуподземные.

1) наземные - резервуар, у которого днище расположено на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории в пределах 3 м. от резервуара.

2) полуподземные - резервуар, у которого днище заглублено не менее, чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2м. от планировочной отметки прилегающей территории.

3) подземные - резервуар, у которого наивысший уровень налитого нефтепродукта находится не менее чем на 0,2 м. ниже планировочной отметки прилегающей территории.

По форме резервуары:

1) прямоугольные;

2) цилиндрические;

3) конические;

4) сферические;

5) каплевидные и др.

Вокруг наземных резервуаров и полуподземных для предупреждения розлива нефти при авариях или пожарах сооружается сплошной земляной вал или сплошная стена из негорючего материала, высотой не менее 1м., эта стена называется обвалование.

Обвалование устраивается так, что зеркало разлившегося нефтепродукта было не менее чем на 0,2м. ниже верха обвалования. Объём резервуаров одной группы в одном обваловании не должен превышать 20 000 м 3 .

Площадь зеркала подземного не должна превышать 7000 м 2 , а площадь зеркала группы - 14 м 2 .

Расстояние между стенами наземных резервуаров в пределах одной группы:

1) Резервуары с плавающими крышками: 0,5d не более 20 м.;

2) Резервуары с понтонами: 0,65d то не более 30 м.;

3) Резервуары со стационарными крышками при хранении легковоспламеняющихся жидкостей 0,75d не более 30 м., для горючих жидкостей 0,5d не более 20 м.

Резервуары объёмом до 200 м 3 допускается располагать на одном фундаменте в блоках объём ктр. не превышает 4000 м3. Расстояние между стенками резервуаров в таких блоках не нормируется. Расстояние м-у должно быть не менее 15 м. Вокруг групп этих резервуаров устраивается обвалование не менее 0,8 м. Если в группе резервуары разных конструкций расстояние м-у ними максимальное. Расстояние м-у стенками подземных резервуаров принимается не менее 1 м. По границам резервуарного парка и м-у группами устраивается поезд не менее 3,5 м.

9. Вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления

Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывают на гидростатическое давление, равное весу столба жидкости над рассматриваемым сечением.

Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резервуара должен быть усилен кольцами жесткости. Покрытие резервуара коническое с уклоном 1: 20.

Вследствие трудоемкости изготовления и монтажа конической крышки, несущие конструкции которой состоят из ферм, прогонов, радиальных балок и связей, разработана и применяется кровля, собираемая из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щит представляет собой каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щит опирается на оголовок центральной стойки.

Рис. 1. Вертикальный цилиндрический резервуар высокого давления:

1 - корпус; 2 - сферическое покрытие; 3 - кольцо сопряжения цилиндрического корпуса со сферической поверхностью покрытия; 4 - днище; 5 - анкерные крепления; 6 - верхнее кольцо жесткости; 7 - анкерная консоль; 8 - нижнее кольцо жесткости; 9 - стенка; 10 - анкерный болт; 11 - бетонная плита

10. Вертикальные цилиндрические резервуары высокого давления

Резервуары высокого давления предназначены для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров. На рис.1 представлен резервуар, состоящий из цилиндрического корпуса, сферической кровли и плоского днища. Основанием резервуара служит песчаная подушка. Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действием избыточного давления при небольшом заполнении нижний пояс корпуса закрепляют в грунте анкерными болтами и железобетонными плитами. Анкерные болты крепят к стенке резервуара при помощи приваренных консолей. Устойчивость оболочки корпуса при вакууме обеспечивается промежуточными горизонтальными кольцами жесткости. Настил кровли образует пологую сферическую форму при укладке тонких листов кровли на каркас покрытия, выполненного в виде стержневого сферического купола. Поэтому при изготовлении листов кровли гнуть их по поверхности двоякой кривизны не требуется. Резервуары объемом до 2000 м3 изготовляют на избыточное давление 0,03-0,04 МПа, а резервуары объемом до 5000 м3 - на избыточное давление 0,015-0,02 МПа.

В зонах сопряжения сферического покрытия с цилиндрической частью могут возникнуть краевые напряжения.

11. Расчет корпуса РВС на прочность

Формула для определения толщины стенки корпуса

По расчетной методике за критерий прочности и надежности принимается первое предельное состояние, определяемое несущей способностью (например, прочностью и устойчивостью для конструкций, работающих при периодических нагрузках), при достижении которого конструкция теряет способность сопротивляться внешним нагрузкам (разрушается) или получает остаточные деформации, препятствующие ее нормальной эксплуатации. Возможность достижения первого предельного состояния при растяжении, сжатии и изгибе материала зависит от механических свойств материала и характеризуется нормативным сопротивлением, принимаемым равным наименьшему значению предела текучести т. Значения, расчетных сопротивлений растяжению, сжатию и изгибу получаются делением нормативных сопротивлений на коэффициенты безопасности по материалам и в необходимых случаях понижаются умножением на коэффициенты условий работы m элементов конструкций.

При расчете элементов конструкций резервуаров принимают определенные значения коэффициентов перегрузки n (от собственного веса и веса изоляции стационарного оборудования n 1 =l,2; гидростатического давления n 2 = 1,1; избыточного давления и вакуума n 3 =1,2; снеговой нагрузки n 4 =1,4-1,6; ветровой нагрузки n 5 =1,2; гололедной нагрузки n 6 =1,3) и значения коэффициентов условий работы m (для стенки резервуара m 1 = 0,8; для сопряжения стенки с днищем резервуара m 2 =1,6; при расчете корпуса на устойчивость m 3 =1,0; при расчете колец жесткости m 4 =0,6; для анкерных болтов при растяжении m 5 =0,65 и для предварительно напряженной стенки резервуара m 6 = 1,0).

Получим расчетную формулу для толщины стенки корпуса, где R р св - расчетное сопротивление сварного соединения растяжению. Следует отметить, что расчет толщины корпуса резервуара, пo безмоментной теории является упрощенным, так как не учитываются, влияния изгибающих моментов, возникающих в сопряжении корпуса с днищем и в кольцевых швах, сваренных внахлестку.

Если толщина стенки?4 мм, то такие резервуары строят с постоянной толщиной стенки всех поясов корпуса 0 =4 мм (рис. 2, 6). При > 0 резервуары строят с переменной толщиной стенок по высоте (рис. 2, в).

Рис. 2. Эпюры толщин стенок вертикальных:

а - теоретическая для "атмосферного" резервуара; б - для "атмосферного" резервуара с постоянной толщиной стенок; в - для "атмосферного" резервуара с переменной толщиной стенок; г - теоретическая для резервуара высокого давления

Фактические эпюры толщин отличаются от расчетных на величину незаштрихованной части, но ввиду ограниченности сортамента листовой стали (рис. 2, б) это различие еще больше.

Если толщина нижних поясов крупных резервуаров из углеродистой стали получается больше 16 мм, а из стали повышенной или высокой прочности - более 14 мм, то при рулонировании полотнищ корпуса принимают <16 мм или <14 мм для высокопрочных сталей, а при сооружении производят обмотку нижних поясов высокопрочной проволокой при помощи арматурно-навивочной машины. Степень обжатия корпуса определяется пределом, за которым круговая форма цилиндра теряет устойчивость.

12. Оборудование резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов

Для правильной и безопасной эксплуатации стальные резервуары для хранения светлых нефтепродуктов должны иметь следующее оборудование (рис. 1а).

Рис. 3.

1 - верхний световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - огневой предохранитель; 4 - основной механический дыхательный клапан; 5 - замерный люк; 6 - уровнемер; 7 - нижний люк-лаз; 8 - водоспускной кран; 9 - хлопушка; 10 - грузовой патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - подъемник хлопушки; 13- предохранительный гидравлический дыхательный клапан.

Верхний световой люк

Замерный люк

Пробоотборник типа ПСР позволяет автоматически отбирать из резервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре - Это достигается путем выделения в резервуаре столбика нефтепродукта по всей высоте налива. Пробоотборник ПСР-4 состоит из трех основных узлов: верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.

Пеногенератор представляет собой генератор высоко кратной пены (ГВП) в комплекте с пенокамерой. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя. При этом образующаяся высокократная воздушная механическая пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара.

Вентиляционный патрубок

Люк-лаз

Подъемную трубу

Водоспускное устройство

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Ее обычно устанавливают на приемной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемо-раздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

Огневые предохранители , препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия их основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстая малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Стандартный огневой предохранитель имеет круглую кассету, состоящую из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов. Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением и наиболее устойчивы против обледенения.

Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуара у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения 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. На случай выхода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохранительный клапан, который срабатывает при повышении расчетного давления и вакуума на 5-10%.

13. Оборудование резервуаров для хранения темных нефтепродуктов

Для правильной и безопасной эксплуатации стальные резервуары для хранения темных нефтепродуктов должны иметь следующее оборудование (рис. 3, б).

Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня н/продукта. Лестницы стоятся прислонными, спиральными и шахтными. У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерный люк, замерные приспособления, дыхательную арматуру.

Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных т/пр с наружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются в нижнем поясе в кол-ве от 1 до 4.

Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащают дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборником типа ПСР. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора пробы. В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоединения к ним датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на резервуарах с понтонами, для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой. Во избежание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара поперечное сечение вентиляционных патрубков затягивают медной сеткой. Диаметр вентиляционного патрубка обычно принимают равным диаметру приемо-раздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арматуру на резервуарах не устанавливают.

Люк-лаз , помещаемый в первом поясе резервуара, предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при проведении огневых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку.

Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наибольшую температуру. Подъем трубы осуществляется специальной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка, устанавливаемого на ее конце и поддерживающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефтепродукта. Поднимать трубу можно до определенной высоты, в пределах которой она может опускаться под собственным весом.

Водоспускное устройство , устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды, которая накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке, нормальная высота которой 3-5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.

14. Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров

Дыхательные клапаны резервуаров подбирают по пропускной способности и допускаемому перепаду давления. Максимальный расход газов, проходящих через клапан, определяется при заполнении резервуара как сумма расходов, состоящая из:

Q 3 =q 3 +q t 1 +q t 2 +q г

где Q 3 - максимальный расход газов; q з - максимальный расход нефтепродуктов при заполнении резервуара; q t1 - максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды q t 1 =вДTV г

-коэффициент объемного расширения газа (= 1/273 К -1:); ДT - скорость нагревания газового пространства резервуара (ДT=0,0013 К/с); Vг - максимальный объем газового пространства (принимается равным объему резервуара). Подставив значения ДT и получим: q t 1 =4,76 10 -6 V г

q t2 - расход газа вследствие нагрева газового пространства при закачке более нагретого нефтепродукта

б - коэффициент теплообмена; F - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре; Т н и Т г - соответственно температуре нефтепродукта, закачиваемого в резервуар, и температура газового пространства; с - теплоемкость; R - удельная газовая постоянная; р - давление в газовом пространстве резервуара; q г - объем выделяющихся из нефти газов, определяемый по газовому фактору.

При выкачке нефтепродукта из резервуара расход поступающего через клапан атмосферного воздуха (в м 3 /с) будет Q B =q B +q t , где q в - производительность выкачки нефтепродукта из резервуара; q t - дополнительный расход из-за возможного охлаждения газового пространства резервуара и частичной конденсации паров.

Наиболее интенсивно резервуар охлаждается во время ливня, поэтому для расчетов скорость охлаждения следует принимать ДT - 8 10 -3 К/с. Величину q t определяют по формуле q t ?2,9 10 -5 V Г

По большему значению Q 3 или Q B подбирают по каталогу клапан необходимого размера. Если требуемая пропускная способность не может быть удовлетворена одним клапаном, то подбирают несколько клапанов меньшего размера.

15. Оптимальные размеры РВС с постоянной толщиной стенки

Толщина боковых стенок резервуаров ограничивается определенным минимальным значением д 0 из условия устойчивости, т.е. недопущение самопроизвольного смятия стенок пустого резервуара.

Для применяемых в резервуаростроении сталей эта минимальная толщина равна 4 мм.

Если размеры резервуара таковы, что в заполненном состоянии напряжения у нижней кромки корпуса резервуара не превышают допустимых для листов металла с min-ой толщиной д 0 , то такие резервуары сооружают с постоянной толщиной стенки.

В объем металла V м, необходимого для строительства резервуара, входят:

1) объем металла днища и кровли:

Где л=д Д +д К; д Д и д К - соответственно толщины листов днища и кровли;

2) объем металла боковых стенок (корпуса) резервуара:

V б =2рRHд 0 (2),

тогда:

V м =рR 2 л+ 2рRHд 0 (3).

Так как, то

Минимальный объем металла, затрачиваемый на резервуар, найдем из условия dV м /dH=0:

После преобразования

Сопоставляя (5) и (7), заметно, что выражение в левой стороне равенства (7) - это объем металла днища и кровли, а в правой стороне - половина объема металла боковых стенок резервуара, т.е. резервуар с постоянной толщиной стенки имеет наименьший объем металла, когда объем металла днища и кровли в два раза меньше объема металла стенок. Из ур-я (7) находим оптимальную по затрате металла высоту резервуара:

из (4) - оптимальный радиус резервуара:

подставив в формулу (3) значения Н и R из (8) и (9), получим объем металла в резервуаре с оптимальными параметрами:

Максимальный объем оптимального по металловложениям резервуара с постоянной (минимальной) толщиной стенки д 0 определяется из условия достижения максимально допустимых напряжений у нижней кромки корпуса резервуара.

Условие прочности:

Где б= [у] сg; с - плотность продукта; [у] - расчетное напряжение материала стенок; g - ускорение свободного падения. В (11) подставляем H и R из (8) и (9) получаем

16. Оптимальные размеры РВС с переменной толщиной стенки

У резервуаров с переменной толщиной стенок верхние пояса общей высотой Н 1 выполняются постоянной толщины д 0 , а толщина нижних поясов возрастает по мере увеличения нагрузки. Весь объем металла V м резервуара с переменной толщиной стенки складывается из:

1) объема металла днища и кровли

2) объема работающего металла, воспринимающего нагрузку от гидростатического давления продукта в резервуаре

Т.к. д=HR/б, то

3) объем из объема неработающего металла в верхних поясах с толщиной стенки д 0:

Т.к. Н 1 =д 0 б/R (5), то V нр1 =рд 0 2 б (6)

4) из объема неработающего металла в остальных поясах резервуара:

где n= (Н-Н 1) /h П - число поясов с переменной толщиной стенки; е - разность толщин листов двух смежных поясов, е=const.

Учитывая, что рR 2 H=V:

Тогда полный объем металла резервуара:

Оптимальная по затратам металла высота резервуара:

в левой части ур-я (13) - объем металла днища и кровли, а в правой - объем работающего металла корпуса резервуара. Резервуар с переменной толщиной стенок имеет наименьший объем (массу) металла, когда объем металла днища и кровли равен объему работающего металла корпуса. Оптимальное значение высоты резервуара:

Высота резервуаров с переменной толщиной стенки не зависит от объема резервуара; она определяется только конструктивными элементами резервуара, качеством материала и свойствами продукта.

17. Резервуары с плавающей крышей и понтоном

Для сокращения потерь легких фракций нефтей и бензинов получили широкое распространение резервуары с плавающей крышей (для южных районов) или с понтоном (для средних и северных районов).

Корпус резервуара с плавающей крышей представляет собой цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое давление жидкости. Вверху корпуса предусматривается кольцевой балкон, соединенный с землей наружной лестницей, а с плавающей крышей - внутренней качающейся лестницей, шарнирно прикрепленной к верху корпуса резервуара. В нижней части внутренней лестницы имеются специальные катки, при помощи которых лестница перемещается по настилу крыши в радиальном направлении и потому не препятствует изменению положения крыши по высоте. На нижнем настиле плавающей крыши укреплены опоры высотой 1,5-2 м, необходимые для ремонта крыши и днища опорожненного резервуара.

Для обеспечения стока дождевой воды верхнему настилу придается уклон к центру. Вода с крыши удаляется через гибкий шланг или шарнирную трубу, прикрепленную в центре нижнего настила. Резервуары с плавающей крышей оборудованы люками и замерными устройствами с дыхательными клапанами.

Дыхательный клапан необходим для защиты крыши от вакуума при полной откачке нефтепродукта и избыточного давления при закачке, когда крыша находится в нижнем положении. В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:

двойная понтонная крыша, состоящая из герметичных отсеков-понтонов, обеспечивающих ее непотопляемость при нарушении герметичности одного или нескольких понтонов;

одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметичные отсеки, препятствующие потоплению крыши. Благодаря малой массе и простоте конструкции крыши второго типа получили наибольшее распространение. Плавающие крыши сваривают из листов толщиной 4-5 мм и испытывают на непроницаемость.

Для предупреждения заклинивания вследствие неровностей стенок резервуара или перекоса при неравномерной осадке плавающая крыша имеет диаметр на 200-400 мм меньше диаметра резервуара. Зазор между крышей и стенками резервуара уплотняют затворами специальных конструкций, обеспечивающих герметичность при переходе крыши через сварные стыки и неровности поверхности резервуара. Эффективность работы плавающих крыш в значительной степени зависит от надежности уплотняющих затворов, которые должны быть непрерывными и обеспечивать постоянный контакт с корпусом резервуара. Наибольшее распространение получили затворы шторный (щелевой) и линейный (контактный).

Герметизирующая способность затвора зависит от плотности его прилегания к внутренней поверхности резервуара, степени герметичности самого затвора и объема кольцевого пространства.

Cxeмa резервуара с плавающей крышей:

1 - корпус резервуара; 2 - затвор, уплотняющий зазор между корпусом резервуара и плавающей крышей; 5 - плавающая крыша; 4 - насыщенное парами газовое пространство; 5 - поплавки лава - крыши; 6 - подвижная лестница; 7 - неподвижная лестница.

18. Горизонтальные металлические резервуары

Горизонтальные цилиндрические резервуары широко применяют на нефтебазах для хранения нефтепродуктов в малых количествах.

Подобные документы

Организация учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием на приемо-сдаточном пункте. Транспорт сырья по железной дороге. Перевозка нефти и нефтепродуктов по воде. Хранение сырья. Приготовление и хранение товарной продукции.

реферат , добавлен 14.12.2010


Потери легких фракций нефти, малые и большие "дыхания" резервуаров. Устройства для борьбы с потерями нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов под слоем газа. Улавливание паров и нефтепродуктов с помощью эжектора. Снижение температуры газового пространства.

презентация , добавлен 26.06.2014


Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.

презентация , добавлен 21.01.2015


Расчет потерь бензина от «большого дыхания» при закачке в резервуары. Подземное и подводное хранение топлива. Характеристика средств снижения потерь нефти и нефтепродуктов: резервуары с понтонами, повышенного давления, использование дисков-отражателей.

дипломная работа , добавлен 23.02.2009


Изучение стандартизации, норм и правил сооружения резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов. Основы проектирования площадки и заложение фундамента вертикального стального резервуара. Сооружение стенки и крыши емкости и основного оборудования.

курсовая работа , добавлен 09.04.2014


Описание наименований и технологии получения нефтяных фракций. Особенности и направления переработки нефти. Классификация товарных нефтепродуктов. Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей. Нефтяные масла, энергетические топлива.

презентация , добавлен 21.01.2015


Разработка технологических решений по увеличению резервуарного парка на нефтескладе ООО "Мостсервис-транс". Расчет сливного трубопровода и фундамента под емкости РГС-75. Насосная слива и налива нефтепродуктов. Оценка экономической эффективности проекта.

дипломная работа , добавлен 31.08.2012


Особенности перекачивания и хранения нефтепродуктов, основные требования к хранилищам. Типы резервуаров и их конструкции, техническая документация и обслуживание. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС, мероприятия по их сокращению.

курсовая работа , добавлен 21.06.2010


Характеристика и рекомендации по выбору традиционных средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. Особенности применения систем улавливания легких фракций. Методика расчета сокращения потерь при применении различных технических средств.

курсовая работа , добавлен 21.06.2010


Основные пути повышения ресурсоэффективности нефтеперерабатывающих процессов. Схемы фракционирования нефти. Дистилляция нефтепродуктов с прямой и обратной последовательностью колонн. Механическая и термическая интеграция, механические устройства.

6.1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

6.2. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

6.3. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.
Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

6.4. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

6.5. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

6.6. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

6.7. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

6.8. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:
обеспечить полную герметизацию крыши;
поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;
осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время;
максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;
применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

6.9. Эксплуатация и обслуживание понтонов производится в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

6.10. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных , а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

6.11. При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:
700 м3 и менее - 3,5 м/ч;
более 700 м3 - 6 м/ч.
При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.
Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

6.12. При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

6.13. При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

6.14. Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

6.15. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

6.16. Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:
обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;
поддерживать полную герметичность системы;
регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность дыхательной арматуры резервуара;
систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;
утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

6.17. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.18. При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

6.19. Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.
Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время - освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

6.20. Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

6.21. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90°С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35°С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

6.22. Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

6.23. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:
стационарные и переносные;
общие и местные;
трубчатые, циркуляционного подогрева;
паровые, электрические и др.

6.24. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С.

6.25. Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - змеевиковые подогреватели.

6.26. Подогреватели должны:
обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;
обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;
быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

6.27. Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

6.28. При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

6.29. При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

6.30. За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

6.31. При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

6.32. При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

6.33. В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.
Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

6.34. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

6.35. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

6.36. Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

6.37. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

6.38. Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.
Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

6.39. Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:
слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;
хранение нефтепродуктов в резервуарах;
налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

6.40. Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

6.41. При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке:
через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее;
к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом;
открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей;
при уровне нефтепродукта 600-700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;
остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны;
остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

6.42. Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.
Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.
За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

6.43. Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

6.44. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.
Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

6.45. Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.
Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.
Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

6.46. Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

6.47. Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют нагревательные гибкие ленточные элементы.

6.48. Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.
Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

6.49. Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.
В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.
Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

6.50. При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:
производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;
включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;
включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;
производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;
включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;
ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

6.51. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

6.52. Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.
Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

6.53. Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70-90°С. При нагреве выше 100°С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.
Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

6.54. Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

6.55. Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование - отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

6.57. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45° С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.
Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

6.58. Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб.м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120°С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

6.59. Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

6.60. Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.
Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

6.61. После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

6.62. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

6.63. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:
подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;
эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;
систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-кратный обмен воздуха;
не менее двух дверей (ворот).
Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.
Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.
Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.
Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.
В хранилищах должна иметься следующая документация:
план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;
картотека на хранимые нефтепродукты;
инструкции для обслуживающего персонала.

6.64. Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне).
Бочки укладываются в штабели не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

6.65. Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.
Количество ярусов порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

6.66. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0°С, могут не отапливаться.

6.67. Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).
Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

6.68. Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.
Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

6.69. В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

6.70. Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.