Тема: Зберігання нафти і нафтопродуктів. На підставі багаторічного досвіду експлуатації оптимальні значення коефіцієнтів оборотності складають. Оптимальні розміри РВС з постійною товщиною стінки

Супутня продажу послуга - зберігання нафтопродуктів на нафтобазі ЗАТ «Рос-Трейд» в Серпухові (під Москвою). Об'єкт розташований по вулиці 2-а Новоселок, будинок 10, належить компанії «Волгаресурс».

Це добре обладнана і автоматизована база, на якій зручно зберігати і розливати нафтопродукти всіх класів. Місткість нафтобази - 15000 тонн (29 резервуарів, 29 видів продукції).

Надаються зручні умови розміщення, знижки за обсяг зберігання перевезення.

Нафтобаза для зберігання нафтопродуктів

ТЕРИТОРІЯ для зберігання нафтопродуктів включає:

• обігріваються приміщення;
• необогреваемих вентильовані склади;
• майданчики наливу;
• залізничний шлях.

ОСНАЩЕННЯ бази становить повний комплекс обладнання.

• РВС (резервуари сталеві вертикальної орієнтації), в тому числі з утепленням і понтонами для високооктанового бензину:
  • РВС-200 - 12 одиниць;
  • РВС-1000 - 5 одиниць;
  • РВС-2000 - 5 одиниць;
  • Р2С-100 - 5 одиниць;
  • Р2С-75 - 2 одиниці.
• ФРОНТ РОЗВАНТАЖЕННЯ НА Ж / Д ШЛЯХИ. Протяжність - 350 метрів, місткість - 6 вагонів. Можливість роздільного зливу.
• НАСОСНА СТАНЦІЯ. Насосів УОДН 130-100-75 3 одиниці, УОДН Н290-125-4 - 4 одиниці.
• Зливні естакади з 5-ю одиницями ССО-150 (встановлені в ході реконструкції в 2013 році). Є верхній злив.
• МАЙДАНЧИКИ Налив обладнані пристроями: НАРА-100 (102Н2, 2007), АСН-5 ВГ (2007 і 2008 рр.), АСН-5 СІГМА, ТЗК-100 (2015 г.), ТЗК (2016р.).

рівень безпеки

Зберігання на нафтобазі в Серпухові організовано так, що небажане змішування продуктів при зберіганні, зливі і відвантаження повністю виключено.

Для наливу використовується автоматизована система«ITOIL Нафтобаза» з онлайн-стеженням за всіма проведеними операціями.

Комплекс «ГАММА-ТС-1» контролює стан резервуарів на території бази.

Автономний генератор електроенергії налаштований на аварійне автоматичне включення протягом 30 секунд після зупинки електропостачання.

атестована лабораторія

У своїй лабораторії організований прийом продукції з нафти, тестування і видача документів. Устаткування дозволяє робити необхідні аналізи. Видається паспорт якості на досліджений продукт.

Правила зберігання нафтопродуктів на нафтобазі

Що поступає на базу паливо (бензин, дизельне, солярка) і інші продукти нафтопереробки зберігаються відповідно до федерального зводом правил зберігання нафтопродуктів, затвердженим Міненерго РФ і чинним на всій території країни.

Зберігання нафтопродуктів на АЗС

Нафтопродукти на АЗС зберігаються в підземних і наземних металевих резервуарах і в тарі.

Всі зміни в розташуванні резервуарів, колонок, трубопроводів і арматури повинні проводитися відповідно до документації, затвердженої головний інженером підприємства, якому підпорядковується АЗС, і вноситися в технологічну схемуАЗС.

Рівень масла в заповненому резервуарі при підігріві повинен підтримуватися на 150 ... 200 мм нижче граничного.

Зберігання легкозаймистих рідин в дрібній розфасовці дозволяється в кількості, необхідній для п'ятидобової продажу, за винятком гальмівної рідини, запаси якої в торговому заліне повинні перевищувати 20 пляшок.

Начальник або оператор АЗС повинен щодня оглядати склади, перевіряючи стан тари і упаковки.

Технічні коштизбору відпрацьованих нафтопродуктів повинні забезпечувати їх збереження при зберіганні, транспортуванні та приймально-здавальних операціях.

Прийняті відпрацьовані нафтопродукти допускається зберігати в будь-яких маркованих і градуювальних резервуарах, а також в бочках і бідонах.

Ступінь заповнення резервуарів паливом не повинна перевищувати 95% їх внутрішнього геометричного обсягу.

У багатокамерному резервуарі допускається одночасне зберігання бензину і дизельного палива в разі, якщо це передбачається ТУ і ТЕД на технологічну систему.

Тема 3. Нафтобази

Питання 1. Класифікація нафтобаз.

нафтобазами називаються підприємства, що складаються з комплексу споруд і установок, призначених для прийому, зберігання та відпуску нафтопродуктів споживачам.

Основне призначення нафтобаз - забезпечення безперебійного постачання нафтопродуктів в необхідній кількості та асортименті; збереження якості нафтопродуктів і скорочення до мінімуму їх втрат при прийманні, зберіганні і відпуску.

Класифікація:

1) В залежності від загального обсягу резервуарного парку і максимального обсягу одного резервуара нафтобази поділяються на категорії:

I - загальний обсяг резервуарного парку понад 100 000 м 3

II - понад 20 000 м 3 по 100 000 м 3

IIIа - понад 10 000 м 3 по 20 000 м 3, мах обсяг 1-го резервуара = 5000 м 3

ІІІб - понад 2 000 м 3 по 10 000 м 3, мах обсяг 1-го резервуара = 2000 м 3

IIIв - до 2 000 м 3 включно, мах обсяг 1-го резервуара = 700 м 3

2) За величиною річного вантажообігунафтобази поділяються на 5 класів:

3) За функціональним призначенням:

перевалочні - призначені для перевантаження (перевалки) нафтопродуктів з одного виду транспорту на інший;

розподільні - призначені для нетривалого зберігання нафтопродуктів та їх постачання споживачів району, що обслуговується. поділяють на оперативні(Обслуговують місцевих споживачів); сезонного зберігання(Призначені як для задоволення місцевих потреб, так і для компенсації нерівномірності подачі нафтопродуктів на оперативні нафтобази, що входять в зону впливу нафтобази сезонного зберігання);

Перевалочно-розподільні ;

зберігання - осущ-ют прийом, зберігання і періодичне освіження нафтопродуктів.

4) За транспортним зв'язкам діляться на:

залізничні

• Водно-залізничні

  трубопровідні

  Глибинні (це розподільні нафтобази, які отримують нафтопродукти автомобільним транспортом, в деяких випадках водним).

5) За номенклатурою збережених нафтопродуктів:

Загального призначення; тільки для легкозаймистих (світлих) нафтопродуктів; тільки для горючих (темних) нафтопродуктів.

Питання 2. Операції, що проводяться на нафтобазах

Ділять на основні та допоміжні.

Основні операції:

прийом нафтопродуктів, що доставляються на нафтобазу залізничним, водним, автомобільним транспортомі по трубопроводах або відведення від них;

зберігання нафтопродуктів в резервуарах і тарних сховищах;

відпуск нафтопродуктів в залізничні та автомобільні цистерни, нафтоналивні суду або по трубопроводах;

завмер і облік нафтопродуктів.

Допоміжні операції:

очищення та зневоднення масел та інших в'язких нафтопродуктів;

змішання масел і палив;

регенерація відпрацьованих масел;

виготовлення і ремонт тари;

ремонт технологічного обладнання, будівель і споруд;

експлуатація котелень, транспорту і енергетичних пристроїв.

Питання 3. Об'єкти нафтобаз і їх розміщення.

Територія нафтобази в загальному випадку розділена на зони (виробнича, підсобна, резервуарний парк) і ділянки ( Мал. 1.1). (На рис «зона» замінити на «ділянку»)

виробнича зона включає ділянки:

залізничних операцій

водних операцій

автомобільних операцій

підсобна зона включає ділянки:

очисних споруд

водопостачання та протипожежного захисту

підсобних будівель і споруд

зовнішнього енергопостачання

адміністративно-господарських будівель і споруд.

Резервуарний парк - ділянку зберігання нафтопродуктів.

на ділянці залізничних операцій розміщуються споруди для прийому та відпуску нафтопродуктів по залізниці.

об'єкти: Залізничні тупики; слівоналівних естакади для прийому та відпуску нафтопродуктів; нульові резервуари, розташовані нижче залізничних колій; насосні станціїдля перекачування нафтопродуктів з вагонів-цистерн в резервуарний парк і назад; лабораторії для проведення аналізів нафтопродуктів; приміщення для відпочинку Зливальники і налівщіков (операційна); сховища нафтопродуктів в тарі; майданчики для прийому та відпуску нафтопродуктів в тарі.

на ділянці водних операцій розміщуються споруди для прийому та відпуску нафтопродуктів баржами і танкерами.

об'єкти:причали (пірси) для швартування нафтоналивних суден; стаціонарні і плавучі насосні; лабораторія; приміщення для Зливальники і налівщіков.

Ділянка автомобільних операційпризначений для розміщення засобів відпуску нафтопродуктів в автоцистерни, контейнери, бочки, бідони і т.д.

об'єкти:автоестакади і Автоколонки для відпуску нафтопродуктів в автоцистерни; розливні і розфасовувальні для наливу нафтопродуктів в бочки і бідони; склади для зберігання розфасованих нафтопродуктів; склади для тари; навантажувальні майданчики для автотранспорту.

на ділянці очисних споруд зосереджені об'єкти для очищення нафтовмісних вод від нафтопродуктів.

об'єкти:нефтеловущкі; флотатори; ставки-відстійники; мулові майданчики; шламонаконітелі; насосні; берегові станції з очищення баластових вод.

Ділянка водопостачання та протипожежного захисту включає водопровідні та протипожежні насосні станції, резервуари або водойми протипожежного запасу, приміщення зберігання протипожежного обладнання.

На ділянці підсобних будівель і споруд знаходяться об'єкти: Котельня, що забезпечує паром парові насоси, систему підігріву нафтопродуктів і систему опалення; трансформаторна підстанція для постачання нафтобази електроенергією; водонасосна;

механічні майстерні; склади матеріалів, обладнання та запасних частин, а також інші об'єкти.

Об'єкти перерахованих вище ділянок з'єднуються між собою мережею трубопроводів для перекачування нафтопродуктів, їх постачання водою і парою, а також для збирання нафтовмісних стічних вод.

на ділянці адміністративно-господарських будівель і споруд знаходяться об'єкти: Контора; прохідні; гаражі; пожежне депо; будівлю охорони нафтобази.

на ділянці зберігання нафтопродуктів знаходяться об'єкти:резервуарні парки для світлих і темних нафтопродуктів; насосні станції; обвалування - вогнестійкі огорожі навколо резервуарних парків, що перешкоджають розливу нафтопродуктів при пошкодженнях резервуарів.

Перераховані зони і об'єкти не обов'язково входять до складу кожної нафтобази. Їх набір залежить від типу і категорії нафтобази, призначення і характеру проведених операцій.

Технічна оснащеність нафтобаз повинна задовольняти наступним вимогам :

резервуарний парк повинен забезпечувати прийом, зберігання і відвантаження заданої кількості і асортименту нафтопродуктів;

технологічні трубопроводи повинні дозволяти вести одночасний прийом і відвантаження різних марок нафтопродуктів без змішування і втрати якості;

наливні та зливні пристрої, А також насосне обладнання повинні забезпечувати дотримання нормативів часу по сливу і наливу нафтопродуктів.

Питання 4.Насосние станції нафтобаз

Насосні станції призначені для перекачування нафтопродуктів при їх прийомі, відпустці і внутрішньобазовими операціях.

Станції нафтобаз класифікуються:

1) за характером розміщення:

стаціонарні - наземні, напівпідземні, підземні - обладнання змонтовано на нерухомих фундаментах;

пересувні - обладнання встановлюється на автомашинах, причепах, баржах понтонах (плавучих станціях).

2) за видом перекачуються нафтопродуктів:для світлих нафтопродуктів; темних нафтопродуктів і змішані.

Найбільш поширені стаціонарні насосні станції в загальному випадку в їх склад входять об'єкти: Сама будівля, насоси з приводом і трубопровідної обв'язкою, вузли засувок, деталі трубопровідних комунікацій, контрольно-вимірювальна апаратура, вентиляційні пристрої, освітлення і т.д.

Приклад насосної станції на Мал. 2

При числі основних робочих насосів не більше 5 (на нафтобазах I і II категорій) і не більше 10 (на нафтобазах III категорії) вузли засувок можуть перебувати в одному приміщенні з насосами.

На нафтобазах застосовують насоси : А) відцентрові, б) поршневі і в) шестеренні насоси.

А) Відцентрові насоси розглянуті в ТЕМІ №3

Б) Поршневі насоси класифікуються:

за родом дії (одинарного, подвійного або диференціального);

за кількістю циліндрів (одноциліндрові і багатоциліндрові);

за типом приводу (приводні або прямодействующие)

Принципова схема насоса одинарної дії рис.3

(При проходженні кривошипа 9 в III і IV квадрантах колу крейцкопф 7 рухається вправо. Відповідно вправо рухається і пов'язаний з крейцкопфом за допомогою штока 6 поршень 5. Збільшення обсягу робочої камери А призводить до створення розрядження в ній, і рідина відкачувана з ємності 1 по всмоктуючому трубопроводу 2 через всмоктуючий клапан 3 надходить в циліндр 4 поршневого насоса. При знаходженні кривошипа 9 в I і II квадрантах колу крейцкопф 7 і поршень 5 рухаються в ліво. Це призводить до збільшення тиску в камері А і клапан 3 закривається, але відкривається нагнітальний клапан 10 , після чого рідина з камери А потрапляє в напірний трубопровід 11).

Насос подвійної дії відрізняється тим, що в камері Б також є всмоктуючий і нагнітальний клапани, Тому такий насос за один повний оберт кривошипа двічі всмоктує рідину і двічі її нагнітає.

В) Шестеренні насоси

Схема шестерневого насоса рис.4

Так, відцентрові насоси використовуються, в основному, для перекачування маловязких нафтопродуктів. Це пов'язано з тим, що при роботі на маловязких рідинах даний тип насосів має високий ККД. Область переважного застосування поршневих і шестеренних насосів - перекачування високов'язких нафтопродуктів.

Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

• 3. Класифікація нафтобаз
• 19. Краплеподібні резервуари
• 20. Кульові резервуари
• 21. Залізобетонні резервуари
• 22. Підстави і фундаменти під резервуари
• 23. Температурний режимрезервуарів
• 24. Втрати нафтопродуктів від випаровування
• 25. Втрати в резервуарах від "малих подихів"
• 26. Втрати в резервуарах від "великих подихів"
• 27. Втрати нафтопродуктів від вентиляції газового простору резервуарів
• 28. Втрати нафтопродуктів від насичення газового простору ємності парами нафтопродуктів
• 29. Втрати нафтопродуктів в резервуарах від "зворотного видиху"
• 30. Заходи щодо скорочення втрат нафтопродуктів при зберіганні
• 31 Підігрів нафтопродуктів при транспортуванні в трубопроводах
• 32. Підігрів нафтопродуктів при транспортуванні в залізничних цистернах
• 33. Підігрів нафтопродуктів при водних перевезеннях
• 34. Підігрів нафтопродуктів при зберіганні
• 35. Зберігання нафти в гірських виробках
• 36. Нафтові гавані і причали
• 37. Замір і облік нафти і нафтопродуктів
• 38. Добова і сезонна нерівномірність споживання газу. способи погашення
• 39. Підземне зберігання газу
• 40. Зберігання зріджених газів

1. Фізико-хімічні властивості нафтопродуктів

Основні фізико-хімічні властивостінафтопродуктів, що впливають на технологію зберігання і сливно-наливні операції, - випаровуваність, тиск насичених парів, В'язкість, щільність, теплоємність, теплопровідність, вогні - і вибухонебезпечність і здатність до електризації.

Випаровування - перехід нафтопродуктів з рідкого в газоподібний стан при температурі, меншій ніж температура кипіння, при даному тиску. Випаровування нафтопродуктів відбувається при будь-яких температурах і тисках до тих пір, поки газовий простір над продуктом не буде повністю насичене парами. Швидкість випаровування в значній мірі залежить від тиску насичених парів, фракційного складу, середньої температури кипіння і коефіцієнта дифузії. У меншій мірі - від теплоємності, теплопровідності, теплоти випаровування і поверхневого натягу.

Парціальний тиск парів (Па), відповідне динамічної рівноваги між рідкої і парової фазами, називають тиском насичених парів даного палива р s. Чим вище тиск насичених парів, тим більше втративід випаровування при інших рівних умовах. Тиск насичених парів залежить від температури поверхні рідкої фази нафтопродукту.

В'язкість характеризує властивості рідини чинити опір відносному зсуву її частинок, що виникає під дією сил, що зсувають. Існує динамічна (м) і кінематична (н, м 2 / с) в'язкості. , Де с - щільність рідини. Зі збільшенням температури в'язкість нафтопродуктів зменшується.

Щільністю (кг / м 3) нафтопродукту зв. масу речовини, укладену в одиниці об'єму. Значення щільності нафтопродуктів при різних температурах визначають лабораторним шляхом. Щільність, виражена в абсолютних одиницях при темп-ре t, може бути визначена за формулою, де з 20 - щільність нафтопродуктів при 20 ° С, визначається лабор. аналізом; ж - температурна поправка.

Питома теплоємність з м нафтопродуктів [в кДж / (кг ° С)] при орієнтовних розрахунках з м = 2,1 кДж / (кг ° С), для уточнених розрахунків застосовують формулу.

Коефіцієнт теплопровідності [в Вт / (м ° С)] нафтопродуктів визначається за формулою, але при орієнтовних значеннях л можна приймати в інтервалі 0,1-0,16 Вт / (м ° С).

Коефіцієнт температуропровідності [в м 2 / с] визначається зі співвідношення: а =л / (з мз).

Вогненебезпечність нафтопродуктів характеризується температурою спалаху парів, при якій пари нафтопродукту, нагрітого при певних умовах, утворюють з навколишнім повітрям суміш, спалахує при піднесенні до неї відкритого полум'я.

Вибуховості нафтопродуктів - здатність займатися від відкритого полум'я - залежить від співвідношення суміші його парів з повітрям. розрізняють нижній і верхній межі вибуховості.

Нафтопродукти відносяться до діелектриків, тобто володіють високим питомим електричним опором.

2. Товарний асортимент нафтопродуктів

За умовами застосування все товарні нафтопродукти можуть бути поділені на такі групи: палива, освітлювальні гас і розчинники, мастильні матеріалита ін.

нафтопродукт гавань причал резервуарний

Рідкі палива поділяються на бензини і паливо дизельне, для газотурбінних двигунів, транспортних і стаціонарних котельних установок, промислових печей та комунально-побутових цілей.

Промисловість випускає бензини для автомобільних і авіаційних двигунів і бензини-розчинники. Фракційний склад бензинів характеризується температурами початку кипіння і відгону. Ці тем-ри визначають умови запуску, час прогріву і умови форсування двигуна, а також повноту згоряння палива.

Автомобільні бензини підрозділяються на зимовий і літній.

Диз. палива за призначенням: для швидкохідних двигунів і суднових газових турбін; для мало - і середньооборотних двигунів; для автотракторних, тепловозних і суднових двигунів. Основні показники якості диз. палива - займистість, фракційний склад, в'язкість і тим-ра спалаху.

Газотурбінне паливо за умовами експлуатації турбін підрозділяється на паливо для повітряно-реактивних двигунів і для транспортних і стаціонарних двигунів. В якості палива для транспортних і стаціонарних котелень, промислових печей та технологічних установоквикористовують залишкові високосмолістие продукти переробки нафти, наприклад, мазути прямої гонки, крекінг-мазути і їх суміші та ін.

Товарні мазути об'єднують в дві групи по області застосування: мазут флотський - для котлів морських і річкових суден та нафтове паливо (мазут) для стаціонарних котлів і промислових установок.

Більшість масел, що застосовуються для змащування деталей у вузлах тертя, називаються мастильними. Цей великий клас нафтопродуктів підрозділяється по областях застосування: моторні масла або олії для двигунів внутрішнього згоряння; індустріальні масла, призначені для змащення деталей різних верстатів і механізмів, а також для технологічних потреб; трансмісійні та осьові масла; турбінні; компресорні; циліндрові і суднові масла. До класу несмазочних нафтових масел відносяться електроізоляційні, гідравлічні і вакуумні, технологічні та білі масла, а також масла для гумової промисловості.

Пластичні мастила включають групу нафтопродуктів, призначених для змащення вузлів тертя, коли мастила не забезпечують рідинного тертя через негерметичність вузла або труднощі заповнення, для ущільнення рухомих і нерухомих з'єднань, створення захисних покриттівна металевих поверхнях від атмосферної корозії.

3. Класифікація нафтобаз

Складські підприємства для зберігання легкозаймистих і горючих рідин розділяються на дві групи: склади, що є самостійними підприємствами; склади, що входять до складу інших підприємств.

Складські підприємства, що складаються з комплексу споруд і установок, призначених для прийому, зберігання та відпуску нафт і нафтопродуктів споживачам, називають нафтобазами.

Загальним обсягом резервуарного парку нафтобази називається сумарний обсяг резервуарів і тарних сховищ. Обсяги проміжних резервуарів у зливо-наливної залізничних естакад і водних причалів, а також витратних резервуарів при котелень і електростанціях власних потреб в загальний обсяг нафтобази не включаються.

По протипожежних міркувань нафтобази, які є самостійними підприємствами, в залежності від обсягу резервуарного парку і незалежно від класу збережених нафтопродуктів поділяються на три категорії: I - загальний обсяг парку понад 50 000 м3, II - 10 000-50 000 м3, III - менше 10 000 м3.

Нафтобази розташовуються на спеціально виділених територіях, віддалених від найближчих підприємств і об'єктів на безпечне в пожежному відношенні відстань. Ці відстані (мінімальні) визначені будівельними нормами і правилами (СН і П).

За принципом оперативної діяльності нафтобази поділяються на перевалочні, розподільні, Призаводська і привізні.

Перевалочні нафтобази призначені для перевантаження (перевалки) нафтопродуктів з одного виду транспорту на інший. Термін зберігання нафтопродукту на цих нафтобазах зазвичай невеликий, за винятком нафтобаз, розташованих на замерзаючих річках. Перевалочні нафтобази бувають водні (морські, річкові), залізничні, трубопровідні та змішані. Найменування перевалочною нафтобази залежить від переважного виду транспорту, який обслуговує цю базу.

Розподільні нафтобази призначені для постачання споживачів нафтопродуктами. Обсяг парку цих нафтобаз менше, ніж перевалочних. Розподільні нафтобази в залежності від виду транспорту називаються водними, лінійними (на залізницях), трубопровідними і глибинними (підвезення нафтопродуктів автотранспортом).

Призаводська нафтобази призначені для прийому, зберігання та відпуску нафтової сировини і нафтопродуктів. Відповідно до цього вони називаються сировинними і товарними. У сировинних парках нафтопереробних заводів (НПЗ) проводиться підготовка нафти до переробки - зневоднення, деемульсація, знесолення, знесірчення, змішання і т.д. У резервуарних: парках НПЗ виробляють компаундує нафтопродуктів, доведення їх якості до вимог державних стандартів.

Привізні нафтобази регулює розподіл нафтопродуктів по дрібним розподільним нафтобаз, забезпечуючи гнучкість постачання споживачів.

4. Операції, що проводяться на нафтобазах

Всі операції, що проводяться нафтобазою, поділяють на основні та допоміжні. До основних операцій відносяться:

1) прийом нафтопродуктів, що доставляються на базу залізничним, річковим, автотранспортом, по трубопроводах або повітряним транспортом;

2) зберігання нафтопродуктів в резервуарах і тарних сховищах;

3) відпуск нафтопродуктів великими партіями в залізничні цистерни і маршрути, нафтоналивні суду або по трубопроводах;

4) відпуск нафтопродуктів малими партіями через автозаправні станції(АЗС), розливні, тарні склади.

До допоміжних операцій відносяться:

1) очищення і зневоднення масел та інших в'язких нафтопродуктів;

2) змішання і компаундування нафтопродуктів;

3) регенерація відпрацьованих масел;

4) виготовлення і ремонт дрібної тари.

Допоміжні операції проводяться не на всіх нафтобазах, а тільки на тих, які володіють достатніми продуктивними потужностями, так як всі ці операції є енергоємними.

5. Об'єкти нафтобаз і їх розміщення

Планування території нафтобази повинна забезпечити раціональну організацію технологічного процесу, Зручність взаємодії об'єктів нафтобази, раціональне використання території, мінімальну довжину технологічних, каналізаційних, водопровідних і теплових мереж. При цьому повинні забезпечуватися всі протипожежні та санітарно-гігієнічні вимоги.

Нафтобази на берегах річок повинні розташовуватися нижче за течією від пристаней, гідротехнічних та інших спорудженні. Територія нафтобази розділяється на шість зон:

1) залізничних операцій;

2) водних операцій;

3) зберігання нафтопродуктів;

4) оперативна зона;

5) допоміжних технічних споруд;

6) адміністративно-господарських споруд.

У першій зоні розташовуються споруди для прийому і відпустки великих партій нафтопродуктів і нафт залізничними маршрутами. Основні об'єкти цієї зони: а) залізничні тупики; б) зливо-наливні естакади для прийому та відпуску нафтопродуктів; в) нульові резервуари, розташовані нижче залізничних колій; г) насосні станції для перекачування нафтопродуктів з вагонів цистерн в резервуарний парк назад, а також для внутрискладских перекачек; д) маніфольди-камери, де зібрані засувки, за допомогою яких керують потоками нафтопродуктів трубопроводами; е) лабораторії для проведення аналізів нафт і нафтопродуктів; ж) приміщення для відпочинку Зливальники і налівщіков; з) сховища нафтопродуктів в тарі; і) залізничні вантажно-розвантажувальні майданчики, а також майданчики для прийому та відпуску нафтопродуктів в тарі.

Зона водних операцій включає споруди для прийому та відпуску нафтопродуктів баржами і танкерами. У цій зоні розташовуються: а) причали (пірси) для швартування нафтоналивних суден, часто обладнані насосними установкамидля викачування нафтопродуктів з суден; б) насосні стаціонарні і плавучі; в) маніфольд; г) лабораторія; д) приміщення для Зливальники-налівщіков; е) контори вантажних операцій.

У третій зоні розміщуються: а) резервуарні парки для зберігання нафт і нафтопродуктів - основні споруди нафтобаз; б) резервуари-газозбірники для уловлювання парів нафтопродуктів; в) маніфольд; г) мірники - резервуари малої місткості для відпустки невеликих партій нафтопродуктів; д) обвалування - вогнестійкі огорожі навколо резервуарних парків, що перешкоджають розливу нафтопродуктів при аваріях з резервуарами.

Оперативна зона призначена для відпуску нафтопродуктів дрібними партіями в автоцистерни, контейнери, бочки та бідони. У цій зоні розміщуються такі споруди і об'єкти: а) автоестакади і Автоколонки для відпуску нафтопродуктів в автоцистерни; б) розливні і розфасовувальні для наливу нафтопродуктів в бочки і бідони; в) тарні, склади для зберігання розфасованих в бочки, бідони і контейнери нафтопродуктів; г) склади чистої і брудної тари; д) вантажні майданчики для автотранспорту.

Зона допоміжних технічних споруд призначена; для обслуговування основних об'єктів нафтобази і складається з: а) котельні, що постачає паром силові установки (парові-насоси), технологічні об'єкти і систему опалення; б) складу палива для котельні; в) механічної майстерні з електрозварювальних і Електроремонтне відділеннями; г) цеху або майстерні по виготовленню і ремонту тари (бочок, бідонів та т.д.); д) складу матеріалів для виготовлення бочок і бідонів; е) складу матеріалів, обладнання, запасних частин; ж) електростанції або трансформаторної підстанції для постачання нафтобази електроенергією; з) водопровідних споруд, що забезпечують нафтобазу водою з міського водопроводу, артезіанських свердловин, прилеглих водойм і т.д .; і) водонасосной станціїдля постачання нафтобази водою і створення необхідного напору при пожежному водоспоживання; к) резервуарів для зберігання протипожежного запасу води; л) водонапірної вежі для забезпечення необхідного напору в водопровідної мережіпри виробничо господарському споживанні; м) регенераційних установок, відновлення відпрацьованих масел; н) обмивальних пунктів для персоналу, зайнятого на роботах з етілірованнимі нафтопродуктами; о) пральні для дегазації і прання одягу; п) диспетчерських пунктів; р) пісколовки, в якій затримується пісок, що змивається з території нафтобази зливовими водами; с) нефтеловушки для відділення нафтопродуктів від води; т) аварійного комори для прийому пролитого нафтопродукту при аваріях, з резервуарами; у) мулової майданчики, на якій стічні водинафтобази остаточно очищаються від слідів нафтопродуктів, суспензій і т.п.

Перераховані вище об'єкти всіх п'яти зон. з'єднуються між собою мережею трубопроводів для перекачування нафтопродуктів, для постачання водою, парою або гарячою водою.

У шостий зоні - адміністративно-господарської - розміщуються: а) контора з прохідної; б) пожежне депоз пенореактівнимі установками для вироблення піни, необхідної для гасіння пожеж в резервуарах; в) будівля охорони; г) гараж; д) приміщення зв'язку.

Поза території нафтобази розташовується житловий селище працівників нафтобази.

Перераховані вище зони і споруди в них не обов'язково входять до складу кожної нафтобази. Номенклатура споруд і зон, наявних на нафтобазі, залежить від типу і категорії нафтобази, призначення і характеру проведених операцій. Так, наприклад, багато перевалочні нафтобази не мають об'єктів четвертої зони; глибинні розподільні нафтобази не мають об'єктів першої та другої зон.

6. Визначення обсягу резервуарного парку нафтобази

Резервуарний парк є одним з найбільш дорогих об'єктів нафтобази, тому дуже важливо вміти правильно визначати обсяг резервуарного парку нафтобази з урахуванням перспективного розвитку в майбутньому. Резервуарний парк не повинен мати зайвого обсягу, але в той же час не повинно бути і нестачі його, так як це призводить до простою транспорту і порушення технологічного режиму роботи нафтобази. Обсяг парку нафтобази залежить від її типу, вантажообігу, умов завезення і вивезення. В реальних умовах завезення і вивезення не збігаються, тому і потрібні резервуари. Максимальна кількість нафтопродукту Vmax на нафтобазі буде в кінці періоду слабкого відпустки, коли завезення перевищує вивезення, а мінімальна кількість Vmin буде в кінці періоду інтенсивного відбору, коли вивезення перевищує завезення. Отже, необхідний оборотний обсяг резервуарного парку буде дорівнює різниці найбільшого і найменшого залишків нафтопродукту, тобто V = V max - V min.

Для визначення обсягу резервуарного парку нафтобази необхідно розташовувати даними про завезення і вивезення нафтопродуктів в абсолютних цифрах (м 3, т) або у відсотках від річного обороту по місяцях, декадах або тижнях.

Якщо криві завезення і вивезення нафтопродуктів невідомі, то обсяг резервуарного парку нафтобази визначається іншими способами. Так, наприклад, для річкових і морських нафтобаз, розташованих на замерзаючих шляхах сполучення, цей обсяг приймається рівним реалізації баз в міжнавігаційний період, коли нафтопродукти на базу не завозяться. Обсяг, парку нафтобази, розташованої на незамерзаючих річках і морях, приймається як мінімум рівним місткості всіх одночасно прибувають нафтоналивних суден максимальної вантажопідйомності.

Розподілом розрахункового обсягу парку нафтобази V на коефіцієнт використання резервуарів отримують проектний обсяг

Коефіцієнт використання резервуарів = 0,95 - 0,97 визначає ставлення корисного обсягу резервуара до його повного об'єму. За проектним обсягом V п підбирають будівельний об'єм резервуарного парку нафтобази Vc, який зазвичай більше проектного, так як в нього входять крім обсягу резервуарів для довготривалого зберігання нафтопродуктів обсяг резервуарів-мірників, "нульових" резервуарів, ємностей для освітлення, регенерації відпрацьованих масел і т. д.

Крім того, резервуари випускаються тільки певних розмірів, тому важко точно підібрати, щоб Vп = Vс.

1. для залізничних розподільних нафтобаз, де Gср - середня місячна реалізація нафтопродуктів; k -. коефіцієнт нерівномірності надходження і реалізації нафтопродуктів; - щільність нафтопродуктів;

2. для водних розподільних нафтобаз, розташованих на замерзаючих водних шляхах:, де q - перехідний двотижневий залишок нафтопродуктів; а - коефіцієнт, що враховує запізнювання початку навігації та її передчасне закриття (а = 1,15); Gср - реалізація нафтопродуктів (при ввезенні один раз на рік - річна реалізація; при ввезенні протягом всієї навігації - реалізація міжнавігаційного періоду; при ввезенні протягом двох навігаційних періодів - реалізація в більший з міжнавігаційного періодів);

3. для водних розподільних нафтобаз, розташованих на незамерзаючих водних шляхах - аналогічно залізничним - розподільчим нафтобазам з урахуванням вантажопідйомності (разового ввезення) та нерівномірності прибуття судів.

Для одного сорту нафтопродуктів передбачають не менше двох резервуарів з метою можливості суміщення операцій: по прийому та відпуску даного сорту.

Якщо операції з приймання та відпуску виробляються безперервно, то в цьому випадку необхідно передбачати не менше трьох резервуарів для проведення замірів і визначення кількості нафтопродуктів.

Резервуари на нафтобазі повинні бути по можливості однотипними, так як це знижує витрати по їх монтажу та експлуатації. Необхідно прагнути встановлювати меншу кількість резервуарів великого об'єму, що знижує витрату металу на одиницю об'єму, зменшує площу резервуарного парку, довжину трубопроводів і обвалування.

7. Коефіцієнт оборотності резервуарів

Загальний обсяг резервуарного парку нафтобази дорівнює частині її річного обороту. Ставлення річного обороту Vг до обсягу встановлених резервуарів Vо називається коефіцієнтом оборотності резервуарів.

Коефіцієнт оборотності характеризує ступінь використання резервуарів нафтобази. Зі збільшенням коефіцієнта оборотності знижується вартість перевалки нафтопродукту через нафтобазу. До< 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.

Середньорічна коефіцієнт оборотності для нафтобази обчислюватися як середньозважена величина за обсягом:, де ki - коефіцієнт оборотності по кожному нафтопродуктів; Vi - сумарний обсяг резервуарів для кожного нафтопродукту; V - сумарний обсяг резервуарного парку нафтобази; n - число сортів нафтопродуктів.

Зростання вантажообігу при постійному обсязі резервуарного парку підвищує коефіцієнт оборотності. Однак він не повинен перевищувати деякого оптимального значення, так як при цьому погіршаться інші показники роботи нафтобази - виникнуть простої нафтотранспорту через відсутність вільної ємності.

На підставі багаторічного досвіду експлуатації оптимальні значеннякоефіцієнтів оборотності складають:

1) для водних перевалочних нафтобаз, розташованих на незамерзаючих шляхах сполучення при перевалці з води на залізницю- 18 ч 20; з залізниці або трубопроводу на воду - 25 год 30;

2) для водних перевалочних нафтобаз, розташованих на замерзаючих шляхах сполучення, при перевалці з води на залізницю - 8 Ч10; з залізниці на воду - 6 ч 8;

3) для перевалочних нафтобаз, які здійснюють перевалку з трубопроводу на залізницю - 20 год 25;

4) для залізничних розподільних нафтобаз - 6 чч 8;

5) для водних розподільних нафтобаз - 2 ч 4.

8. Класифікація резервуарів. резервуарні парки

Резервуари можуть бути наземні, підземні, напівпідземні.

1) наземні - резервуар, у якого днище розташоване на рівні або вище планувальної позначки прилеглої території в межах 3 м. Від резервуара.

2) напівпідземні - резервуар, у якого днище заглиблене не менше, ніж на половину його висоти, а найвищий рівеньнафтопродукту знаходиться не вище 2м. від планувальної позначки прилеглої території.

3) підземні - резервуар, у якого найвищий рівень налитого нафтопродукту знаходиться не менше ніж на 0,2 м. Нижче планувальної позначки прилеглої території.

За формою резервуари:

1) прямокутні;

2) циліндричні;

3) конічні;

4) сферичні;

5) каплевидні і ін.

Навколо наземних резервуарів і напівпідземних для попередження розливу нафти при аваріях або пожежах споруджується суцільний земляний вал або суцільна стіназ негорючого матеріалу, висотою не менше 1 м., ця стіна називається обвалування.

Обвалування влаштовується так, що дзеркало розлився нафтопродукту було не менше ніж на 0,2 м. нижче верху обвалування. Обсяг резервуарів однієї групи в одному обваловании не повинен перевищувати 20 000 м 3.

Площа дзеркала підземного не повинна перевищувати 7000 м 2, а площа дзеркала групи - 14 м 2.

Відстань між стінами наземних резервуарів в межах однієї групи:

1) Резервуари з плаваючими кришками: 0,5d не більше 20 м .;

2) Резервуари з понтонами: 0,65d то не більше 30 м .;

3) Резервуари зі стаціонарними кришками при зберіганні легкозаймистих рідин 0,75d не більше 30 м., Для горючих рідин 0,5d не більше 20 м.

Резервуари об'ємом до 200 м 3 допускається розташовувати на одному фундаменті в блоках обсяг КТР. не перевищує 4000 м3. Відстань між стінками резервуарів в таких блоках не нормується. Відстань м-умає бути не менше 15 м. Навколо груп цих резервуарів влаштовується обвалування не менше 0,8 м. Якщо в групі резервуари різних конструкційвідстань м-у ними максимальне. відстань м-у стінкамипідземних резервуарів приймається не менше 1 м. По межах резервуарного парку та м-у групамивлаштовується поїзд не менше 3,5 м.

9. Вертикальні циліндричні резервуари низького тиску

Надмірний тиск у таких резервуарах мало відрізняється від атмосферного, тому їх корпус розраховують на гідростатичний тиск, що дорівнює вазі стовпа рідини над даним перерізом.

Для сприйняття вітрового навантаження, що перевищує 30 Па, корпус резервуара повинен бути посилений кільцями жорсткості. Покриття резервуара конічний з ухилом 1: 20.

Внаслідок трудомісткості виготовлення і монтажу конічної кришки, несучі конструкціїякої складаються з ферм, прогонів, радіальних балок і зв'язків, розроблена і застосовується покрівля, що збирається з великорозмірних щитів заводського виготовлення. Щит являє собою каркас з прокатних двотаврів і швелерів, до якого приварений листової настил товщиною 2,5 мм. В середині резервуара щит спирається на оголовок центральної стійки.

Мал. 1. Вертикальний циліндричний резервуар високого тиску:

1 - корпус; 2 - сферичне покриття; 3 - кільце сполучення циліндричного корпусу зі сферичною поверхнею покриття; 4 - днище; 5 - анкерні кріплення; 6 - верхнє кільце жорсткості; 7 - анкерна консоль; 8 - нижнє кільце жорсткості; 9 - стінка; 10 - анкерний болт; 11 - бетонна плита

10. Вертикальні циліндричні резервуари високого тиску

Резервуари високого тиску призначені для зберігання нафтопродуктів з високим тискомнасичених парів. На рис.1 представлений резервуар, що складається з циліндричного корпусу, сферичної покрівлі і плоского днища. Підставою резервуара служить піщана подушка. Щоб уникнути можливого підняття периферійної частини днища під дією надлишкового тискупри невеликому заповненні нижній пояс корпусу закріплюють в грунті анкерними болтами і залізобетонними плитами. Анкерні болти кріплять до стінки резервуара за допомогою приварених консолей. Стійкість оболонки корпусу при вакуумі забезпечується проміжними горизонтальними кільцями жорсткості. Настил покрівлі утворює пологу сферичну форму при укладанні тонких листів покрівлі на каркас покриття, виконаного у вигляді стрижневого сферичного купола. Тому при виготовленні листів покрівлі гнути їх по поверхні двоякою кривизни не потрібно. Резервуари об'ємом до 2000 м3 виготовляють на надлишковий тиск 0,03-0,04 МПа, а резервуари об'ємом до 5000 м3 - на надлишковий тиск 0,015-0,02 МПа.

У зонах сполучення сферичного покриття з циліндричною частиною можуть виникнути крайові напруги.

11. Розрахунок корпусу РВС на міцність

Формула для визначення товщини стінки корпусу

За розрахункової методикою за критерій міцності і надійності приймає перше граничний стан, обумовлений несучою здатністю(Наприклад, міцністю і стійкістю для конструкцій, що працюють при періодичних навантаженнях), при досягненні якого конструкція втрачає здатність чинити опір зовнішнім навантаженням (руйнується) або отримує залишкові деформації, що перешкоджають її нормальної експлуатації. Можливість досягнення першого граничного стану при розтягуванні, стисненні і вигині матеріалу залежить від механічних властивостей матеріалу і характеризується нормативним опором, що приймається рівним найменшому значенню границі текучості т. Значення, розрахункових опорів розтягу, стиску і вигину виходять розподілом нормативних опорів на коефіцієнти безпеки за матеріалами і в необхідних випадках знижуються множенням на коефіцієнти умов роботи m елементів конструкцій.

При розрахунку елементів конструкцій резервуарів приймають певні значення коефіцієнтів перевантаження n (від власної ваги і ваги ізоляції стаціонарного обладнання n 1 = l, 2; гідростатичного тиску n 2 = 1,1; надлишкового тиску і вакууму n 3 = 1,2; снігового навантаження n 4 = 1,4-1,6; вітрового навантаження n 5 = 1,2; ожеледного навантаження n 6 = 1,3) і значення коефіцієнтів умов роботи m (для стінки резервуара m 1 = 0,8; для сполучення стінки з днищем резервуара m 2 = 1,6; при розрахунку корпусу на стійкість m 3 = 1,0; при розрахунку кілець жорсткості m 4 = 0,6; для анкерних болтів при розтягуванні m 5 = 0,65 і для попередньо напруженої стінки резервуара m 6 = 1,0).

Отримаємо розрахункову формулу для товщини стінки корпусу, де R р св - розрахунковий опір зварного з'єднаннярозтягування. Слід зазначити, що розрахунок товщини корпусу резервуара, пo безмоментной теорії є спрощеним, оскільки не враховуються, впливу згинальних моментів, що виникають в сполученні корпусу з днищем і в кільцевих швах, зварених внахлестку.

Якщо товщина стінки? 4 мм, то такі резервуари будують з постійною товщиною стінки всіх поясів корпуса 0 = 4 мм (рис. 2, 6). При> 0 резервуари будують зі змінною товщиною стінок по висоті (рис. 2, в).

Мал. 2. Епюри товщини стінок вертикальних:

а - теоретична для "атмосферного" резервуара; б - для "атмосферного" резервуара з постійною товщиною стінок; в - для "атмосферного" резервуара зі змінною товщиною стінок; г - теоретична для резервуара високого тиску

Фактичні епюри товщини відрізняються від розрахункових на величину незаштриховані частини, але через обмеженість сортаменту листової сталі (рис. 2, б) ця різниця ще більше.

Якщо товщина нижніх поясів великих резервуарів з вуглецевої сталі виходить більше 16 мм, а зі сталі підвищеної або високої міцності - понад 14 мм, то при рулонування полотнищ корпусу приймають<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. Устаткування резервуарів для зберігання світлих нафтопродуктів

Для правильної та безпечної експлуатації сталеві резервуари для зберігання світлих нафтопродуктів повинні мати наступне обладнання (рис. 1а).

Мал. 3.

1 - верхній світловий люк; 2 - вентиляційний патрубок; 3 - вогневої запобіжник; 4 - основний механічний дихальний клапан; 5 - вимірювальний люк; 6 - рівнемір; 7 - нижній люк-лаз; 8 - водоспускальній кран; 9 - хлопавка; 10 - вантажний патрубок; 11 - перепускний пристрій; 12 - підйомник хлопавки; 13 - запобіжний гідравлічний дихальний клапан.

верхній світловий люк

замірний люк

Пробовідбірниктипу ПСР дозволяє автоматично відбирати з резервуара пробу, відповідну складу нафтопродукту в резервуарі - Це досягається шляхом виділення в резервуарі стовпчика нафтопродукту по всій висоті наливу. Пробовідбірник ПСР-4 складається з трьох основних вузлів: верхнього люка, пробоотборной колони і панелі управління відбором і зливом проби.

пеногенераторявляє собою генератор високо кратною піни (ГВП) в комплекті з пенокамерой. Пеногенератор стаціонарно укріплений на верхньому поясі резервуара, куди подається розчин піноутворювача. При цьому утворюється високократние повітряна механічна піна через пенокамеру вводиться всередину резервуара.

вентиляційний патрубок

Люк-лаз

підйомну трубу

Водоспускові пристрій

хлопавка запобігає витоку нафтопродукту з резервуара в разі пошкодження приймально-роздавальних трубопроводів і засувок. Її зазвичай встановлюють на приймальні трубі. Якщо в резервуарі є дві спеціалізовані приймально-роздавальні труби, то на нагнітальної трубі можна встановити хлопавку без управління. Для забезпечення відкривання хлопавки влаштовують перепуск, що дозволяє вирівнювати тиск до і після хлопавки.

вогневі запобіжники, Що перешкоджають проникненню всередину резервуара вогню та іскор через дихальні клапани, встановлюють під дихальними клапанами. Принцип дії їх заснований на тому, що полум'я або іскра не здатні проникнути всередину резервуара через отвір малого перетину в умовах інтенсивного тепловідведення. Стандартний вогневої запобіжник має круглу касету, що складається з свити в спіраль гофрованої і плоскою стрічок з алюмінієвої фольги, що утворюють кілька паралельних каналів. Ці заградители полум'я мають малий гідравлічний опір і найбільш стійкі проти обмерзання.

дихальні клапанивстановлюють на даху резервуара у замірній майданчики для скорочення втрат нафтопродуктів від випаровування при зберіганні легкозаймистих нафтопродуктів і для запобігання руйнування резервуара.

Дихальний клапан працює при підвищенні тиску в резервуарі або вакуумі вище розрахункового. У першому випадку він випускає в атмосферу, що утворилася в резервуарі паровоздушную суміш і таким шляхом доводить тиск в резервуарі до розрахункового значення, а в другому випадку, навпаки, при утворенні розрідження впускає в резервуар атмосферне повітря і тим самим підтримує розрахунковий вакуум. На випадок виходу з ладу дихального клапана передбачений запобіжний клапан, який спрацьовує при підвищенні розрахункового тиску і вакууму на 5-10%.

13. Устаткування резервуарів для зберігання темних нафтопродуктів

Для правильної та безпечної експлуатації сталеві резервуари для зберігання темних нафтопродуктів повинні мати наступне обладнання (рис. 3, б).

Кожен резервуар забезпечується сходами, необхідної для огляду обладнання, відбору проб і контролю рівня н / продукту. Сходи стоятся притулитися, спіральними і шахтними. У місця приєднання сходи до даху резервуара споруджується замірний майданчик, на якій встановлюють замірний люк, вимірювальні пристосування, дихальну арматуру.

Приймально-роздавальні патрубки призначаються для приєднання до них прийомних або роздавальних т / пр зовні резервуарів і хлопавки або шарніра підйомної труби зсередини. Вони встановлюються в нижньому поясі в кол-ве від 1 до 4.

верхній світловий люкпризначений для провітрювання під час ремонту і зачистки, а також для підйому кришки хлопавки та шарнірних труб при обриві робочого троса.

замірний люкслужить для виміру рівня нафтопродукту і відбору проби з резервуара. В даний час резервуари оснащують дистанційними рівнемірами типу УДУ і пробоотборником типу ПСР. Ці прилади дозволили полегшити працю операторів, підвищити точність вимірювання рівня і відбирання проби. У конструкції покажчиків рівня передбачена можливість приєднання до них датчиків для передачі показань в диспетчерський пункт.

вентиляційний патрубоквстановлюють у верхній точці покриття резервуарів, в яких зберігаються горючі нафтопродукти, а також на резервуарах з понтонами, для постійного повідомлення газового простору з атмосферою. Щоб уникнути попадання сторонніх предметів і іскор всередину резервуара поперечний переріз вентиляційних патрубків затягують мідною сіткою. Діаметр вентиляційного патрубка зазвичай приймають рівним діаметру приймально-роздавального трубопроводу. В цьому випадку дихальну арматуру на резервуарах не встановлюють.

Люк-лаз, Що поміщається в першому поясі резервуара, призначений для доступу всередину резервуара при ремонті і очищенні від скопилася на дні бруду. Люк-лаз одночасно служить для вентиляції резервуарів при проведенні вогневих робіт, а тому розташований діаметрально протилежно світловому люка.

підйомну трубувстановлюють на приймальні трубі резервуара, призначеного для зберігання, підігріву та відстою нафтопродуктів. Підйомна труба служить для відбору нафтопродукту з верхніх, найбільш чистих шарів, де він має найбільшу температуру. Підйом труби здійснюється спеціальною лебідкою або за рахунок сили, що виштовхує поплавка, що встановлюється на її кінці і підтримує постійну відстань між вхідним перерізом труби і рівнем нафтопродукту. Піднімати трубу можна до певної висоти, в межах якої вона може опускатися під власною вагою.

Водоспускові пристрій, Яке встановлюється на першому поясі резервуара, призначене для періодичного спуску підтоварної води, яка накопичується на дні, осідаючи з обводнених нафт. Одним із способів запобігання витоку через нещільності днища є зберігання нафтопродуктів на водяній подушці, нормальна висота якої 3-5 см. Водоспускові пристрій може повертатися, що дозволяє повністю витісняти нафтопродуктом воду з пристрою. Цим запобігається можливість замерзання води при негативних температурах повітря.

14. Підбір дихальних клапанів для сталевих резервуарів

Дихальні клапани резервуарів підбирають по пропускній здатності і допустимому перепаду тиску. Максимальні витрати газів, що проходять через клапан, визначається при заповненні резервуара як сума витрат, що складається з:

Q 3 = q 3 + q t 1 + q t 2 + q г

де Q 3 - максимальна витрата газів; q з - максимальна витрата нафтопродуктів при заповненні резервуара; q t1 - максимальна витрата газу внаслідок нагрівання газового простору від зовнішнього середовища q t 1 = вДTV г

коефіцієнт об'ємного розширення газу (= 1/273 К -1 :); Дt - швидкість нагрівання газового простору резервуару (Дt = 0,0013 К / с); Vг - максимальний обсяг газового простору (приймається рівним обсягу резервуара). Підставивши значення Дt і отримаємо: q t 1 = 4,76 10 -6 V г

q t2 - витрата газу внаслідок нагрівання газового простору при закачуванні більш нагрітого нафтопродукту

б - коефіцієнт теплообміну; F - площа дзеркала нафтопродукту в резервуарі; Т н і Т г - відповідно до температури нафтопродукту, що закачується в резервуар, і температура газового простору; с - теплоємність; R - питома газова стала; р - тиск в газовому просторі резервуара; q г - обсяг що виділяються з нафти газів, який визначається за газовим фактором.

При викачування нафтопродукту з резервуара витрата надходить через клапан атмосферного повітря (в м 3 / с) буде Q B = q B + q t, де q в - продуктивність викачування нафтопродукту з резервуара; q t - додатковий витрата через можливе охолодження газового простору резервуару і часткової конденсації пари.

Найбільш інтенсивно резервуар охолоджується під час зливи, тому для розрахунків швидкість охолодження слід приймати дt - 8 10 -3 К / с. Величину q t визначають за формулою q t? 2,9 10 -5 V Г

За великим значенням Q 3 або Q B підбирають по каталогу клапан необхідного розміру. Якщо необхідна пропускна здатність не може бути задоволена одним клапаном, то підбирають кілька клапанів меншого розміру.

15. Оптимальні розміри РВС з постійною товщиною стінки

Товщина бічних стінок резервуарів обмежується певним мінімальним значенням д 0 з умови стійкості, тобто недопущення самовільного смятия стінок порожнього резервуара.

Для застосовуваних в резервуаростроеніі сталей ця мінімальна товщина дорівнює 4 мм.

Якщо розміри резервуара такі, що в заповненому стані напруги у нижньої кромки корпусу резервуара не перевищують допустимих для листів металу з min-ой товщиною д 0, то такі резервуари споруджують з постійною товщиною стінки.

В обсяг металу V м, необхідного для будівництва резервуара, входять:

1) обсяг металу днища і покрівлі:

Де л = д Д + д К; д Д і д К - відповідно товщини листів днища і покрівлі;

2) обсяг металу бічних стінок (корпусу) резервуара:

V б = 2рRHд 0 (2),

тоді:

V м = РR 2 л + 2рRHд 0 (3).

Так як, то

Мінімальний обсяг металу, що витрачаються на резервуар, знайдемо з умови dV м / dH = 0:

після перетворення

Зіставляючи (5) і (7), помітно, що вираз в лівій стороні рівності (7) - це обсяг металу днища і покрівлі, а в правій стороні - половина обсягу металу бічних стінок резервуара, тобто резервуар з постійною товщиною стінки має найменший обсяг металу, коли обсяг металу днища і покрівлі в два рази менше обсягу металу стінок. З ур-я (7) знаходимо оптимальну по витраті металу висоту резервуара:

з (4) - оптимальний радіус резервуара:

підставивши в формулу (3) значення Н і R з (8) і (9), отримаємо обсяг металу в резервуарі з оптимальними параметрами:

Максимальний обсяг оптимального по металловложеніям резервуара з постійною (мінімальної) товщиною стінки д 0 визначається з умови досягнення максимально допустимих напружень у нижньої кромки корпусу резервуара.

Умова міцності:

Де б = [у] СG; с - щільність продукту; [У] - розрахункове напруження матеріалу стінок; g - прискорення вільного падіння. В (11) підставляємо H і R з (8) і (9) отримуємо

16. Оптимальні розміри РВС зі змінною товщиною стінки

У резервуарів зі змінною товщиною стінок верхні пояси загальною висотою Н 1 виконуються постійної товщини д 0, а товщина нижніх поясів зростає в міру збільшення навантаження. Весь обсяг металу V м резервуара зі змінною товщиною стінки складається з:

1) обсягу металу днища і покрівлі

2) обсягу працюючого металу, що сприймає навантаження від гідростатичного тиску продукту в резервуарі

Оскільки д = HR / б, то

3) обсяг з обсягу непрацюючого металу в верхніх поясах з товщиною стінки д 0:

Оскільки Н 1 = д 0 б / R (5), то V НР1 = рд 0 2 б (6)

4) з обсягу непрацюючого металу в інших поясах резервуара:

де n = (Н-Н 1) / h П - число поясів зі змінною товщиною стінки; е - різниця товщин листів двох суміжних поясів, е = const.

З огляду на, що РR 2 H = V:

Тоді повний обсяг металу резервуара:

Оптимальна за витратами металу висота резервуара:

в лівій частині ур-я (13) - обсяг металу днища і покрівлі, а в правій - обсяг працюючого металу корпусу резервуара. Резервуар зі змінною товщиною стінок має найменший обсяг (масу) металу, коли обсяг металу днища і покрівлі дорівнює обсягу працюючого металу корпусу. Оптимальне значення висоти резервуара:

Висота резервуарів зі змінною товщиною стінки не залежить від обсягу резервуара; вона визначається тільки конструктивними елементами резервуара, якістю матеріалу і властивостями продукту.

17. Резервуари з плаваючою дахом і понтоном

Для скорочення втрат легких фракцій нафт і бензинів набули широкого поширення резервуари з плаваючою дахом (для південних районів) або з понтоном (для середніх і північних районів).

Корпус резервуара з плаваючою дахом являє собою циліндричну оболонку, розраховану на гідростатичний тиск рідини. Вгорі корпусу передбачається кільцевої балкон, з'єднаний із землею зовнішніми сходами, а з плаваючою дахом - внутрішньої хитається сходами, яка шарнірно прикріплена до верху корпусу резервуара. У нижній частині внутрішніх сходів є спеціальні катки, за допомогою яких сходи переміщається по настилу даху в радіальному напрямку і тому не перешкоджає зміні положення даху по висоті. На нижньому настилі плаваючою даху укріплені опори висотою 1,5-2 м, необхідні для ремонту даху та днища спорожнення резервуара.

Для забезпечення стоку дощової води верхнього настилу надається ухил до центру. Вода з даху видаляється через гнучкий шланг або шарнірну трубу, прикріплену в центрі нижнього настилу. Резервуари з плаваючою дахом обладнані люками і вимірювальних приладів з дихальними клапанами.

Дихальний клапан необхідний для захисту даху від вакууму при повній відкачування нафтопродукту і надлишкового тиску при закачуванні, коли дах перебуває в нижньому положенні. В даний час існують плаваючі дахи двох типів:

подвійна понтонна дах, що складається з герметичних відсіків-понтонів, що забезпечують її непотоплюваність при порушенні герметичності одного або декількох понтонів;

одинарна дах з центральним диском із сталевих листів, по периферії якого розташовується кільцевої понтон, розділений радіальними перегородками на герметичні відсіки, що перешкоджають потоплення даху. Завдяки малій масі і простоті конструкції даху другого типу набули найбільшого поширення. Плаваючі даху зварюють з листів товщиною 4-5 мм і відчувають на непроникність.

Для попередження заклинювання внаслідок нерівностей стінок резервуара або перекосу при нерівномірному осіданні плаваюча дах має діаметр на 200-400 мм менше діаметра резервуара. Зазор між дахом і стінками резервуара ущільнюють затворами спеціальних конструкцій, що забезпечують герметичність при переході даху через зварні стики і нерівності поверхні резервуара. Ефективність роботи плаваючих дахів в значній мірі залежить від надійності ущільнюючих затворів, які повинні бути безперервними і забезпечувати постійний контакт з корпусом резервуара. Найбільшого поширення набули затвори шторний (щілинний) і лінійний (контактний).

Герметизирующая здатність затвора залежить від щільності його прилягання до внутрішньої поверхні резервуара, ступеня герметичності самого затвора і обсягу кільцевого простору.

Cxeмa резервуара з плаваючою дахом:

1 - корпус резервуара; 2 - затвор, що ущільнює зазор між корпусом резервуара і плаваючою дахом; 5 - плаваюча дах; 4 - насичене парами газового простору; 5 - поплавці лава - даху; 6 - рухлива сходи; 7 - нерухома сходи.

18. Горизонтальні металеві резервуари

Горизонтальні циліндричні резервуари широко застосовують на нафтобазах для зберігання нафтопродуктів в малих кількостях.

подібні документи

Організація обліку і контролю подачі нафти на НПЗ безпосередньо перед підприємством на приймально-здавальному пункті. Транспорт сировини по залізниці. Перевезення нафти і нафтопродуктів по воді. Зберігання сировини. Приготування і зберігання товарної продукції.

реферат, доданий 14.12.2010


Втрати легких фракцій нафти, малі і великі "дихання" резервуарів. Пристрої для боротьби з втратами нафтопродуктів. Зберігання нафтопродуктів під шаром газу. Уловлювання парів і нафтопродуктів за допомогою ежектора. Зниження температури газового простору.

презентація, доданий 26.06.2014


Фізико-хімічні, експлуатаційні властивості нафти. Абсолютна щільність газів при нормальних умовах. Методи визначення щільності і молекулярної маси. Важливий показник в'язкості. Гранична температура фільтрування, застигання і плавлення нафти.

презентація, доданий 21.01.2015


Розрахунок втрат бензину від «великого дихання» при закачуванні в резервуари. Підземне і підводне зберігання палива. Характеристика засобів зниження втрат нафти і нафтопродуктів: резервуари з понтонами, підвищеного тиску, використання дисків-відбивачів.

дипломна робота, доданий 23.02.2009


Вивчення стандартизації, норм і правил споруди резервуара для зберігання нафти і нафтопродуктів. Основи проектування майданчика і закладення фундаменту вертикального сталевого резервуара. Спорудження стінки і даху ємності і основного обладнання.

курсова робота, доданий 09.04.2014


Опис найменувань і технології отримання нафтових фракцій. Особливості та напрямки переробки нафти. Класифікація товарних нафтопродуктів. Моторні палива в залежності від принципу роботи двигунів. Нафтові масла, енергетичні палива.

презентація, доданий 21.01.2015


Розробка технологічних рішень по збільшенню резервуарного парку на нафтосклад ТОВ "Мостсервіс-транс". Розрахунок зливного трубопроводу і фундаменту під ємності РГС-75. Насосна зливу й наливу нафтопродуктів. Оцінка економічної ефективності проекту.

дипломна робота, доданий 31.08.2012


Особливості перекачування і зберігання нафтопродуктів, основні вимоги до сховищ. Типи резервуарів і їх конструкції, технічна документація та обслуговування. Класифікація втрат нафти від випаровування при зберіганні в РВС, заходи щодо їх скорочення.

курсова робота, доданий 21.06.2010


Характеристика та рекомендації щодо вибору традиційних засобів скорочення втрат нафти і нафтопродуктів від випаровування. Особливості застосування систем уловлювання легких фракцій. Методика розрахунку скорочення втрат при застосуванні різних технічних засобів.

курсова робота, доданий 21.06.2010


Основні шляхи підвищення ресурсоефективності нафтопереробних процесів. Схеми фракціонування нафти. Дистиляція нафтопродуктів з прямого і зворотного послідовністю колон. Механічна і термічна інтеграція, механічні пристрої.

6.1. Зберігання нафтопродуктів в резервуарах здійснюється відповідно до вимог стандартів. Вибір резервуара обгрунтовується техніко-економічними розрахунками в залежності від характеристик нафтопродукту, умов експлуатації, з урахуванням максимального зниження втрат нафтопродукту від випаровування при зберіганні.

6.2. Нафтопродукти кожної марки повинні зберігатися в окремих, призначених для них справних резервуарах. Особливу увагу при експлуатації резервуарів повинно бути приділено технічному стану резервуарів (герметичність, товщина стінки і днища резервуара, відхилення зовнішнього контуру днища від горизонталі і утворюють стінки резервуара від вертикалі) і встановленого на резервуарах обладнання, а також пристроїв блискавкозахисту та у справах захисту від статичної електрики.

6.3. Для зберігання бензинів з метою скорочення втрат від випаровування слід застосовувати резервуари із захисними покриттями (понтонами, плаваючими дахами і ін.) Або обладнані газовою обв'язкою.
Не допускається зберігати авіаційні бензини в резервуарах, обладнаних плаваючими дахами.

6.4. На нафтобазах, наливних і перекачувальних станціях повинні бути складені технологічні схеми з відображенням усіх трубопроводів, запірно-регулюючого обладнання, контрольно-вимірювальних приладів, насосів, заглушок, продувних кранів, компенсаторів, приймально-роздавальних пристроїв з присвоєнням номера кожному елементу технологічної схеми.

6.5. Всі зміни, зроблені в резервуарних парках, насосних установках, трубопровідних, комунікаціях, розташуванні арматури, повинні вноситися в технологічну схему і доводитися до відома обслуговуючого персоналу нафтобази. Зміна діючих технологічних схем без відповідного узгодження забороняється.

6.6. Резервуари повинні мати справні запірні пристрої і люки з прокладками, стійкими до нафтопродуктів і забезпечують герметичність.

6.7. Вимірювання маси, рівня і відбір проб нафтопродуктів в резервуарах, що експлуатуються з надлишковим тиском, повинні здійснюватися без порушення герметичності газового простору за допомогою вимірювальних пристроїв і знижених пробовідбірників, передбачених проектами і допущених до використання в установленому порядку.

6.8. Для скорочення втрат від випаровування нафтопродуктів необхідно:
забезпечити повну герметизацію даху;
підтримувати тиск в резервуарі, рівне проектному;
здійснювати перекачку легко випаровуються нафтопродуктів з резервуара в резервуар тільки при гострій потребі, по можливості, в нічний час;
максимально заповнювати резервуар при зберіганні легкоиспаряющихся нафтопродуктів;
фарбувати зовнішню поверхню резервуара променеповертаючі світлими емалями і фарбами;
застосовувати теплоізоляцію поверхні резервуара, призначеного для зберігання застигають нафтопродуктів.

6.9. Експлуатація та обслуговування понтонів проводиться відповідно до технічної документації на понтони і інструкціями по їх експлуатації.

6.10. Продуктивність наповнення і спорожнення резервуара не повинна перевищувати сумарної пропускної спроможності встановлених на резервуарі дихальних, а також запобіжних клапанів або вентиляційних патрубків.

6.11. При наповненні і спорожненні резервуарів з металевими понтонами або плаваючими дахами швидкість підйому і опускання понтона або плаваючою даху не повинна перевищувати для резервуарів:
700 м3 і менше - 3,5 м / ч;
більше 700 м3 - 6 м / ч.
При цьому швидкість зсуву (обертання по горизонталі) понтона або плаваючою даху для резервуарів 700 м3 і менше не повинно перевищувати 2,5 м / ч.
Допустима швидкість підйому понтонів з синтетичних матеріалів повинна бути вказана в технічній документації на понтон.

6.12. При зберіганні нафтопродуктів в резервуарах не допускається наявність підтоварної води вище мінімального рівня, що забезпечується конструкцією пристрою для дренажу води (близько 25 мм від днища резервуара).

6.13. При негативних температурах слід в міру необхідності зливати Подтоварная воду з резервуара, а сифонний кран промивати зберігаються нафтопродуктом і повертати в бічне становище.

6.14. Застигають нафтопродукти повинні зберігатися в резервуарах, обладнаних теплоізоляцією і засобами обігріву, забезпечують збереження якості нафтопродуктів і пожежну безпеку.

6.15. При оснащенні резервуарних парків газоуравнітельной системою (ГУС) забороняється об'єднувати нею резервуари з авіаційними і автомобільними, а також з етілірованнимі і неетильований бензин.

6.16. Для забезпечення ефективної роботи ГУС необхідно:
забезпечити синхронність процесу наповнення і спорожнення резервуарів за часом і продуктивності;
підтримувати повну герметичність системи;
регулярно оглядати і підтягувати фланцеві з'єднання, перевіряти справність дихальної арматури резервуара;
систематично спускати конденсат з трубопроводів газової обв'язки до збірки з подальшою його відкачкою;
утеплювати дренажні пристрої і в зимовий час охороняти їх від снігових заметів.

6.17. При необхідності виведення з експлуатації резервуара, включеного в ГУС, або заповнення його нафтопродуктом іншого сорту слід відключити його від газової обв'язки, закривши засувку на газопроводі.

6.18. При зміні марок нафтопродуктів підготовка до заповнення резервуарів повинна відповідати вимогам стандарту.

6.19. Територія резервуарного парку своєчасно очищається від сміття, сухої трави і листя. Місця розливу нафтопродуктів слід зачищати шляхом зняття шару землі до глибини, на 1-2 см перевищує глибину проникнення нафтопродуктів у грунт. Забруднене нафтопродуктами грунт видаляють в спеціально відведене місце, а виїмку засипають свіжим грунтом або піском.
Забороняється складувати горючі матеріали на території резервуарного парку. Ями і траншеї, вириті під час ремонтів, повинні бути огороджені, а в нічний час - освітлені. Після закінчення робіт ці ями повинні бути засипані.

6.20. Підігрів в'язких і застигають нафтопродуктів виробляють при проведенні технологічних операцій з прийому, відпуску та регенерації нафтопродуктів з метою збільшення їх плинності і зменшення гідравлічного опору при перекачуванні.

6.21. Температура підігріву нафтопродуктів в резервуарах не повинна перевищувати 90 ° С і повинна бути нижче температури спалаху парів нафтопродуктів в закритому тиглі не менше ніж на 35 ° С. За температурою підігріву нафтопродуктів повинен бути встановлений постійний контроль.

6.22. Для підігріву використовують водяний насичений пар, перегріту промтеплофікаціонную воду чи електроенергію.

6.23. Конструкції підігрівачів розрізняються залежно від призначення і принципу дії. В основному рекомендується використовувати підігрівачі наступних типів:
стаціонарні і переносні;
загальні і місцеві;
трубчасті, циркуляційного підігріву;
парові, електричні та ін.

6.24. Підігрівачі призначені для забезпечення безперебійного цілорічного прийому і відпустки в'язких нафтопродуктів з температурою спалаху парів вище 45 ° С.

6.25. Для підігріву в'язких нафтопродуктів в вертикальних резервуарах використовуються, як правило, стандартні секційні трубчасті підігрівачі, а в горизонтальних резервуарах - змієвикові підігрівачі.

6.26. Підігрівачі повинні:
забезпечувати підігрів в'язких нафтопродуктів або підтримання оптимальної температури для необхідної продуктивності перекачування;
забезпечувати економне витрачання пари та електроенергії;
бути технічно справними, простими в монтажі і ремонті.

6.27. В'язкі нафтопродукти підігрівають в залізничних цистернах і в резервуарах до температури, при якій забезпечуються мінімальні витрати на підігрів і перекачування. Вибір вихідних даних для визначення оптимальної температури підігріву залежить від конкретних умов зливу-наливу, температури нафтопродукту і навколишнього середовища, а також від властивостей нафтопродукту і т.п.

6.28. При самопливному зливі-наливі нафтопродуктів оптимальна температура підігріву визначається виходячи з умов забезпечення зливу-наливу залізничних і автомобільних цистерн, суден у встановлені терміни.

6.29. При примусовому зливі і наливі оптимальна температура підігріву вибирається, виходячи з умови забезпечення всмоктування насоса і мінімальних витрат на підігрів і перекачування.

6.30. За оптимальну температуру підігріву нафтопродукту під час наливу автоцистерн приймається така температура, при якій слив його в пункті призначення можливий без підігріву.

6.31. При комбінованому способі підігріву оптимальною температурою підігріву вважається така, яка забезпечує самопливне заповнення транспортних засобів у встановлений час (при добовій реалізації даного виду нафтопродукту понад 3 т).

6.32. При нагріванні нафтопродукту за допомогою стаціонарних секційних паропідігрівача тиск насиченої пари не повинно перевищувати 0,4 МПа, а за допомогою переносних - 0,3 МПа.

6.33. В екстрених випадках, при необхідності підігріву високов'язких нафтопродуктів (головним чином топкового мазуту в залізничних цистернах і нафтоналивних судах) допускається їх підігрів "гострим паром". У цих випадках насичена водяна пара інжектується через перфоровані труби безпосередньо в нафтопродукт і конденсується, повідомляючи йому необхідне тепло.
Обводнених нафтопродукт в подальшому може бути піддано зневоднення.

6.34. Підігрів нафтопродуктів в резервуарах насиченою парою або перегрітої водою здійснюється стаціонарними або переносними підігрівниками, а також пристроями циркуляційного підігріву і розмиву.

6.35. Для зливу в'язких нафтопродуктів із залізничних цистерн кращий циркуляційний спосіб підігріву з використанням спеціальних стаціонарних теплообмінників, встановлених за межами залізничної естакади. При застосуванні переносних паропідігрівача доцільно передбачати колектор насиченої пари з відводами до кожної цистерни. На відводах обов'язкова установка запірної арматури.

6.36. Щоб уникнути гідравлічних ударів паропідігрівача перед пуском в них пара повинні бути звільнені від води (конденсату). Пуск пара здійснюють шляхом поступового і плавного відкриття паропропускной вентилів. При пуску пара в змійовики резервуарів все трубки для випуску конденсату повинні бути відкриті.

6.37. З метою контролю за герметичністю паропідігрівача і запобігання обводнення нафтопродукту необхідно постійно спостерігати за чистотою випливає конденсату.

6.38. Конденсат від паропідігрівача, має задовільну якість, необхідно повертати на внутрішньобазовими мережі конденсаторів.
Забруднене конденсат, очищення якого неможлива, слід охолоджувати з подальшим скидом в виробничу каналізацію.

6.39. Основними технологічними операціями із застосуванням електропідігріву на нафтобазах є:
злив нафтопродуктів з залізничних цистерн, перекачування нафтопродуктів трубопроводами;
зберігання нафтопродуктів в резервуарах;
налив нафтопродуктів в автоцистерни, бочки і т.д.

6.40. Для підігріву в'язких нафтопродуктів при зливі з залізничних вагонів-цистерн застосовують спеціальні підігрівають пристрою.

6.41. При комплексному електропідігріву фронт зливу в'язких нафтопродуктів оснащують грілками залізничними і установками нижнього зливу з електропідігрівом. Злив проводиться в такому порядку:
через люк в цистерну занурюють грілку залізничну і після повного занурення і розкладання секцій включають її;
до патрубку нижнього зливного приладу цистерни приєднують установку нижнього зливу з електропідігрівом;
відкривають зливний прилад цистерни, при заповненні якого нафтопродуктом включають обігрів установки нижнього зливу за допомогою гнучких електронагрівачів;
при рівні нафтопродукту 600-700 мм над електрогрілки слив тимчасово припиняють, відключають обігрів установки нижнього зливу і гнучкі нагрівачі, обігрівальні трубопроводи;
залишок нафтопродукту розігрівають до температури, що забезпечує його повний слив без подальшої зачистки цистерни;
залишок нафтопродукту зливають з виключеною грілкою, але з включеними нагрівачами установки нижнього зливу і гнучкими нагрівачами, обігріваючими трубопроводи.

6.42. Підігрів нафтопродуктів може здійснюватися наступними способами: загальний, місцевий і комбінований електропідігрів нафтопродуктів.
Вибір способу підігріву залежить від розрахункової температури навколишнього повітря, марки нафтопродукту, обсягу реалізації його в холодну пору року, типу і способу установки резервуара.
За розрахункову температуру навколишнього повітря приймають середню температуру найбільш холодної п'ятиденки.

6.43. Загальний електропідігрів застосовують, якщо обсяг добової реалізації нафтопродукту дорівнює або більше 30-відсоткової місткості резервуара. При цьому підігрівають весь об'єм нафтопродукту і підтримують задану температуру в процесі зберігання.

6.44. Місцевий спосіб електропідігріву характеризується тим, що нафтопродукт підігрівають в обмеженому обсязі в спеціальній нагрівальній камері, обладнаній в резервуарі. Обсяг камер приймають рівним обсягом добової або однозмінній реалізації нафтопродукту.
В'язкі нафтопродукти при обсязі реалізації не більше 1-2 т на добу досить підігрівати грілкою (трубкою вихідного потоку).

6.45. Комбінований спосіб полягає в тому, що нафтопродукт спочатку підігрівають в основному резервуарі до температури, що забезпечує самопливний перетік в проміжний резервуар.
Проміжний резервуар заповнюють по сполучному обігрівається трубопроводу. Для прискорення заповнення діаметр з'єднувального трубопроводу повинен бути не менше 250 мм. Проміжний резервуар обладнується загальним електропідігрівом. Заповнення проміжного резервуара може бути безперервним або періодичним.
Обсяг проміжних резервуарів приймається рівним максимальної добової реалізації нафтопродукту Проміжний резервуар повинен бути теплоізольований.
Комбінований спосіб доцільно застосовувати при добовій реалізації даного нафтопродукту понад 3 т.

6.46. Для підігріву нафтопродуктів в резервуарах застосовують спеціальні підігрівають пристрою.

6.47. Для розігріву або компенсації тепловтрат трубопроводів і різного технологічного устаткування застосовують нагрівальні гнучкі стрічкові елементи.

6.48. Гнучкі нагрівачі повинен обслуговувати слюсар-електрик, який пройшов інструктаж з охорони праці при роботах, пов'язаних з обслуговуванням електронагрівального обладнання.
Персонал, який обслуговує засоби комплексного електропідігріву в'язких нафтопродуктів, повинен знати схему харчування нагрівачів і схему регулювання температури; строго дотримуватися режиму роботи нагрівача, не допускаючи перевищення заданої температури, знати і дотримуватися правил охорони праці, вміти визначати неполадки в роботі нагрівача.

6.49. Під час роботи системи електропідігріву обслуговуючий персонал стежить за температурою за допомогою приладів регулювання та контролю, не допускаючи перегріву, при виявленні несправностей в системі електрообігрівача негайно вжити заходів щодо їх усунення.
У разі перегріву або інших несправностей повинно бути негайно відключене електроживлення.
Включення електропідігріву допускається тільки після повного усунення несправностей.

6.50. При експлуатації систем електропідігріву забороняється:
проводити роботи на установці, що знаходиться під напругою, за винятком особливих випадків, пов'язаних з контрольно-вимірювальними і перевірочними операціями;
включати заглибні нагрівачі без блокувального пристрою;
включати нагрівальні пристрої з опором ізоляції нижче норми;
виробляти електромонтажні роботи без засобів захисту від атмосферних опадів;
включати нагрівальні пристрої без захисного заземлення, включати несправну систему електропідігріву і нагрівачі з порушеними герметизирующими покриттями або ізоляцією висновків;
ремонтувати, змотувати і встановлювати гнучкі стрічкові нагрівачі, що знаходяться під напругою.

6.51. Залежно від фізико-хімічних властивостей нафтопродуктів для їх зневоднення застосовують відстоювання, відстоювання з підігрівом, відстоювання з підігрівом і з використанням деемульгатора, продування повітрям, випарювання під тиском або під вакуумом, центрифугування.

6.52. Найбільш ефективним способом зневоднення високов'язких мазутів є термохимический спосіб зневоднення в резервуарах із застосуванням поверхнево-активних речовин (ПАР) - деемульгатора.
Найбільш ефективним деемульгатора для зневоднення мазутів і мазутних зачисток є кальцинована сода. Зачистки - це відходи нафтопродуктів, які утворюються в результаті очистки та відмивання резервуарів і транспортних ємностей (резервуарів, річкових і морських нафтоналивних суден, залізничних цистерн).

6.53. Відстій води і забруднень (механічних домішок) в мастильних маслах і мазутах ефективний тільки при нагріванні до 70-90 ° С. При нагріванні вище 100 ° С можливо закипання води, що знаходиться в нафтопродукт.
Відстій необхідно проводити при вимкнених подогревателях.

6.54. Зневоднення масел відстоєм при підвищеній температурі можна застосовувати не для всіх сортів масел, тому що при високих температурах кислотне число може підвищитися понад норму. Забороняється зневоднення (освітлення) цим методом масел типу трансформаторних і турбінних.

6.55. Зневоднення масел продувкою повітрям можна застосовувати за відповідною інструкцією в тих випадках, коли кислотне число вище 0,15 мг КОН на 1 г масла.

6.56. Для зневоднення нафтопродуктів на підприємстві необхідно мати спеціальне обладнання - відстійники періодичної дії, вертикальні циліндричні резервуари з конічним дном, горизонтальні з проміжними ярусами, з похилими перегородками, вертикальні з конічними тарілками, багатоярусні з промиванням осаду і ін.

6.57. Зберігання нафтопродуктів в тарі здійснюють в спеціально обладнаних складських будівлях, під навісом і на відкритих майданчиках. Спосіб зберігання приймають в залежності від кліматичних умов, фізико-хімічних властивостей збережених нафтопродуктів, виду тари.
Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів з температурою спалаху 45 ° С і нижче, а також нафтопродуктів в дерев'яній тарі на відкритих майданчиках не допускається.
Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів під навісом може бути допущене у виняткових випадках при відповідному обгрунтуванні. Вид тари для зберігання нафтопродукту повинен відповідати вимогам стандарту.

6.58. Горючі нафтопродукти в тарі допускається зберігати в одноповерхових підземних спорудах. На підприємствах IIIв категорії із загальним обсягом резервуарів до 20000 куб.м включно допускається зберігати нафтопродукти з температурою спалаху вище 120 ° С у кількості до 60 м в підземних спорудах з горючих матеріалів за умови засипки цих споруд шаром землі (з ущільненням) товщиною не менше 0 , 2 м і влаштування підлоги з негорючих матеріалів.

6.59. Підприємства, затарюють нафтопродукти в металеві бочки, повинні оснащуватися автоматизованими і механізованими засобами з обробки була у використанні транспортної тари (очищення, пропарювання, промивання, просушування, перевірка на герметичність і забарвлення), а також обладнанням з виробництва дрібного і середнього ремонту.

6.60. Знову виготовляється металева тара повинна мати внутрішнє маслобензостойких і паростойкость захисне покриття, що забезпечує електростатичну искробезопасность.
Допускається за узгодженням зі споживачем затарювати нафтопродукти в тару разового використання, що не має внутрішнього захисного покриття.

6.61. Після наливу нафтопродуктів тара повинна бути зовні чистою і сухою, за винятком тари, покритої консерваційними мастилами. Нафтопродукти, що поставляються в райони Крайньої Півночі, повинні упаковуватися відповідно до стандарту.

6.62. Складські будівлі і майданчики для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні бути оснащені засобами механізації для вантажно-розвантажувальних і транспортних операцій.

6.63. Капітальні споруди (сховища) для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні мати:
під'їзні шляхи для автомобілів і механічних навантажувачів;
естакади для навантаження (вивантаження) тарних нафтопродуктів із залізничних вагонів;
систему вентиляції, що забезпечує 2-3-кратний обмін повітря;
не менше двох дверей (воріт).
Вікна складських будівель (сховищ) повинні бути обладнані металевими ґратами; скла на сонячній стороні фарбуються в білий колір.
Підлоги в сховищах повинні бути виконані з негорючих матеріалів, мати ухили для стоку розлитих нафтопродуктів в спеціальні приймачі.
Сховища повинні бути обладнані засобами механізації для робіт щодо навантаження (розвантаження), необхідними контрольно-вимірювальними приладами і пристосуваннями.
Стелажі і штабеля з затарених нафтопродуктами повинні бути пронумеровані і встановлені з урахуванням забезпечення вільного доступу до тари і застосування необхідних засобів механізації.
У сховищах повинна бути така документація:
план сховища зі схемою розміщення стелажів і штабелів;
картотека на збережені нафтопродукти;
інструкції для обслуговуючого персоналу.

6.64. Металеві бочки слід зберігати в положенні лежачи (наливний отвір розташоване на циліндричної утворює бочки) і стоячи (отвір розташований в дні).
Бочки укладаються в штабелі не більше п'яти ярусів. Бочки нижнього ярусу повинні укладатися на дерев'яні підкладки товщиною не менше 100 мм.

6.65. Порожня металева і дерев'яна тара, що була у використанні і забруднена нафтопродуктами, повинна зберігатися на відкритих майданчиках.
Кількість ярусів порожніх бочок по висоті - не більше чотирьох. Горловини бочок повинні бути закриті пробками, а у бочок зі знімним дном повинна бути приклеєна прокладка, встановлені знімне дно і стягнутий обруч.

6.66. Складські приміщення, в яких норм технологічного проектування температура внутрішнього повітря не нормується або допускається нижче 0 ° С, можуть не опалюватися.

6.67. Електротехнічні установки і освітлювальна мережа в складських приміщеннях повинні відповідати вимогам правил улаштування електроустановок (ПУЕ).
Не допускається транзитна відкрита прокладка проводів і кабелів через складські, приміщення.

6.68. Вантаження і вивантаження вантажів, що надходять залізничним і автомобільним транспортом, виконують на закритих, з навісом або відкритих вантажних платформах виходячи з вимог технології зберігання вантажів і захисту їх від атмосферних впливів.
Довжина і ширина вантажних платформ для вивантаження і навантаження тарних нафтопродуктів в залізничний і автомобільний транспорт повинні відповідати вантажообігу, місткості сховища, а також габаритами застосовуваних транспортних засобів.

6.69. В тарних сховищах забороняється відпускати нафтопродукти, зберігати укупорочні матеріали, порожню тару та інші сторонні предмети. Навколо тарного сховища необхідно мати вимощення і водовідвідні канали з ухилом для стоку води. Водовідвідні лотки, труби, вимощення повинні утримуватися справними і періодично очищатися.

6.70. Тарні сховища повинні щодоби оглядатися відповідальним працівником нафтобази. При огляді перевіряється стан закупорювання тари. При наявності течі вживаються заходи до її усунення.