/
Автор: Васильев Г.Г. Бахмат Г.В. Дудин И.Ф. Дяченко И.Ф.
Теги: горное дело горные предприятия (рудники, шахты, карьеры) добыча нерудных ископаемых нефть нефтяная промышленность учебное пособие нефтегазовая промышленность нефтепродукты
ISBN: 5-7246-0252-0
Год: 2003
Текст
Хранение нефти и нефтепродуктов
Допущено учебно-методическим объединением, вузов Российской Федерации по высшему образованию в качестве учебного пособия для студентов вузов нефтегазового профиля, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов
650700 «Нефтегазовое дело»
Издательство «НЕФТЬ И ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. ГУБКИНА
Москва 2003
УДК 622 692 5
Х-90
Рецензенты
ВМ Писаревский— дтн профессор зав кафедрой проектирования
и эксплуатации газонефтепроводов РГУ нефти и газа им И М Губкина
Б В Моисеев — дтн профессор Тюменской строительно-архитектур ной академии .
Авторы
ВН Аншпьев ГВ Бахмат, Г Г Васильев СМ Дудин И Ф Дяченко, В Н Кривохижа В А Колотюк Ю Д Земенков, Н А Маиошйн А Д Прохоров, ВМ Смоленцев ГА Хойрыш В Г Шутов, С Н Чс.чинцсн
Под общей редакцией
дратехн наук, профессора Ю Д Зименкова
Х-90 Хранение нефти и нефтепродуктов Учебное пособие/ В Н Антипьев ГВ Бахмат ГГ Васильевидр Под общей ред Ю Д Земенкова—М ФГУП Изд во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа ИМ И М Губкина 2003 — 560 с
ISBN 5 7246 0252 О
Современные предприятия системы Нефтепродуктообеспечения — л о сложные комплексы инженерно технических^оаружений обеспечивающие прием хранение транспортировку и снабжение погребит^Явй нефтью и нефтепродуктами Одним из таких комплексов являются нефтебазы и склады нефти и нефтепродуктов
В предлагаемом вниманию пособии систематизированы и приведены общие и специальные сведения о нефтебазах и автозаправочных станциях рассмотрены методы эксплуатации различных,сооружений нефтебаз и АЗС Даны сведения о свойствах нефтей и нефтепродуктов ’ проблемах их хранения и организации учета при технологических операциях Уделено внимание контролю производственных опасностей и защите окру яЯИОЩей среды
Учебное издание предназначено для студентов и магистрантов нефтегазовых вузов обучающихся по направлению 650700 — «Нефтегазовое дело»
В подготовке работы к изданию активное участие приняли студенты специальности 090700 Т А Имаев и А А Сафонов которым авторы выражают свою признательность
’ Книга издается в авторской редакции
ISBN 5-72464Ю51-0
© Авторы указанные на обороте титульного листа 2003
© Федеральное государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И М Губкина 2003
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
Глава 1 свойства углеводородосодержащих веществ и МЕТОДЫ ИХ РА С ЧЕТА
I 1 Обшие положения
I 2 Классификация и физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
1 3 Фракционный состав
1 4 Плотность и молекулярная масса
1 5 Давление насыщенных паров
1 6 Вязкость
1 7 Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов
1 8 Технические характеристики
Глава 2
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ нефтей и нефтепродуктов
2 I Удельный вес транспорта в общем грузообороте
2 2 Перевозки нефтепродуктов железнодорожным транспортом
2 2 1 Железнодорожные вагоны цистерны
2 2 2 Классификация и оборудование железнодорожных цистерн
2 3 Цистерны для перевозки застывающих грузов
2 4 Сливо наливные операции
2 5 Установки нижнего слива и налива нефтепродуктов
2 5 I Назначение и технические характеристики УСН
2 5 2 Устройство и принцип работы УСН
2 6 Установка для слива вязких нефтепродуктов в междурельсовый желоб
2 7 Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
2 8 Перевозка застывающих нефтей и нефтепродуктов
2 8 1 Способы слива и устройства применяемые при сливе грузов
с двухфазной средой
2 8 2 Методика расчета (нормирования) времени слива высоковязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
2 8 3 Расчет времени выгрузки из цистерн застывающих и кристаллизирующихся грузов
2 9 Особенности перевозки нефтепродуктов в железнодорожных емкостях
2 9 1 Подготовка транспортных средств
2 9 2 Расчет железнодорожных перевозок
2 10 Железнодорожные стиво наливные эстакады
2 10 1 Правила обустройства сливо наливных эстакад
2 10 2 Требования к размещению эстакад
2 11 Правила проведения сливо наливных операций
2 12 Максимально допустимые сроки на слив и налив цистерн
2 13 Вспомогательное оборудование на железнодорожных эстакадах
2 13 1 Водоснабжение и канализация
2 13 2 Электротехнические устройства
2 13 3 Механизация контроль и автоматизация
2 13 4 Связь и пожаротушение
9
11
12
18
29
42
56
60
64
70
70
72
74
78
93
93
93
98
99
102
105
111
116
119
119
125
126
127
131
134
138
139
139
141
142
143
3 1
3 1 1
3 1 2
32
3 2 1 322
3 23 3 3
3 3 1 332 333
34
4 1
42
43
44
44 1 442 443 45 45 1 452
453 46
46 1 462 463 464 465 466 467 47 48 49
4 10
5 1
5 1 1
5 1 2 5 1 3
Глава 3
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ
Общие положения 146
Характеристики АЗС 148
Основные положения проектирования автозаправочных станций 150
Нефтепродукты на АЗС 161
Нормы естественной убыли нефтепродуктов 161
Качество и физике химические свойства нефтепродуктов 167
Общие сведения о пожаро и взрывоопасности нефтепродуктов 174
Резервуары, резервуарное оборудование, автоцистерны и топливораздаточные колонки 175
Резервуары и резервуарное оборудование 175
Автомобили для транспортировки нефтепродуктов 177
Колонки топливораздаточные 180
Противопожарные правила и нормы для автозаправочных станций 183
Глава 4
РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Классификация нефтебаз 186
Основные сооружения нефтебаз 187
Номенклатура отечественных стальных резервуаров 188
Технические характеристики резервуаров 191
Вертикальные изотермические резервуары 191
Осесимметричные каплевидные резервуары 193
Горизонтальные резервуары 194
Технике экономические показатели 196
Специфические особенности экономики резервуаростроения 196
Технике экономические показатели резервуаров различных типов и объемов 197
Удельный расход металла в стальных резервуарах различных конструкций 206
Эксплуатация резервуарных парков 206
Содержание оснований и обвалований резервуаров 206
Эксплуатационный уход за корпусом и оборудованием резервуаров 207
Производственные операции 209
Зачистка резервуаров 213
Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуарных парков 215
Диски отражатели 218
Понтоны и плавающие крыши 218
Резервуары с плавающей крышей 219
Общий порядок ремонта резервуаров на нефтебазах 224
Тушение пожаров 226
Определение объёма резервуарного парка и выбор типов резервуаров 230
Глава 5
ПРОБЛЕМЫ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Показатели качества нефтепродуктов 233
Ассортимент нефтепродуктов 233
Эксплуатационные требования, предъявляемые к топливам 234
Показатели качества бензинов 235
5 1 4 Топлива дизельные 238
5 15 Показатели качества смазочных материалов 241
5 15 1 Общие эксплугационные требования 241
5 15 2 Ассортимент масел 243
5 15 3 Масла моторные 244
5 1 6 Рабочие жидкости для гидросистем 248
5 I 7 Нефтепродукты различного назначения 250
5 2 Изменение качества топлива и смазочных материалов 254
5 2 I Причины изменения качества нефтепродуктов 255
5 2 11 Испарение 256
5 2 12 Обводнение 259
5 2 13 Образование смол 260
5 2 14 Загрязнение топлива и смазочных материалов 260
5 3 Сохранение качества нефти и нефтепродуктов 268
5 3 1 Правила хранения нефтепродуктов 268
5 3 2 Нормы естественной убыли нефтепродуктов 272
5 3 3 Специальные мероприятия по сохранению качества нефтепродуктов 280
5 4 Восстановление качества нефти и нефтепродуктов 285
5 5 Контроль качества нефтепродуктов 292
Глава 6
КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ УЧЕТ НА ОБЪЕКТАХ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
6 1 Технологические процессы количественного учета на объектах хранения нефти и нефтепродуктов 295
6 2 Методы количественного учета нефти и нефтепродуктов 297
6 2 1 Основные способы измерения больших масс нефтепродуктов и нефти 297
6 2 11 Тензометрический способ 298
6 2 12 Объемно весовой способ 299
62 13 Гравиметрический способ 303
6 2 14 Пьезометрический способ 304
6 3 Средства и методика измерений нефти и нефтепродуктов 306
6 3 1 Объемно-массовый метод измерений 306
6 3 11 Приборы и средства измерения 306
6 3 12 Проведение измерений 309
63 13 Обработка результатов измерений 312
632 Массовый метод измерений 313
63 2 1 Средства измерения 313
63 22 Проведение взвешивания 313
63 3 Объемный метод измерений 314
6 3 3 1 Средства измерений 315
6 3 3 2 Проведение измерений 315
634 Гидростатический (пьезометрический) метод измерения 315
6 34 1 Средства измерений 316
6 342 Проведение измерений и обработка результатов 316
6 3 5 Измерение вместимости резервуара для составления калибровочных таблиц 316
6 3 5 1 Методы измерений 318
6 3 5 2 Нормы точности измерений 320
6 3 5 3 Погрешности измерения количества нефти в резервуарах 321
6 4 Учет расхода нефтепродуктов и статистическая отчетность на нефтебазах 322
5
6 5 Аппаратура коммерческого пьезометрического учёта нефти и нефтепродуктов 328
6 5 1 Информационно измерительные системы коммерческого учета «Радиус» и «Квант» 328
6 5 2 Испытания ИИС количественного учета «Радуга»и «Квант» 333
6 5 3 Система КОР ВОЛ 334
6 6 Монтаж приборов измерения уровня 341
6 7 Автоматизированные системы управления резервуарными парками 343
6 8 Условия приема и поставки нефти и учет количества нефти на нефтепроводе 344
6 9 Измерение количества нефти и нефтепродуктов на потоке 346
6 9 1 Типы используемых счетчиков 346
6 9 2 Средства для безрезервуарного товарного учета нефти и нефтепродуктов 349
6 9 3 Система КОР МАС 353
6 10 Зарубежный опыт проведения товарно-учетных операций 353
6 10 1 Учёт нефтепродуктов на нефтебазах Великобритании 353
6 10 2 Ошибки измерений при товарно учетных операциях 356
6 10 3 Обработка документации на отпущенные нефтепродукты в США 358
6 10 4 Отдельные примеры и сведения об устройствах и методах
измерения количества нефти в резервуарах и на потоке для КУ и ОУ 360
6 10 41 Система измерения уровня взлива в резервуарах GL-90 фирмы ‘ Enraf Nonius” (Великобритания) 360
6 10 4 2 Сигнализатор уровня взлива повышенной надежности 360
6 10 4 3 Определение количества хранимых нефти и нефтепродуктов 361
6 10 4 4 Стабилизатор для точных измерений уровня взлива жидкостей 362
6 10 4 5 Измерение температуры 362
6 10 4 6 Метод калибровки резервуара 366
6 10 4 7 Измерение расхода на потоке 368
6 10 4 8 Система Минилект 370
Глава 7
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
1 \ Назначение и устройство технологических трубопроводов 375
7 1 1 Назначение и состав трубопроводов 375
7 1 2 Условные проходы 376
7 1 3 Классификация трубопроводов 377
7 2 Трубы, детали и соединения стальных трубопроводов 380
7 2 1 Стальные трубы и их применение 380
7 22 Способы и типы соединений трубопроводов 383
723 Приварные детали трубопроводов 388
7 2 4 Опоры, подвески и опорные конструкции 392
7 2 5 Трубы, детали и соединения трубопроводов из пластмасс 394
7 2 6 Резинотканевые трубопроводы 395
7 3 Трубопроводная арматура, детали контрольно измерительных приборов и компенсаторы 398
7 3 1 Классификация и применение арматуры 398
7 3 2 Виды, обозначение и отличительная окраска арматуры 400
7 3 3 Компенсаторы 406
7 3 4 Контроль качества сварных соединений 411
7 4 Монтаж стальных межцеховых трубопроводов общего назначения 412
7 41 Способы прокладки межцеховых трубопроводов 412
6
742 Монтаж надземных трубопроводов 415
743 Монтаж подземных трубопроводов 417
744 Монтаж компенсаторов 419
745 Монтаж трубопроводов с обогревом 420
746 Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии 424
747 Тепловая изоляция трубопроводов 427
748 Приемка и техническое освидетельствование смонтированных трубопроводов 428
749 Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление 429
7 4 10 Защитная и опознавательная окраска трубопроводов 431
7411 Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию 433
75 Насосные станции 434
76 Технологические схемы трубопроводов 441
77 Технологический расчет трубопроводов 444
77 1 Механический расчет трубопроводов 445
772 Гидравлический расчет изотермических трубопроводов 448
7 73 Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов 455
774 Гидравлический расчет коллекторов 456
775 Гидравлический расчет сифонных трубопроводов 457
776 Гидравлический расчет разветвленных трубопроводных коммуникаций 460
Глава 8
КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
8 1 Опасные и вредные производственные факторы 462
82 Опасные свойства углеводородных смесей 469
83 Выбросы углеводородов при их транспорте и хранении 486
84 Проблемы мониторинга при эксплуатации трубопроводов 490
841 Проблемы мониторинга природной среды 492
842 Понятия и термины экологической безопасности 492
85 Контроль за загрязнениями при эксплуатации магистральных
нефтепроводов 501
85 1 Загрязнение водных участков 501
852 Загрязнения почвенно-растительного слоя земли 512
8 5 3 Методы расчета выбросов углеводородов в атмосферу 521
86 Проблемы охраны окружающей среды 525
86 1 Законодательство Российской Федерации о защите окружающей
природной среды 525
862 Характеристика питьевой воды 527
863 Методы очистки сточных вод 530
8 64 Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов 535
865 Методы подготовки питьевой воды 537
866 Способы сбора нефти с водной поверхности 538
867 Способы очистки земель от нефтяных загрязнений 541
868 Определение объёмов работ при рекультивации земель 542
869 Источники загрязнения атмосферного воздуха на НПС и меры
борьбы с ними 544
8 6 10 Метод определения ущерба от загрязнения окружающей среды 544
86 11 Топливно энергетический комплекс и окружающая среда 546
Список использованной литературы 549
7
ВВЕДЕНИЕ
Современные предприятия нефтепродуктообеспечения — это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающих прием, хранение транспортировку и снабжение потребителей и нефтепродуктами
Повышение эффективности предприятий эксплуатации нефтепродуктообеспечения достигается не только за счет улучшения технико-экономических показателей используемого оборудования, но и за счет внедрения новой техники и технологии, что, в конечном счете, определяет высокую техническую и экономическую эффективность.
Выросшие требования к качеству эксплуатации предопределяют и условия работы предприятий трубопроводного транспорта, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений. Возросшие требования к эксплуатационному персоналу предполагает необходимость повышения теоретического уровня специалистов и знаний ими современных технологий и приемов, позволяющие дробиться максимальной эффективности, при минимуме риска нанести ущерб обслуживающему персоналу и природе.
В предлагаемом вниманию пособии систематизированы и предложены для изучения различные технико-экономические характеристики, по тематическим разделам.
При подготовке работы к публикации и в обсуждении ряда разделов активное участие приняли студенты специальности ПСТ: Т.А. Имаев, А А. Сафонов
Глава 1. СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИХ ВЕЩЕСТВ И МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА
1.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
С развитием техники повышаются требования к ассортименту и качеству нефтей и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требует совершенствования процессов их производства. Поэтому качества, как товарной нефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контролю. Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Это и удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции, технологии транспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя - от необоснованных претензий.
Государственная система стандартизации предусматривает следующие категории стандартов: государственные на нефтепродукты (ГОСТ), отраслевые (ССТ), республиканские (РСТ), стандарты предприятий (СТП), технические условия (ТУ)
Соблюдение государственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранению нефтей и нефтепродуктов, тогда как другие имеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается перечень формулируемых физико-химических, наиболее важных эксплуатационных свойств, допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условия использования.
Под качеством нефти и нефтепродуктов понимают совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению. Свойства принято разделять на две основные группы: физико-химические и эксплуатационные.
К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризующие полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, определяют область его применения. Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оценивают с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. В свою очередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через ряд более простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефти характеризуются уровнем качества. Оптимальным уровнем считается
9
такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. Относительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, называют уровнем качества Например, качество нефти, удовлетворяющее требованиям НПЗ, должно соответствовать ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий». Некоторые показатели качества приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1 Показатели качества товарной нефти
Показатель Г руппа нефти Метод испытаний, погрешность, %
I II III
Содержание воды, %, не более 0,5 1 1 ГОСТ 2477-65,6,0
Содержание хлористых солей, мг/л, не более 100 300 900 ГОСТ 21534-76,10,0
Содержание мех. примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 ГОСТ 6370-83, 20,0
Давление насыщенных паров, кПа, не более (ГОСТ 1756-52) 66,7 66,7 66,7 СТ СЭВ 3654-82
Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стандартизовано и по назначению. Они подразделяются на: приемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и специальные.
Приемосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества.
Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта.
Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода, или перед «закладкой» продукта на длительное хранение.
Арбитражный анализ выполняют на главном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральной компетентной лаборатории в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным.
Специальный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов. Например, определение фракционного состава нефтей, стабильность масел.
Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных стандартами условиях. Всякое
10
отступление от стандартных методов не допускается, т.к. даже одно и то же свойство для различных нефтепродуктов определяется различными методами. Свойства нефтей и нефтепродуктов многообразны, способны оказывать взаимное влияние и требуют всестороннего изучения.
1.2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и органических кислот. Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов.
Несмотря на многообразие углеводородов, основными структурными элементами нефти являются углерод и водород, а элементарный состав колеблется в небольших пределах: углерод 83-?87%, водород 11-г14%. На долю других элементов, объединяемых группой, смолисто-асфальтеновые вещества представляют собой высокомолекулярные органические соединения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты, ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из окислов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Кстати, соединения последнего являются переносчиками кислорода и способствуют активной коррозии.
В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева. Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных углеводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно измениться в результате различных реакций.
Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводороды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды принято разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей
11
углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.
Приведенная выше классификация нефтей по углеводородному составу позволяет дать новое определение нефти: нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений, т.е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы. Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, а раствор различных соединений друг в друге.
С помощью табл. 1.2 и 1.3 можно проследить изменение физико-химических, теплофизических и опасных свойств чистых углеводородов. Можно заметить также, что даже у углеводородов, имеющих одну химическую формулу, ряд показателей отличается по величине.
Таблица 1.2
Физико-химические свойства нефтей (ТУ-39-1623-93)
№ п/п Наименование показателя Норма д ля типа Метод испытания, погрешность
I II III IV
1 Плотность при 20 °C, кг/м3, не более 850 870 890 895 По ГОСТ 3900-85,0,1%
2 Выход фракций, % (об), не менее при температуре до 200 °C, при температуре до 300 °C, при температуре до 350°С 25 45 55 21 43 53 21 41 50 19 35 48 По ГОСТ 2177-82, 5,0%
3. Массовая доля серы, %, не более 0,6 1,8 2,5 3,5 По ГОСТ 1437- 75, 4,0%
4 Массовая доля парафина, %, не более 6 6 6 Не нормируется По ГОСТ 11851- 85, 10,0%
5 Концентрация тяжелых металлов ванадия, никеля и ДР До 01 01 94 г Не нормируется Определение производят для набора данных По ГОСТ 10364-90,10,0%
1.3. ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ
Разделение таких многокомпонентных смесей проводят на части, состоящие из углеводородов, близких по составу, которые принято называть фракциями. Нефть и нефтепродукты имеют температуру начала кипения tHK и конца кипения t к k. Фракционный состав нефтяной смеси определяется обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его определяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Разделение таких сложных смесей, как нефть и конденсат, на более простые называют фракционированием.
12
Физико-химические свойства чистых углеводородов
Таблица 1.3
Параметр Метан Этан Этилен Пропан Пропилен н-Бутан Изобутан н-Бути-лен Изобутилен Пентан
Химическая формула СН4 с2н6 С2Н4 СзНц с,н8 H-C4H10 1-С4Н10 н-С4Н8 1-C4HS С,Н12
Плотность газовой фазы, кг/м1 0,72 1,356 1,261 2,019 1,915 2,703 2,665 2,55 2,5 3,457
Плотность по воздуху н у , 0,55 1,05 0,98 1,55 - 2,99 - 2,0 - 2,65
(кг/м1) ст у 0,52 0,98 0,91 1,44 - 1,95 - 1,8 - 2,48
Температура кипения, °C -161 -88,5 -103,7 -42,1 -47,7 -0,5 -11,13 -6,9 3,12 36,07
Температура критическая, °C -82,1 32,3 9,7 96,8 92,3 152 134,98 144,4 155 196,6
Давление критическое, МП а 4,58 4,82 5,03 4,21 4,54 3,74 3,62 3,945 4,1 3,33
Уд Теплоемкость газа СР, 2,171 1,65 1,465 1,554 1,432 1,596 1,596 1,487 1,604 1,6
Cv 1,654 1,373 1,163 1,365 1,222 1,457 1,457 1,339 1,339 1,424
Жидкости, кДжкг °C 3,461 3,01 2,415 2,23 2,239 2,239 2,668
Скрытая теплота исп-я, кДж/кг 512,4 487,2 483 428,4 441 390,6 382,9 441,6 399 361,2
Температура воспламенения, °C 545-800 530-694 510-543 504-588 455-550 430-569 490-510 440-500 400-440 284-510
Октановое число ПО 125 100 125 115 91 99 80 87 64
Вязкость газа v, Wb м2/с 14,71 6,45 7,548 3,82 4,11 2,55 2,86 3,12 3,18 2,18
Вязкость жидкости т;, 10” Па с 66,64 162,7 - 135,2 130,5 210,8 188,1 - - 284,2
Пределы взрываемости при и у , % нижний, 5 3 3 2 2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,35
верхний 15 12,5 32 9,5 11 8,5 8,5 9 8,9 8
Коэффициент С в уравнении Сотерланда 164 252 225 278 - 377 - 329 - 382
Плотность жидкости, кг/м2, н у , 300 390 370 500 - 520 - 610 - 620
Ст у 120 230 230 390 - 540 560 - 640
Объем паров с жидкости л/л, 417 278 316 257 - 225 - 239 - 194
л/кг 1393 747 797 508 - 386 - 398 - 311
Удельная газовая постоянная, Дж/(кг К) 519 276 296 189 - 143 - 148 - 115
Нефтепродукты и конденсаты, получаемые из нефти, являются фракциями, выкипающими в достаточно узких температурных пределах (см. рис. 1.1), определяемых техническими условиями. При перегонке нефти, имеющей типичный состав, можно получить: 31% бензиновых фракций, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут.
Эти фракции являются базовыми для получения товарных нефтепродуктов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен. Отечественной промышленностью освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов, поэтому ниже будут даны показатели только тех, которые занимают значительное место в грузообороте объектов хранения или часто встречающихся в повседневной жизни.
Рис. 1.1. Фракционный состав нефтей и конденсатов Конденсаты 1 - Харасавейский, 2 - Печорокожвинский, 3 - Уренгойский ;
4 - Василковский, 5 - Вуктыльский, б - Средневилюйский, 8 - ДК,
7 - Нефть СМТО
Условно товарные нефтепродукты делятся на светлые, темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты. К светлым нефтепродуктам относят и бензины, керосины, топлива для реактивных двигателей, дизельные топлива. Темные нефтепродукты - это различные масла и мазуты.
14
В процессе перегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. При определении фракционного состава по ГОСТ 2177-82 перегонку ведут до 300°С. При этом отмечают температуру начала перегонки (н к.) и объемы дистиллятов при 100, 120, 150, 160°С, а далее через каждые 20°С до 300°С. Обычно бензиновые фракции выкипают в пределах 35+205°С, керосиновые -150+315°С, дизельные - 180-г420°С, тяжелые масляные дистилляты -42О490°С, остаточные масла - выше 490°С.
Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370°С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими - в вакууме или с применением водяного пара (для предупреждения их разложения). Кстати, автомобильные бензины А-72, А-76, АИ-93 имеют практически один и тот же фракционный состав. Авиационные бензины отличаются повышенным содержанием легких фракций. Содержание в продукте тех или иных фракций определяется техническими условиями на данный нефтепродукт и зависит от его назначения. Нефти классифицируются по содержанию в них бензиновых, керосиновых и масляных фракций.
Фракционный состав нефтяных смесей определяется обычно простой перегонкой с дефлегмацией или ректификацией', разгонку легких фракций
проводят при низких температурах и повышенных давлениях, средних фракций - при атмосферном давлении, тяжелых фракций - в вакууме. Для разгонки используют специальные аппараты: Энглера, Богданова, Гадаскина, АРП - 2 и др. Фракционный состав легких нефтяных фракций рекомендуется определять также хроматографическим методом, который по сравнению с традиционными ректификационными методами имеет ряд преимуществ: он позволяет наряду с фракционным составом смеси определять индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций, сокращает время анализа, уменьшает величину пробы, повышает надежность метода и
дает возможность использовать однотипную аппаратуру.
Отметим, что индивидуальный покомпонентный состав нефтяных смесей определяется методами фракционной разгонки смеси на лабораторной ректификационной колонке с последующим использованием для анализа узких фракций адсорбционной газожидкостной хроматографии, масс-спектроскопии и прочих современных методов анализа сложных смесей.
Выше отмечалось, что фракционный состав определяет количество углеводородов с определенными свойствами. Следовательно, по имеющимся данным о физико-химических свойствах можно судить о фракционном составе. Известно, что наиболее «чувствительна» к изменению углеводородного состава вязкость нефти.
15
При обработке данных о свойствах нефтей для определения фракций Фр, выкипающих при температуре до 200°С в ТюмГНГУ была получена эмпирическая зависимость
ФР = По67. (1-1)
где Фр - фракционный состав нефти при 200°С, % вес; г/о - параметр, характеризующий степень изменения динамической вязкости при изменении температуры.
Для нефтей с динамической вязкостью 720 < 37 МПа и плотностью Р20 = 795-5-890 кг/м3 параметр г/ 0 можно определить по формуле
где 7 20 и т] 5о - динамическая вязкость нефти, соответственно, при температурах 20 и 50°С, Па.
Формула (1.2) была проверена на различных нефтях более 200 месторождений Западной, Восточной Сибири, Башкирии, Казахстана, Ставропольского края и справедлива для абсолютного большинства нефтей с температурой начала кипения до 85° С и содержанием парафинов и смол до 25%.
Относительная ошибка при определении фракционного состава нефтей отечественных месторождений при 200°С по формуле (1.2) составляет около 20% и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (1.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные. Обработка полученных результатов методами математической статистики позволила уточнить предложенную формулу и рекомендовать ее к использованию в следующем виде:
\п
Угч ~4so I
Л20Й50 J (1-3)
где Кг - коэффициент, учитывающий глубину стабилизации нефти на промысле или потерю нефти в резервуарных парках; п - показатель вязкости, для Башкортостана и Куйбышевской области п = 0,680, Татарстана - 0,685, Саратовской области, Западной и Восточной Сибири -0,66, Сахалинской области - 0,655, Пермской области и Удмуртии - 0,675, для туркменских, узбекских и таджикских нефтей п = 0,64, Казахстана -0,675.
Ф,„ = ^
16
Таким образом, при отсутствии фактических данных об углеводородном составе нефти для практических инженерных расчетов можно рекомендовать формулу (1.3), обеспечивающую погрешность расчетов не более 10%.
Известно, что физические свойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или различных их групп. Например, большое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вязкость, особенно при пониженных температурах. В зависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей, позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.
Во многих нефтях Западной Сибири (Усть-Балыкская, западносургутская и Самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются зависимость - чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже полностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их, так называемыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из скважин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.
Парафин при перекачке высокопарафиновых нефтей отлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм. Чтобы предотвратить это явление, при транспортировке нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом каждые 250-?150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод «Узень-Гурьев-Куйбышев», перекачивающий высокопарафиновые мангышлакские нефти. Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67-Г77 °C.
По содержанию серы по ГОСТ 9965-76 нефти подразделяются на три класса: малосернистые (до 0,6% серы), сернистые (от 0,61 до 1,80 серы) и высокоеернистые (более 1,8%). Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%, иногда - в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, также вызывая сильную коррозию. Известно, что в пластовых условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углеводородов, и неуглеводородные газы - азот, углекислый газ и др. Азот, как примесь безвредная -и инертная, почти не контролируется анализами. Его содержание в нефтях обычно не превышает 1,7%. Углеводородных соединений азота довольно много - пиридин, хинолин и т. д.
17
Газ, который извлекается из недр, принято называть попутным. Газ, выделяющийся в промысловых системах, называю нефтяным газом. Количественно содержание газа в нефти характеризуется так называемым газовым фактором Иногда в нефти растворяется до 1000 м3 газа на 1м3 нефти. В зависимости от состава газ подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно из легких углеводородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана, бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженные газы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называть газонасыщенной нефтью.
1.4. ПЛОТНОСТЬ И МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА
Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т.к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т.к. масса не зависит от температуры.
На практике часто имеют дело с относительной плотностью нефти и нефтепродукта, которая определяется отношением их массы при температуре определения к массе чистой воды при +4°С, взятой в том же объема. Плотность воды при +4°С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м3. Относительную плотность принято определять при +20°С, что обозначается символом рот. Относительная плотность нефтей и нефтепродуктов при +20°С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07.
Удельным весом называется вес единицы объема, т.е. сила притяжения к земле единицы объема вещества
7 = Pg (1.4)
где - р плотность вещества, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, м2/с.
Существует также понятие относительного удельного веса, численная величина которого равна численной величине относительной плотности. Плотность и удельный вес нефти и нефтепродуктов зависят от температуры. Для пересчета плотности при одной температуре на плотность при другой может служить следующая формула
Д =Рго—(1.5) где £ - поправка на изменение плотности при изменении температуры на 1 °C; р?о - плотность нефти или нефтепродукта при t -+20°С.
18
Значения р некоторых простых углеводородов приведены в табл. 1.3. Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной.
Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной, т.е. средняя плотность нескольких нефтепродуктов или нефтей может быть вычислена по правилу смешения р^=^.р.’ v = £v,
где р, - плотность z-го нефтепродукта объемом V, в общем объеме V.
На практике плотность нефтепродуктов, нефтей и их смесей определяют ареометрическим, пикнометрическим способом или взвешиванием, например, на весах Вестфаля-Мора (см. рис. 1.2.).
(1.6)
Рис. 1.2. 1) Стандартный нефтяной ареометр
2) Весы Вестфаля-Мора
1 - коромысло, 2 - неподвижный штатив, 3 - регулировочный винт, 4-6 - неподвижное острие, 5-7 - левое и правое плечо, 9 - поплавок, 10-Н4- разновесы-рейтеры
Плотность газа можно определить из соотношения молекулярной массы, выраженной в килограмм-молекулах (кмоль), к общему объему одной килограмм-молекулы, который согласно закону Авогадро составляет 22,412 м3:
22,412
19
Из закона Авогадро также следует, что плотности газов относятся между собой, как их молекулярные массы.
Относительная плотность рг/ш - отношение плотностей газа рг к плотности стандартного вещества (например воздуха рв =1,293кг/м3) при определенных физических условиях
р °™ Рг Рг
Значения р и рот некоторых простых углеводородов приведены в табл. 1.4. Важность данной характеристики особенно подчеркивается в условиях эксплуатации различного оборудования. Так, например, при утечках в помещениях газы с рОт < 1 распространяются прежде всего в верхней зоне помещения, а газы с рот > 1 (например сжиженные) попадают в каналы, подвалы и т.п. Плотность смеси газов также подчиняется закону аддитивности.
Таблица 1.4
Плотность чистых углеводородов
Углево-дород Плотность при температуре, °C
-10 -5 0 5 10 15 20 30 40 50
сн4 329,1 317,3 303,3 297,0 287,7 278,8 270,2 - - -
С2Н5 441,6 431,5 420,9 403,2 395,4 381,5 364,4 - - -
с,н8 545,4 539,0 532,6 526,0 519,2 512,3 505,1 485,5 468,9 451,3
П-С4Н10 611,9 505,5 501,0 595,3 589,9 584,3 578,6 557,3 565,2 542,6
1-С4Н10 592,6 585,8 581,0 575,1 539,1 553 1 553,9 544,8 591,8 518,2
п-СЯ,, 554,8 630,0 645,2 670,3 635,4 530,5 625,7 615,3 506,2 595,4
С,Нп 650,9 647,9 642,1 633,8 630,8 625,5 620,4 615,0 512,4 609,4
С6Н14 585,0 580,5 676,1 671,7 657,2 662,7 658,1 650,0 640,9 631,5
с7н1(, 706,9 702,7 698,5 694,4 690,2 686,0 681,7 675,8 673,1 670,2
C9HIS 724,0 720,1 716,1 712,2 708,2 704,2 700,2 696,2 690,8 687,1
С9Н20 741,2 737,5 735,8 730,1 723,3 722,6 718,9 714,0 710,1 705,2
С10Н22 719,3 745,6 742,0 738,4 734,7 731,1 727,4 723,2 718,8 715,9
Плотность большинства нефтей (в том числе северных месторождений Тюменской области (СМТО), (см. табл. 1.5 и 1.6), исследованных в ТюмГНГУ, находится в пределах 825-?900 кг/м3.
Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаимодействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнозируемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необходимо учитывать наличие в нефтяном
20
загрязнении фракций с температурой вспышки паров менее 60°С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.
Таблица 1.5 Физико-химические свойства нефтей
Месторождение нефти Плотность при 20 °C, кг/м3 Кинематическая вязкость, сСт, при Температура, °C
/=20°С г=50°С застывания кипения
Ромашкинское 862 14,22 5,9 - +65
Туймазинское 852 7,072 3,24 -59 -
Мухановское 840 7,65 3,46 -8 -
Узеньское 860 при /=40° 24,0 11,18 +31 +77
Трехозерное 848 9,75 2,98 - +85,5
Тетерево- Мартымьинское 825 4,12 2,17 - +61
Правдинское 854 10,76 4,75 - +72
Салымское 826 4,54 2,17 ниже -16 +50
Южно-Балыкское 868 16,58 8,53 - +81
Мамонтовское 878 21,51 8,15 - +90
Усть-Балыкское 874 17,48 8,37 - +71,7
Лянторское 887 16,14 7,11 - +80
Зап -Сургутское 885 41,60 12,11 - +84
Холмогоровское 860 7,83 3,53 - +64
Покачаевское 865 5,52 3,88 -9 +79
Мегионское 850 7,82 3,56 - +77
Советское 852 6,13 3,41 - +62
Самотлорское 851 4,94 2,49 - +59
Варьеганское 832 4,37 1,78 -1 +32
Первомайское 844 4,30 2,14 ниже -16 +57
При попадании механических примесей, испарении, растворении в воде, окислении, эмульгировании, солнечной радиации изменяются масса и свойства нефти. Плотность нефти - важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, приближающейся к 900 кг/м3, возникает угроза ее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности воды вследствие понижения ее температуры с 4 до 0°С. Однако, нефть может всплыть на поверхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температуры и соответствующем изменении плотности. Плотность газонасыщенных нефтей определяют по эмпирическим формулам,
21
предложенным специалистами Гипровостокнефти, В.М. Далецким и Л.Л. Кабищером, А.А. Коршаком и П.И. Тугуновым, В.И. Шиловым и др., в основу положены коэффициенты, учитывающие газонасыщение. Для расчета относительной плотности испаряющейся нефти рядом авторов предлагается формулы, предполагающие линейное изменение плотности (<т < 5% масс.).
Относительная плотност
1 —2 —3 —•—4 - - - 5
Рис. 1.3. Зависимость относительной плотности нефти от величины потерь, ст %
Проведенные в ТюмГНГУ экспериментальные исследования испаряющихся нефтей, показывают, что при одном и том же уровне потерь плотность нефти будет зависеть от скорости испарения и от доли потерь легкой фракции. Скорость испарения нефти определяется также (как установлено выше) температурой tH, скоростью ветра продолжительностью испарения т и высотой взлива hBj.
Многочисленные экспериментальные данные (более 400) по изменению плотности нефтей были обработаны также методом наименьших квадратов, и в результате была получена аналогичная эмпирическая зависимость
-£- = 1 + 0,057 f —1 . (1.7)
Рн
22
где р, рн - плотность нефти при величине потерь а и исходной нефти.
Следует отметить высокое значение коэффициента множественной корреляции R = 0,97 для полученных зависимостей. Поэтому они могут быть использованы для определения плотности нефтей после потери при испарения доли нефти 0,29 < ст < 0,56.
Жидкие углеводороды отличаются по физико-химическим свойствам и, естественно, что методы их определения также различны. При проведении исследований (ВНИИгаз, СибНИИНП, ТюмНИИГИПРОгаз, ВНИИНП, БашНИИНП и др.) обычно используют стандартизированные установки, приборы и методики, применяемые в производстве.
Очевидно, что в зависимости от состава изменяются и свойства конденсата. На рис. 1.4 показана зависимость плотности от температуры различных конденсатов Уренгойского месторождения.
Зависимость плотности ДК от температуры линейна и с достаточной точностью описывается формулой ТюмГНГУ:
Pi ~ Рзо + 0,6 (20 ~~ t )> (18)
где pt и р20 - плотность при t = 20°С, кг/м3,
а для стабильного конденсата (СК) можно рекомендовать формулу:
pt =р20 + 0,56(20 -t) (1.9)
Состав жидкой смеси (конденсата) характеризуется массовыми или молярными концентрациями входящих в нее индивидуальных углеводородов
При известном составе конденсата (если задана массовая концентрация компонентов) средняя его плотность определена по формуле
100
Рс«=------—. (1.10)
р,
если известна объемная концентрация х, компонентов, %, то по формуле
100ц р, где р - молекулярная масса конденсата; ц„ р, - молекулярные массы и плотности индивидуальных компонентов.
Однако формулами (1.104-1.11) можно воспользоваться при наличии информации о концентрациях всех входящих в смесь углеводородов.
(1-11)
23
760
Рис. 1.4. Зависимость плотности конденсатов от температуры.
На практике же, как правило, состав определяется полностью до бутана (С4Н10) или, в лучшем случае, до гексана (С6Н!4) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток (или псевдокомпонент) Cs+в (или Суд). Решение проблемы осложняется еще и тем обстоятельством, что, как показывает анализ данных, не только различаются по составу разные конденсаты, но с течением времени меняется состав одного и того же конденсата.
С целью уточнения коэффициентов теоретической модели (1.10) был проведен пассивный эксперимент с ДК. Выборка содержала 362 точки. Зависимость искалась в виде следующего уравнения регрессии:
где G, = х,-ц\.
100
п G ’
b0 + lb±
1=7 Р,
(1-12)
24
760
Рис. 1.4. Зависимость плотности конденсатов от температуры
С целью уточнения коэффициентов теоретической модели (1.10) был проведен пассивный эксперимент с ДК. Выборка содержала 362 точки. Зависимость искалась в виде следующего уравнения регрессии:
100
п G ' Ьо+ЪЬ^
,=/ Р,
(1-12)
где G,=x, ц
С учетом найденных коэффициентов искомую зависимость можно представить в следующем виде:
G/ G; G? G4 G5 Gt'
0,14 + /,645- ' + 0,192— + //,53--- + 0,173— - 0,123— + 0,005— Pl Р2 РЗ Р4 Р5 Р6
В качестве примера на рис. 1.5 приведены графические корреляционные зависимости плотности конденсатов различных месторождений от температуры кипения.
25
С учетом найденных коэффициентов искомую зависимость можно представить в следующем виде:
__________________________100_________________________
Р G] ^2 G? Ga G5 Gf> ,< .
0,14 + 1,645— + 0,192 — + 0,53 —+ 0,173 —-0,123 —+ 0,005 — (1-13)
Pl P2 P3 P4 P5 P6
В качестве примера на рис. 1.5 приведены графические корреляционные зависимости плотности конденсатов различных месторождений от температуры кипения.
Рис. 1.5. Зависимость плотности конденсатов от средней температуры кипения
Следует отметить, что аналитическое выражение данной
зависимости имеет следующий вид:
р - а + ?сгк +
(1-14)
где tHK, 1срк> 1кк - температуры начала, середины и конца кипения соответственно, °C; а, b - эмпирические коэффициенты, позволяют рассчитывать плотности различных фракций конденсата.
26
Причем отмечено, что чем уже фракция по температуре кипения, тем меньше ошибка расчета, хотя и максимальная погрешность, как правило, не превышает 5%.
Из представленной табл. 1.7 видно, что легкие фракции с одинаковыми интервалами кипения имеют примерно одинаковую молекулярную массу. С увеличением температуры кипения фракций увеличивается и разница в молекулярных массах.
На практике в отношении нефти и ее фракций часто пользуются термином молекулярная масса, опуская слово «средняя», причем у нефтяных фракций она увеличивается по мере возрастания температуры кипения.
Таблица 1.7 Молекулярная масса нефтяных фракций
Показатель Температура начала кипения, tHK
50-100 101-150 151-200 201-250 251-300 301-350 351-400
Молекулярная масса, /л 90 НО 130 155 187 220 260
Если известна средняя температура кипения нефтяных фракций, то молекулярную массу можно вычислить по уравнению Б П Войнова:
// — 60 + 0,3/& + 0,00112 к,
где tK - средняя температура кипения фракции, рассчитанная как среднеарифметическая от температур, при которых перегоняются одинаковые объемы продукта.
Следует заметить, что существует ряд уравнений, уточняющих значение молекулярных масс нефтей конкретных месторождений, например для нефтей Поволжья, Урала, Западной Сибири - уравнение Жмыхова НП, Хоца М С.:
100_ 2,04-1 (Г3 (1.15)
В Pio
где р2о - плотность нефти при 20°С кг/м3.
Для арланских высокосернистых нефтей и ее фракций Креймер Л М предлагает зависимость следующего вида:
р = (160 +5К) - 0,075/ + 0,000156 К Z2,
где К - коэффициент, зависящий от температуры и плотности.
Теоретически молекулярная масса смеси аддитивно складывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необходимо знать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в данную смесь. Кроме того, как в стабильном,
27
так и в деэтанизированном конденсате практически всегда находятся углеводородные газы, которые «смазывают» законы, полученные для чистых веществ, существенно изменяя такие параметры, как давление насыщенных паров, вязкость и температуру начала кипения. Вероятно, этим можно объяснить разброс экспериментальных значений и рассчитанных по формулам.
В ТюмГНГУ в результате анализа на ЭВМ, данных пассивных и активных экспериментов (всего около 500) получены математические модели, позволяющие по известной плотности смеси определить молекулярную массу газового конденсата.
Для ДК (р< 780 кг/м3) математическая модель имеет вид
рдк =0,2432рм-65, (1.16)
для СК (р > 740+800 кг/м3)
рск = 0,786 р20 - 474 ,63 (1.17)
Отклонения экспериментальных данных от расчетных по формулам (1,164-1.17) можно проследить по графикам рис. 1.6.
В связи с тем, что состав конденсата определяется не полностью, а чаще всего до гексана, оценить влияние псевдокомпонента на молекулярную массу смеси можно используя математическую модель следующего вида:
д =0,0164| £g,m, |+0,0123(G6/z6). (1.18)
11-1 /
где д, - молекулярные массы индивидуальных углеводородов; G, - процентное содержание индивидуальных углеводородов в смеси.
Рис. 1.6. Зависимость молекулярной массы конденсата от плотности • - для деэтанизированного (ДК), - для стабильного(СК) конденсата
28
По данным статистического анализа модель удовлетворительно описывает эксперимент с коэффициентом множественной корреляции R = 0,98 и может быть использована в инженерных расчетах.
На простом примере покажем простоту механизма использования рассмотренного показателя Д. Допустим, при аварийновосстановительных работах была допущена утечка нефтепродукта массой ту> собранной оказалась часть тс- Молекулярная масса паров углеводородов, испарившихся с поверхности - р п- Согласно этим исходным данным представляется возможным определить объем паров Vn, испарившихся с поверхности жидкого углеводорода (при нормальных условиях), используя например, закон Авогадро:
Рп Рп Рп
где рп - молекулярная масса паров углеводорода; рп - плотность паров при рат и 273°С; ти - масса испарившейся части.
1.1. ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Анализируя материал предыдущего раздела можно сформулировать другое определение давления насыщенных паров - это давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и соотношении объемов фаз. Такая характеристика позволяет судить о склонности нефтей и нефтепродуктов к образованию паровых пробок, например в трубопроводе, потерях при испарении и хранении в резервуарах и т.д., и является основным показателем испаряемости и стабильности товарных нефтепродуктов.
Таблица 1.8
Давление насыщенных паров алканов (ряде)
"С Давление, МПа
СгН, c,hs I-C4H16 С4Н10 с5н10 сбн14 с7н16 CaHls
-10 1,786 0,332 0,105 0,087 - - - - -
-5 2,040 0,392 0,125 0,082 0,041 - - - -
0 2,308 0,448 0,150 0,100 0,033 0,023 0,003 - -
5 2,502 0,332 0,179 0,121 0,051 0,029 - - -
10 2,922 0,617 0,211 0,143 0,075 0,036 0,010 0,003 0,001
15 3,253 0,711 0,247 0,171 0,062 0,046 0,012 0,004 -
20 3,672 0,817 0,289 0,197 0,105 0,055 0,016 0,005 0,002
25 4,051 0,934 0,334 0,238 0,089 0,066 0,020 0,005 -
30 4,504 1,050 0,386 0,274 0,145 0,079 0,024 0,008 0,003
4,795 1,204 0,443 0,318 0,125 0,084 - 0,010 -
_40 ^КИП 1,353 0,508 0,365 - 0,112 0,037 0,012 0,004
[~45~ - 1,527 0,579 0,420 0,171 0,131 0,040 0,015 -
29
Давление насыщенных паров ps химически однородных жидкостей и азеотропных (не изменяющих свой состав в процессе испарения) веществ изучено достаточно хорошо Установлено, что ps зависит от температуры и
может быть определено с помощью простой формулы
где pST - давление насыщенных паров при температуре Т, pST„ -давление насыщенных паров при известной температуре Г„, к -эмпирический коэффициент
Давление ps паров индивидуальных углеводородов и нефтяных фракций можно определить, пользуясь различными графиками или например табл 1 8
Для смеси жидких углеводородов согласно закону Рауля давление насыщенных паров зависит от давления насыщенных паров отдельных
Pi = xiPSi (1 20)
компонентов и от мольных концентраций Парциальное давление р, любого компонента в жидкой смеси равно произведению давления насыщенного пара psi чистого компонента на его мольную концентрацию х, в чистом виде, т е упругость паров жидкости равна сумме давлений компонентов этой смеси, которую они бы имели, если бы каждый занимал при данной температуре весь объем смеси, т е сумме парциальных давлений, или согласно закону Дальтона (1802 г ) парциальное давление р, компонента, входящего в состав паровой фазы, равно произведению мольной концентрации компонента в паровой фазе на общее давление, т е
Ps=^P, =^У,Рз = (121)
1=1 1-1 I 1
P,=Psy, (122)
Таким образом, из уравнений (1 21-1 22) имеем
xps,=Psy, (123)
Уравнение (1 23) известно под названием объединенного закона Дальтона - Рауля, согласно которому можно сделать важный вывод - в состоянии равновесия парциальное давление любого компонента смеси в паровой фазе равно парциальному давлению того же компонента в жидкости
Из приведенного уравнения следует, что
Ps/Ps = у/х, = k, = const
или
Ps, = kp,Ps U у, = кр1х,
(1.24)
30
Коэффициент kf„ который называют константой равновесия, у отдельных компонентов зависит от температуры и давления и определяется, как правило, из специально составленных графиков Приведенные уравнения позволяют, например, найти состав газовой фазы по известному составу жидкостей и наоборот
Константы равновесия (в зарубежной литературе больше известны как константы фазового распределения) дают возможность прогнозировать материальный баланс многокомпонентных двухфазных систем (концентрации компонентов в разных фазах) при условии, если заданы давление и температура и известна также молярная концентрация /-го компонента в однофазном состоянии х,°
Для любого компонента число молей в двух фазах определяется как сумма Nt! и N* т е N,0 = N, + N,‘“ Отсюда молярная концентрация
х" у,г + х,ж
где г и ж - числа, показывающие соответственно, какая доля общего количества молей находится в газообразном и жидком состоянии (г + ж= 1)
На практике при расчете ж используют метод последовательного приближения, легко реализуемого с помощью персонального компьютера
Л М
к, +(\-кг)ж’ X kt+(\-kp) ж
При этом полагают, что S х, = 1
Учитывая, что у/х, = 1, можно получить следующее выражение для концентрации i го компонента в жидкой и газообразной фазах
а) для жидкой фазы
к -1
X, = ------ Х’= --!,
кр1-кр,
б) для газообразной фазы
.. _кр1(к^-1) _кр^~кр1)
к^-к,, кр,-кр1
В двухкомпонентной системе равновесные составы могут быть определены значительно проще
Приоритет в исследовании констант фазового равновесия углеводородов принадлежит американскому нефтяному институту APJ, Диаграммы которого широко используются в нефтепереработке Известна также методика NGPSA, позволяющая определить значение кр при температурах, достигающих 430°С Опубликованные в печати варианты этих методик весьма сложны и неудобны для практического
31
использования, а варианты компьютеризации схем являются собственностью разработчиков: Тодда, Лесли, Доулинга, Сталла, Соавва, Шервуда и др. Можно отметить публикации отечественных авторов: А.И. Гриценко, Г.Р. Гуревича, В.П. Мамуны, Т.Д. Островского, Г.М. Ярышева, и др. В Сибирском научно-исследовательском институте (СибНИИНП) Шиловым В.И. впервые экспериментально подтвержден метод определения кр в зависимости от молекулярной массы различных нефтей Западной Сибири применительно к условиям нефтепромыслов с высокими значениями абсолютного давления со средней погрешностью 13,8%. Максимальное отклонение 44% установлено для нормального октана.
Даже при низких давлениях и температурах константы равновесия мало зависят от состава смеси, а постоянными их можно считать при фиксированных давлениях и температуре и лишь для идеальных растворов. В настоящее время в России накоплен достаточно большой экспериментальный материал, однако значение константы к1р можно использовать в расчетах парожидкостного равновесия только для систем, адекватных лабораторным. Последнее условие в значительной степени снижает достоинства такой информации в условиях постоянного изменения составов фаз, имеющих место, например при испарении нефтей с открытой поверхности. Расчетные методы основаны на использовании уравнений реальных газов и могут быть весьма полезными.
При статистической обработке большого объема информации в ТюмГНГУ были разработаны методики расчета коэффициента кр при низких давлениях (0,l-s-0,2 МПа) и температурах от 273 до 330 К. Для алканов получена зависимость
1g кр = 6,8 - 2,7пц + (2000 + 540пн)Т‘-р/рат, (1.25)
для алкенов и аренов рекомендуется следующая формула
lgkp= 6,8-2,7пн + 1990[1 + 0,302пн-9,95(пн-пцф)пнф1 ]Т1 -р/рат (1.26)
где пн - число атомов водорода у алканов; пНФ - число атомов водорода у нафтенов (цикланов) или у аренов; р и рат - абсолютное и атмосферное давление, соответственно.
В предложенных уравнениях (1.25, 1.26) впервые использован количественный состав водорода, определяющий, по мнению авторов, летучесть нефтяной фракции или конденсата. Это предположение в значительной степени упрощает соответствующие расчеты по сравнению с зарубежными аналогами.
32
Закономерность изменения коэффициентов фазового распределения компонентов кр, от температуры системы t, заданная с помощью экспериментальных данных, оказалась близкой к экспоненциальной
, . 0,037 с, t
kpl = Аг е (1-27)
Для нахождения коэффициентов А, и С, разработаны программы на ПЭВМ, реализующая вышеописанный метод нелинейной регрессии. Использование разработанного алгоритма оказалось весьма удобным и эффективным при обработке автором настоящей работы результатов последующих аналогичных экспериментальных исследований, описанных в следующих главах. В качестве примера в табл 1.9 приведены значения коэффициентов полученной зависимости (1.27) для чистых компонентов смеси.
Таблица 1.9 Значения коэффициентов для чистых углеводородов
Коэффи циенты Компонент смеси
СН4 с2н6 с,нв iC4HI(l С4Н10 IC5Hl2 С,Н,2 С6Н14
А, 127,14 17,31 4,55 1,57 1,08 0,32 0,24 0,055
С, 0,324 0,529 0,622 0,757 0,811 0,973 1,027 1,270
Закономерность изменения коэффициентов фазового распределения кр1 узких фракций от температуры системы t, также близка к экспоненте и удовлетворительно аппроксимируется следующей функцией:
0,037 (С t-t )
кр1=е * , (1.28)
где tK - средняя температура кипения фракции, °C
Регрессионные модели (1.27), (1.28) адекватны по критерию Фишера и характеризуются малой погрешностью расчета (не более 5-15%) с коэффициентом множественной корреляции R = 0,97. В качестве примера для ряда углеводородов на рис. 1.7 показано графически отклонение расчетных значений коэффициента фазового распределения kpt от экспериментальных.
С повышением температуры и общего давления давление насыщенных паров отдельных компонентов смеси существенно увеличивается, дополнительно характеризуя отклонение от идеального газа. Таким образом, в уравнения, характеризующие состояние и соотношения паровоздушной среды, Л.Г. Льюисом (1901 г.) была введена величина фугитивность /, значение которой приближается к давлению насыщенных паров при бесконечном уменьшении последней, т.е.
33
lim -^=1.
ps^>0 ps
d-29)
Рис. 1.7. Отклонение расчетных значений коэффициента фазового распределения кр1т экспериментальных значений
34
В ряде случаев целесообразно использовать соотношение фугитивности и давления насыщенных паров, называемое коэффициентом активности вещества Оф (в зарубежной литературе часто встречается под названием коэффициента летучести):
аф=— или lima® = 1 Ps Ps~*°
Коэффициент фугитивности показывает, во сколько раз фугитивность больше давления насыщенных паров и более точно выражает стремление вещества переходить из жидкой фазы в паровую. Для инженерных расчетов обычно используют зависимость а</> от приведенных рпе и Тпр-
При отсутствии равновесия отношение фугитивности жидкости к фугитивности пара можно определить по уравнению
1п Л_= Vx(P-Ps) fa КГ
где /ж - фугитивность компонента в чистом виде при давлении р и температуре T;fn - фугитивность компонента при давлении насыщенного пара; р - давление смеси; р$ - давление насыщенных паров компонента; Уж - мольный объем чистой жидкости.
К понятию фугитивности легко прийти путем анализа уравнений состояния идеального газа при постоянной температуре:
Vdp = RTd(ln р) = RTd(lnf).
Когда величина объема известна как функция давления или определена непосредственным измерением или расчетным путем по уравнениям состояния, изменение фугитивности можно установить путем интегрирования:
f ] Р2
In d-l= — ivdp.
f' RT ,,,
Т.к. аф = 1 при р = 0, то можно определить абсолютное значение коэффициента фугитивности:
, , f 1 г ,г/ RT. , г z -1 , ..
In аф =1п^- = —— (У--------------)dp = I------dp. (1.30)
Ps RT J, p J, p
Таким образом, очевидно, что интегрируемая функция представляет собой отклонения от поведения идеального газа и при р = 0 также стремится к нулю.
Фазовые превращения (переход из жидкого состояния в газообразное) в условиях транспорта и хранения таких
35
многокомпонентных веществ, как нефть и нефтепродукты, вследствие исключительной сложности их состава протекают значительно сложнее, чем химически однородных веществ. В процессе испарения постепенно испаряются более легкие фракции, в результате чего жидкая фаза утяжеляется. Таким образом, в течение процесса изменяются и парциальные давления индивидуальных углеводородов, общее давление насыщенного пара нефтепродуктов всегда выше на 10+30%, чем следовало бы ожидать из закона аддитивности. Напомним, что аддитивность -свойство ряда химических веществ, состоящее в том, что значение величины, соответствующее целому объекту, равно сумме значений величин, соответствующих его частям. Например, масса вещества равна сумме масс его компонентов.
Давление ps паров моторных топлив при нормальных условиях t = 0°С можно определить по известной формуле Г Ф Большакова.
= (1-31)
s 568 - tk
где tK - средняя температура кипения, °C.
В интервале температур от -30 до +100°С можно использовать формулу П.А. Рыбакова:
' Pst ' PiS' l(f6 ,430n\ ММ. рт. ст. (1-32)
или следующую зависимость:
lg ps = В - МТ, (1.33)
где ps - давление насыщенных паров, Па; А и В - коэффициенты. При определении давления насыщенных паров нефтей и нефтепродуктов на практике необходимо учитывать два случая:
• когда объем паровой фазы Vn по сравнению с объемом жидкой фазы Уж невелик, можно считать, что в состоянии насыщения состав жидкой фазы не меняется и что последняя находится в равновесии с насыщенным паром;
• когда УП значительно больше испарение наиболее летучих компонентов продукта приводит к изменению состава жидкости и в состоянии насыщения пар находится в равновесии с жидкостью, но уже измененного состава. Давление пара в этом случае будет отличаться от давления пара, определенного для небольшого объема Vn и будет тем больше, чем меньше соотношение Уц/Уж-
Давление ps при объеме паровой фазы, близком к нулю, принимает максимальное значение и определяется давлением паров наиболее легких углеводородов:
36
P. max = lim p. .
S V„-»0 *
Таким образом, при характеристике давления насыщенного пара нефтепродуктов или нефтей необходимо указывать кроме температуры и соотношение объемов Vn и V&, при котором проведены соответствующие измерения р$. При решении инженерных задач выбор соотношения Vn/Vx (при котором следует определять р$) должен исходить из конкретных производственных условий. Особенно это важно для таких случаев, когда ТдАж —> °° и пары далеки от насыщения, или когда Гд/Гж—> О и давление насыщенных паров имеет максимальное значение.
Зависимость давления насыщенных паров нефтяных топлив от соотношения фаз с достаточной точностью описывается формулой ИИ Тихонова
Известно аналогичное уравнение для определения р3 в резервуаре: Ps = l,29(t/38)069(Vx/V)0l9pS3S, (1.34)
где t - температура поверхности жидкости.
На практике давление насыщенных паров обычно определяется различными методами
• методом Рейда, заключающимся в регистрации по манометру избыточного давления насыщенных паров нефтепродуктов, помещенном в специальную «бомбу» и нагретым до 37,8°С (=38°С), причем соотношение жидкой и паровой фаз в бомбе Рейда составляет 1:4 (ГОСТ 1756-52);
• методом Валявского-Бударова, основанным на определении изменения объема паров смеси при нагреве нефтепродуктов до 37,8°С в стеклянном приборе, при этом соотношение жидкой и паровой фаз принято равным 1:1.
В настоящее время известно значительное количество работ: Ф.Ф. Абузовой, И.С. Бронштейна, Л.Р. Хакимьяновой, Д.М. Саттаровой, В.Ф. Новоселова, А.А. Коршака и других специалистов ВНИИ НИ, ГрозНИИ, БашНИИ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ВНИИгаз, УГНТУ, УфНИИ, ТПИ и др., в которых на достаточно высоком уровне изучены давления насыщенных паров различных нефтепродуктов и нефтей. Отмечается, например, несовершенство, длительность, трудоемкость, плохая сходимость результатов изменения ps по методу Рейда. Точность метода невысока, расхождения между параллельными определениями составляют около 4 кПа, на что влияет отбор и заправка бомбы, квалификация персонала, время года и т.д. Величины давления насыщенных паров, определенные по методу Рейда, обычно на 0,008ч-0,01 МПа ниже значений, полученных по методу Валявского-Бударова.
Следует отметить, что в процессе хранения нефтепродуктов величина соотношения жидкой и паровой фаз может меняться от бесконечности (при хранении в резервуаре с плавающими крышами или
37
Рис. 1 8. Стеклянная трубка для определения упругости насыщенных паров
Рис. 1.9. Две модификации американских приборов Рейда.
а - упругости насыщенных паров с бензиновой камерой, заполняемой при атмосферном давлении,
б - прибор для определения упругости насыщенных паров с бензиновой камерой, заполняемой при повышенном давлении
понтонами, когда практически отсутствует паровая фаза) до нуля при полной откачке нефтепродукта из резервуара. Так, для автомобильных бензинов при отношении объема жидкой фазы к паровой 10:1 (при заполнении резервуаров на 90%) давление насыщенных паров может быть в 2 раза больше, чем при заполнении резервуара на 10% (отношение фаз 1:10).
Усовершенствованный метод экспериментального определения давления насыщенных паров нефтей, летучих невязких нефтепродуктов и моторных топлив установлен ГОСТом 28781-90. Особенность этого метода состоит в предварительном диспергировании анализируемой пробы в аэрозольное состояние (с использованием аппарата механического диспергирования типа «Вихрь»),
Расчетное определение давления р$ (в МПа) насыщенного пара жидких углеводородных смесей по ГОСТ 28656-90 осуществляется при фиксированной температуре, исходя из известного компонентного состава и фугитивности компонентов смеси. Используется следующая приближенная формула:
где х, и f - содержание и фугитивность (-го компонента в жидкой среде, соответственно. N
Ps = YiX>f-’ (L35)
38
Поскольку фугитивности компонентов заметно зависят от общего давления в системе, то расчет по этой формуле проводят итерационно. В обсуждаемом стандарте приведены подробные таблицы фугитивности чистых компонентов сжиженного газа при разных температурах и давлениях.
Давление ps у различных нефтепродуктов по Рейду колеблется в
Рис. 1 10 Зависимость давления насыщенных паров от температуры соотношения фаз
(pEso,pEsio) для бензинов при Гп/Гж=0, 10 соответственно- кривые 1 и 5 (pHso, pHso i, pHsi о, pHsio о) для нефтей при УИ<*=0,0,1, - кривые 2,3,4 и 6 1,0, 10,0 соответственно
следующих пределах (в Па): автобензин - до 9,33- 104, авиабензин - до 4,8- 104, керосин - 0,4- 104—0,8- 104, дизельное топливо-0,08- 104н-0,13- 104.
В работах Ф.Ф. Абузовой, И.С. Бронштейна для бензинов уфимских нефтеперерабатывающих заводов установлен более широкий диапазон изменений pS38, от 86 кПа до 126 кПа. В некоторых опытах достигало примерно 149 кПа, а закипание нефтей в резервуарах и транспортных емкостях отмечалось при температурах ниже температуры начала кипения, определенной по ГОСТ 2177-66 и принятой за единицу стабильности. В трубопроводном транспорте стабильность нефтей ограничена условиями поставки, согласно которым ps38 не должно превышать 66650 Па. Тем не менее, в реальных условиях эксплуатации нефтепроводов с малым объемом газовой фазы следует ожидать более высоких значений давления равновесия, что очень важно при производстве аварийновосстановительных работ.
Исследования, проведенные под руководством профессора Н.Н. Константинова, а позднее сотрудниками кафедры теплотехники Уфимского нефтяного института под руководством Ф.Ф. Абузовой показывают, что давление насыщенных паров нефтей в большей степени
39
зависит от соотношения газовой и жидкой фаз. На рис. 1.10 по кривым равновесного состояния можно определить значение pS3s при температуре, например 20°С. Следует обратить внимание на то, что р$ при соотношении Уп/Уж = 0,1 превышало давление, лимитированное техническими условиями на нефть. Более того, при соотношении Уп/Уж, близком к нулю, давление насыщенных паров превышает нормируемое практически во всем диапазоне положительных температур. Данный факт еще раз объясняет наблюдающееся повышение давления в трубопроводе при производстве аварийно-восстановительных работ, обусловленных нарушением герметичности линейной части. Температура начала кипения бензинов также не всегда является определяющим фактором величины давления насыщения, что для нефтей и конденсатов может быть значимо.
Давление насыщенных паров ps характеризуется также величиной потерь о углеводородов, испарившихся из первоначального объема. Но потери от испарения нефтей, имеющих одинаковую исходную и конечную упругость паров, различны и зависят от углеводородного состава.
При уменьшении упругости паров с 1180 мм. рт. ст. до 450 мм. рт. ст. (при 38°С) потери нефти Кулешовского месторождения составляют 4, Ромашкинского - 2, Усть-Балыкского - всего 0,25%. Поэтому для определения давления насыщенных паров необходимо априори знать зависимость ps = f(o) для каждой нефти. В случае, когда экспериментальным путем найдена величина р$ при потере вещества а, давление насыщенных паров при той же температуре и при любом значении <г, можно рассчитать по формуле
Ps, = Ps е ~к<т . (1.36)
Здесь следует напомнить, что если смесь не является постоянно испаряющейся, то величина давления данных компонентов над смесью будет также изменяться. Зависимость ps от температуры для разных нефтей также неодинакова. Для точных расчетов необходимо еще знать зависимость р$ от температуры для каждого вещества.
Экспериментальные исследования УГНТУ показывают, что значение Ps при заданной температуре для различных сортов нефтепродуктов и даже для разных образцов одного нефтепродукта значительно различаются и не могут быть точно рассчитаны по стандартным физико-химическим показателям, хотя при расчете потерь от испарения в резервуарах при относительно небольших уровнях потерь <т = 1 ч-0,5% весовых параметр ps является одним из основных. В условиях испарения нефтей с открытой поверхности, когда объем паровой фазы бесконечно превосходит объем жидкой фазы, пары далеки от насыщения.
Целесообразно заметить, что стандартизованный метод определения давления насыщенных паров по ГОСТ 28656-90 в силу предельного
40
упрощения расчетной схемы также оказывается не очень точным. Поэтому в настоящее время лучше использовать более строгие расчетные методы, основанные на современных уравнениях состояния многокомпонентных смесей. Таким образом, исходя из сказанного выше, для определения потерь нефтей от испарения с открытой поверхности использование давления насыщенных паров в качестве исходной характеристики представляется не корректным
Для расчета давления насыщенных паров чистых углеводородов рекомендуется использовать известную формулу Антуана:
где At, Bi, Ci - коэффициенты в табл. 1.10
Давление насыщенных паров конденсатов с известным углеводородным составом можно определить по следующей зависимости:
ps = fcP£ х, • ЦИ-* <с +г >' (1.37)
1 = 1
где кр - эмпирический коэффициент; х, - концентрация углеводорода в конденсате.
Результаты исследований ps стабильных и деэтанизированных конденсатов по методу Рейда, представленные на рис. 110, указывают на значительный разброс данных, особенно для деэтанизированного конденсата, что легко объясняется различным составом в конденсатах легких углеводородов. При известной концентрации легких углеводородов в конденсатах экспериментальные значения ps удовлетворительно аппроксимируются следующей зависимостью:
Ps = ks'E Ps,x,> (1.38)
i-i
где psi, x, - парциальное давление и концентрация г-го компонента, ks~ коэффициент, характеризующий отклонение формулы (1.38) от закона аддитивности Для исследованных стабильных конденсатов ks = 1,3, для деэтанизированных к$ = 1,15.
Таблица 1.10
Значения коэффициентов Антуана
Углеводороды А Б С от Т ДоТ
СгН6 9,5784 1030,628 39,083 244 305
__ С,Н8 9,4337 1048,900 5,610 232 301
п-С4Н8 9,1181 1030,340 -22,190 272 348
— 1-С4Н8 9,3117 1120,165 -1,297 252 407
— П-С,Н,О 8,9995 1075,820 -39,791 244 393
— i-CsH,0 8,9345 1020,010 -40,053 244 737
- СбН1о 9,0026 1171,530 -48,784 214 423
41
В заключение следует отметить, что давление насыщенных паров не следует путать с давлением насыщения, которое соответствует моменту появления первых пузырьков газа из газонасыщенной нефти при понижении давления. Как правило, абсолютное значение давления насыщенных паров значительно меньше давления насыщения, которое, например, для пластовых нефтей обычно составляет 1,2-?9,0 МПа.
1.2. ВЯЗКОСТЬ
Одной из наиболее характерных особенностей жидкостей является способность изменять свою форму, под действием внешних сил. Это свойство жидкости объясняется скольжением ее молекул относительно друг друга. Одна и та же сила создает в разных жидкостях разные скорости перемещения слоев, отстоящих один от другого на одинаковые расстояния. Однако способность молекул к скольжению не бесконечно велика, поэтому Ньютон рассматривает вязкость как «недостаток скольжения». Обычно вязкостью или внутренним трением называют свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц, вызываемому действием приложенной к жидкости силы.
Явление внутреннего трения в жидкости с ее вязкостью было связано Ньютоном известной формулой
т = ±ц — (1.39)
dR
где г- напряжение внутреннего трения; dv/dR - градиент скорости по радиусу трубы или относительное изменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения, т.е. приращением скорости на единицу длины нормали; 7 - коэффициент (касательное усилие на единицу площади, приложенное к слоям жидкости, отстоящим друг от друга на расстоянии, равном единице длины, при единичной разности скоростей между ними).
Внутреннее трение, характеризуемое величиной ц, немецкий ученый М Якоб в 1928 году предложил называть динамической вязкостью. В технической литературе за ц утвердилось наименование абсолютной вязкости, т.к. эта величина выражается в абсолютных единицах. Однако в абсолютных единицах можно выражать также и единицы кинематической и удельной вязкости. Термин «динамическая вязкость» соответствует физическому смыслу ц, т.к. согласно учению о вязкости ц входит в уравнение, связывающее силу внутреннего трения с изменением скорости на единицу расстояния, перпендикулярного к плоскости движущейся жидкости.
Впервые же динамическая вязкость была выведена врачом Пуазейлем в 1842 г. при изучении процессов циркуляции крови в кровеносных сосудах.
42
Пуазейль применил для своих опытов очень узкие капилляры (диаметром 0 034-0,14 мм), т.е. он имел дело с потоком жидкости, движение которого было прямолинейно послойным (ламинарным). Вместе с тем исследователи, работавшие до Пуазейля, изучали закономерность истечения жидкости в более широких капиллярах, т.е. имели дело с возникающим турбулентным (вихревым) истечением жидкости. Проведя серию опытов с капиллярами, соединенными с шарообразным резервуаром, через которые под действием сжатого воздуха пропускался некоторый объем жидкости, определенный отметками, сделанными сверху и снизу резервуара, Пуазейль пришел к следующим выводам: 1) количество жидкости, вытекающее в единицу времени, пропорционально давлению при условии, что длина трубки превышает некоторый минимум, возрастающий с увеличением радиуса, 2) количество жидкости, вытекающее в единицу времени, обратно пропорционально длине трубки и прямо пропорционально четвертой степени радиуса. Формула Пуазейля в современной редакции выглядит следующим образом:
л Р Г2Т Г) = -------
3VL
где ц - коэффициент внутреннего трения (динамическая вязкость); Р - давление, при котором происходило истечение жидкости; т - время истечения жидкости в объеме V, L - длина капилляра; г - радиус капилляра.
Единицей динамической вязкости является сила, необходимая для поддержания разности скоростей, равной 1 м/с, между двумя параллельными слоями жидкости площадью 1 м2 находящимися друг от друга на расстоянии 1 м, т.е. единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является
Н с/л? или Па с.
Единица динамической вязкости, выраженная в физической системе измерения СГС, в честь Пуазейля называется Пуазом, т.е. за единицу динамической вязкости принимают сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев площадью 1 см2, отстоящих друг от друга на 1 см, под влиянием внешней силы в 1 дн при скорости перемещения в 1 см 1 с Динамическую вязкость при температуре t обозначают ц,.
Приближенное совпадение численного значения динамической вязкости воды при 20°С с 1 сантиПуазом (сП) дало повод Бингаму предложить построить систему единиц вязкости, в которой исходной единицей является динамическая вязкость воды при 20°С, принимаемая по Бингаму за 1 сП (точнее ц-,о воды равна 1,0087 сП). Таким образом, для большинства практических измерений с достаточной точностью можно считать, что ц2о воды соответствует 1 сП. Это представляет большое
43
удобство в практической вискозиметрии, для которой большое значение имеют жидкости с постоянными физико-химическими константами, имеющие точно известную вязкость при данной температуре. Из числа относительных обозначений наибольшим распространением пользуется так называемая удельная вязкость, показывающая, во сколько раз динамическая вязкость данной жидкости больше или меньше динамической вязкости воды при какой-то условно выбранной температуре. Таким образом, удельная вязкость представляет собой отвлеченное число.
Величина, обратная динамической вязкости, носит название текучести и обозначается знаком Т.
Жидкости, подчиняющиеся линейному закону течения Ньютона, называются ньютоновскими, представляют индивидуальные вещества либо молекулярно-дисперсные смеси или растворы, внутреннее трение (вязкость) которых при данных температуре и давлении является постоянным физическим свойством. Вязкость не зависит от условий определения и скорости перемещения частиц (течения), если не создается условий для турбулентного движения.
Однако для коллоидных растворов внутреннее трение значительно изменяется при различных условиях потока, в частности при изменении скорости течения. Аномальное внутреннее трение коллоидных систем принято называть структурной вязкостью. В этом случае частицами, которые перемещаются относительно друг друга в потоке, являются не молекулы, как в нормальных жидкостях, а коллоидные мицеллы, способные дробиться и деформироваться при увеличении скорости или изменении условий потока, в результате чего измеряемое внутреннее трение уменьшается (либо, наоборот, увеличивается). Большинство жидких нефтепродуктов не выявляет признаков структурной вязкости в широком температурном интервале. Хотя они и представляют собой относительно сложные, ассоциированные жидкости, они не обладают коллоидной структурой, признаки которой обнаруживаются для жидких нефтепродуктов лишь при низких температурах, приближающихся к температурам потери текучести.
В зависимости от температуры, при которой происходит перекачка, одна и та же жидкость может быть и ньютоновской в области высоких температур и неньютоновской в области низких температур. Неньютоновские жидкости могут быть разделены на пластичные, псевдопластичные и дилатантные.
В пластических жидкостях наряду с вязкостью проявляются так же пластические свойства, заключающиеся в наличии некоторого предельного напряжения сдвига То, после достижения, которого только и возникает «текучесть» среды. Поведение пластических жидкостей объясняется
44
наличием в них пространственной структуры, достаточно прочной, чтобы сопротивляться любому напряжению, не превосходящему т0. Если напряжение превышает т0, то структура полностью разрушается и жидкость выдает себя как обычная ньютоновская, при напряжении, равном
. то). Течение пластичных жидкостей подчиняется уравнению Шведова-Бингама
Это уравнение после почленного деления на dv/dR можно представить в виде
г] = р + г]0 (1-40)
где 7 - эффективная или кажущаяся вязкость; р - истинная вязкость; rj 0 — структурная составляющая эффективная вязкость.
Псевдопластичные жидкости не обнаруживают начального напряжения сдвига и для этих жидкостей справедлива зависимость вида
Т=к{—Y (1-41)
\dR J
где к и п - постоянные величины для данной жидкости.
Характерным для псевдопластичных жидкостей является то, что п всегда меньше единицы.
Дилатантные жидкости, сходны с псевдопластическими тем, что в них тоже нет начального напряжения сдвига. Течение этих жидкостей также подчиняется степенному закону (1.41), но показатель п превышает единицу.
У многих жидкостей зависимость между напряжением и градиентом скорости изменяется во времени и поэтому не может быть выражена простыми формулами
Жидкости, обладающие свойством изотермического самопроизвольного увеличения прочности структуры во времени и восстановления структуры после ее разрушения, называются парафинистыми нефтями. При технических расчетах, а также при контроле качества нефтей и нефтепродуктов широкое распространение получил коэффициент кинематической вязкости, который представляет собой отношение коэффициента динамической вязкости г] к плотности жидкости при той же температуре
»=!
Р
45
В физической системе единиц широкое применение имеет единица кинематической вязкости в слГ/'с (Стокс - Ст.) и мм2/с (сантиСтокс -сСт). Таким образом, 1 Ст представляет собой вязкость жидкости, плотность которой равна 1г/1.и.7 и сила сопротивления которой взаимному перемещению двух слоев жидкости площадью 1 см2, находящихся на расстоянии 1 см один от другого и перемещающихся один относительно другого со скоростью 1 см/с, равна 1 ди
Вязкость нефтей и нефтепродуктов зависит от температуры, увеличиваясь с ее понижением. Наибольшее применение для практических расчетов подучила формула Рейнольдса-Филонова
Т]-Т2 V,
(1-42)
(1-43)
где и - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; v*, V -кинематическая вязкость при известной температуре Тж и при температуре Т; е - основание натурального логарифма.
Для нахождения коэффициента крутизны вискограммы для данного продукта достаточно знать значения вязкостей при двух температурах Tt и Т2..
Динамическая и кинематическая вязкости - это вполне определенные физические характеристики, которые, как и все другие величины, выражены в абсолютных единицах и могут быть подставлены в те или другие расчетные формулы. В случаях, когда вязкость применяется не как расчетная величина, а как практическая характеристика нефтепродукта, ее принято выражать не в абсолютных, а в относительных, или условных, единицах.
Подобный способ выражения вязкости является результатом неправильного представления о том, что определение динамической и кинематической вязкостей отличается сложностью, и применения на практике упрощенных технических приборов, дающих показания в условных единицах вязкости. Неудобство всех условных, или относительных, единиц вязкости заключается в том, что вязкость, выраженная в этих единицах, не представляет собой физической характеристики нефтепродукта, т.к. она зависит от способа определения, конструкции прибора и других условий. Из числа относительных обозначений наибольшим распространением пользуется так называемая удельная вязкость.
В различных странах в зависимости от выбора стандартных аппаратов для определения условной вязкости приняты различные условные единицы вязкости. Для пересчета в абсолютные единицы существуют эмпирические формулы, однако все эти формулы носят лишь
46
приближенный характер, а некоторые из них просто неточны. Поэтому, если необходимо определить вязкость нефтепродукта в абсолютных единицах, следует определять ее непосредственно и только в крайних случаях прибегать к пересчету. Условную вязкость выражают условными единицами: градусами или секундами. Эти единицы обычно представляют собой либо отношение времени истечения определенного объема исследуемого продукта при данной температуре ко времени истечения такого же объема стандартной жидкости при определенно установленной температуре, либо просто время истечения определенного объема испытуемой жидкости.
Как сказано выше, вязкость характеризует свойство данной жидкости оказывать сопротивление при перемещении одной части жидкости относительно другой. Такое сопротивление наблюдается как при движении жидкости относительно какого-либо тела, так и при движении какого-либо тела в жидкости. Оба эти случая дают принципиальную возможность измерения вязкости различными способами. Наиболее удобным способом измерения вязкости при движении жидкости относительно твердого тела является наблюдение над истечением исследуемых жидкостей из капиллярных трубок. Для расчета пользуются формулой Пуазейля. Для расчета значений вязкости при движении каких-либо тел в жидкости может быть применен ряд формул, в которых учитываются характер движения и форма движущегося тела. Из этих формул наибольшее значение имеет приводимая ниже формула Стокса для расчета вязкости по скорости падения твердого шарика в жидкости. Способы измерения вязкости, основанные на истечении жидкости из капиллярных трубок, широко распространены. Напротив, способы, построенные на принципе движения твердого тела определенной формы в вязкой жидкости, применяются сравнительно редко вследствие того, что даже для тел простейшей формы соответствующие уравнения движения получаются очень сложными. Эти способы находят себе применение преимущественно в тех случаях, когда способы, основанные на втором принципе, т.е. на истечении жидкости из капилляров, практически неприменимы вследствие экспериментальных трудностей.
Вязкость - важный физико-химический параметр, используемый при проектировании и эксплуатации систем транспорта, схем переработки нефти, в химмотологии и т.д. Проведенные к настоящему времени многочисленные экспериментальные и теоретические исследования Р.А. Алиева, Г.В. Виноградова, В.С. Диденко, И.А. Парного, А.И. Леонова, А.Я. Малкина, А.Х. Мирзаджанзаде, С.М. Махкамова, Р.М. Саттарова, Н.В. Михайлова, Ю.А. Сковородникова, Ю.В. Скрипникова, В.Ф. Новоселова, П.И. Тугунова, В.В. Новоселова, В.П. Юфина, О.Г. Дзебы, Б.П. Туманяна, С.Н. Челинцева, В.Е. Губина, В.В. Губина, А.К. Галлямова, А.Ф. Юфина, А.М. Шаммазова и др. позволяют утверждать, что проявление нефтями при определенных условиях деформирования вязкостных и упругих
47
свойств связано с тем, что скорости деформации, а также напряжения в них зависят от динамики воздействия на систему.
Изменения во времени данных характеристик, называемые релаксацией, указывают на то, что исследуемая система обладает реологически нестационарными свойствами. Релаксации напряжений, деформаций в аномальных нефтях могут быть сложными, и математическое описание их практически невозможно.
Здесь наиболее приемлемы идентификационные методы, когда характер процесса устанавливается, исходя из выходных данных функционирования объекта, т.е. параметры определяются непосредственно по результатам опытов. Опыт проектирования и эксплуатации трубопроводов с релаксирующими аномальными нефтями в пусковые периоды, а также при переходных режимах показывает, что широко распространенный метод расчета пусковых давлений на основе данных по величине статического напряжения сдвига, определенных из экспериментов на ротационных вискозиметрах, не подтверждается на практике. Расчетные величины пусковых давлений в трубопроводе могут отличаться от реально наблюдаемых на 2+3 порядка. Величина статического напряжения сдвига, определяемая как напряжение при минимальной скорости сдвига на ротационном приборе условна, т.к. она ограничена техническими возможностями приборов. Например, на ротационном вискозиметре Реотест-2 jMtN = 0,5+1,2 с'1, а на Ротовиско (Германия) - 10'2+10'3 с1. К.В. Мукук установил, что в аномальных системах даже при очень низких скоростях деформаций происходит деформация и течение, поэтому начало движения в трубопроводе может не соответствовать максимальному напряжению сдвига.
Вязкость нефти изменяется в широких пределах и зависит от ее состава, количества растворенного газа, примесей в некоторой степени, от давления и температуры, увеличиваясь с ее понижением.
Пересчет вязкости с одной температуры на другую связан с некоторыми особенностями и на практике иногда сопровождается ошибками. В справочной литературе обычно приводятся сведения о вязкости нефтей при весьма ограниченных условиях и значениях температур. Чаще всего это температуры 20 и 50°С или 50 или 100°С. Нахождение коэффициента крутизны вискограммы позволяет определить вязкость только в интервале заданных температур. А вот интерполяция результатов вне заданных интервалов недопустима, особенно для высоковязких и парафинистых нефтей. С уменьшением температуры ошибка расчетов может составлять 200+300%, а в ряде случаев расчет может быть связан с абсурдным результатом, поскольку многие нефти теряют текучесть при достаточно высоких температурах 20+25°С.
Вязкость нефти и нефтепродуктов в значительной степени влияет на фильтрационную способность их через различные конструкции резервуаров. Светлые нефтепродукты (бензины, лигроины и керосины) и легкие фракции нефтей с малой вязкостью при нормальных
48
эксплуатационных условиях (температуре и давлении) обладают высокой степенью просачиваемости через большинство неметаллических строительных материалов. Светлые нефтепродукты просачиваются даже через сварные швы, не пропускающие воду и другие жидкости; на этом свойстве основано испытание сварных швов керосином. Темные нефтепродукты (котельное топливо, битумы и пр.), смазочные масла и тяжелые нефти, имея более высокую вязкость, обладают малой фильтрационной способностью; иногда высоковязкие нефтепродукты своими отложениями уничтожают пористость стенок резервуара, делая его непроницаемым. Часто ошибочно полагают, что только вязкость определяет фильтрационное свойство вещества Например, керосины
б
20 К) о 10 20 10 40 / С *<> 20 Ю О 10 20 40 SO 60 70 Т (
Рис. 1.11. Зависимости кинематической вязкости различных жидкостей от температуры:
а - легковоспламеняющихся нефтепродуктов, 1 - бензин, 2 - бензол, 3 - лигроин, 4 - тракторный керосин, 5 - осветительный керосин, б - нефти и нефтепродуктов, 1 и 3 - топливо авиационное, соответственно Т-1 и Т-5,2 - топливо дизельное ДЗ и авиационное ТС-1,4 и 5 - топливо для быстроходных дизелей соответственно ДА и ДЛ, 6 и 7- топливо дизельное для автотракторных дизелей соответственно ЗиЛ,#, 9,10 и 11 - нефти обессоленные, соответственно мухановская, туймазинская, ромашкинская, альметьевская и мангышлацкая, 12 и 13 - масла индустриальные соответственно ИС-12 и ИС-20,14,15 и 16 - топливо дизельное для мало- и среднеоборотных дизелей ДТ-1, ДТ-2 и ДТ-3; 17 и 18- мазут топочный 40 и 100,19,20 и 21 - масла турбинные соответственно 22 (Л), 20 и 46, 22 и 23 - масла авиационные МС-14 и МС-20
49
имеют большую вязкость, чем бензины, однако проницаемость керосина через поры металла больше, чем бензинов. Фильтрация зависит в значительной степени от поверхностного натяжения, электрических свойств жидкости, ее смачивающей способности и пр. Например, масло фильтруется через замшу, в то время как вода остается поверх ее. Следует отметить, что молекула воды больше молекулы масла; вязкость воды также меньше вязкости масла, тем не менее, проникновение его больше воды. Сегодня все еще приходится констатировать недостаточную изученность природы явлений фильтрации нефтей и нефтепродуктов вообще, и влияние на нее вязкости, в частности. От вязкости зависят мощность подогрева устройств, эксплуатационный режим нефтепродуктопроводов, степень извлечения примесей и воды и т.д.
Рис. 1.12. Номограмма для определения вязкости смеси
Известно, что основная трудность при ликвидации загрязнений -локализация места утечки. Эффективность способов локализации загрязнения зависит от степени изученности особенностей распространения нефтяного пятна на поверхности воды. Особенно сложно прогнозировать распространение нефти на поверхности льда и под ним. Скорость распространения нефтяного пятна по поверхности льда меняется в зависимости от состава, объема и температуры нефти, конфигурации льда, скорости ветра и течения воды, поглощения нефти поверхностным слоем льда. В работах Н.И. Забелы отмечается, что нефть, попавшая под лед, скапливается на его нижней поверхности.
Если нижняя поверхность торосистая, то нефть, проникая по капиллярам в лед, впитывается в него, занимая небольшой участок. Т.к. лед обладает свойством удерживать нефть, возможным способом локализации подледной утечки является прорубание во льду майны и закачка через нее под лед воздуха, который будет удерживать нефть в необходимом направлении.
Таким образом, изменение фракционного и компонентного состава нефтепродуктов приводит к изменению физико-химических
50
свойств и в ряде случаев может иметь определяющее значение, например, при растекании по водной поверхности, при образовании водонефтяных эмульсий-
Вязкость является важным показателем нефтяного загрязнения,
влияющего на характер и условия сбора. Под воздействием испарения, эмульгирования, температуры воды и воздуха вязкость меняется. Сырые нефти, имеющие вязкость (0.9-8,0) Па-с и попадающие в воду при авариях магистральных нефтепроводов, убирать нефтесборщиками трудно. А нефть с вязкостью 8 Па с на поверхности воды практически не растекается. 0на скапливается в заплесках, отлагается толстым слоем на береговой полосе. Нефть средней вязкости (0,06-5-8,00) Па-с, попав на берег, пропитывает грунт в соотношении 1:4. Ее можно удалять только землеройными машинами.
Радужные пленки на воде толщиной менее 1 мкм образуют масляные
фракции, обладающие высокой подвижностью из-за малого поверхностного натяжения на границе с водой, препятствующего растеканию только толстого слоя нефти. Скорость растекания светлых нефтепродуктов (бензин, керосин) ниже, чем темных (мазут, масло). Это объясняется тем, что поверхностное натяжение на границе с водой у
первых выше, чем у вторых.
Характер загрязнения береговой зоны водоемов зависит от ее геологического строения. Больше всего загрязняются низкие заросшие болотистые берега. Их очистка затруднена. Песчаные берега загрязняются в районе заплесков, нефть в глубину не проникает. Галечные берега, находящиеся в зоне быстрого течения, загрязняются слабо, однако из-за проникания нефти на глубину их очищать нелегко. Крутые берега загрязняются меньше. Здесь нефть отлагается в виде узкой полосы. Согласно данным В.Е. Сидельникова ориентировочно на 1 км береговой полосы отлагается 1-5-2 т маловязкой нефти, 5-5-8 т нефти средней вязкости и 20-30 т высоковязкой и застывшей нефти.
Вязкость нефтей и нефтепродуктов не является аддитивным свойством, поэтому ее нельзя вычислить как среднее арифметическое. Отсутствие хорошо разработанной теории жидкого состояния препятствует развитию теоретических методов расчета вязкости жидкости. Поэтому в инженерных расчетах большое распространение получили различные лабораторные и эмпирические методы вычисления вязкости чистых веществ и их смесей.
51
Таблица 1.11
Физико-химические характеристики конденсатов
Показатели Уренгойское м/р, Пробы из сырьевой емкости УПД-501 ДК
СКВ №70
Плотность, кг/л/ 750 780 750 740 749 698
Молекулярная масса 130 133 112 - 114 100
Фракционный состав НК 40 46 34 30 35 25
10% 96 82 69 65 68 50
20% 115 104 88 86 89 74
30% 128 122 102 101 108 89
60% 188 212 151 155 183 132
90% 324 353 283 296 230
95% 374 397 - - - -
кк,"с 374 397 337 330 320 280
Вязкость,мм2/с 20 °C, 1,310 1,68 0,945 0,902 - 0,731
10 °C, 1,985 2,376 1,052 1,058 - 0,860
от: 6,210 7,580 1,175 1,179 - 0,995
Содерж парафина, % масс 1,4 1,98 - - - -
Температура,°C застывания, -15 -11 -62 -66 -63 -64
плавления парафина, +4,5 +44 - - - -
помутнения, -2 -7,4 -5 -8
кристаллизации -14 -14 -18 -
Температура и вязкость нефтепродуктов в системах трубопроводного транспорта изменяется в широких пределах, существенно влияя на изменение перепадов давления на различных участках трубопроводов. Поэтому важно располагать данными об изменении вязкости продукта по пути его движения и правильно интерпретировать результаты измерений Решение вопросов эффективности трубопроводного транспорта нефтей требует установления достаточно точных аналитических взаимосвязей вязкости и плотности нефтей от количества растворенного газа и различного рода примесей. Известно много работ, в которых предложены эмпирические и полуэмпирические формулы, удовлетворительно описывающие искомые функции применительно к нескольким или одному месторождениям или для специфических условий.
Для конденсатов такие исследования проведены в СибНИИНП, ВНИИгазе, ТюмГНГУ и др., в результате которых отмечена зависимость вязкости жидких углеводородов при атмосферном давлении от молекулярной массы (см. табл. 1.11-6-1.12).
52
Таблица 1.12
Физико-химические свойства стабильных конденсатов
Показатель Конденсат
Средне-вилюй-ский Печеро-кожвин ский Васил-ков-ский Хараса-вей-ский Зуг-тыль-ский Уренгойский
Плотность, р 4 , *? И 0,751 0,744 0,751 0,778 0,745 0,755
"й^сть при 20°С, сС m 0,76 1,18 0,95 1,27 0,84 1,10
'фракционный состав, °C НК 44 40 62 75 50 30
10%, 79 77 80 108 71 69
20%, 92 91 101 124 82 86
30%, 100 108 111 134 93 97
70%, 135 218 171 201 154 171
90%, 181 328 238 273 255 225
кк. 253 355 291 312 306 316
остаток (потери) 1,5 4,5 2,5 2,2 3,0 5,0
Температура застывания, °C - -5 -60 -58 -52 -48
Содержание серы, % вес 0,045 0,036 0,04 0,006 0,02 0,05
Содерж парафина, % вес - 2,04 0,18 0,08 - следы
У г в состав 200°С фракции, % метановые, 43,73 72,19 63,39 31,67 66,73 55,41
нафтеновые, 38,49 20,63 31,43 67,77 22,67 34,17
ароматические 17,78 7,18 5,18 0,56 10,60 10,42
Для получения математической модели, которая бы позволила по известной температуре и известному молекулярному весу конденсата определить его вязкость, в ТюмГНГУ также была осуществлена серия экспериментов.
Расчеты на ЭВМ показали, что линейная полиномиальная модель не является адекватной и что эффекты взаимодействия молекулярной массы, плотности и температуры являются статистически значимыми.
На основе регрессионного анализа для планов второго порядка при доверительной вероятности Ра = 0,95 были вычислены коэффициенты уравнения
г] = 1,28 + 0,042 ju - 0,018Т -1,094 • 10 ~4 цТ + 4,01 • 10 "5 Т2. (1.44)
где Т - температура конденсата, °К; д - молекулярная масса.
Результаты расчетов, проведенных на ЭВМ, показали также, что меньшее значение дисперсии адекватности дают следующие формулы, которые могут быть рекомендованы для инженерных расчетов:
0 00333 у.
1g = 43 ,52 (1-45)
1g ту = 14 ,055 ц 0 322 Т “° 5266 . (1.46)
53
Таким образом, формулы (1.444-1.46), полученные в ТюмГНГу практически одинаково предсказывают результаты эксперимента и опубликованные данные и могут быть рекомендованы для инженерных расчетов. Отметим, что линия 1 (см. рис. 1.13) построена с помощью зависимости (1.44), полученной по результатам исследований в ТюмГНГУ, кривые 9, 10 - по экспериментальным данным ТюменНИИГИПРОгаз и ТюмГНГУ, а 2, 3 и 8 расчетные по формулам (1.45-5-1.46). Кривая 2 характеризует зависимость г) от Т пробы исходного ДК.
Исследованиям реологических свойств различных нефтей и нефтепродуктов, перекачиваемых в смеси с разбавителями, посвящены работы Л.С. Абрамзона, Р.А. Алиева, Э.М. Блейхера, В.Е. Губина, Р.Г. Исхакова, В.А. Куликова, Л.С. Маслова, К.В. Мукук, А.Н. Саханова,Ю.А. Сковородникова, А.А. Коршака, Ю.В. Скрипникова, В.Н. Степанюгина, П.И. Тугунова, В.А. Юфина, В.И. Цветкова и др. Авторами Л.С. Абрамзоном, Р.А. Алиевым, Ш.Н. Ахатовым, Э.М. Блейхером, Р.Г. Исхаковым, П.И. Тугуновым, А.Г. Касперовичем предложены рекомендации для определения эффективности исследования процесса разбавления вязких нефтей газом и конденсатом. Ими доказано, что добавки конденсата к нефтям существенно «улучшают» реологические свойства последних и позволяют осуществлять перекачку высоковязких и высокозастывающих нефтей при температуре окружающей среды. Реологические свойства нефтеконденсатных смесей достаточно хорошо описываются экспоненциальными моделями, что существенно упрощает математические выкладки при выполнении оптимизационных расчетов.
На практике (например, при разливах нефти на дневной поверхности, при продолжительном хранении в открытых емкостях) часто наблюдаются обратные явления, когда из нефти теряются наиболее легкие углеводороды и вязкость возрастает.
Из данных, представленных на рис. 1.14, видно, что изменение кинематической вязкости при увеличении потерь от испарения о значительно.
На графиках по оси ординат отложена относительная вязкость v, равная отношению текущей вязкости vtjO к вязкости го при t = 20°С и о = 0.
54
Динамическая вязкость, МПа-с
-Ю -6 -2 2 6 10 14 18
Температура, С
Рис. 1.13. Вязкость конденсатов и нефтеконденсатных смесей
1- ДК(2.25); 2-ДК + эксп.; 3 - ДК + 3% нефти; 4 - СК (проба 3);
5 - ДК + 5% нефти (6252); б - ДК + 10% нефти; 7 - СК + 5% нефти (6252);
® ~ СК + 10% нефти; 9 - СК + 75% нефти; 10 - нефть Уренгойского м/р (6252).
3, 4, 5, 6, 7, 8-расчетные по (1.44 4-1.46).
55
6
Величина потерь сяг истечения
Рис. 1.14. Зависимость относительной вязкости V от величины потерь о при испарении нефтей (t/r = 20°С):
♦ - быстринской, - сургутской, ▲ - трехозерной, • - шаимской
Однако следует отметить, что хотя характер изменения удля исследуемых нефтей одинаков, абсолютные значения v при для для исследуемых нефтей одинаков, абсолютные значения V при одинаковых потерях о различны. Так, например, при о = 7% вязкость шаимской нефти при t = 20°С увеличилась в 1,5 раза, а сургутской при тех же условиях - в 2,1 раза. Поэтому использование в расчетах кинематической вязкости при известной зависимости v=fia,t). В результате регрессионного анализа свыше 800 экспериментальных данных предложено следующее уравнение:
где а ~а'Ф отношение доли потерь ст к содержанию фракций в нефти Ф, выкипающих при 200°С.
Коэффициент множественной корреляции равняется 0,96 и значим по критерию Фишера с доверительной вероятностью Ра = 0,95. Таким образом, установленная зависимость (1.47) рекомендуется для расчета кинематической вязкости нефти при величине потерь от испарения до 30% массы и в интервале температур 10-?50°С.
1.3. ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Теплота испарения - количество тепла, расходуемое на превращение в пар 1 кг жидкости при температуре ее кипения (ее
56
называют еще скрытой теплотой, т.к. она расходуется не на повышение температуры продукта, а на его испарение).
Средние значения теплоты испарения (в кДж/кг):
бензина - 293-^314; керосина - 230-5-251; дизельных топлив -209-5-213; масел - 167-5-209.
Теплоту испарения нефтяных фракций можно определить по следующей формуле
227'
/ = 4 19---,кДж1кг, (1.48)
где Д - молекулярная масса; Тк- средняя температура кипения, К.
Теплота конденсации - количество тепла, выделяющееся при конденсации пара в жидкость при той же температуре и численно равное скрытой теплоте испарения.
Теплота сгорания (теплотворная способность) - количество тепла, выделяемое при полном сгорании топлива, кДж/кг (нефть - 42- 1()3 кДж/кг, мазут - 41-1Q3, уголь - 31-103, ацетилен - 49-103, спирт метиловый -22-103).
Теплота плавления (скрытая) - количество тепла, поглощаемое 1 кг твердого тела, когда оно при температуре плавления превращается в жидкость.
Температура застывания - температура, при которой продукт теряет текучесть. С увеличением содержания в нефтепродукте тяжелых углеводородов температура застывания уменьшается. Данная характеристика является важным показателем для масел.
Температура кристаллизации - температура, при которой начинается выпадение углеводородов (в основном парафина), сопровождающееся помутнением нефтепродукта и изменением его вязкостных характеристик.
Зная последние две характеристики можно правильнее выбрать способы хранения и транспортировки продуктов с низкой температурой застывания.
Температура вспышки - температура, при которой смесь паров нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней источника зажигания, но сам нефтепродукт не загорается. Данная характеристика является основной, по которой судят о степени огнеопасности продукта. В соответствии с международными рекомендациями к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) следует относить продукты с температурой вспышки tecn ниже 61°С, к горючим - с tecn > 61°С. К пожароопасным продуктам обычно относятся нефтепродукты с tecn <45°С. К ЛВЖ относятся автомобильные и авиационные бензины, спирты (?вси=ЗО-б-4О°С), керосины (Гесп=28-5-60°С), к горючим - дизельные топлива (fec«=60-5-80°C), масла (tecn=13(h-200°C) и более тяжелые фракции.
57
Температура воспламенения - температура при которой загораются не только пары, но и сам нефтепродукт. Следует заметить, что чем больше в продукте легких фракций, тем ниже температура вспышки и воспламенения /в, тем легче они воспламеняются. По абсолютными значениям температура воспламенения выше температуры вспышки.
Температура самовоспламенения tc„ - температура, при которой быстро нарастают химические реакции и нефтепродукт загорается, контактируя с воздухом, без поднесения пламени. Обычно tcg составляет 26СН350°С. На практике необходимо считаться с данной характеристикой и особенно в тех случаях, когда технологией предусматривается хранение или транспорт нефтепродуктов при высоких температурах (например, подогрев масла в цистернах). У эфиров ?се=200°С, у бензинов rcg>250°C, у дизельных топлив fce=3OCH-33O°C, у бензола ?св=660°С. Следует иметь ввиду, что с увеличением давления температура самовоспламенения уменьшается.
Температура кипения - температура, при которой происходит переход вещества из жидкого состояния в парообразное не только с поверхности вещества (как при испарении), а по всему объему.
Теплоемкость - количество тепла, которое необходимо затратить для нагрева 1 кг вещества на 1°. В зависимости от того к какому количеству продукта относится тепло, различают удельную (на единицу массы) и мольную (на 1 моль). Зная теплоемкость продукта можно определить необходимое количество тепла на нагревание его до требуемой температуры. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. В зависимости от условий, при которых происходит процесс, для газов и паров различают теплоемкость при постоянном давлении (Ср) и при постоянном объеме (Cv). Различают также истинную теплоемкость (при данной температуре). Средневзвешенную теплоемкость смеси Ссм определяют по закону аддитивности
(1-49) л
где А) - молярные концентрации отдельных составляющих смеси, %; С, - теплоемкость компонента.
С достаточной точностью теплоемкость нефтепродукта можно определить по формуле Крего
Ср= 4^(762+3,397), (1.50)
уРгчз
где р2„ - плотность нефтепродукта, кг/м3.
Для бензинов теплоемкость изменяется от 1,93 до 2,21 кДж/кг-К при изменении температуры с 0 до 50°С. Для реактивных топлив - от 1,91 до 2,15 кДж/кг-К.
58
Энтальпия (теплосодержание). Различают энтальпию для жидкостей углеводородов и для их паров. Под удельной энтальпией жидких нефтепродуктов при температуре t понимают то количество тепла g)JIC, которое необходимо затратить на нагревание 1кг жидкости от 0 до t. Энтальпия нефтепродуктов в паровой фазе слагается из количества тепла, расходуемое на нагрев жидкого нефтепродукта от 0 до температуры его кипения, его испарения (скрытая теплота испарения) и нагрев паров от температуры кипения до заданной температуры t.
В технологических процессах транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов имеют место три основных явления теплообмена: тепловое излучение, конвенция, теплопроводность.
Излучение (лучеиспускание, радиация) - теплообмен между телами, находящимися на расстоянии друг от друга, посредством лучистой энергии, носителем которой являются электромагнитные колебания. Различные вещества обладают различной способностью поглощать и излучать энергию. Сухой воздух, кислород, азот, водород нагревают газами для тепловых лучей, т.к. углекислый газ и водяной пар способен поглощать и излучать энергию
Конвекция - перенос теплоты перемешиванием и перемещением частиц вещества. Различают свободную (естественную) и вынужденную (искусственную) конвенцию. Примером естественной конвенции является перемещение нефтепродукта при его хранении в резервуаре.
Теплопроводность - молекулярный процесс распространения теплоты внутри вещества от более нагретых к менее нагретым.
Количество теплоты, передаваемое конвективным поверхностям, определяется основным уравнением теплопередачи
Qkm=xHM, (1.51)
где К - коэффициент теплоотдачи, кВт/(м2К); Н - площадь поверхности теплообмена, м2; А/ - температурный перепад, °C.
Коэффициент теплопередачи К - количество тепла, передаваемое от греющего потока к нагреваемому в единицу времени через единицу поверхности при разности температур 1°, (Вт/м2град).
где а, и а2 - коэффициенты теплоотдачи от вещества к поверхности нагрева и от поверхности нагрева нагреваемому веществу;
- толщина промежуточной стенки; - коэффициент теплопроводности стенки.
Коэффициент теплопроводности - количество тепла, которое проходит через единичную площадь слоя толщиной 1м при разности
59
температур в один градус Отрад. При нормальном давлении теплопроводность можно определило следующей формуле
Л = —1Н0.000477), [Вт/м2'К] (1.53)
Pi
где р,,3 - плотность нефтеп;цукта, кг/м3 при температуре /, °C.
В пределах температур с ’до 50°С теплопроводность топлив изменяется от 0,124 до 0,114 ВтЛ[„ т.е. с увеличением температуры значения Л уменьшается. Теплопроцность вещества зависит также от его химического состава, влажности, доения.
Коэффициент теплообмена С- количество тепла, передаваемое в единицу времени единице площадниверхности нагрева (или от единице площади к нагреваемому потоку) г< разности температур поверхности и потока в один градус, кВт/м2К. 7? коэффициент представляет собой сумму коэффициентов теплообмен конвекцией и излучениями зависит от режима потока, его плотсти, направления потока и т.п.
1.4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Нефть и нефтепродукты - эрошие диэлектрики и способны сохранять электрические заряды в пении длительного времени. Значение относительной диэлектрической псаднной £ ~ 2, что в 3,5 раза меньше такого изолятора как стекло (с - 7)у безводных, чистых нефтепродуктов электропроводность совершении ничтожна. Это свойство широко используется на практике. Так черные парафины применяются в электромеханической промышле^сти в качестве изолятора, а специальные нефтяные масла для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры электро- и радиопромышленности.
Высокие диэлектрические сцства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности рядов статического электричества. Образование статического элсктридтва может произойти от ряда самых разнообразных причин. При пещачке нефтепродуктов с большой скоростью в результате трения о т^бы или в результате ударов жидкой струи при заполнении емкостей воздают заряды, иногда очень высокого напряжения.
Если изолированные металмеские емкости или трубопроводы примут высокие потенциалы отнщгельно земли, то между ними и заземленными предметами возмог искровой разряд, который может вызвать загорание или взрыв нефтепродуктов и нефтей. Для предупреждения возникновения опасных искровых разрядов с поверхности нефти и нефтепродуов, оборудования, а также с тела человека необходимо предусматршь меры, уменьшающие величину заряда и обеспечивающие стекание»зникающего заряда статистического электричества.
Для снижения интенсивности накапливания электрических зарядов нефтепродукты должны закачиваться в резервуары, цистерны, тару без вбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. В резервуары нефтепродукты должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта. Налив светлых нефтепродуктов свободно падаюшей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до конца приемного сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. Скорости движения нефтепродуктов по трубопроводам не должны превышать предельно допустимых значений, которые зависят от вида проводимых операций, свойств нефтепродуктов, содержания и размера нерастворимых примесей и свойств материала стенок трубопровода. Для нефтепродуктов с удельным электрическим сопротивлением не более 10 Омм скорости движения и истечения допускаются до 5м/с. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.
Для обеспечения стекания возникшего электрического заряда все металлические части аппаратуры, насосов и трубопроводных
коммуникаций заземляются и осуществляется постоянный электрический контакт тела человека с заземлением. Автоцистерны, находящийся под наливом и сливом пожароопасных нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющим устройствам.
Взрываемость - свойства паров, находящихся в определенных пропорциях с воздухом, взрываться. В характеристиках нефтепродуктов обычно дают интервал взрываемости с нижним и верхним пределами взрываемости в % (Vпаров/Vвоздуха); бензин -0,8+5,1, керосин - 1,4+7,5; пропан - 2,1+9,5; метан - 5+16; этилен - 3+3,2.
При концентрации паров меньше нижнего предела смесь не взрывается и не горит. При концентрации паров выше верхнего предела смесь горит и по мере уменьшения концентрации, вследствие выгорания углеводородов, возможен взрыв.
Релаксация - потеря упругих свойств масел и смазок под действием нагрузки во времени.
Старение масла - изменение вязкости и других свойств в процессе эксплуатации.
Стабильность - способность вещества сохранять свой состав и основные свойства в условиях его транспорта, хранения и потребления.
Регенеративность - способность продукта к восстановлению исходных свойств и качеств.
Токсичность - способность вещества вызывать отравление человека (животного). Наиболее токсичным является оксид углерода, значительное количество которого имеется в искусственных газах. Оксид углерода
61
препятствует усвоению кислорода эритроцитами. Углекислый газ не ядовит; в малых концентрациях возбуждает дыхательный центр, а в больших - ухудшает его состояние. Сильное вредное воздействие оказывают сероводород, оксиды серы и азота (табл. 1.13). Метан и другие углеводородные газы не ядовиты, но вдыхание их вызывает головокружение, а значительное содержание в воздухе приводит к удушью из-за недостатка кислорода.
Действующие санитарные нормы допускают содержание в воздухе производственных помещений, к которым относятся и котельные, следующих предельно-допустимых концентраций (ПДК) вредных примесей, мг/л: оксид углерода - 0,02, сероводород - 0,01, сернистый газ -0,01; оксид азота (в пересчете на NO2) - 0,005. Особенно токсичны этилированные продукты и пары сернистых нефтей. Предельно допустимые концентрации паров нефтепродукта в воздухе, г/м3: бензин -0,НО,3; лигроин - 0,3; тетраэтилсвинец - 0,000005.
Таблица 1.13 Физиологическое воздействие газов на организм человека
Газ Содержание Длительность и характер воздействия
об.% мг/л
Оксид углерода 0,1 1,25 Через 1ч головная боль, тошнота, недомогание
0,5 6,25 Через 20ч-30мин. смертельное отравление
1,0 12,50 Через 1-г-2мин. очень сильное или смертельное отравление
Сероводород 0,014- ОД 15 0,15-5-0,23 Через несколько часов легкое отравление
0,02 0,31 Через 5-г-8мин сильное раздражение глаз, носа, горла
0,1-0,34 1,54-5-4,62 Быстрое смертельное отравление
Сернистый 0,001-5-0,002 0,029-5-0,058 При длительном воздействии раздражение горла и кашель
0,05 1,46 Кратковременное воздействие опасно для жизни
Оксиды азота 0,006 0,29 При кратковременном воздействии раздражение горла
0,010 0,48 Продолжительное воздействие опасно для жизни _
0,025 1,20 При кратковременном воздействии смертельное отравление _
62
Одоризованность - насыщенность топлива сильно пахнущим веществом (одорантом) для возможности обнаружения его в воздухе по запаху- Наиболее часто в качетсве одоранта применяют этилмеркаптан По действующим нормам содержание одоранта должно быть таким, чтобы запах его ощущался при наличии в воздухе 20% нижнего предела воспламенения (для природных газов 1%).
Технические характеристики нефтей и нефтепродуктов не следует путать с эксплуатационными свойствами, под которыми понимаются свойства топлив, смазочных материалов и технических жидкостей,
которые проявляющиеся при использовании продукта непосредственно в двигателе, механизме и в их системах (бензосистеме, маслосистеме, гидросистеме). Эти свойства подробно изучаются на специальных дисциплинах.
63
Глава 2. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
2.1. УДЕЛЬНЫЙ ВЕС ТРАНСПОРТА В ОБЩЕМ ГРУЗООБОРОТЕ
У трубопроводного транспорта есть некоторые недостатки. Так для обоснованного строительства магистральных трубопроводов необходимо иметь мощный и на относительно длинный период времени устойчивый грузопоток транспортируемого продукта. При отсутствии или нарушении этого условия показатели работы трубопроводов ухудшаются, а при значительных недогрузках их производительность делает эксплуатацию нерентабельной. Однако трубопроводный транспорт следует рассматривать как наиболее экономичный и прогрессивный. Сопоставление основных технико-экономических показателей (себестоимость, капитало-металловложения и пр.) трубопроводного и других видов транспорта убедительно подтверждают это.
Себестоимость транспортировки грузов - один из важнейших показателей в оценке технико-экономических преимуществ того или иного вида транспорта. Себестоимость 1 т. на 1 км перекачки нефтегрузов по трубопроводам в 3 раза ниже себестоимости перевозки их по железной дороге и в 1,5-2 раза ниже себестоимости перевозки их водным транспортом (см. табл. 2.2 и 2.3). Себестоимость транспортировки природного газа при доставке его даже на дальнее расстояние также ниже себестоимости железнодорожных перевозок эквивалентного количества угля.
Необходимо учитывать еще и то положение, что протяженность магистрального нефтепровода, прокладываемого между двумя пунктами с приближением воздушной прямой, всегда меньше расстояния между этими пунктами по железной дороге и в особенности по воде, экономичность трубопроводного транспорта возрастает еще в большей мере.
Трубопроводный транспорт имеет также максимальную герметизацию процесса при транспортировке и перевалках нефти и нефтепродуктов. Подсчитано, что все потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке их железнодорожным, речным и морским транспортом и при хранении и перевалках на нефтебазах в среднем за пять лет составляют около 354-50 млн. т. или по стоимости 3004-400 млн. руб. На эти средства можно было бы построить около 10 тыс. км трубопроводов диаметром до 500 мм и перекачать по ним до 60 млн. т. нефтепродуктов.
64
Таблица 2.1
Доля транспорта в общем грузообороте
। Годы Все виды транспорта Ж.д. Морской Речной Трубопроводный (нефте- и фодуктопроводы) Газопроводы Автомобильный (в целом по нар. хоз.) Воздушный
в млрд т км
1940 494,4 420,7 24,9 36,1 3,8 — 8,9 0,02
1965 2820,2 1950,2 388,8 133,9 146,7 56,2 143,1 1,34
1970 3960,6 2494,7 656,1 174,0 281,7 131,4 220,8 1,88
1975 5481,3 3236,5 736,3 221,7 665,9 280,4 337,9 2,59
1980 6781,1 3439,9 848,2 244,9 1216,0 596,9 432,1 3,09
1981 7019,4 3603,2 853,5 255,6 1263,2 680,9 459,9 3,08
1982 7100,1 3464,4 827,9 262,5 1306,8 771,5 464,0 3,03
1983 7500,0 3600,0 900,0 273,0 1353,0 863,0 508,0 3,05
1984 7682,1 3638,8 933,0 264,3 1370,3 997,3 475,1 3,28
в процентах к итогу
1940 100 79,4 6,9 5,2 2,7 0,6 5,2 —
1965 100 69,0 13,8 4,7 5,2 2,2 5,1 —
1970 100 63,1 16,6 4,7 7,1 3,2 5,6 —
1975 100 59,2 13,4 4,0 12,1 5,1 6,2 —
1980 100 50,4 12,5 3,7 18,0 9,1 6,3 —
1981 100 49,9 12,2 3,7 18,0 9,7 6,5 —
1982 100 48,8 11,7 3,7 18,4 10,9 6,5 —
1983 100 48,0 12,0 3,6 18,1 11,5 6,8 —
1984 100 47,4 12,2 3,4 17,8 13,0 6,2 —
Примечание воздушный транспорт в общем балансе не учтен вследствие незначительной его доли в грузообороте страны
Таблица 2.2
Себестоимость перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам и другим видам транспорта
Вид транспорта Себестоимость 1 т. км, коп.
за 1955 - 1957 гг. за 1960 г. за 1988 г.
1 рубопроводный 0,13 0,08-5-0,12 0,06-0,37
Речной 0,15 0,12 0,16
Морской 0,17 0,14 0,19
Железнодорожный 0,36 0,30 0,37
Автомобильный - 2,5-5-3,0 1,5-4
Примечание за I960 г приведены средние показатели, рассчитанные Институтом комплексных транспортных проблем Госплана СССР
65
Таблица 2,3
Стоимость (в рублях) перевозки одной тонны нефтепродуктов различными видами транспорта (в ценах 1988 г.)
Направление Вид транспорта ~
железнодорожный речной трубопровод, ный
нефть
Из Туймазы в Омск 5-50 — 1-75
Из Куйбышева в Саратов 2-00 1-60 0-34
нефтепродукты
Из Уфы в Омск 5-77 - 2-94 "
Из Астрахани в Саратов 3-34 3-04 1-74
И все же, при всех преимуществах и достоинствах перевозки (перекачки) нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам, роль железнодорожного транспорта продолжает оставаться одной из главных. Особое место железнодорожный транспорт занимает при перевозке нефтепродуктов в «небольших» количествах на значительные расстояния. Более того, как видно из табл. 2.3, 2.4 и 2.5, этот вид перевозок может быть предпочтительным по сравнению с другими, и как часто случается -единственно возможным.
Во Франции, например, нефтепродукты перевозят составами или отдельными цистернами. Нефтеналивные составы чаще всего насчитывают 22 цистерны с общим полезным грузом 1200-ь 1300 т., но на некоторых направлениях возможно использование составов из 40 цистерн. Составами цистерн осуществляется 95-ь97% ж.д. перевозок нефтегрузов, а одиночные цистерны используются, в основном, для перевозки специальных нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов. Максимальная скорость движения нефтеналивных составов 80-50 км/час, но с 1988г. - до 100 км/час. В составах цистерн часто перевозят различные виды продуктов. Устройство полного опорожнения цистерн при сливе позволяет чередовать в них перевозки бензинов, дизельного и легкого печного топлив без риска серьезного загрязнения.
Стоимость перевозок нефтепродуктов по ж.д. во Франции составляет 25-ьЗО сантимов/ткм в составах цистерн и 35-ь40 сантимов/ткм отдельными цистернами. Для сравнения можно указать, что средняя стоимость перевозки нефтегрузов речными баржами грузоподъемностью 300 тонн -30 сантимов/ткм, каботажными танкерами - 10-И5 сантимов/ткм и при перекачке по трубопроводам - б-ь8 сантимов/ткм.
Основной объем ж.д. перевозок нефтепродуктов приходится на доставку их с нефтеперерабатывающих заводов на распределительные нефтебазы.
66
Виды тары для транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов (ГОСТ-1510-84)
Таблица 1А
Транспортная Потребительская
Бочка Барабан Канистра I i ящик мешок бумажный [ полимю Бидон Банка бутылка j СЗ ю £
металлическая деревянная 1 металлический L _ _ | фанерный |_ [ картонный 1 Металлическая 1 1 полимерная L |металлический| 1 полимерный! § * о г S п й стеклянная 1
1. Топливо ГТУ, моторное, мазуты 4- - + - - 4- 4- - - 4- 4- - - - -
2. Масла 4- - 4- - - 4- + - - 4- 4- 4- 4- 4- -
3. Смазки пластичные 4- 4- 4- 4- 4- - - - + 4- 4- -4- - 4-
4. Жирующие препараты + 4- + - - - - - - - - - - - -
5. Вазелины 4- - + ' - - - - - - 4- 4- 4- 4- - 4-
6 Парафины жидкие 4- - 4- - - - - - - - - - - -
7. Парафины твердые 4- - + - + - - 4- 4- 4- - 4- - -
8. Парафиновые восковые составы 4- 4- - + 4- - - 4- 4- - - - - -
9. Маслоканифольные составы 4- - - - + - - - + 4- - 4- - - -
10. Битумы дорожные жидкие 4" - 4- - - - - - - • - - - - -
11. Битумы строительные, специальные 4- 4- 4- 4" 4- - - - 4- - - - - - -
12. Присадки + - - - - - - - 4- 4- 4- - - -
13. Топливо эталонное - - - - - - - - - 4- - - - - -
14. Ароматика нефтяная + - - - - 4- - - - 4- - - - 4- -
15. Нефтепродукты отработанные 4- - - - - 4- - - - - - - - - -
Примечание 1) Рекомендуемый вид тары обозначен (+) 2) Нефть, битумы дорожные вязкие, кровельные БНК-45/180, строительный БН-50/50, кислоты синтетические жирные всех фракций, кислоты нефтяные, нафтеновые кислоты, спирты синтетические рекомендуется перевозить и хранить (из тары) только в металлических бочках 3) Для бензинов автомобильных, авиационных, топлив реактивных двигателей, нафтол, керосин, топлив дизельных и печных, бензина прямого прямогонного рекомендуется использовать только металлическую тару - бочки, канистры и бидоны 4) Для газов углеводородных, сжиженных газов используются только баллоны металлические 5) Бензин и конденсат газовый и смола нефтяная типа Е, сажа в таре не хранятся и не перевозятся
Продолжение таблицы 2.5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
9.2 Битумы изоляционные 4- - + - + - - - - - 4- -
10. Присадки - 4- + + - - - + - - - -
11. Кислоты С5-С6, С7-С9, C9-Cl0 С10-С13 - - - + - - - 4- - - - -
11.1 Кислоты C1Q-Ci6, Ci2~Cj6> ^17~^20> Qo+E - - 4- 4- - - - + - - - -
11.2 Кислоты нафтеновые дистиллированные - - - 4- -
12. Спирты Cl0-C16, Clg-C]8i С]2-С]б - 4- - 4- - - - 4- - - - -
12.1 Спирты С16-С21 - - + 4- -
13. Пенообразователи, диэмульгаторы - 4- •• - - - - 4- - - - -
14. Нефтепродукты обработанные - + + - - 4- - 4- - - - -
Примечание I) Рекомендуемый вид транспорта обозначен (+) 2) Топлива эталонные, смазки пластичные, жирующие S препараты, битумы для аккумуляторных мастик, вазелины, церезины, парафины твердые перевозить с помощью приведенных транспортных средств не рекомендуется, 3) Масла вазелиновые медицинские, парфюмерные, телеграфные, часовые и др следует транспортировать в таре, 4) По согласованию изготовителя с потребителем допускаются к транспорту в ж д цистернах технический вазелин, парфюмерное масло, жир синтетический
Виды транспортных средств для перевозки нефти и нефтепродуктов (ГОСТ 1510-84)
Таблица 2.5
Виды нефтепродуктов контейнер специальный цистерна вагон для битума нефтеналивное судно судно для газов автоцистерна автотопливозаправщик 1 1 автомаслозаправщик автобитумовоз Трубопровод
с универсальным слив, прибором 1 с обогревательным устройством специальная
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1. Нефть 4 + - - - 4- - 4- - - - 4
2. Газы углеводородные сжиженные - - - 4- - - 4- - - - - 4
3. Бензины авиационные, автомобильные, РТ, керосины топлива дизельные 4 4" * 4- - 4- + - 4
4.1 Бензин прямогонный 4 4 - - - 4- - 4- - - - 4
4.2 Бензин газовый - 4- - - - - - 4- - - - 4
4.3 Конденсат газовый - 4- - - - 4- - 4- - - - 4
4.4 Изооктан, алкилбензин 4 4- - - - - 4- - - - 4
5. Ароматика нефтяная 4 4- + - - + - 4- - - - +
5.1 Смола нефтяная типа Е - 4- - - - - - + - - - -
6. Нефтяные растворители + 4- - 4
7. Масла 4 4- 4- - - 4- - 4- - 4- - 4
8. Парафины нефтяные жидкие - 4- 4- - - 4- - 4- - - - 4
9. Битумы дорожные жидкие 4- - 4- - - 4- - - - 4-
9 1 Битумы вязкие, кровельные, строительны^ - - 4- - + - - —1 - 1 +
2.2. ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫМ ТРАНСПОРТОМ
Основным направлением отечественного цистерностроения, начиная с момента постройки 2-х осных цистерн грузоподъемностью 8-^-11 тонн в 1872 году, является увеличение их грузоподъемности, а также сокращение времени на техническую и коммерческую обработку этого вида транспорта.
В настоящее время создаются и осваиваются в производстве цистерны с максимально-возможными габаритами подвижного состава. Большое внимание при создании новых цистерн уделяется обеспечению экологических требований Также не меньшее значение уделяется повышению надёжности узлов и деталей железнодорожных цистерн.
В целом, учитывая увеличение номенклатуры перевозимых грузов, следует ожидать роста выпуска специализированных цистерн по видам производимых продуктов
2.2.1. Железнодорожные вагоны-цистерны
Перевозка наливных нефтепродуктов осуществляется железнодорожными вагонами-цистернами грузоподъемностью от 40 до 120 тонн (см. табл. 2.6 и рис. 2.1). Изготавливаются цистерны из листовой стали толщиной 8+11мм в виде горизонтального цилиндрического резервуара (см. рис. 2.1.а, поз. 6).
Для полного слива нефтепродукта из цистерны, нижняя ее часть имеет уклоны к центру в пределах 20+30 мм, где устанавливаются сливные приборы 9.
Перевозка цистерн по железной дороге осуществляется на специальных четырех- и восьмиосных платформах 4, оборудованных ходовой частью 1, системой амортизации и торможения 2, узлами сцепления платформ 3, креплениями цистерн к платформе 5. Кроме того, цистерны оборудуются наружной и внутренней лестницами 7, смотровыми площадками. Для перевозки легкозастывающих нефтепродуктов цистерна оборудуется наружным кожухом 10 толщиной 3 мм, покрывающим 1/3 поверхности котла, образующим паровую рубашку, которая, в свою очередь, состоит из ряда отсеков, имеющих толщину (расстояние от стенок котла и рубашки) 30+40 мм. Впуск пара в паровую рубашку осуществляется через патрубок, находящийся на сливном приборе. Конденсат стекает по желобу в нижнюю часть рубашки и удаляется из нее через патрубки, расположенные в торцах цистерны. Давление пара, подаваемого в паровую рубашку, обычно не превышает 0,3 МПа.
70
Рис. 2.1. Вагоны-цистерны:
а ~ Для перевозки вязких нефтепродуктов (модель 15-898), б - для перевозки бензина и светлых нефтепродуктов (модель 15-1443), в - для перевозки бензина (модель 15-871), г - для перевозки светлых нефтепродуктов, кроме бензина (модель 15-1500)
71
В зависимости от модели цистерны в верхней части котла может быть установлена одна или две горловины, оборудованные крышкой и дыхательной арматурой 8. При помощи горловины представляется возможным проводить зачистные работы и сливо-наливные операции при неисправности нижних сливных приборов или в случае, когда это предусмотрено технологией процесса.
При перевозке вязких нефтепродуктов в ряде случаев используются цистерны, оборудованные стационарными трубчатыми подогревателями. Котел такой цистерны покрывают усиленной изоляцией с применением жидкого стекла и металлической сетки. Температура продукта может сохраняться достаточно продолжительное время - отсюда и название цистерна-термос.
Высоковязкие нефтепродукты (битумы) перевозят в бункерных полувагонах грузоподъемностью 40 т. Один бункер имеет емкость 12 м3, оборудованной створчатой крышкой и паровой рубашкой. Для выгрузки битума достаточно после предварительного подогрева освободить бункер от захватов и за счет смещения центра тяжести относительно точек опор груженый бункер опрокинется. После выгрузки бункер возвращается в прежнее вертикальное положение за счет того, что центр тяжести пустой емкости находится ниже точек опор.
2.2.2. Классификация и оборудование железнодорожных цистерн
Железнодорожные цистерны можно классифицировать по следующим признакам:
• по назначению', для наливных грузов, сжиженных, вязких, затвердевающих;
• по наличию устройств у котла', без дополнительных устройств, с теневой защитой, с трубчатыми змеевиками подогрева, с подогревательным кожухом, с термоизоляцией, с термоизоляцией и подогревательным кожухом, с термоизоляцией и трубчатыми электронагревателями, с термоизоляцией и трубчатыми змеевиками подогрева, устройством аэропневмовыгрузки;
• по конструкции несущих элементов', рамной или безрамной;
• по способу загрузки груза', открытой, закрытой;
• по способу выгрузки: под давлением (передавливанием, сифонированием, аэропневматический - верхний и нижний); без давления (самотёком);
• по состоянию груза при движении: цистерны под давлением, без давления;
72
, ПО способу разогрева груза в котле: пароподогрев - наружный (кожух, змеевики), внутренний (змеевики); электроподогрев (электронагревателем);
, по поддержанию температурного режима груза: с термоизоляцией, без термоизоляции;
, по осности: 4-, 8-осные;
• по габаритам: ГОСТ 9238-83;
• по принадлежности: парк МПС (Министерство путей сообщения); парк промышленного транспорта;
• по грузоподъемности: от 23 до 120 тонн. Так, в эксплуатации имеются 4- осные цистерны объемом 60 м3 с универсальными сливными приборами, в которых можно перевозить любые жидкие нефтепродукты.
Устройство составных частей цистерны
Платформа
У рамной конструкции котел с устройствами устанавливается на платформу, включающую раму, тормозное и автосцепное оборудование и ходовую часть.
Платформа состоит из рамы сварной конструкции, автоматического и стояночного тормозов, автоматических ударно-тяговых приборов и ходовой части.
Ходовая часть платформы состоит из двух двухосных тележек ЦНИИ 3-0 модели 18-100 по ГОСТ 9246-79.
Ударно-тяговые приборы включают в себя автосцепку, поглощающий аппарат, тяговый хомут, клин хомута, крепление тягового хомута, балочку, центрирующую с двумя маятниками, расцепной рычаг.
Стояночный тормоз предназначен для затормаживания цистерны на погрузочно-разгрузочных пунктах.
Лестницы
Для устройства и производства ремонтных работ узлов и внутренней поверхности котла на нем у большинства цистерн установлена внутренняя лестница. Наружная лестница состоит из ступенек, площадок, поручней.
Предохранительная арматура
Для обеспечения эксплуатации железнодорожных цистерн, их загрузки и выгрузки используется предохранительно-контрольная арматура, часть из которой устанавливается на котлах.
Цистерны оборудованы предохранительными клапанами. Они имеют различное регулировочное давление от 0,07 до 20,0 МПа. Для нефти и нефтепродуктов - обычно 0,15 МПа. Устанавливаются также предохранительно-впусковые клапана.
73
При повышении давления в котле, на которое рассчитана пружина клапана, ее сопротивление преодолевается и клапан поднимается вверх открывая выход газу в атмосферу. При снижении давления ниже атмосферного, сжимается пружина, впускной клапан опускается и сообщает полость котла с атмосферой.
Котлы цистерны изготавливайся сварными из листовой стали толщиной 8-5-11мм. Днища цистерн могут быть либо плоскими, либо сферической формы. Для полного слива нефтепродуктов из цистерн последние в нижней части имеют уклоны в пределах 20-5-30 мм от торцов к сливным приборам. Котел снабжается колпаком, рассчитанным на вмещение расширяющегося от колебания температуры нефтепродукта Объем колпаков современных цистерн не превышает 2% от объема цистерн. Во избежание гидравлических ударов при изменении скорости движения цистерн уровень продукта всегда должен находиться выше основания колпака. Цистерны, не долитые на 200мм до верхней образующей котла, нельзя включать в маршрут во избежание его опрокидывания. В цистернах нового типа колпаки не сооружаются, их функции выполняет горловина. Горловины снабжаются люками, которые имеют сферическую поверхность и служат для проведения сливоналивных операций и доступа внутрь цистерны.
2.3. ЦИСТЕРНЫ ДЛЯ ПЕРЕВОЗКИ ЗАСТЫВАЮЩИХ ГРУЗОВ
Цистерны с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем, что нижняя половина котла этих цистерн оборудована паровой рубашкой толщиной 3-4 мм и площадью нагрева до 1/3 поверхности котла, т.е. около 40м2. Расстояние между листами паровой рубашки и наружной поверхностью котла - Зб4-50мм. Пар для разогрева нефтепродуктов перед сливом подается через штуцер паровой рубашки универсального сливного прибора под давлением на более 0,3 МПа, а конденсат выпускается через два патрубка, находящихся на концах паровой рубашки котла. Поскольку при выпуске пара сливной прибор может разогреться до температуры более 100°С, резиновое уплотнительное кольцо клапана сливного прибора заменено алюминиевым. Цистерны с паровой рубашкой выпускаются грузоподъемностью 50 и 60 т.
Один из существенных недостатков этих цистерн - некоторое увеличение веса тары. Вес паровой рубашки цистерн последующих выпусков снижен с 1,2 до 0,8 т.
Цистерны-термосы предназначены для горячих перевозок высоковязких нефтепродуктов. Котел этой цистерны покрыт трехслойной теплоизоляцией (первый слой - смесь 30% асбестита и 70% инфузорной земли, второй слой - мешковина, пропитанная жидким стеклом и укрепленная металлической сеткой, третий слой - шевелин толщиной 100мм).
74
Примечание (табл 2 6)
1 В настоящем приложении по материалам заводов-изготовителей указаны цистерны, которые в серийном производстве выпускаются партиями по мере поступлении заказов Данные приведены на основании каталога ЦНИИТЭИТ Яжмаша 18-3-79
2 При перевозке в вагоне-цистерне, указанной в гр 10 пропилена, изобутана изопрена, грузоподъемность цистерны будет равна соответственно 33,5 т , 35,6 т , 36,8 т и 43,0 т
Перевозка наливных грузов с двухфазной средой осуществляется в различных типах железнодорожных цистерн: вагонах-цистернах обычных и оборудованных стационарными паровыми змеевиками; цистернах-термосах обычных, оборудованных стационарными паровыми змеевиками; цистернах с наружной подогревательной рубашкой.
Змеевики в цистернах устанавливаются с расчетом температурных деформаций при нагревании и остывании. Поверхность нагрева змеевика у четырехосной цистерны - 34 м2. Полезная вместимость котлов цистерн с устройством в них змеевиков уменьшается на 1,5% Из цистерн, оборудованных внутренними стационарными паровыми змеевиками, слив высоковязких грузов можно проводить в пунктах, не имеющих специального оборудования. Однако такие цистерны отличаются несовершенством конструкции и недостаточно надежны из-за частого выхода змеевиков из строя под действием динамических нагрузок и температурных деформаций. При порче змеевиков удаление груза из цистерн крайне затрудненно. Поэтому такие цистерны широкого внедрения не получили и применяются только в пищевой промышленности в ограниченных масштабах.
Цистерны-термосы имеют тепловую изоляцию, снаружи защищенную специальным кожухом. Благодаря этому налитый в цистерну груз прибывает в пункт назначения со сравнительно высокой температурой и сливается с незначительным подогревом или без подогрева. Это возможно при перевозке застывающих грузов на расстоянии до 400 км с высокой скоростью и при благоприятных атмосферных условиях.
При длительном нахождении в пути следования груз в пункт назначения прибывает застывшим и слив его без подогрева невозможен. Поэтому часть цистерн-термосов снабжается змеевиками с уменьшенной поверхностью нагрева (20м2). При этом полезная емкость котла Уменьшается, а масса тары примерно на 5 т. больше массы тары обычной Цистерны.
Принцип работы указанных выше цистерн основан на передаче тепла °т теплоносителя к грузу и уменьшении вязкости последнего за счет подогрева. Он эффективен только с продуктами, имеющими большую
75
Примечание (табл 2 6)
1 В настоящем приложении по материалам заводов-изготовителей указаны цистерны, которые в серийном производстве выпускаются партиями по мере поступлении заказов Данные приведены на основании каталога ЦНИИТЭИТ Яжмаща 18-3-79
2 При перевозке в вагоне-цистерне, указанной в гр 10 пропилена, изобутана изопрена, грузоподъемность цистерны будет равна соответственно 33,5 т, 35,6 т , 3g j т и 43,0 т
Перевозка наливных застывающих грузов осуществляется в различных типах железнодорожных цистерн: вагонах-цистернах обычных и оборудованных стационарными паровыми змеевиками; цистернах-термосах обычных, оборудованных стационарными паровыми змеевиками; цистернах с наружной подогревательной рубашкой.
Змеевики в цистернах устанавливаются с расчетом температурных деформаций при нагревании и остывании. Поверхность нагрева змеевика у четырехосной цистерны - 34 м2. Полезная вместимость котлов цистерн с устройством в них змеевиков уменьшается на 1,5%. Из цистерн, оборудованных внутренними стационарными паровыми змеевиками, слив высоковязких грузов можно проводить в пунктах, не имеющих специального оборудования. Однако такие цистерны отличаются несовершенством конструкции и недостаточно надежны из-за частого выхода змеевиков из строя под действием динамических нагрузок и температурных деформаций. При порче змеевиков удаление груза из цистерн крайне затрудненно. Поэтому такие цистерны широкого внедрения не получили и применяются только в пищевой промышленности в ограниченных масштабах.
Цистерны-термосы имеют тепловую изоляцию, снаружи защищенную специальным кожухом. Благодаря этому налитый в цистерну груз прибывает в пункт назначения со сравнительно высокой температурой и сливается с незначительным подогревом или без подогрева. Это возможно при перевозке застывающих грузов на расстоянии до 400 км с высокой скоростью и при благоприятных атмосферных условиях.
При длительном нахождении в пути следования груз в пункт назначения прибывает застывшим и слив его без подогрева невозможен. Поэтому часть цистерн-термосов снабжается змеевиками с уменьшенной поверхностью нагрева (20м2). При этом полезная емкость котла уменьшается, а масса тары примерно на 5 т. больше массы тары обычной цистерны.
Принцип работы указанных выше цистерн основан на передаче тепла от теплоносителя к грузу и уменьшении вязкости последнего за счет подогрева. Он эффективен только с продуктами, имеющими большую
76
теплопроводность и размягчающимися при незначительном подогреве. Застывающие грузы, как правило, обладают небольшой теплопроводностью и их подогрев при сливе требует значительных затрат пемени. Так, для разогрева в цистерне осадка антраценовой фракции высотой 80 см до 70°С (при данной температура сырье не содержит кристаллов) необходимо затратить около 80 часов при температуре теплоносителя 100°С. Поэтому использование непосредственного разогрева для ускорения удаления грузов с двухфазной средой из железнодорожных цистерн эффекта обычно не дает.
Для зарубежных железных дорог характерна незначительная дальность перевозок нефтепродуктов. Небольшая дальность перевозок обуславливает широкое использование автотранспорта для перевозки этих грузов, в связи с чем объем ж.д. перевозок данных грузов не велик.
Во многих странах для перевозки высоковязких и застывающих грузов применяются металлические контейнеры. В Великобритании на одной из железных дорог наиболее ценные смазочные масла перевозят в специальных теплоизолированных контейнерах-цистернах с электрической грелкой, помещенной в бак с водой. Подогрев груза производится нагретой водой, циркулирующей по трубам внутри контейнера. Электрическая грелка может питаться током от сети и от своей динамо-машины. Особый прибор автоматически регулирует работу электрической грелки, что позволяет разогревать содержимое контейнера или поддерживать температуру грузов в пути на заранее заданном уровне.
Для перевозки жидких и застывающих наливных грузов в США, Великобритании, Франции, Швеции, ФРГ и некоторых др. странах применяются эластичные емкости, изготовленные из мягких резинотканевых и полимерных материалов. В порожнем состоянии они легко складываются и занимают 5+12% объема заполненных емкостей. Стоимость эластичных емкостей в 10 раз меньше металлической цистерны. Лабораторными испытаниями установлено, что эластичные емкости объемом в 10, 50, 60 м3 могут служить 70-75 лет. Для уменьшения теплопроводности оболочек ёмкостей в них применяют слой теплоизоляционного материала. Это позволяет перевозить жидкие грузы на значительные расстояния в холодный период года.
За период 1973-1984 гг. ж.д. перевозки нефтепродуктов во Франции в абсолютном выражении уменьшились на 40%, сохранив, однако, размер своей доли в общих внутренних перевозках нефтегрузов на уровне 14% .
В 1984 г. объем перевозок нефтегрузов (включая транзитные) по железным дорогам Франции составил 16 млн.т. по светлым нефтепродуктам и 5,6 млн.т. по темным. За рассматриваемый период Французский парк ж.д. цистерн численно уменьшился на 46%, но средняя грузоподъемность цистерн выросла с 56 до 72 м3 за счет сокращения числа Двухосных цистерн (средней вместимости до 40 м3) и замены трехосных
77
цистерн (по 60 м3) четырехосными вместимостью по 80м3. У последних нагрузка на ось составляет 30 т., однако, на отдельных линиях допускается максимальная нагрузка на ось до 22,5 т. Срок службы французской жд. цистерны составляет 20-30 лет.
2.4. СЛИВО-НАЛИВНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Для проведения операций по сливу и наливу железнодорожных цистерн на нефтебазах сооружаются сливо-наливные эстакады, оборудованные сливо-наливными устройствами, подводящими трубопроводами с коллекторами, насосами и другим оборудованием, позволяющим принимать цистерны всех типов.
Нефтегрузовые операции на эстакадах могут проводиться одновременно с несколькими или одиночными цистернами, причем применяют закрытый или открытый способы слива и налива цистерн.
К закрытому способу слива и налива нефтепродуктов относится такой способ, который применяют только при полной герметизации технологического оборудования и приборов, соединяющих цистерны с приемораздаточными трубопроводами. При такой системе герметизации исключается возможность контакта струи перекачиваемого нефтепродукта с атмосферным воздухом. Достоинством такого способа является и то, что сокращаются или даже исключаются потери нефтепродуктов от испарения и проливов, а также снижается пожароопасность.
К открытому способу слива и налива цистерн относится способ, при котором отсутствует полная герметизация оборудования и наблюдается разбрызгивание нефтепродукта на начальной стадии налива.
В связи с требованиями противопожарной безопасности слив и налив нефтепродуктов с температурой вспышки до 61 °C (те легковоспламеняющиеся нефтепродукты) должен осуществляться закрытым способом. Мазуты, масла и высоковязкие нефтепродукты допускается сливать и наливать открытым способом.
При эксплуатации нефтебазового хозяйства используются, в основном, следующие способы слива и налива нефтепродуктов'.
С слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн через горловину цистерн (верхний слив цистерны);
У слив нефтепродуктов через нижние сливные приборы (нижний слив);
У налив нефтепродуктов в ж.д. цистерны через горловины (верхний налив);
У слив нефтепродуктов из ж.д. цистерн через нижние сливные приборы в желоб или емкость, расположенные непосредственно под рельсами или вдоль них (межрельсовый слив цистерн).
У налив нефтепродуктов через нижние сливные приборы (нижний налив).
78
Верхний слив применяется в тех случаях, когда цистерны не оборудованы приборами нижнего слива, или если приборы находятся в неисправном состоянии и их нельзя открывать при наличии нефтепродуктов в цистерне. В связи с этим на всех действующих и вновь строящихся железнодорожных сливо-наливных установках должны быть предусм°тРенЬ1 устройства для обеспечения как нижнего, так и верхнего слива, с учетом того, что в парке действующих железнодорожных цистерн вСе еще находится значительная часть цистерн, не оборудованных нижними сливными приборами, отвечающими современным требованиям.
Способ верхнего слива цистерн по сравнению со способами нижнего слива имеет более сложные условия работы, связанные с затратой значительного времени на слив (особенно при организации работ по зачистке остатков нефтепродуктов из цистерн). В летний период при высоких температурах возникают трудности при сливе бензинов с высоким давлением насыщенных паров. Быстро изнашиваются прорезиненные напорно-всасывающие рукава, требуется большая численность обслуживающего персонала.
Верхний слив нефтепродуктов обладает целым рядом недостатков по сравнению с нижним'
/ имеют место значительно большие потери от испарения;
/ возможные срывы насосов при сливе продуктов с высоким значением давления насыщенных паров;
/ необходимость применения вакуумных насосов для заполнения всасывающих коммуникаций.
Верхний налив применяется в настоящее время и используется значительно чаще вследствие большей простоты, хотя также обладает большими недостатками (повышенное испарение, пожарная опасность и т.д)
Рис. 2.2. Верхний открытый налив:
1 ~ приемная труба, 2 - наливной коллектор, 3 - задвижка, 4 - наливной стояк, 5 - рукав, 6 - горловина
79
,5
' Рис. 2.3. Верхний глубинный налив:
1 - приемная труба, 2 - коллектор, 3 - задвижка, 4 - стояк, 5 - рукав;
6 - цистерна, 7 - наконечник
Существующие способы слива и налива цистерн характеризуются технологическими схемами слива и налива железнодорожных цистерн
На рис. 2.2 показан верхний открытый налив нефтепродуктов Здесь конец наливного стояка 4 возвышается над горловиной у цистерны на высоту h с таким расчетом, чтобы иметь возможность конец вращающего стояка с коротким шлангом 5 подводить к горловине Открытый налив по такой схеме возможен, когда конец стояка имеет желоб из бензоогнестойкого материала и может быть рекомендован для налива таких нефтепродуктов, как мазут, масло и т.д.
На рис. 2.3 приведена схема глубинного верхнего налива железнодорожных цистерн. В этом случае на конце наливного стояка подвешивают гибкий бензостойкий рукав 5, длиной не менее 4 м.
При определении длины рукава учитывают возможные отклонения оси горловины цистерны относительно оси наливного стояка с таким расчетом, чтобы конец рукава доходил до нижней образующей цистерны В начальный момент, налива наблюдается разбрызгивание нефтепродукта и смешение паров с атмосферным воздухом, а затем прекращается, т. к. струя нефтепродукта находится в затопленном состоянии.
На рис. 2.4 показан сливо-наливной стояк для верхнего и нижнего слива и налива нефтепродуктов. Разница с предыдущей схемой заключается в том, что в цистерну при сливе продукта опускаются два рукава, рассчитанные на разную пропускную способность, что позволяет максимально выбрать остатки нефтепродукта. Кроме того, стояк дополнительно оборудован установкой нижнего слива, герметически
80
2BS0
Рис. 2.4. Сливо-наливной стояк для верхнего и нижнего слива и налива нефтепродуктов:
1 - вентиль, 2 - поворотное устройство с сальниковой набивкой, 3 - опорная стойка, 4 - хомут, 5 - стопор-ограничитель, 6 - косынка, 7 - стояк, 8 - соединение шланга со стояком, 9 - шланг (рукав), 10 - наконечник, 11 - установка нижнего слива, 12 -зачистной трубопровод
Рис. 2.5. Схема слива тёмных нефтепродуктов:
1 -сливной прибор, 2 - переносной сливной лоток, 3 - паровая рубашка; 4 - коллектор с паровым спутником, 5 - крышка, 6 - нулевой резервуар;
7 - насос, 8 - резервуар
81
соединенной со сливным прибором цистерны и коллектором. При этом имеется полная гарантия (при использовании УСН) в предотвращении пролива нефтепродукта, как в процессе слива из цистерны, так и после слива или налива. Это обеспечивается тем, что УСН отсоединяют от сливного патрубка цистерны и убирают из-под цистерны поворотом в нерабочее положение только после того, как цистерна будет полностью освобождена от нефтепродукта и клапан сливного прибора будет поставлен в положение «закрыто». При эксплуатации УСНПП приведенная схема может быть использована для слива и налива вязких нефтепродуктов с путевым подогревом.
Схема нижнего слива через сливное устройство цистерны приведена на рис. 2.5. Слив происходит самотеком при помощи передвижного лотка легкой конструкции. Верхний конец лотка 2 подводится под сливной прибор 7 (типа СПГ) цистерны, а нижний конец - в боковой коллектор 4 и далее в нулевой резервуар 6, объем которого должен составлять 50-5-100% суммарного объема принимаемых на эстакаде цистерн. При необходимости подогрева сливаемого нефтепродукта могут быть использованы передвижные лотки 2 с паровой рубашкой 3 или электроподогревом. Для уменьшения времени слива нефтепродукта в цистерне может быть создано повышенное избыточное давление с помощью компрессорной станции (КС).
Из недостатков схемы можно отметить то, что описанный способ является открытым и применяется только для слива темных нефтепродуктов.
Рис. 2.6. Межрельсовый слив темных нефтепродуктов:
1 - межрельсовый желоб, 2 - сливное устройство, 3 - канализационный лоток, 4 - цистерна, 5 - железобетонный нулевой резервуар, 6 - паровые змеевики, 7 - насос, 8 - резервуар
82
Более совершенной следует считать схему, приведенную на рис. 2.6, показан закрытый прямоточный слив нефтепродуктов в ^ежрельсовый желоб с боковой емкостью или емкостью, расположенной '‘^посредственно под рельсами.
Н Сливной желоб круглого или прямоугольного сечения делается из истовой стали или железобетона. Желоб обычно укладывают с уклоном дну равным 0,0054-0,007 к отводным трубам. Отводные трубы кладываются с уклоном не менее 0,02 к приемным резервуарам и оборуДУются гидрозатвором. Нулевой резервуар и желоб, предназначенные для слива нефти и нефтепродуктов, выполняют те же функции, что и обычные резервуары, т.е. прием нефти, ее хранение и последующую откачку. В нулевом резервуаре происходят те же большие и малые дыхания, как во всех наземных резервуарах. Потому все нулевые резервуары оборудуют отводными газо-воздушными трубопроводами, в конце которых устанавливают дыхательную арматуру.
Слив масел, вследствие исключительной ценности их свойств требует выполнения особых требований и может производиться закрытым способом. Масла сливают в нулевые резервуары. В зависимости от
расположения резервуаров и их специализации по отдельным сортам масел железнодорожные цистерны для слива устанавливают против соответствующего горизонтального резервуара. На рис. 2.7 приводится схема слива масел с группой подземных резервуаров и двумя установками нижнего слива. По этой схеме обеспечивается одновременный слив масел
Рис. 2.7. Технологическая схема слива масел:
1 - железнодорожная цистерна, 2 - устройство нижнего слива, 3 - коллектор для слива масел из подземного резервуара при помощи насоса, 4 - коллектор для слива масла из железнодорожной цистерны, 5 - задвижки, 6 - горизонтальный резервуар
83
двух сортов или поочередно нескольких сортов в зависимости от чисда подземных резервуаров, установленных у эстакады. Здесь закрытый слив осуществляется через сливной коллектор 4, разделенный на две части задвижкой 5. Обе части сливного коллектора соединены со всеми подземными резервуарами и установками нижнего слива 2. Данная схема позволяет сливать масло любого сорта, любой установкой нижнего слива и в любой резервуар. Кроме того, можно обеспечить последовательный слив различных масел без их смешения и самотеком освобождать сливные коллектора от остатков масла.
Сливо-наливные операции на эстакадах могут производиться одновременно с несколькими или одиночными цистернами. Количество эстакад п в общем случае определяется в зависимости от числа прибывающих за сутки маршрутов:
где N - число прибывающих маршрутов в течение суток; т„ -нормативное время пребывания маршрута на эстакаде; тр - рабочее время в сутки, час.
Если известен годовой грузооборот в год, то
= (2.2)
365G„
где G„ - грузоподъемность маршрута, т.; К/ - коэффициент неравномерности завоза (вывоза) нефтепродуктов (1,14-1,25); К2 -коэффициент неравномерности подачи ж.д. цистерн (14-1,25).
Длина эстакады рассчитывается как сумма длин цистерн одного вида с увеличением ее на 30 м для сооружения тупика в противопожарных целях.
Основной объем ж.д. перевозок нефтепродуктов приходится на доставку их с нефтеперерабатывающих заводов на распределительные нефтебазы.
При грузоподъемности маршрута G =(20004-3000) т. количество цистерн в нем может быть 50 и более, при этом его длина достигает 800 м Обслуживание такого состава на эстакаде связано с определенными трудностями, поэтому целесообразно строить двухсторонние эстакады уже при одновременном приеме 8 цистерн.
На рис. 2.8 и 2.9 а в качестве примера показано оборудованиедвухсторонних эстакад для маршрутного слива нефтей, дизельного топлива и мазута.
84
Рис. 2.8. Эстакада для маршрутного слива нефти и дизельного топлива:
1 - сливное устройство, 2 - рукава для подачи пара и отвода конденсата, 3 - коллектор пара, 4 - откидной мостик, 5 - рукав для зачистки, 6 - сливной рукав, 7 - подъемноповоротное устройство, 8 и 9 - рамы, 10 - укосина, 11 - аппарат гидравлического размыва, 12 - лебедка, 13 - плита, 14 - коллектор подогретой нефти, 15 - коллектор конденсата, 16 - труба нижнего слива дизельного топлива, 17 - труба слива нефти,
18 - труба верхнего слива дизельного топлива
Длина таких эстакад сокращается в два раза и может быть рассчитана по формуле:
la^Yatl,/2y (2.3)
1-1
где к - число цистерн в маршруте; а, - число цистерн (по типу), ВХоДящих в маршрут; /, - длина цистерн различных типов по осям сцепления.
85
A)
К)
Рис. 2.9. Схемы эжекторного слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн:
Нр, Qp - напор и расход рабочей жидкости, QH, Нн - расход и напор основного насоса, Q„ - расчетный расход, Qt, Н, - расход и напор после эжектора, Ндн - напор дополнительного насоса, hr- гидростатические потери напора
Маршрутный слив и налив нефтепродуктов на эстакадах двухстороннего типа принципиально не отличается от слива и налива на односторонних эстакадах, рассмотренных выше. Коллектора могут располагаться либо под землей или в желобах, либо сооружаться над землей на эстакаде.
Для маршрутных сливо-наливных операций разработаны типовые эстакады, позволяющие проводить только налив нефтепродуктов: светлых (НС), темных (НТ) и масел (НМ). Комбинированные эстакады для слива и налива обозначают следующим образом:
J для темных нефтепродуктов и масел - КМ;
J для светлых нефтепродуктов - КС.
Основные характеристики эстакад типа КС и НС приведены в табл. 2.7, 2.8. Каждый из вариантов эстакад состоит из трех основных звеньев: начального, среднего и конечного.
86
Характеристики эстакад для налива светлых нефтепродуктов
Таблица 2.7
Показатели Эстакады
НС-2 НС-3 НС-4 НС-5 НС-6 НС-7 НС-8 НС-9 НС-10
Длина эстакады, м 72 108 144 180 216 252 288 324 360
Количество средних звеньев, шт Количество стояков, шт. - 1 2 3 4 5 6 7 8
при 3-х коллекторах 34 52 70 88 106 124 142 160 178
при 4-х коллекторах 44 68 92 116 140 164 188 212 236
Количество 4- осных цистерн, шт Грузоподъемность маршрута, брутто (по 12 18 24 30 36 42 48 54 60
бензину), т. 800 1170 1540 1910 2280 2650 ЗОЮ 3380 3750
Таблица 2.8
Основные данные эстакад для слива и налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
Показатели Эстакады
КС-2 КС-3 КС-4 КС-5 КС-6 КС-7 КС-8 КС-9 КС-10
Длина эстакады, м 72 108 144 180 216 252 288 324 360
Количество средних звеньев, шт. — 1 2 3 4 5 6 7 8
Число одновременно сливаемых (наливаемых) 12
цистерн, шт 18 24 30 36 42 48 54 60
Грузоподъемность маршрута, брутто (по бензину), т 880 1290 1700 2100 2520 2920 3320 5740 4140
Объем маршрута из расчета 60 м3 цистерн, м’ 720 1080 1480 1800 2160 2520 2880 3240 3600
Необходимая производительность насосов, м '/час 540 810 1080 1350 1620 1890 2160 2430 2700
Число применяемых средних звеньев зависит от длины эстакады Если на нефтебазу поступают цистерны с одинаковой длиной 12 м, т0 сливо-наливные устройства устанавливают с технологическим шагом равным 12 м. Под технологическим шагом понимается расстояние между двумя ближайшими друг к другу сливо-наливными установками установленными вдоль эстакады.
При приеме на эстакаде цистерн различных типов и длин технологический шаг уменьшают до 6 м, т.к. несоответствие между цистернами и сливо-наливными устройствами приводит к нарушению одновременности налива иди слива всего состава поданных цистерн. В этих условиях приходится поочередно проводить расцепку состава на части, а также поочередно проводить слив или налив цистерн, что вызывает непроизводительные простои.
Особые трудности встречаются при самотечном сливе нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров. Перекачка таких жидкостей, особенно в летнее время, сопровождается образованием газовых пробок во всасывающей линии. Условия всасывания могут быть улучшены за счет применения эжекторов, действие которых основано на передаче энергии от рабочей жидкости, вытекающей с большой скоростью, к подсасываемой. Такой слив с применением насосов принято называть принудительным Применение эжекторов позволяет не только уменьшить вакуум, но и получить в нем избыточное давление и тем самым устранить условия вскипания жидкости.
Эффективность применения электорных схем слива в каждом конкретном случае рассчитывается по кпд, который определяется как отношение полезной работы к затраченной.
На рис. 2.9 представлены варианты технологических схем эжекторного слива. Схема А применяется в том случае, когда развиваемый основным насосом напор недостаточен для преодоления всех сопротивлений коммуникаций и создания в эжекторе необходимого напора Нр. В этом случае применяется дополнительный насос для питания эжектора рабочей жидкостью с характеристиками Qp и Яй„.
Если рабочий насос способен перекачать расход Q„ - Qp + Qo за установленную норму времени слива, то трубопровод для подачи эжектору рабочей жидкости может быть подключен к нагнетательной линии основного насоса (схема Б).
88
Рис. 2.10. Схемы слива светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн:
а) - сифонный слив, б) - верхний и нижний сливы под избыточным давлением, в) - верхний слив при помощи погружного насоса
1 - цистерна, 2 - сливной стояк, 3 - резервуар, 4 - вакуум-насос, 5 - насос, 6 - погружной насос, 7 - компрессор, 8 - вакуум-коллектор
По схеме В требуется только основной насос, развиваемый напор которого Н„ должен быть больше всех потерь напора в коммуникациях и расход насоса должен быть больше (g,, + Qo).
По схеме Г эжектор сам перекачивает нефтепродукт из цистерны в резервуар с расчетной производительностью, а насос используется только Для подачи рабочей жидкости на эжекцию. Очевидно, последняя схема Целесообразна при незначительных гидравлических потерях напора в нагнетательной линии (например, резервуарный парк расположен значительно ниже эстакады).
Принудительный слив нефтепродуктов может осуществляться, например, с помощью погружных насосов или за счет создания в цистерне избыточного давления, как показано на рис. 2.10. Для осуществления сифонного слива (рис. 2 10.а) необходимо предварительно заполнить
89
нефтепродуктом сливной стояк. Для этого обычно используются вакуум насосы, которые при сливе одиночных цистерн устанавливаются прямо ца стояке. При маршрутном сливе верхнюю часть стояка подсоединяют к вакуум-коллектору.
При верхнем сливе цистерн центробежными насосами или самотеком установка дополнительно поршневого вакуум-насоса необходима не только для заполнения стояка и всасывающих трубопроводов. Практика показывает, что в процессе слива, когда уровень взлива в цистерне становится низким и сливаемая жидкость не успевает подтекать к приемному рукаву, у его конца образуется воздушная воронка. Воздух из нее проскальзывает во всасывающий трубопровод и в нем образуется воздушная пробка, приводящая к разрыву сплошности потока жидкости и срыву работы насоса Это означает окончание «газовой» операции и переход на операцию зачистки-удалению остатков груза Зачистка цистерн наиболее эффективна поршневыми насосами.
Слив под избыточным давлением (рис. 2.10.6) применяют для сокращения времени слива. При этом способе в котле вагона-цистерны над поверхностью нефтепродукта создают давление, не превышающее 0,05 МПа. Люк колпака цистерны закрывают герметичной специальной крышкой со штуцером для подачи сжатого воздуха. Данный способ слива характеризуется более низким значением потерь нефтепродуктов от испарения.
Верхний слив при помощи погружных насосов (рис. 2.10.в), смонтированных на конце отпускного трубопровода или гибкого шланга, обладает практически теми же достоинствами, что и слив при помощи эжектора.
Принудительный слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны чаще всего используется там, где условия местности не позволяют обеспечить, течение нефтепродукта за счет гидростатического напора Ни (при сливе Но равняется разности геодезических отметок раздаточного патрубка резервуара и максимального уровня продукта в цистерне и должен обеспечить нормативное время заполнения цистерны (см. рис. 2.11).
На рис. 2.11.а показана схема самотечного налива при благоприятном рельефе местности. Схема принудительного верхнего налива при помощи насосов представлена на рис. 2.11.6.
Налив через буферную ёмкость представляет комбинацию первых двух способов и применяется на нефтебазах при отпуске большого ассортимента нефтепродуктов, позволяет сократить насосный парк нефтебазы, т.к. после заполнения промежуточной (буферной) емкости часть операции осуществляется самотеком.
90
Рис. 2 11. Технологические схемы налива нефтепродуктов:
А - верхний налив самотеком, Б - верхний налив с помощью насоса, В - верхний налив через буферную емкость, Г - верхний и нижний налив с помощью насоса и через буферную емкость
На крупных нефтебазах практикуется универсальные технологические схемы слива и налива нефтепродуктов, как, например, предложены на рис. 2.12. Схема предусматривает выполнение следующих операций:
1 - слив через верхнюю горловину или нижний прибор в нулевой Резервуар;
91
Рис. 2.12. Комбинированный слив-налив железнодорожных цистерн: 1 - стояк, 2 - цистерна, 3 - коллектор сливо-наливной, 4 - нулевой резервуар, 5 - насос, 6 - резервуары, 7 - вакуум-коллектор
2 - слив через верхнюю горловину или нижний прибор в резервуары, причем как с использованием насоса, так и без него;
3 - откачка нефтепродукта из нулевого резервуара в приемный резервуар;
4 - выполнение операций I и 3 одновременно;
5 - заполнение всасывающего трубопровода и стояка жидкостью из приемного резервуара.
6 - налив цистерн с помощью насоса или самотеком (за счет разницы геодезических отметок уровня в цистерне и резервуаре).
Незначительные изменения в схеме могут позволить осуществлять еще дополнительно внутрибазовую перекачку, слив и налив темных нефтепродуктов и т.д. Наиболее удачной технологической схемой слива и налива следует считать схему, обеспечивающую проведение максимальновозможного числа операций при минимуме затрат. На правильный выбор схемы влияют не только экономические показатели (расходы на строительство и эксплуатацию), а также такие, как простой цистерн, удобство эксплуатации, потери нефтепродукта от утечек и испарения, пожароопасность, число коллекторов, длина эстакады. Но в любом случае системы слива и налива должны быть спроектированы и эксплуатироваться в соответствии с нормами на проектирование и правилами технической эксплуатации.
92
2 5. УСТАНОВКИ НИЖНЕГО СЛИВА И НАЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
2,5.1. Назначение и технические характеристики УСН
Технические характеристики УСН-175
условный проход Ду, мм............................. 175
Условное давление нефти и нефтепродуктов, МПА (кгс/см2).......................................... 0,4 (4)
Тип сливного прибора цистерны..................... универсальный
Максимальный вылет от осей опорного шарнира до оси сливной головки, мм.............................. 3000
Высота центра присоединительного фланца по отношению к верхней точке головки рельса, мм....... 220 ± 5
Угол поворота оси первого шарнира, град., не менее. 280
Допускаемая неточность установки цистерны относительно оси коренного шарнира, мм............. 12000
Максимально допустимое усилие, прикладываемое к рукояткам головки, кгс .......................... 20
Уклон патрубков установки в сторону естественного слива относительно горизонтальной плоскости, град. 1
Температура подводимого пара, °C................... 120-5-140
Давление подводимого пара, МПа (кгс/см)............ 0,4 (4)
Масса установки УСН-175, кг........................ 165 ± 2
Масса установки УСНПп-175, кг...................... 183 ± 2
Установка УСП-175 предназначена для нижнего слива-налива нефти, нефтепродуктов и других, жидких малоагрессивных продуктов из железнодорожных вагонов-цистерн.
Для слива-налива вязких нефтепродуктов применяется установка УСНПп-175, имеющая паровую рубашку для подогрева сливаемого (наливаемого) продукта, а также для пропаривания внутренней полости сливного патрубка вагонной цистерны в зимний период.
В настоящее время промышленность выпускает установки для нижнего слива «УСНПэ» с электроподогревом и для слива-налива типа АСН-7Б (для маловязких нефтепродуктов), АСН-8Б (для вязких нефтепродуктов и > 100 сСт).
2.5.2. Устройство и принцип работы УСН
Принцип действия установок УСН-175 и УСНПп-175 основан на применении системы патрубков с герметизированными шарнированными
93
коленами, позволяющими производить слив или налив, как самотеком, так и принудительно с помощью насосного агрегата.
Установка УСН-175 (рис. 2.13 и 2.14) состоит из коренного опорного патрубка 1, подвижных патрубков 2 и 5, с коленами, двух опорных шарниров 3 для перемещения горизонтальной плоскости и двух шарниров 7 для перемещения вертикальной плоскости уравновешивающего устройства 4 и присоединительной головки 6.
Патрубок присоединен к запорному устройству, установленному на отводе продуктового коллектора. В опорных шарнирах с у-образной самоуплотняющейся резиновой манжетой имеются два ряда стальных шариков, а в шарнирах - один ряд. Шарики диаметром 5 мм засыпают через отверстие на обоймах шарниров, постоянно вращая внутреннюю и
Рис. 2.13. Установки УСН-175, УСНПп-175:
1-патрубок коренной опорный, 2,5 - патрубок подвижный, 3-7 - шарнир; 4 - балансир; 6 - присоединительная головка, 8 - паровая рубашка, 9 - конденсатоотводчик, 10 - трехходовой кран, 11 - пароотвод
94
2000
Рис. 2.14. Общий вид установки УСН в рабочих положениях
Рис. 2.15. Присоединительная головка:
1 - крюк-захват, 2 - уплотнительное кольцо, 3-4 -защелка, 5 - тяга, 6 - серьга, 7 - храповик;
8 - собачка, 9 - рычажный механизм;
10 - пружина, 11 - отверстие для установки атмосферного клапана, 12 - отверстие для присоединения паропровода, 13 - корпус
наружную обоймы одну относительно другой, после чего в отверстие устанавливают заглушку. Количество шариков - 120 шт. Разборку шарнира следует производить в обратном порядке.
Присоединительная головка (рис. 2.15) подключается к патрубку нижнего сливного прибора цистерны двумя крюками-захватами 1, каждый из которых приводится в действие тягой 5, серьгой 6, рычажным механизмом 9 с фиксирующим устройством в виде храпового сектора 7 и собачки с пружиной 70. Захваты прижимаются к корпусу головки спиральными пружинами. Для присоединения головки к сливному патрубку цистерны оператор, нажимая вниз на концевую часть установки, подводит сливной патрубок и направляет для правильной стыковки с головкой.
Под действием уравновешивающего устройства головка прижимается к торцу сливного патрубка, причем захваты при соприкосновении с патрубком цистерны разводятся, преодолевая усилие спиральных пружин, а затем защелкиваются за присоединительный бурт сливного патрубка ж.д. цистерн. При опускании рукояток головка прижимается к сливному патрубку цистерны и при помощи храпового
95
механизма остается в этом положении. Герметизация осуществляется уплотнительным кольцом 2. Сферическая поверхность конца сливного патрубка цистерны, коническая форма уплотнительного кольца, а также шарнир, к которому присоединена головка, гарантируют полную герметичность соединения даже при значительных перекосах (до 5^ патрубков нижнего сливного прибора цистерны. Для соединения головки от нижнего сливного прибора цистерн рукоятки поднимают вверх. При их повороте вокруг оси собачка 8 выводится из зацепления, и захваты поднимаются вверх. В верхнем положении рычаги с рукоятками фиксируются защелками и для отсоединения головки захваты разводят в стороны, преодолевая небольшое усилие пружин 3. Затем головку установки опускают вниз и выводят ее из под цистерны. Уравновешивающее устройство возвращают в концевую трубу установки в верхнее положение, обеспечивающее сток жидкости со стенок труб и колен к опорному соединительному патрубку. Во избежание интенсивного износа собачек при движении рукояток вверх и вниз оператор должен вывести собачки из зацепления.
Установка УСНПп-175 по конструкции аналогична УСН-175, дополнительно она снабжена паровыми рубашками и конденсатоотводчиком, краном для подачи сухого пара в сливной прибор цистерны через подводящие шланги. Регулировку горизонтального положения концевой трубки установки при монтаже и эксплуатации производят регулировочной гайкой уравновешивающего устройства, а также кронштейном подвески за счет отверстий или паза, в зависимости от полученных конструкций.
Для отвода статического электричества изолированные участки установки должны быть заменены. Величина сопротивления заземления для установок не более 10 Ом. К патрубку сливного прибора вагона цистерн установка должна быть подключена для начала слива-налива нефтепродукта, а отключена посла окончания этих операций. Перед сливом-наливом нефтепродуктов необходимо проверить исправность установок переключающих вентили и задвижки. Присоединять установки к нижнему сливному прибору вагонов-цистерн можно только после фиксации цистерн и отвода с пути тепловоза. Инструмент и приспособления, предназначенные для монтажа и демонтажа установок, должны быть изготовлены из материала, исключающего искрообразование.
Установка рассчитана на длительный период эксплуатации при условии соблюдения всех правил монтажа, эксплуатации ухода.
Слив или налив нефтепродуктов с помощью установки УСН-175 производится следующим образом: после подачи состава на сливоналивную линию оператор открывает нижнюю часть сливного патрубка цистерны и присоединяет головку установки к сливному патрубку
96
сгерцы. Затем открывается клапан нижнего сливного прибора и цИС изводится слив или налив цистерны. Отключение от цистерн после (|Р нчания слива-налива производится в обратном порядке. При сливе-° пиве нефтепродуктов с использованием установки ЦСПп-175 к ранее Н нечисленным добавляются операции, связанные с подогревом продукта, оходяшего через установку и припариванием сливного патрубка цистерны. Перед сливом-наливом продукта в паровые рубашки установки подается пар, для того, чтобы продукт мог поступать в прогретые остановки. Если в сливном патрубке цистерны образовалась ледяная пообка, необходимо открыть вентиль паропровода, установленного на головке и пустить сухой пар внутрь сливного патрубка. Пар подаётся с помощью 3-х ходового крана конденсатоотводчика. Конденсатоотводчика служит для выпуска пара, во время слива-налива этот кран закрыт, а другой кран установлен в положении, при котором пар выпускается из системы обогрева через патрубок. Пропаривание ледяной пробки ведётся при закрытом клапане цистерны. В нерабочем положении воронки присоединительных головок должны быть закрыты крышкой во избежание попадания прямых солнечных лучей, что привело бы к потерям эластичности уплотнительного кольца и, в конечном счете - к выходу его
из строя.
В последнее время при эксплуатации железнодорожных эстакад чаще стали использовать установки нижнего слива новой модификации типа АСН-7Б, АСН-8Б и т.д. Технические их характеристики, представленные ниже, можно сравнить с характеристиками УСН.
Техническая характеристика установки АСН-7Б, АСН-8Б
Диаметр условного прохода, мм........................... 175
Условное давление, МПа.................................. 0,4
Диаметр сливных приборов цистерн, для которых применимы установки, мм........................................... 1502
Максимальный вылет установки от опорного шарнира до оси сливной головки, мм..................................... 2000
Допускаемая неточность установки цистерн по отношению к оси опорного шарнира, мм................................+ 2qqq
Угол поворота установки: в горизонтальной плоскости.............................. 280°
в вертикальной плоскости, не менее...................... 10°
Температура подводимого пара, °C........................ 120 + 140
Давление подводимого пара, кгс/см2...................... 4
^асса, кг:
АСН'7Б.................................................. 165+2
ЛсН-8Б.................................................. 183 ±2
97
2.6. УСТАНОВКА ДЛЯ СЛИВА ВЯЗКИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ t> МЕЖДУРЕЛЬСОВЫЙ ЖЕЛОБ
Эффект рекомендуемых способов разогрева и размыва твердЬ1х осадков в цистернах получают тогда, когда струи теплоносителя непосредственно соприкасаются с поверхностью осадка, находящегося под толщей жидкого продукта, удаление которого лучше всего обеспечивается при самотечном сливе через нижний сливной прибор цистерны в межрельсовый желоб и далее в емкость Герметизацию слива при этом способе может обеспечить установка СПГ-200 (рис 2 16), разработанная Новосибирским институтом инженеров железнодорожного транспорта Установку монтируют над желобом, положенным между рельсами, в перекрытии желоба проделаны отверстия с уплотнением, в котором при помощи шарового соединения устанавливается сливной патрубок имеющий механизм крепления (рис 2 17)
При помощи провода вращающийся винт механизма крепления, сцепленный резьбой с опорой шарового соединения сливного патрубка совмещает его ось с осью сливного клапана цистерны Когда продольная ось желоба не совпадает с вертикальной осью сливного клапана цистерны,
Рис 2 16 Схема установки СПГ-200 1 - обратный клапан с противовесом 2 - уплотнительное кольцо 3-крышка
4 - присоединительная головка 5 - зажим 6 - перекрытие междурельсового желоба 7 - обойма 8 - гофрированный рукав 9 - гибкий корпус 10 - алюминиевый патрубок 11 - сливная труба
98
онение можно устранить поворотом шаровой головки патрубка, а °Т впадение продольной оси желоба с горизонтальной и вертикальной неС° сливного клапана цистерны устраняется шаровым соединением °С убка Патрубок установки СПГ-200 подсоединяют к сливному П иборУ цистерны зажимами Использование предлагаемых установок ПРзмОжно при наличии на пунктах слива подземных резервуаров В°»гтимостью, обеспечивающей прием наличных грузов в количестве, равном объему цистерн, одновременно подаваемых на фронт разгрузки
Рис 2 17 Схема монтажа установки нижнего слива СПГ-200 над междурельсовым желобом
1 - междурельсовыи желоб 2 - сливнои патрубок 3 - опора шарового соединения 4 - уплотнение перекрытая желоба 5 шаровое соединение 6 - шаровая головка 7 - винт для перемещения опоры шарового соединения 8 - направляющая винта, 9 - ролики скольжения
2.7, РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН
Задача об определении времени опорожнения цистерн является примером неустановившегося движения жидкости. Поэтому при решении этой задачи следует воспользоваться известным приемом, по которому полное время истечения разделяют на бесконечно малые промежутки времени, в течение каждого из которых напор считают постоянным, а движение жидкости установившимся Это позволяет использовать определенные зависимости установившегося движения
99
В общем случае слив из цистерн может происходить через сливной трубопровод и при избыточном давлении в цистерне При этом режим истечения может быть турбулентный в начале слива, ламинарный -конце В частных случаях возможно истечение только при одном режим? Рассмотрим решение этой задачи в целом. Положим, что за время уровень нефтепродукта в цистерне понизился на dz. Слитый из цистерну объем составит qdr Используя условие неразрывности потока и уравнение Бернулли получают дифференциальное уравнение времени истечения нефтепродуктов из железнодорожных цистерн от переменных z„ и рс:
. 2L я
ат --------===• --------------ас,
Pg
(2.4)
где q - расход нефтепродуктов, м3/с; L - длина котла цистерны, м, D - диаметр котла цистерны, м; f - площадь поперечного сечения потока нефтепродукта, вытекающего через сливной патрубок, м2; р - плотность сливаемого нефтепродукта, кг/м3; ц,_ - коэффициент расхода системы, который определяется по следующей зависимости:
1
1 + f +Л^ d
К =
(2.5)
где ск - коэффициент местного сопротивления сливного клапана; lnp, d - приведенная длина и диаметр сливного трубопровода, м; 2 -коэффициент гидравлического сопротивления сливного трубопровода.
Для решения этого уравнения необходимо знать закономерность изменения цс в процессе истечения. Но такая закономерность может быть установлена только экспериментально для конкретных условий слива. По этой причине рассмотрим 4 частных случая слива.
Первый случай. Слив через короткий патрубок.
При условии, если h =0; ри=0~, р/=Р2=Р«=0,Ю1 МПа. Тогда уравнение (2.4) примет вид:
dT =----'^=J(D-z)dz, (2.5)
fp„yj2g
где и„ - коэффициент расхода сливного клапана с коротким патрубком.
Полагая, что кинематическая вязкость нефтепродукта за в^ремя слива постоянна и известна (в интервале изменения от 1 до 650 смдс), можно определить и„ по экспериментальной зависимости:
и' =------5----- z,
" 0,0238v+ 1,29, (2.6)
100
где v - кинематическая вязкость при температуре слива, см2/с.
Тогда при интегрировании уравнения (2.5) в пределах от D до О
иМ формулу для определения времени слива т„ из железнодорожной ”истерны через короткий патрубок.
“ 4 LD^D
(2.7)
Второй случай. Слив под избыточным давлением через короткий патрубок
При условии если /;„=0; р!=рабс; Р2=рат«',
Pi~P2=Pu, hu=pjpg, (2.8)
тогда уравнение имеет вид:
« 2Л Г
г =--,4-----------az
fp'y/2go\ z + h„
(2-9)
После интегрирования и необходимых преобразований получим:
4 LDy[p [ \p + hu
D
2h+D 2h „
----Etk T)——T)
D 2 D 2
(2.10)
где F(4 - полные эллиптические интегралы
соответственно первого и второго рода при амплитуде л/2 и модуле к:
\hu+D
Уравнение (2.10) можно представить в виде: г" = f и/— ] .
° D
(2.И)
(2.12)
Следовательно, полное время истечения под избыточным давлением всегда меньше времени свободного истечения т„ на величину t//(7i„Zt>):
(2.13)
(£>J\£>Ld D J
Третий случай. Слив через специальный трубопровод.
При условии, если hu^0; ри=0', Pi=P2=Pa- Это наиболее распространенная схема слива, предусматривающая применение специальных шарнирно-соединонных отрезков труб, позволяющих герметизировать сливные коммуникации. Для этого случая формула Примет вид:
т = т Ky/'fZk?!
(2.14)
101
где д/ - коэффициент расхода специального трубопровода.
Для системы сливных труб СЛ-9 в интервале изменения вязкости от 1 до 70 см2/с величину дс следует определять по формуле:
, _ 1
” 0,22v + 3.78 ' (2'15)
Четвертый случай. Герметичный слив при наличии избыточного давления
В этом случае, чтобы получить формулу для расчета времени слива, интегрируется уравнение (2.4) при известном коэффициенте расхода д' = / (v) и ho=H.
Время слива из цистерн с внешним обогревом
При условии, если р„=0; pi=P2=6 и ho=0, время полного слива из цистерн, оборудованных внешним обогревом, определяется из дифференциального уравнения:
256L/3A^—
N z
„ 1 1 1 к
—d +---------И
v; ! v, vr I
После интегрирования и упрощения получим: _ 16DZ'vr
° gd3S
dr = ~
(2.16)
(2.17)
dz.
Для практических расчетов следует принимать толщину «горячего» пристенного слоя <5=0,5мм, а Z/a=2,l м. Значение V/ можно использовать при температуре конденсации пара в патрубке.
2.8. ПЕРЕВОЗКА ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
С каждым годом растет добыча тяжелых высокосмолистых нефтей, которые трудно перекачать по трубопроводам из-за образования осадков при низкой температуре. Перевозка таких нефтей полностью осуществляется железнодорожным транспортом.
Анализ физико-химических показателей застывающих грузов (см. табл. 2.9) с двухфазной средой показывает, что температура кристаллизации этих веществ, в основном, плюсовая, что обуславливает выпадение осадков при перевозках даже в теплый период года.
Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе рациональных и эффективных способов удаления грузов из железнодорожных цистерн.
102
Грузы с двухфазной средой, как правило, являются очень сложными высокомолекулярными органическими соединениями, содержащими большое количество отдельных веществ, растворенных друг в друге Галив этих грузов в цистерны обычно осуществляется в горячем состоянии, а при транспортировании происходит их охлаждение, которое приводит к кристаллизации составляющих компонентов и образованию двухфазной смеси-взвеси твердых частиц в жидкости.
В пункты назначения цистерны прибывает с грузом, разделенным на
две фазы: жидкую часть и осадок, величина и плотность которого зависит оТ свойств, образующих их компонентов, а также окружающей температуры и дальности транспортирования. В табл. 2.10 представлены результаты обследования цистерн с некоторыми грузами в пунктах слива в разные периоды года. Как видно из таблицы, при транспортировании грузов с двухфазной средой, масса твердой фазы (осадка) в цистернах может достигать половины массы наливаемого продукта.
Слив жидкой фазы не вызывает трудностей, а удаление осадков из цистерн из-за несовершенства применяемого оборудования и способов слива связано с большими затратами энергии и труда и приводит к продолжительным простоям цистерн. Суммы штрафов, выплачиваемые предприятиями за простой цистерн с такими грузами, составляют значительные величины, что приводит к разногласиям между различными ведомствами и железной дорогой, т.к. существующие правила перевозок
груза не предусматривают дополнительного времени на удаление осадка при сливе груза с двухфазной средой.
В создании устройств, способствующих разогреву загустевшей части продукта и ускорению его удаления из железнодорожных цистерн, посвящен ряд работ
Б.Е. Губин, В.П. Свиридов, А.Н. Левенцов, Н.Г. Болдов, С.И.Братцев, А.И. Шапилов предлагают установку для подогрева и слива вязких жидкостей из железнодорожных цистерн. Вязкая жидкость из цистерны сливается в теплообменник, где нагревается. Из теплообменника нагретая жидкость насосом через трубопровод и трубы-сопла подается в цистерну, из которой поступает в хранилища самотеком через коллектор или с помощью насоса.
В.П. Свиридов, А.В. Сидоренко, М.Н. Фокин предложили осуществлять слив высоковязких продуктов и очистку цистерн от осадков следующим образом. Перед сливом клапан сливного прибора цистерн Разогревают острым паром. Затем к сливному патрубку присоединяют при помощи захватов головку сливного устройства и открывают клапан сливного прибора. Через введенную в котел цистерны телескопическую ^Убу, на которой смонтированы размывочные сопла, подается пар и под его Давлением сопловой наконечник выдвигается до клапана сливного прибора - начинается слив жидкости с одновременным ее подогревом.
103
После слива основной массы грузов сопловой наконечник через телескопическую трубу подается в горячий продукт, струи которого размывают остаток и подогревают его. После слива остатка и прекращения подачи в цистерну горячего продукта сопловой наконечник под действием собственного веса приходит в исходное положение.
Таблица 2 9 Физико-химические свойства грузов с двухфазной средой
Показатели Общая антраценовая фракция Парафин нефтяной жидкий Нефть озексуатская
Плотность при 20°С, кг/м 1180 780 903 -"I
Содержание кристаллизующих
компонентов, в % 52,4 38,4 17,5
Температура застывания, °C 80 — -
Вязкость при 20°С — — —
Температура вспышки, °C 128 — —
Удельная теплоемкость
при 50°С, ккал/кг°С 0,447 0,501 —
Удельная теплопроводность
при 50°С, ккал/м ч °C 0,087 0,1286
Класс опасности по ГОСТ
19433-81 6 9 3
Кроме этого используют простые устройства - обычные трубы и шланги для подачи острого пара внутрь цистерны, а также переносные змеевики и электрические подогреватели. При применении переносных змеевиков и электрических подогревателей для разогрева вязких жидкостей и осадков иногда рекомендуют добавлять виброколебания, что даёт некоторый положительный эффект.
При сливе высоковязких и застывающих грузов из ж.д. цистерн применяются также и другие способы разогрева: острым паром, переносными пароподогревателями, горячей струей циркулирующего продукта той же марки. Кроме того, находится в стадии экспериментальных исследований подогрев сливаемого продукта теплоизлучателями, виброподогрев и электроиндукционный подогрев.
Разогрев вязких и застывающих грузов электрическими подогревателями в нашей стране широкого распространения не получил, т.к. является источником дополнительной опасности в пожарном отношении и требует специального штата рабочих по содержанию И обслуживанию этих устройств. Наиболее часто в настоящее время используют способы разогрева острым паром и горячей струей
104
циркулирующего продукта. Первый применяется с продуктами, опускающими их обводнение, а второй - исключающими поступление опы в сливаемый продукт.
В Таблица 2.10
Величина осадка некоторых высоковязких грузов в четырехосных цистернах
_—— Период года Дальность перевозки, км Высота осадка, ш Масса осадка, т
Антраценовое масло теплый 300 10+20 0,8+2,2
ХОЛОДНЫЙ 13+25 1,1+3,1
теплый 600 40-5-58 6,5+10,8
холодный 40-60 6,5+11,3
теплый 900 40-60 6,5+11,3
холодный 53-64 9,5+12,4
Парафин жидкий теплый 600
холодный 30-5-40 2,6+4
теплый 200
холодный 77+82 10,9+11,8
Петролатум теплый 1800 74+90 11,2+14,2
холодный
теплый 2400 90+120 14,8+22
холодный 74+90 11,2+14,8
Нефть белорусская теплый 800 150-130 18,3+24,4
холодный 2-5 0,04+0,2
2-5 0,04+0,2
Нефть озексуатская теплый
холодный 2300 8+12 0,3+0,7
10+14 0,5+0,8
2.8,1. Способы слива и устройства, применяемые при сливе грузов с Двухфазной средой
Наиболее трудной операцией при сливе из цистерн грузов с Двухфазной средой является удаление твердых остатков, достигающих значительных размеров. Из применяемых способов наиболее эффективным
105
считается циркуляционный способ размыва-подачи под давлением горячу жидкости к размывочному устройству, установленному внутри цистерну из которого она поступает свободными струями к торцовым стенка^ цистерн или в осадок Струи горячей жидкости чисто размывают их ц увлекают за собой по верхней поверхности осадка до нижнего сливног0 прибора цистерн Таким образом, подогреваются тонкие слои верхней поверхности осадка, которые постепенно смываются и удаляются щ цистерн
При сливе продукта самотеком (см рис 2 18а) открывают верхний люк, нижние крышки и клапан сливного прибора цистерны Толщину
Рис 2 18 Технологические схемы слива из железнодорожных цистерн высоковязких продуктов с удалением твердых осадков циркуляционным способом
а - свободный слив самотеком, б - герметизированный слив с предварительным откачиванием жидкой фазы продукта,
в - герметизированный слив без предварительного откачивания жидкой фазы продукта
осадка пробивают специальным металлическим стержнем в зоне сливного клапана, и жидкая часть груза самотеком сливается из цистерны в
106
^дурельсовый лоток 6, имеющий уклон в сторону промежуточного подземного резервуара 7.
г После слива жидкой фазы в цистерну опускается размывочное пойство и начинается процесс очистки цистерн от осадка. Насосом 3 ' идкнй продукт подается в теплообменник 2, где нагревается до (00'200°С и подается под избыточным давлением в размывочное тройство. Струи горячего продукта выходят из размывочного стройства, растепляют и растворяют осадок, стекают через открытое сливное устройство в межрельсовый лоток и далее в подземный резервуар, из которого излишки продукта насосом 4 перекачиваются в хранилище 5. В процессе очистки от осадка цистерны перегреваются. Убедившись в достаточном нагреве нижней части цистерны по всей длине и особенно её торцовых частей, сливщик прекращает процесс циркуляции и выводит из цистерны размывочное устройство.
При герметичном сливе с предварительной откачкой жидкой фазы продукта (рис. 2.18.6) открывают нижнюю крышку сливного прибора, верхний люк колпака цистерны. К сливному патрубку цистерны подсоединяют герметическое сливное устройство 6, открывают клапан сливного прибора, специальным металлическим стержнем пробивают
осадок и насосом 3 откачивают жидкую фазу продукта в хранилище 5. Затем через верхний колпак в цистерну вводят размывочное устройство 1 и приступают к удалению осадка. Для этого насосом 4 из хранилища 5 жидкий продукт подают в паровой теплообменник 2, где он нагревается и поступает под избыточным давлением к размывочному устройству.
Выходящие из размывочного устройства струи горячего продукта послойно размывают и растворяют осадок и стекают к сливному прибору. Насосы 3 и 4 работают одновременно. После нагрева нижней части цистерны по всей её длине и особенно нижних торцовых частей сливщик отключает нагревательный насос 4. Остатки продукта из цистерны выкачиваются насосом 3, и после этого сливное устройство отсоединяют от сливного прибора.
При герметичном сливе без предварительного выкачивания жидкой фазы продукта (рис. 2.18.в) открывают верхний люк клапана, подсоединяют к нижнему прибору цистерны герметичное сливное устройство 7. Металлическим стержнем пробивают осадок и открывают клапан сливного устройства. В цистерну до уровня осадка погружают размывочное устройство 1, перекрывают вентиль 5 и включают насос 3. Жидкая фаза продукта через сливной прибор цистерны и герметичное сливное устройство 7 насосом 3 подается через вентиль 4 в теплообменник 2, где нагревается до 100-?200°С и затем поступает под избыточном Давлением к размывочному устройству 1. Струи горячего продукта, выходя из размывочного устройства, растепляют и растворяют осадок. В Результате циркуляции продукта происходит постепенное нагревание
107
жидкой фазы, растепление и растворение в ней осадка. После нагреВа нижней части котла цистерны открывают вентиль 5, перекрывают вентидь 4 и насосом 3 перекачивают продукт из цистерны в хранилище 6.
В настоящее время при сливе грузов с двухфазной средой ддя удаления твердого осадка применяют различные размывочные устройства (см. рис. 2.19), некоторые из них часто эксплуатируются на заводах технического углерода. Эти устройства разнообразны по своим размерам и конструктивному исполнению и отличаются количеством направляющих сопел, поэтому эффект от воздействия размывочных струй на осадок также различен.
При самотечном варианте слив продукта и удаление твердого осадка из цистерн производится быстрее, т.к. жидкая фаза груза свободно выходит из цистерны, а осадок оказывается открытым для размывочных струй теплоносителя.
При втором варианте (рис. 2.18.6) над осадком во время размыва находится небольшой слой жидкой фазы, и размывочные струи недостаточно эффективно воздействуют на осадок. Вследствие этого весь процесс совершается медленнее, чем в первом варианте.
В третьем случае (рис. 2.18.в) размывочные струи непосредственно на осадок почти не воздействуют, т.к. раэмывочное устройство находится под слоем жидкости. Подача продукта по всей системе производится одним насосом. Осадок постепенно размешивается в массе продукта за счет турбулентного движения жидкой фазы в цистерне. Время разогрева, размыва и растворения осадка в данном случае значительно превышает время размыва осадка в первых двух вариантах.
По первому варианту слив продукта из цистерны производится самотеком под действием силы тяжести, в двух других - слив герметизирован. Для этой цели применяется установка нижнего слива АСН-7Б. Установка имеет 5 шарнирных соединений, которые оказывают значительное гидродинамическое сопротивление потоку сливного продукта. При расположении основания установки на одном уровне с железнодорожным полотном возникают трудности присоединения головки к сливному прибору цистерны. Очень часто от цистерны приходится предварительно отсоединять два звена наружной лестницы, крепящиеся на болтах. Лестницы, не имеющие болтовых соединений, скручиваются и повреждаются. В результате этого значительно увеличивается время подготовительных операций и возможны повреждения цистерн.
К недостаткам самотечного открытого варианта слива следует отнести интенсивное испарение продукта из приемного лотка. В этом отношении герметичный слив более совершенен, но использование на эстакадах приборов типа АСН-7 или АСН-7Б требует применения
108
сываюшего насоса, нормальная работа которого возможна только при °аличии в цистерне жидкой фазы, что затрудняет размыв осадка жидким Н поносителем. Время, затрачиваемое на удаление твердой фазы -ТсНОвная часть общей продолжительности слива. Оно зависит от высоты °садКа и от применяемого способа слива.
Рис. .19. Схемы размывочных устройств, применяемых при сливе высоковязких продуктов на заводах технического углерода: а - Барнаульском, б - Омском, в - Сызранском, г - Волгоградском, Д- Кременчугском, е - Кадиевском, п - количество направляющих сопел
109
Колебания продолжительности времени удаления осадка ц0 периодам года также зависят от способов слива. Если при свободном сливе эти колебания незначительны (рис. 2.20), то при вариантах герметичного слива в теплый период время удаления значительно меньше, чем в холодной. При высоте осадка 80 см время удаления его из цистерны при свободном самотечном сливе в холодный период составляет 320 мин.
Рис. 2.20. Кривые зависимости времени удаления из цистерн твердь® осадков коксохимического сырья от их высоты:
1 - для теплого периода, 2 - для холодного периода
Линии: —— при свободном сливе самотеком;
““ ' —“ при герметизированном сливе с предварительным откачиванием жидкой фазы продукта;
-----------при герметизированном сливе предварительного откачивания жидкой фазы продукта
НО
2 8 2. Методика расчета (нормирования) времени слива ь,соковязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
Темные нефтепродукты и другие наливные двухфазные грузы, перевозимые в ж.д. цистернах, по теплофизическим и физико-химическим свойствам разделяют на вязкие, застывающие и кристаллизующиеся.
К вязким относят продукты, которые во время транспортирования изменяют только свою вязкость. Важнейшим свойством таких грузов, определяющим работу установок слива, является их вязкостнотемпературная характеристика. Слив грузов с кинетической вязкостью выше 1,5- IO’2 м2/с без подогрева невозможен. К застывающим и кристаллизующимся относятся продукты, образующие, при транспортировании твердую фазу или осадок. Это продукты переработки нефти, каменного угля, сланцев и водный раствор неорганических соединений. Налив таких грузов обычно осуществляется в горячем состоянии. Изменение внешних условий при транспортировании (охлаждение) приводит к кристаллизации составляющих компонентов и образованию твердой фазы (осадка) в перевозимом продукте. В пункты назначения цистерны прибывают с грузом, разделенным на две фазы: жидкую и твердую. Поэтому данная категория грузов получила определения наливных грузов с двухфазной средой. Жидкая часть этих грузов в большинстве случаев имеет кинематическую вязкость до 1,5- 10 2 м2/с.
Величина твердой фазы в цистерне зависит не только от условий транспортирования, но и от количества кристаллизующихся компонентов, содержащихся в перевозимом продукте, их температуры плавления, растворимости в жидкой фазе, их теплофизических свойств и вязкости жидкой фазы. По температуре плавления твердой фазы грузы с двухфазной средой условно делят на 3 группы.
1 - С температурой плавления твердой фазы до 30°С.
2 С температурой плавления твердой фазы до 100°С.
3 . С температурой плавления твердой фазы выше 100°С.
Наливные двухфазные грузы первой группы образуют осадки только в холодный период года. Они легко плавятся и удаляются из цистерн непосредственным разогревом до 30°С, что технически осуществить несложно. Наливные двухфазные грузы 2 и 3 группы образуют осадки, как в холодный, так и в теплый периоды года. Осадки двухфазных грузов 2 гРУппы могут быть удалены из цистерны расплавлением за более Длительное время, чем осадки 1 группы. Твердая фаза грузов 3 группы Расплавлением из цистерн удалена быть не может, т.к. повышать температуру груза в обычной цистерне выше 100°С запрещено из-за соображений ее сохранности.
111
Время удаления твердой фазы из цистерн является основные нормообразующим фактором, т.к. на него приходится до 90% общец продолжительности операций слива. Оно зависит от величины осадка в цистерне и его теплофизических свойств. Теоретически рассчитать конечную величину осадка в цистерне в пунктах слива трудно или вообще невозможно из-за большого количества факторов, влияющих на процесс образования твердой фазы.
Выгрузка наливных грузов из железнодорожных цистерн, как правило, осуществляется через нижний сливной прибор самотеком (под действием силы тяжести) в промежуточную емкость, находящуюся под ж.д. путем выгрузки в непосредственной близости от него. Выгрузка из цистерн, не имеющих нижнего сливного прибора, осуществляется через верхний люк откачкой. В этом случае диаметр откачивающего трубопровода должен быть не менее 200 мм.
Приемные устройства и средства перекачки пункта слива должны обеспечивать одновременную разгрузку поданных цистерн и при нижнем сливе не должны ограничивать максимально возможную пропускную способность универсального сливного прибора цистерны (УСП). В настоящее время все железнодорожные цистерны оборудованы универсальным сливным прибором с улучшенной гидравлической характеристикой, обеспечивающей слив самотеком продуктов с вязкостью до 1- 10‘3 м2/с за 11,6 мин. Поэтому этот способ слива, осуществляемый через нижний сливной прибор в промежуточные подземные резервуары, находящиеся под железнодорожным путем или в непосредственной близости от него, в настоящее время является наиболее экономичным. Вместимость подземных резервуаров должна быть не меньше вместимости цистерн, одновременно подаваемых на фронт слива.
Формула для расчета продолжительности самотечного слива вязких продуктов из четырехосных цистерн имеет следующий вид
t = 11,456 + 1501-V, мин. (2.18)
где v - кинематическая вязкость продукта при температуре слива, м2/с.
Формула действительна в интервала вязкости от 1,2’10'6 до 1,5’10’3 м2/с, что практически охватывает всю номенклатуру перевозимых в железнодорожных цистернах вязких грузов.
Время выгрузки продуктов из вагонов-цистерн устанавливается расчетом, исходя из максимального использования пропускной способности У СП цистерн, применяемого оборудования для разогрева и удаления груза, времени очистки котлов цистерн и четкая организация выгрузочных работ при предельном совмещении выполняемых операций.
112
Подготовительные операции (снятие пломб, открытие крышки люка пака, крышки клапана УСП цистерны, присоединение сливного к°ЛпОйства к патрубку УСП, открытие клапана УСП, установка Уереходных мостиков) - tnor)r.
П заключительные операции (удаление остатков из котла цистерны чистной лопаты, закрытие клапана УСП, крышки люка колпака, засоединений сливного устройства эстакады и приведение его в нерабочее обложение, закрытие крышки клапана УСП, постановка заглушки), очистка поверхности цистерн, поднятие переходных мостиков - tMK„ кь!грузка груза из вагона — t^y^.
Заключительно-подготовительные операции долины выполняться
одновременно в верхней и нижней части цистерн. Затраты времени на отдельные п. з. операции, выполняемые вручную, установлены фотохронометражем. Они приведены в табл. 2.11.
Количество цистерн, обслуживаемых одной группой сливщиков (2 чел.), не должно превышать 8 четырехосных вагонов.
В холодный период года при сливе продукта с вязкостью выше 15'Ю‘2 м2/с для разогрева остатков, налипших на внутреннюю
поверхность цистерны, на дегазацию и охлаждение котла предоставляется дополнительное время продолжительностью 0,5 часа.
При перевозках некоторых сырых нефтей в котлах цистерн выпадают парафинистые отложения и минеральные примеси в размере
2-е-З см по высоте. Для удаления указанных отложений из котла в процессе слива необходимо размешивать их в массе нефти с помощью зачистной лопаты. В связи с этим при расчете времени выгрузки данной категории наливных грузов в подготовительные операции необходимо включать операцию «размешивание». Продолжительность этой операции в теплый период года составляет 2,33 мин. на 1 вагон.
Таблица 2.11
Средняя продолжительность подготовительно - заключительных операций, мин.
Наименование операции Оборудование, инструмент Температура воздуха
плюсовая минусовая
Подготовительные операции
Опустить переходный мостик лебедка 0,67 0,69
Открыть крышку люка колпака КЛЮЧ, молоток 0,26 0,31
Открыть заглушку сливного прибора ключ, молоток 0,87 * 0,90*
Подсоединить установку слива — 0,42 0,44
к патрубку УСП Открыть клапан сливного ключ торцевой 0,9 0,93
прибора
Перейти от одной цистерны к Другой - 0,18 0,19
113
Продолжение таблицы 2 ] ]
Заключительные операции
Зачистить котел от остатков зачистная 1,8 П9~^
Закрыть клапан сливного лопата 0,73 0,76
прибора Отсоединить и привести в ключ торцевой 0,35 0,36
нерабочее положение установку слива Закрыть крышку люка колпака ломик 0,26 * 0,31 *
Закрыть заглушку сливного ключ 1,47 1,49
прибора Очистить поверхность ключ, ломик — —
цистерны и трафареты от попавшего груза* Поднять переходный мостик ветошь 0,55 * 0,55*
Перейти от одной цистерны к лебедка 0,18 0,19
другой -
* Операции, перекрываемые во времени (выполняются параллельно)
Общее время Т выгрузки группы цистерн с вязкими грузами определяется следующим образом:
а) еСЛИ П1по$г 3'—n(tno()3+t3aK1), (2 19)
б) еСЛИ МИН. (2 20)
Например, для определения продолжительности выгрузки из 8 четырехосных цистерн осветительного керосина с температурой продукта в пункте выгрузки 20°С, кинематической вязкостью при данной температуре 0,034- 104 м2/с и сливе самотеком в нулевую емкость, температуре наружного воздуха 15°С (эстакаду обслуживают 4 сливщика) можно использовать следующий порядок расчета'.
1 (по формуле 2.18) определяют продолжительность непосредственного слива керосина из одной цистерны
t?py3=l 1,456+15,01- 0,034- 104=11,46 мин.
2. согласно расчетным данным, приведенным в табл. 2 И, продолжительность подготовительных и заключительных операций при плюсовой температуре составляет:
=2,43 мин, tlaia.=4,53 мин.
3. продолжительность подготовительно-заключительных операции при обработке 8 вагонов-цистерн 2-мя сливщиками составляет:
п- tn,u„.=8- 2,43=19,44 мин.
п- t3aKJ, =8- 4,53=36,24 мин.
Т.к. время непосредственного слива керосина (^.) меньше суммарной продолжительности подготовительных операции, выполняемых 2 сливщиками (n- то общее время выгрузи11 определяется по формуле (2.19)
Т=19,44+36,24=55,65мин.
114
Для определения продолжительности выгрузки из 8 четырехосных истерн мазута марки М-40 с температурой продукта в пункте выгрузки ^ioC кинематической вязкостью при данной температуре 155,4- 104м2/с..
’ самотеком, температуре наружного воздуха -10°С, можно сливе _
спользовать следующий порядок расчета'.
1 по (формуле 2.18) определяют продолжительность свободного слива мазута из одной цистерны:
1гру1=11,456+1501- 155,4- 104=34,6 мин.;
2 т.к. слив нефтепродукта производится в холодный период года, то tnod.- =2,56 мин. =4,7 мин.;
3 . продолжительность погрузо-загрузочных операций при обработке 8 цистерн 2 сливщиками составляет:
п- t=8- 2,56=20,48 мин.
п- tlaK,.=8- 4,7=37,6 мин
Т к. время слива мазута из одной цистерну больше продолжительности подготовительных операций, т.е. t!pyi.> п- 1подг, то общее время выгрузки определяется по формуле (2.20)
Т=2,56+34,66+37,6=74,82 мин.
Вязкость продукта в пункте слива составляет 155- 10’4м2/с, поэтому необходим разогрев загустевших остатков, дегазация и охлаждение котла. На эти операции дополнительно затрачивается 30 мин. Тогда общее время
выгрузки составит:
Т= 74,82+30=104,82 мин.
Для определения продолжительности выгрузки 32 четырехосных цистерн высокопарафинистой нефти с температурой продукта в пункте выгрузки 28°С, кинематической вязкостью при данной температуре 0,08 104м2/с необходим разогрев загустевших остатков, дегазация и охлаждение котла. Можно использовать следующий порядок расчета'.
1 по формуле (2.18) определяют продолжительность свободного слива нефти из одной цистерны
t,py,=l 1,456+1501- 0,08- 104=11,47 мин;
2. т.к. слив нефти производится в теплый период времени, то tnod? =2,43 мин. t3aK1.=4,58 мин.
В 1по<}г. входит операция размешивания парафинистых отложений, поэтому
=2,43+2,33=4,76 мин.;
3. продолжительность подготовительно-заключительных операций пРи обработке 8 цистерн 2 сливщиками составляет:
п- t„„rl,.=8 4,76=38,08 мин.
п tMKJI =8- 4,53=36,24 мин.
115
Т.к. время непосредственного слива нефти из одной цистерн меньше суммарной продолжительности подготовительных операции выполняемых двумя сливщиками tто общее время выгруЗКи
цистерн определяют по формуле (2.19):
Т=38,08+36,24= 74,32 мин.
2.8.3. Расчет времени выгрузки из цистерн застывающих и кристаллизирующихся грузов
Расчетная формула для определения времени выгрузки имеет вид:
7 п‘ tno()2.+ Тсл'лс-+ tyo'+ П' ?закл » (2-21)
где Гсл.ж - время слива жидкой фазы (мин.); ty.„. - время удаления твердой фазы (мин.); г„ойг, tjaKJI - время подготовительных ц заключительных операций (мин.).
в 1щк)г- при сливе грузов с двухфазной средой входит дополнительная операция на пробивание толщи осадка над сливным клапаном продолжительность которой зависит от плотности осадка, высоты его слоя и для каждой группы грузов устанавливается фотохронометражем. Точность записи при фотографии процесса - 1 мин. и при хронометраже - 1с.
В t3aK1. входит дополнительная операция охлаждения цистерны и ее предварительной зачистки, продолжительность которой устанавливается хронометражем, но в любом случай превышает 2 мин. на всю одновременно загруженную группу цистерн.
Для определения продолжительности слива антраценовой фракции из 3 четырехосных цистерн в теплый период года при содержании кристаллизующихся компонентов 16% первоначальной высоте уровня взлива продукта в цистерне 224 см, продолжительности доставки 3,5 сут., продолжительности подготовительных операций 6,1 мин., заключительных операций 3,6 мин., продолжительности слива жидкой фазы 12 мин. можно применить следующий порядок расчета.
1. Высота осадка, образовавшегося в цистерне за время перевозки, определяется по формуле
Н = h + TT xhH,см (2.22)
где h - удельная интенсивность образования осадка см/час- м; 7т-продолжительность транспортирования, ч; hH - первоначальная высота уровня взлива продукта в цистерне, м.
Для данного продукта интенсивность образования осадка определяется по следующей эмпирической формуле:
h=0,0781+0,0046- Р+0,0003- Р3,
где Р - содержание кристаллизующихся компонентов, % h = 0,781 + 0,0046- 16 + 0,0003- 162 = 0.2285 см/час- м, тогда Н = 0,2285- 3,5- 24- 2,24 = 43 см.
116
2. Время удаления осадка из цистерны рекомендуемым способом для нного продукта при давлении теплоносителя в размывочном устройстве q ?5—0,4 МПа и его температура 100°С определяется по эмпирической формУле , ,
-42,917+1,625- Н+0,008- Н2 = 42,917+1,625- 43+0,008- 432=127,7 мин. у° у Продолжительность слива антраценовой фракции из железнодорожных цистерн определяется по формуле (2.21) * Т=3- 6,1+12+127,6+3- 3,6 = 168,7 мин.
Для определения продолжительности слива жидкого нефтяного парафина из железнодорожной цистерны типа 25 в холодный период года при дальности транспортирования 5=1210 км., продолжительности подготовительных операций 8,6 мин., заключительных 3,6 мин., продолжительности слива жидкой фазы 16 мин., максимальной температуры застывания 25,6°С можно использовать следующий порядок расчета.
1. Высота осадка в зависимости от дальности транспортирования определяется по следующей эмпирической формуле (2.22):
Н = 7,28+0,046- S = 7,28+0,046- 1210 = 62,94 см.
2. Продолжительность удаления твердой фазы определяется расчетом массоотдачи к жидкой фазе теплоносителя от твердого осадка по формуле:
(2.23)
b.-1-С^СДД 3 =---------у—, кг/с
1,41 -а -РД
где Ь, - ширина осадка в каждом слое, м; I - длина каждого слоя
осадка, м ; Со = С„ - С,„ - концентрационный напор в диффузном
/--\-02
I V ]
пограничном слое, кг; С, = 0,72 — - интегральный коэффициент
1 VI
сопротивления; Vcp=—udx - средняя по длине скорость поверхности пленки, протекающей по осадку, м/с; а - турбулентное число Прандтля (х1); Рг = ~ - коэффициент Прандтля; v - кинематическая вязкость теплоносителя, подаваемого в цистерны при температуре подачи м2/с; D -коэффициент диффузии твердой фазы в жидкую при температуре ведения процесса, м2/с.
117
Применяется следующий порядок расчета времени удаления
твердой фазы из железнодорожных цистерн-.
1- ь,= 2jD h, - h2 ; (2.24)
2. G„ = F^tfibp (2 25)
3. F = nd2 . 4 ’ (2.26)
4. G = b, ’ (2 27)
5.U„-- _ G ’ F ’ (2.28)
6.8 = v. 5 (2 29)
7- Gcp, _ 8 Q, (2.30)
7 0,0284(2,/v)"°25 l’
8. Pr = V ц": (2.31)
9.a=l = 0;072feir2; k v / (2 32)
10. t, __GY J, (2 33)
11. ty- H =1 (2 34)
Принятые обозначения:
bt - ширина осадка в цистерне, м;
D - диаметр цистерн, м;
/г, - высота осадка в цистерне, м;
Go - масса теплоносителя, подаваемого в цистерну через сопло, кг/с;
d - диаметр выходного отверстия сопла, м;
G - объем теплоносителя, подаваемого в цистерну, м3/с;
F - площадь поперечного сечения выходного отверстия сопла, м2;
АР - избыточное давление перед выходом из сопла, кг/м2;
Q - объем теплоносителя на единицу ширины осадка, м2/с;
<5 - толщина пленки теплоносителя, текущая по осадку, м;
V _ средняя скорость течения пленки по осадку м/с
I - половина длины цистерны, м;
v - кинематическая вязкость теплоносителя, подаваемого в цистерну, м2/с;
D, - коэффициент диффузии теплоносителя, м2/с;
118
интегральный коэффициент сопротивления при протекании поносителя по поверхности твердой фазы;
г - концентрация подаваемого теплоносителя, кг/м ;
* _ плотность твердой и жидкой фаз, кг/м3;
у _ объем твердой фазы, содержащейся в г-ом слое осадка, м3;
jмасса твердой фазы, удаляемой из /-го слоя в единицу времени, кг/с;
_ время удаления г-го слоя твердой фазы продукта из цистерн, с;
j - общее время удаления твердой фазы продукта из цистерны, с.
У° При разделении высоты осадка на слои по 10см и использование этого порядка расчета время удаления твердой фазы из цистерны определяется по формуле.
П» = 5/, = 36 + 6 1 + 7 6 + 8 7 + 9 6 + 10 3 + 3 9 = 49 2мин.
3 Продолжительность слива парафина из цистерны по (4) составляет:
Т = 8,6 +16,0 + 49,2 + 3,6 = 77 Амин = 1,34ч .
2.9. ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЕМКОСТЯХ
2.9.1. Подготовка транспортных средств
Нефть и нефтепродукты транспортируют в наливных судах, железнодорожных и автомобильных цистернах с внутренним маслобензостойким и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности. Допускается транспортировать нефть и нефтепродукты в транспортных средствах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 01.01.86 г и в железнодорожных цистернах без приборов нижнего налива и введенных в эксплуатацию до 01.01.90 г.
Из ж д. цистерн нефть и нефтепродукты должны быть слиты полностью с удалением вязких нефтепродуктов с внутренней поверхности котла цистерн. При этом в ж.д. цистернах, не имеющих нижнего сливного Устройства, допускается остаток на более 1 см (по измерению под колпаком). В вагонах для нефтебитума (бункерных полувагонах) Допускается остаток не более 3 см (по измерению в ср. части ковша).
Подготовку транспортных средств и резервуаров для налива нефтепродуктов производят в соответствии ГОСТ 1510-84, см. с табл. 2 12 и 2 13
119
Продолжение таблицы 2 \2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 14 15 16 18 \ 19 \
18 Смола нефтяная типа Е 3 3 3 1 1 3 3 3 3 3 2 1 3 3 4 1 2 2 1 \
19 Сырье для пиролиза 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
20 Присадки 0 1 1 0 0 1 1 2 2 1 1 0 1 1 1 1 1 0
21 Масла 1 -й группы 0 1 1 0 0 1 1 2 2 1 1 0 1 1 1 1 1д 0
22 Масла 2-й группы 0 1 1 1 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1
23 Масла 3-й группы 0 2 2 1 1 2 2 2 2 2 2 1 2 2 1 1 1 1
24 Масла осевые 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 4 5 3
25 Сырье для битумов, битумы 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 4 0 5
дорожные 26 Битумы 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
27 Сырье для сажи 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 3 3 3 3 4 3
28 Кислоты нефтяные, деэмульгаторы, 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 3 3 0 0 3 3 3 3
эмульсолы 29 Пенообразователи 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 2 0 2 2 3 2 1 1
30 Лакойль, пирополимеры 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 3 3 2
31 Парафины технические 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 1 1 1
32 Парафины нефтяные жидкие 0 0 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 1 1 0 0 0 0
33 Нефть 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 4 5 5
34 Нефтепродукты, отработанные ММО, МИО 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 4 5 0 0 4 5 0 5
Таблица 212
Порядок подготовки железнодорожных цистерн, автоцистерн и вагонов к наливу нефти и нефтепродуктов (ГОСТ 1510-84)
Наливаемые нефтепродукты нефтяная ароматика растворители [компоненты топлив бензин топлива I керосин освет керосин техн смола типа Е сырье для пиролиза присадки нефть
। авиационный 1 этиловый 1 автом этилир автом неэтил Б-70 1 1 реактивн дв нафтил дизельное для ГТУ, печное моторные
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 18
1 Нефтяная ароматика 3 3 3 0 0 2 2 2 2 0 0 0 2 2 0 0 0 0
2 Растворители 3 3 3 3 0 0 2 2 2 1 0 0 2 2 1 0 0 0
3 Компоненты топлив 3 3 3 1а 1а 3 3 3 3 1 0 0 2 2 1 0 0 0
4 Бензин авиационный этилированный 3 3 3 3 2 2 3 3 3 1 0 0 2 2 0 0 0 0
5 Бензин автомоб этилированный 4 4 4 3 3 3 3 3 3 26 1 0 3 3 1 1 1 0
6 Бензин автом неэтилированный 4 4 4 1а 1а 3 3 3 3 26 1 0 3 3 1 1 1 0
1 Бензин авиационный Б-70 2 2 2 0 0 2 3 2 2 1 0 0 2 2 0 1 0 0
8 Топлива реактивных двигателей 2 2 2 1 1 2 2 2 2 1 0 0 2 1 0 0 0 0
9 Топлива ГТУ, печное бытовое 2 2 2 1 1 2 2 4 4 4 4 1 4 4 3 3 2 1
10 Топлива моторные 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 4 5 3
11 Мазуты малосернистые 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 4 0 5
12 Мазуты сернистые, высокосерн 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 4 0 5
13 Топливо нафтил 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 1 1 0 0 0 0
14 Топлива дизельные 2 2 2 1 1 2 2 4 4 Зв 2 1 4 4 2 2 2 1
15 Мазуты флотские 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 4 0 / 3
116 Керосины осветительные 2 3 2 0 0 3 3 4 4 4 0 0 4 / 4 / р / 1 / 1 1 0 1
\ Керосины технические 2 3 2 1 1 3 3 4 4 , 4 / 3 / 1 1 _4_/_ 4 / з / 1 / J /
Продолжение таблицы 2.13
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 13 \ 14 15 \ 16 \ М 18 \
14. Топлива дизельные 0 0 1 2 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 1 1 1 \
15. Мазуты флотские 3 3 Зв 0 0 0 9 0 0 3 3 3 3 3 3 1 3 3 \
16. Керосины осветительные 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
17. Керосины технические 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
18 Смола нефтяная типа Е 0 0 0 2 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0
19. Сырье для пиролиза 4 4 4 4 4 4 4 0 0 1 3 3 3 3 4 4 3
20. Присадки 0 0 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
21. Масла 1-й группы 0 0 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
22. Масла 2-й группы 0 0 0 2 3 3 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
23. Масла 3-й группы 1 1 1 3 3 Зв 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0
24. Масла осевые 3 3 3 5 5 5 5 0 0 2 3 3 0 0 2 3 3
25. Сырье для битумов, битумы дорожные 5 5 5 0 0 0 0 5 5 0 5 5 3 3 5 4 3
26. Битумы 0 0 0 0 0 0 0 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0
27. Сырье для сажи 3 3 3 4 4 4 3 0 0 3 2 2 2 2 5 4 3
28. Кислоты нефтяные, диэмульгаторы, эмульсолы 3 3 3 3 3 3 3 3 0 3 3 3 3 3 3 3 2
29. Пенообразователи 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 3 0 3 3 0 1 0
30. Лакойль, пирополимеры 1 1 1 3 3 3 3 0 0 3 2 4 2 2 3 3 1
31. Парафины технические ' 0 0 0 1 1 1 0 0 0 0 0 0 3 3 0 1 1
32. Парафины нефт. жидкие - ' 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 0 0 0
33. Нефть 3 3 5г 5 5 5 5г 3 0 3 3 3 5 5 5г 3 3
34. Нефтепродукты, отработанные ММО, МИО 5 5 5 0 5 5 5 0 0 5 5 5 5 5 5 5 3
35. Нефтепродукты, отработанные группы СПО 5 5 5 0 0 5 5 0 0 5 5 5 5 5 5 5 1
122
Таблица 2.13
Подготовка железнодорожных цистерн, автоцистерн и вагонов к наливу нефти и нефтепродуктов (ГОСТ 1510-84)
Слитый нефтепродукт
Наливаемые продукты мазуты масла 1 сырье для битумов битумы кислоты нефтяные пенообразователи лакойль парафины технич. парафины жидкие сырье для сажи отработанные нефтеппод. ММО. МИО Отработанные нефтепродукты СНО
: малосернистые сернистые i флотские 1 первой группы второй группы третьей группы осевые
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Г14 15 16 17 18
1. Нефтяная ароматика 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2. Растворители 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
3. Компоненты топлив 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
4. Бензин авиац. этилированный 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
5. Бензин автом. этилированный 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6
6. Бензин автом. неэтилированный 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
7. Бензин авиационный Б-70 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
8. Топлива реактивных двигателей 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
9. Топливо ГТУ, печное бытовое 1 1 1 2 2 1 1 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1
10. Топлива моторные 4 3 4 5 5 5 5 0 0 0 3 3 3 3 3 3 3
11. Мазуты малосернистые 5 5 5 0 0 5 5 5 5 5 5 3 5 5 5 5 3
12. Мазуты сернистые, высокосерн. 5 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
| 13. Топливо нафтил 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 _0j о/
Транспортные средства и резервуары для налива масел готовЯгп зависимости от группы масел:
1 - турбинные, трансформаторные, авиационные по ГОСТ 21743-7^ МТ, веретенные, электроизоляционные, для вентиляционных фильтрОв’ конденсаторные, холодильных машин и их полуфабрикаты индустриальные; ’
2 - моторные автомобильные для карбюраторных двигателей моторные для автотракторных дизельных двигателей, компрессорные сепараторные, для направляющих скольжения металлорежущих станков для гидросистем высоконагруженных механизмов, для опрокидывания вагонов самосвалов, поглотительные, масломягчители (пластификаторы) для производства химических волокон, трансмиссионные специальные;
3 - трансмиссионные, цилиндровые тяжелые, сланцевые для прокатных станов, для механических и гидромеханических коробок передач, для гидрообъемных передач и гидроусилителей рулей, для гипоидных и спирально-конических червячных, цилиндрических передач жидкости смазочно-охлаждающие.
Железнодорожные цистерны, подаваемые для подготовки под налив, должны сопровождаться документом, содержащим наименование слитого нефтепродукта.
При отсутствии указанного документа наименование слитого нефтепродукта устанавливают анализом остатка из цистерны. Не допускается использовать цистерну для налива нефтепродуктов, применяемых в авиатехнике, если цистерны не имеют сопроводительных документов. Использование таких цистерн для налива бензина, растворителей, нефтяной ароматики, керосинов, масел первой группы допускается при условии подготовки их в соответствии с обозначением.
Подаваемые под налив железнодорожные цистерны должны сопровождаться документом, содержащим наименование нефтепродукта, слитого из цистерн перед их подготовкой, наименование нефтепродукта, под налив которого цистерны подготовлены. Не допускается использовать железнодорожные цистерны, имеющие трафарет «бензин», для транспортировки нефти, масел, мазута, моторного топлива и аналогичных им по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.
Подача железнодорожных вагонов-цистерн под слив и налив разрешается только после тщательной очистки площадок железнодорожных путей от пролитых нефти и нефтепродуктов при сливе или наливе предыдущих групп или одиночных железнодорожных вагонов-цистерн.
По обе стороны от сливо-наливных устройств или отдельно стоящих на железнодорожных путях стояков должны быть установлены сигнальные знаки - контрольные столбики, запрещайте заезд за них тепловозов.
124
Движение тепловозов по железнодорожным путям, на которых положены сливо-наливные устройства, запрещается. Движение их Р3Д,скается только по обходным железнодорожным путям.
Я° ' Железнодорожные вагоны-цистерны под слив и налив должны одаваться плавно, без толчков и рывков. Торможение железнодорожных Я онов-цистерн металлическими башмаками на территории сливо-наливных устройств не разрешается. Для этой цели можно применять только деревянные подкладки.
Сортировка железнодорожных вагонов-цистерн, сцепка и их асцепка должны производиться вне пунктов слива и налива нефти.
И При подаче под слив-налив и выводе со сливо-наливной эстакады скорость движения по маршруту не должна превышать 5 км/час.
Прием под налив вагонов-цистерн без отметки технического осмотра, а также с явными признаками течи и других неисправностей, препятствующих наливу в них нефти, не допускается.
Во время операции по сливу и наливу нефти на железнодорожной эстакаде проводить маневровые работы и подавать следующий маршрут на свободный путь эстакады, запрещается. На двухсторонних железнодорожных сливо-наливных эстакадах при сливе-наливе нефти подача состава на 2 путь разрешается только после полного слива-налива состава на сменном пути и принятия необходимых мер по уборке случайно пролитой нефти.
При высоком уровне загазованности территории железнодорожных сливо-наливных эстакад подача вагонов-цистерн под слив-налив, проведение операций по их обслуживанию и вывод их с эстакады запрещается.
Крытые вагоны для парафина и восковых составов должны быть промыты и просушены. Для других нефтепродуктов крытые вагоны, полувагоны, платформы, контейнеры должны быть полностью освобождены от ранее перевозимых грузов.
Железнодорожные цистерны и вагоны должны быть опломбированы в соответствии с правилами перевозки грузов. В таблииах приняты следующие условные обозначения'.
О - налив запрещен;
1 - удалить остаток, промыть под давлением горячей водой с нефтяным растворителем или моющим веществом (или пропарить) и пропустить котел цистерны. При наливе нефтепродукта, указанного в п.п. 13,14, протереть котел цистерны хлопчатобумажной тканью, смоченной наливаемым нефтепродуктом или керосином;
2 - удалить остаток и просушить котел цистерны. Протирка котла Цистерны вручную производится при наливе нефтепродуктов, Указанных в п.п. 13 и 14;
а ~ удалить остаток;
125
4 - зачистка не требуется (остаток не более 1 см.);
5 - зачистка не требуется (остаток не более 3 см.);
а - не допускается налив нефтепродуктов, предназначенных экспорта;
б - в период ноябрь-март включительно подготовку проводить соответствии с 1;
в - при наливе одноименных (по маркам) нефтепродуктов допускается подготовка цистерн в соответствии с обозначением 4. При наличии механических примесей их следует удалять полностью;
г - перед наливом нефтей, предназначенных для изготовления масел подготовку производить в соответствии с обозначением 3;
д - запрещается налив авиационных масел.
2.10. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ СЛИВО-НАЛИВНЫЕ ЭСТАКАДЫ
Конструкция эстакад и сливо-наливных устройств должна обеспечивать техническую возможность слива и налива легковоспламеняющихся горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов в железнодорожные цистерны всех типов, пригодные для перевозки данного продукта в соответствии с действующим каталогом подвижного железнодорожного состава МПС.
Основной технологической характеристикой железнодорожной эстакады является объем единовременной сливо-наливной операции, т.е. максимальное количество продуктов, сливаемое или наливаемое в один маршрут.
Объем единовременной сливо-наливной операции не должен превышать установленной весовой нормы железнодорожного маршрута.
Максимальные размеры маршрутов на железных дорогах различны и устанавливаются в каждом конкретном случае Управлением соответствующей железной дороги.
При поступлении сырья на предприятие в одиночных железнодорожных цистернах объем единовременной сливной операции согласовывается с местным отделением железной дороги и поставщиком сырья.
Железнодорожные эстакады могут быть односторонними (с размещением сливо-наливных устройств с одной стороны пути) и двухсторонними (эстакада размещается между двумя железнодорожными путями).
Эстакады для налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны оснащаться выпускаемыми промышленностью ограничителями налива, обеспечивающими автоматическое прекращение налива цистерн по мере их заполнения. Отсутствие таких ограничителей допускается при наливе герметичных железнодорожных цистерн.
126
При проектировании двухсторонней эстакады и определении ее оЧной загрузки следует исходить из запрещения маневров ^пезнодорожных составов при сливе-наливе на одном пути до окончания *е сливо-наливных операций на другом.
В Для транспортируемых под давлением, должна предусматриваться сгакада осмотра и подготовки цистерн под налив, на которой Э оизводится проверка исправности и герметичности предохранителей, сливо-наливной и контрольной арматуры, также наличие остаточного авления и неиспаряющихся остатков в цистерне.
Для жидкостей, транспортируемых под давлением, должны быть оборуД°вань1 Факельные коллекторы (коллекторы инертного газа а водяного пара могут не предусматриваться при обосновании технологической части проекта).
2.10.1. Правила обустройства сливо-наливных эстакад
В состав каждого сливо-наливного устройства для легковоспламеняющихся жидкостей, транспортируемых под давлением, должны входить:
/ трубопровод жидкого продукта (жидкой фазы);
/ газоуравнительная (трубопровод паровой фазы);
/ линия сброса на факел.
Подключение всех трубопроводов к соответствующим коллекторам эстакад осуществляется через запорную арматуру.
Для обеспечения избыточного давления в цистерне до 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) после слива продукта на эстакадах, эксплуатируемых под давлением, следует предусматривать в составе каждого сливного устройства дополнительно трубопровод инертного газа (азота) с установкой на нем запорной арматуры и обратного клапана.
Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для продувки или пропарки необходимо производить с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка.
По окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.
Сливо-наливные эстакады для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, за исключением нефти, мазута, битума, гудрона и масел, могут быть общими.
На эстакадах для нефти допускается слив и налив мазута. Для слива неисправных цистерн, как правило, следует предусматривать отдельно Расположенные стоянки или эстакады с верхним и нижним сливом и, при необходимости, с коллекторами для сливаемых продуктов. В
127
обоснованных случаях разрешается стоянка для неисправных цистерн предусмотренная непосредственно на сливо-наливных эстакадах пр^ выполнении требований, настоящих указаний.
Коллекторы должны иметь приспособления для освобождения от продуктов: для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей из коллекторов; дренажный трубопровод к самовсасывающим насосам; ддя опорожнения при помощи вакуума, или другими эффективными методами
Диаметр коллектора налива выбирается из условия обеспечения превышения суммарного сечения всех наливных устройств при одновременном включении над сечением коллектора.
Коллекторы, как правило, следует располагать на строительных конструкциях эстакады. Допускается прокладка коллекторов на собственных строительных конструкциях.
Коллекторы и трубопроводы наливных и сливных эстакад должны иметь компенсацию от температурных деформаций.
На трубопроводах , по которым поступают на эстакаду для налива и отводятся из нее при сливе легковоспламеняющиеся горючие жидкости, должны быть установлены на случай аварии на расстоянии 2(R50 м от сливо-наливных эстакад задвижки с дистанционным управлением со щита операторной и непосредственно со сливо-наливной эстакады.
Данную арматуру следует размещать в местах, удобных для управления и обслуживания.
Управление указанными электрозадвижками должно располагаться на нулевых отметках в местах размещения эвакуационных лестниц.
Все паропроводы и конденсатопроводы, прокладываемые на эстакадах, теплоизолируются несгораемыми материалами.
Прокладка паропроводов и конденсатопроводов должна осуществляться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» в СНиП П-36-73.
Технологический шаг между наливными устройствами должен приниматься в зависимости от конструкции этих устройств и обеспечивать налив продуктов в смешанный железнодорожный состав по всему фронту.
Для эстакад следует применять бесшланговые наливные и сливные устройства.
Для этих целей, как правило, должны применяться установки в виде системы шарнирно-сочлененных труб и телескопических устройств.
Нижнее звено наливного устройства должно быть предусмотрено из металла, исключающего искрообразование при ударах.
Для верхнего слива, вакуумного слива и слива неисправных цистерн разрешается использование резинотканевых рукавов.
128
Наливные устройства должны иметь такую длину, чтобы расстояние конца наливного устройства до нижней образующей цистерны не Превышало 200 мм.
г Гибкие рукава (шланги) могут иметь специальные приспособления
присоединения к штуцерам цистерны и трубопроводам из реискряшегося материала.
Несущие конструкции эстакад, лотки должны быть выполнены из
несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее: для колонн -2 часа, балок и ригалей - 1час или из типовых сборных железобетонных конструкций. При необходимости и соответствующем обосновании допускается проектирование несущих конструкций из металла.
При этом необходимо предусматривать защиту металлических конструкций от воздействия высоких температур до указанного предела огнестойкости.
Рабочие настилы следует выполнять из проточно-вытяжного листа или полосовой стали, поставленной на ребро, без огнезащиты.
Эстакады должны иметь лестницы из несгораемых материалов в торцах, а также по длине эстакад на расстоянии не более 100 м друг от друга. Ширина лестницы должна быть не менее 0,7 м, угол наклона не более 45°. Ступени лестниц выполняют из проточно-вытяжного листа или полосовой стали, поставленной на ребро, без огнезащиты.
Шаг несущих конструкций (колонн) эстакад должен быть равен 6,0 м. В отдельных случаях, при соответствующем обосновании, допускается увеличение шага конструкций до 12 м.
Территория должна иметь твердое водонепроницаемое покрытие, усиленное в зоне железнодорожных путей.
Твердое покрытие должно выполняться из бетона и под
железнодорожными путями:
в основании - железобетонные плиты;
по верху плит - деревянные (допускаются также железобетонные) шпалы, к которым крепятся рельсы. Для закрепления шпал между ними укладывается слой бетона, толщиной 100 мм на всю длину шпал.
Габариты эстакады определяются длиной и шириной территории.
При обустройстве эстакад длина территории определяется строительными конструкциями, ширина - твердым покрытием, огражденным бортиком, которое должно быть не менее габарита приближения строений в соответствии с ГОСТ 9238-73.
При расположении эстакад под навесом или в здании, ширина и Длина территории определяется строительными конструкциями навеса или здания
Твердое покрытие должно ограждаться бортиком, высотой 200 мм.
129
Отводные лотки, как правило, должны располагаться с внещцед стороны железнодорожных путей. При этом лотки необходим перекрывать съемными металлическими решетками.
Лотки следует проектировать из монолитного железобетона, а застывающих продуктов они дополнительно должны обогреваться.
При размещении эстакады для слива высоковязких продуктов в отапливаемом здании разрешается обустраивать здесь изолированные помещения: насосной, венткамеры, электрощитовой, помещения КИП и санузла.
При проектировании слива-налива продуктов 1 и 2 классов опасности совместно с продуктами 3, 4 классов опасности (ГОСТ 12.1.007-76) сливо-наливные устройства для продуктов 1 и 2 классов опасности следует размещать в торцевой части эстакады и отделять от остальной ее части бортиком высотой 200 мм.
Конденсат от переносных и стационарных подогревателей, имеющих удовлетворительное качество, разрешается возвращать во внутризаводские сети конденсатопроводов.
Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в соответствующую производственную канализацию по анализу.
Особые требования к устройству железнодорожных сливо-наливных эстакад
В местах пересечения пешеходных дорожек с рельсовыми путями должны быть сплошные настилы в уровень с головками рельсов. Переход к обслуживающей площадке эстакады на цистерну должен происходить через переходные мостики, рабочие настилы которого выполняются из проточно-вытяжного стального листа.
Перемещение и конструкция переходных мостиков должны исключать необходимость хождения сливщиков-наливщиков по верхней образующей котла цистерны.
Переходные мостики в нерабочем положении должны быть не ближе габарита приближения строений, в соответствии с ГОСТ 9238-73 для сливо-наливных и погрузочно-разгрузочных устройств, и снабжены приспособлением для фиксирования в нерабочем положении. Настилы эстакад и переходных мостиков должны быть оборудованы перилами высотой не менее 1 м, а также сплошным бортиком высотой не менее 140 мм. В отдельных случаях, по согласованию с органами Министерства путей сообщения, допускается устройство эстакад без переходных мостиков. В этом случае сооружение настила конструкции эстакад и ее элементов должно быть таким, чтобы обеспечивалась безопасность при производстве сливо-наливных операций и при переходе с эстакады а
130
терну? а также исключалась возможность соприкосновения цистерны ее отдельных элементов с эстакадой.
ИЛЙ При параллельном размещении двух эстакад при технической зможности прокладку мостов, как правило, следует проектировать равно «паленными от их торцов.
- Для закрытых эстакад мосты прокладываются с одной торцевой сТороны, более удобной для обслуживающего персонала, с учетом асположения насосных, диспетчерских пунктов, бытовых помещений и т.д.
Длина моста должна обеспечивать переход с двух крайних или рядом параллельно расположенных эстакад. Опоры мостов устанавливают с учетом габаритов приближений строений и проезжей части пожарных
машин.
Несущие конструкции моста выполняются из железобетона или металла, ограждения разрешается выполнять без огнезащиты из металла, рабочие настилы - из проточно-вытяжного стального листа. Пешеходные мосты должны иметь ширину 2,25 м, сплошную обшивку по низу высотой не менее 100 мм.
С торца мостов предусматривают маршевые лестницы шириной не менее 0,7 м и углом наклона не более 45°.
Пешеходные мосты должны иметь освещение 10 люкс и подлежат
заземлению.
2.10.2. Требования к размещению эстакад
Эстакады должны располагаться на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути. Расположение эстакад на уклоне до 1,5% допускается в исключительных случаях при соответствующем обосновании.
На складах 3 категории эстакады, оборудованные сливо-наливными устройствами с одной стороны, допускается располагать на кривых участках пути радиусом не менее 200 м.
Количество эстакад определяется объемом сливо-наливных операций с учетом коэффициента неравномерности по прибытию и отправлению Цистерн.
Расстояние между путями двухсторонней эстакады и габаритом приближения строений по ГОСТ 9238-73.
Железнодорожные пути, на которых располагаются эстакады, Должны иметь съезд на параллельный обгонный путь, позволяющий вывод с эстакад цистерн в обе стороны. Если при реконструкции существующих эстакад невозможно устройство съезда на параллельный обгонный путь (из-за действующих норм противопожарных расстояний) длину
131
тупикового железнодорожного пути с эстакад следует увеличить не менее чем на 30 м от торца эстакады до упорного бруса: при этом на бруСе необходимо устанавливать лебедку с тросом для растаскивания цистерц Вдоль эстакады должен предусматриваться пожарный проезд. Которуд следует располагать на расстоянии не менее 20 м от крайнего рельса эстакады. Пожарные проезды должны быть оборудованы шлагбаумов находящимся в закрытом положении.
Расстояние от эстакад до других объектов парка (склада), в состав которых входят эстакады, должны быть не менее указанных в табл. 2.14.
Таблица 2.14
Расстояния от железнодорожных эстакад
Объект, до которого нормируется расстояние Минимальное расстояние от~ сливо-наливной железнодорожной эстакады, м
легковоспламеняющихся жидкостей горючих жидкостей
1 2 3
1 Резервуары наземные и подземные сырьевых парков легковоспламеняющихся и горючих жидкостей независимо от емкости парков (от оси обвалования) 30 30
2 Резервуары наземные и подземные товарных парков легковоспламеняющихся и горючих жидкостей независимо от емкости парков (от оси обвалования) 30 30
3 Резервуары наземные сырьевых и товарных парков (до оси обвалования): а при общем объеме парка до 500 м3 включительно; б при объеме парка до 2000 м3 но 300 но 300 _
4 Товарные и сырьевые насосные, обслуживающие сливо-наливные эстакады 15 10
5 Насосные пенотушения парка 50 50 __
6 Бытовые помещения, лаборатории, проходная парка 60 40
132
Продолжение таблицы 2.14
— 1 2 3
у^СоорУжения с применением открытого огня 100 100
"5 Пруды-отстойники, нефтеловушки 100 100
~а Пожарные резервуары парка 60 40
Тл Пожарные извещатели 20 20
"И Ограждение 30 30
Пункты подготовки и ремонта неисправных цистерн 100 100
Эстакада для слива неисправных цистерн 30 30
”14 Отдельно стоящие закрытью РУ, ТП, ПП парка 60 30
15 Прожекторные мачты без распределительного щита 25 25
16 Кабельные эстакады парка 20 20
17 Автомобильные дороги, проезды 20 20
Примечание 1) Расстояния, указанные в таблице, определяются для крытых эстакад от наружных стен, для открытых эстакад - от оси железнодорожного пути, 2) Расстояния от сливо-наливных эстакад до объектов, не принадлежащих парку (складу), в состав которых входят эстакады, принимаются такими же, как и от парков (складов) легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, 3) Под объемом сливо-наливных операций подразумевается количество (м3) одновременно сливаемого или наливаемого продукта в допустимые сроки слива-налива
Расстояние между осями ближайших железнодорожных путей соседних эстакад (расположенных на параллельных путях) должно быть не менее 30 м. Расстояние от крайнего рельса железнодорожного пути предприятия, по которому предусматривается движение локомотива, до крайнего рельса ближайшего пути с эстакадой, должно быть не менее 20 м, если температура вспышки паров жидкостей ниже 393К (120°С) и не менее Ю м, если температура вспышки паров 393К (120°С) и выше. Проезд локомотива через эстакады не допускается.
Расстояние от железнодорожных путей до выступающих частей эстакад следует принимать в соответствии с габаритами приближения строений согласно ГОСТ 9238-73, К эстакадам должны быть предусмотрены пешеходные дорожки с бетонным покрытием шириной не менее 1 м. Пешеходные дорожки проектируются к торцам каждой эстакады.
133
Эстакады для крупнотоннажных продуктов должны проектироваться как правило, для слива или налива не более 2-ь4 продуктов на одц0^ эстакаде. При этом к одному продукту могут быть отнесены несколько сортов последнего, перекачка которых может производиться по одному и тому же коллектору.
2.11. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ СЛИВО-НАЛИВНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Слив и налив нефти и нефтепродуктов должен проектироваться с учетом ГОСТ 1510-84.
Слив легковоспламеняющихся и горючих жидкостей следует производить с помощью закрытой системы, состоящей из сливных устройств и коллекторов.
Система верхнего и нижнего слива продукта выбирается в зависимости от конструкции сливных приборов железнодорожных цистерн, подлежащих сливу на эстакаде, свойств и количества сливаемого продукта.
При верхнем сливе, как правило, необходимо применить для маловязких низкозастывающих легковоспламеняющихся жидкостей вакуумную систему слива.
В составе вакуумной системы слива должен предусматриваться вакуумсборник, объем которого определяется расчетом.
Данное требование распространяется также на слив неисправных цистерн, при этом объем сборника следует принимать не менее полезного объема одной сливаемой железнодорожной цистерны.
Для каждого вида наливаемого продукта, когда не недопустимо смешение его с другими продуктами, должны быть предусмотрены самостоятельные наливные устройства.
Топлива для реактивных двигателей, авиационные бензины, масла, присадки к маслам и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, в которые недопустимо попадание воды по технологическим соображениям, должны наливаться или сливаться на сливо-наливных эстакадах, оборудованных навесами или герметичной системой слива-налива.
На эстакадах для налива легковоспламеняющихся жидкостей допускается слив и налив этилированных бензинов при условии обязательного выделения для этой цели самостоятельных трубопроводов, коллекторов и сливо-наливных устройств.
Слив и налив жидкостей, относящихся к вредным веществам 1 и 2 класса опасности, должен быть герметичным. Классификация вредных веществ принимается по ГОСТ 12.1 007-76.
134
При грозовых разрядах слив-налив нефти запрещается.
Перед сливом или наливом нефти должна быть проверена
ильность открытия всех переключающихся задвижек, вентилей, а исправность всех сливо-наливных устройств, плотность соединения так*с г г
нгов, телескопических и шарнирно-соединенных труб, систем Ш емления. Обнаруженная утечка нефти на сливо-наливных устройствах пжна быть немедленно устранена. При невозможности быстрого Д -гранения утечки нефти необходимо стояк или секцию, где обнаружена неисправность, отключить до полного устранения течи.
При сливе и наливе нефти обслуживающий персонал обязан осторожно, не допуская ударов, способных вызвать искрообразование,
открывать и закрывать люки вагонов-цистерн, присоединять шланги и другие приборы к железнодорожным вагонам-цистернам. Инструмент, применяемый на сливо-наливных эстакадах, должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударах.
Запрещается поворачивать сифонные стояки за сливно-наливной рукав или трубу. Для поворота сифонных стояков необходимо пользоваться поворотными механизмами или тросами, прикрепленными к
верхней части стояка.
Налив нефти вагона-цистерны должен производиться спокойно, ровной струей без разбрызгивания и всплескивания жидкости, для чего конец шланга трубы должен быть опущен до дна вагона-цистерны. Во избежания перелива необходимо следить, чтобы количество нефти в
железнодорожном вагоне- цистерне не превышало установленного уровня.
При обнаружении течи в процессе налива нефти в железнодорожный вагон-цистерну налив немедленно прекращается до полного устранения неисправности. В случае невозможности устранения течи вагон-цистерна должен быть освобожден от налитой нефти и возвращен на станцию отправления.
По окончании налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны шланги, стояки и коллекторы, расположенные по верху наливных эстакад, должны быть освобождены от налитой нефти и возвращены на станцию отправления.
Шланги наливных стояков можно вынимать из горловины люков вагонов-цистерн только после полного слива из них нефти. Крышки люков после налива и замера нефти в цистерне должны быть герметически закрыты. Их следует закрывать осторожно, без удара.
Слив нефти и нефтепродуктов из железнодорожного вагона-Пистерны с неисправным нижним сливным прибором производится через верхнюю горловину люка вагона-цистерны путем откачки. Открывать неисправные нижние сливные приборы железнодорожных вагонов-цистерн с помощью лома, кувалд и других инструментов на действующих Эстакадах не разрешается.
135
скребу
0°С
Для зачистки железнодорожных вагонов-цистерн от остатков сливе нефти и нефтепродуктов должны использоваться изготовленные из материала, не дающего искр при ударах.
Слив вязких легкозастывающих при температуре кристаллизирующихся горючих жидкостей из цистерн, не имеющи^
обогрева, в каждом конкретном случае должен осуществляться й зависимости от климатических условий, количества стояков и сливаемых продуктов и периодичности сливных операций.
При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия по разогреву продуктов при сливе.
Разогрев высоковязких продуктов в железнодорожных цистернах при сливе разрешается производить:
• при помощи паровых передвижных подогревателей, опускаемых в железнодорожные цистерны;
• при помощи циркуляционной системы подогрева сливаемого продукта с установкой специальных стационарных теплосменных устройств за пределами железнодорожной эстакады.
Температура нагрева подогревателей должна быть не менее чем на 20% ниже температуры самовоспламенения разогреваемого продукта. Не допускается проектирование наливных коллекторов для высоковязких продуктов типа гудрона и аналогичных им по вязкости других горючих жидкостей на железнодорожных эстакадах налива по тупиковой схеме.
Система налива высоковязких продуктов должна предусматривать техническую возможность циркуляции продукта по трубопроводам (коллекторам эстакады и т.д.) и прокачку маловязких незастывающих продуктов.
Циркуляция продукта направлена на предотвращение его застывания и обеспечение надежной работоспособности наливной системы.
Наливные устройства для высоковязких, кристаллизирующихся продуктов и продуктов, способных образовывать гидраты, должны быть оборудованы обогревающими устройствами, поддерживающими температуру кристаллизации или образования гидратов. Участки наливных устройств, которые опускаются в горловину цистерны, не обогреваются.
Обогрев технологических трубопроводов на эстакадах, в которых температура перекачиваемого продукта не превышает ЗЗОК (60°С), следует производить, как правило, водой промтеплофикации с температурой 423К (150°С).
Обогрев трубопроводов (коллекторов и стояков) для слива и налива высоковязких горючих жидкостей рекомендуется производить водяным паром (давление до 1,3 МПа).
На эстакаде слива высоковязких застывающих продуктов при применении передвижных подогревателей для разогрева продуктов в
136
нах должен предусматриваться коллектор водяного пара с отводами UKaSo«u«CTePHe'
К К На отводах обязательна установка запорной арматуры.
На подводящем паропроводе должна предусматриваться установка ольно-измерительных приборов, измеряющих параметры и количество теплоносителя.
РЕКОМЕНДАЦИИ
по режимам налива железнодорожных цистерн светлыми нефтепродуктами на наливных эстакадах
1. Рекомендации устанавливают наибольшие допустимые значения скорости подачи светлых нефтепродуктов при одновременном заполнении не более 80 железнодорожных цистерн всех типов на наливных эстакадах через металлические наливные трубы или наливные шланги из прорезиненной ткани, опущенные до дна котла цистерны .
2. Рекомендации распространяются на схемы загрузки светлых нефтепродуктов на наливных эстакадах, включающие:
✓ магистральных трубопровод, диаметр 400 + 700 мм любой длины;
/ коллектор длиной не более 500 мм и диаметром 200 + 600 мм;
✓ наливной пост, состоящий из раздаточного трубопровода и наливной трубы диаметром 100 мм и суммарной длиной не более 20 м.
3. Допустимые режимы налива светлых нефтепродуктов:
Диаметр магистрального трубопровода, мм Диаметр коллектора, мм Диаметр наливной трубы, мм Допустимая скорость налива в наливной трубе, м/с Допустимая производительность налива через наливную трубу, м3/час Т., мин
400 200 100 0,93 26 2
400 300 100 1,81 51 2
I 400 400 100 3,0 85 2
500 400 100 3,5 100 2
__ 500 500 100 5,4 150 2
__ 600 400 100 3,9 ПО 2
.. 600 500 100 6,3 179 2
600 600 100 7,3 200 2
Щ_700 600 100 7,8 220 2
где Т - время, через которое можно извлекать наливную трубу из горловины железнодорожной цистерны после окончания налива
137
Максимальная безопасная скорость налива продуктов зависит свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливн устройства и свойств материалов его стенок и не должна превыща^° следующих пределов:
для продуктов с удельным не более 105 Ом-м - 10 м/с;
объемным
электрическим сопротивлен
чем
• для продуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 Ом-м - 5 м/с;
• для продуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением 109 Ом-м допустимые скорости истечения и транспортировки устанавливаются для каждого продукта отдельно, заведомо безопасной скоростью движения и истечения этих продуктов является 1,2 м/с при диаметрах трубопроводов до 200 мм.
Ограничение максимальной скорости налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей до безопасных пределов обеспечивается перепуском части продукта во всасывающий трубопровод
насоса.
2.12. МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ СРОКИ НА СЛИВ И НАЛИВ ЦИСТЕРН
Железнодорожные цистерны, принадлежащие МПС РФ (выписка из Устава железных дорог РФ и правил перевозки грузов)
Срок слива или налива всей одновременно поданной партии цистерн включает время с момента подачи их под погрузку или выгрузку на эстакаду до момента получения станцией уведомления о готовности к уборке с эстакады всей одновременно поданной партии цистерн.
Срок налива или слива для всей одновременно поданной партии цистерн по фронту одновременного налива или слива не должен превышать:
для налива - независимо от рода продуктов и грузоподъемности цистерн - 2 часа;
J для слива - для двухосных цистерн - 1 час 15 мин, для цистерн, имеющих четыре и более осей - 4 часа.
Указанный срок приведен для эстакад, где налив цистерн производится при помощи насосов с механическим приводом, а слив из цистерн производится при помощи таких же насосов или самотеком через нижнее сливное отверстие цистерн.
При сливе вязких легкозастывающих жидкостей, требующих предварительного разогрева их перед сливом, общий срок на разогрев и
138
устанавливается в зависимости от вязкости или температуры Звания продукта.
за Цо срокам, предоставляемым на слив, вязкие легкозастывающие кты делятся на четыре группы по следующим данным:
П/°вязкие продукты - по условной вязкости при 50°С;
/ застывающие (не вязкие) продукты - по температуре застывания.
К группе 1 относятся продукты с условной вязкостью от 5 до 15 или с мпературой застывания от -15°С до 0°С.
Те К группе II относятся продукты с условной вязкостью от 16 до 25 или с температурой застывания от +1°С до +15°С.
К группе III относятся продукты с условной вязкостью от26 до 40 включительно или с температурой застывания от +16°С до +30°С
включительно.
К группе IV относятся продукты с условной вязкостью выше 40 или с температурой застывания выше +30°С.
В случае затруднения слива и необходимости разогрева вязких и
застывающих продуктов в холодный период года (с 15 октября по 15 апреля) общий срок на разогрев и слив последних не должен превышать для продуктов I группы - 4 часа, П группы - 6 часов, Ш группы - 8 часов, IV группы - 10 часов.
При сливе из цистерн с паровой рубашкой устанавливаются следующие сроки: I и П групп - 3 часа, Ш и IV групп - 4 часа.
При необходимости разогрева вязких и легкозастывающих
продуктов в теплый период года вышеуказанный срок слива может быть дополнительно увеличен для продуктов I и П групп (также при сливе из цистерн с паровой рубашкой) - на 1 час, Ш и IV групп - на 2 часа.
2.13. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЭСТАКАДАХ
2.13.1. Водоснабжение и канализация
При проектировании водоснабжения и канализации эстакад следует предусматривать следующие мероприятия:
1. Смыв проливов продуктов на сливо-наливных эстакадах производить с температурой не выше 75°С в местах водозабора с учетом температуры застывания продуктов. Для смывания мазута и др. вьюоковязких продуктов допускается использование пара низких параметров.
139
2. Отвод сточных (производственных и дождевых) вод от слив наливных эстакад на нефтеперерабатывающих и нефтехимическ ° предприятиях предусматривается: *
• от эстакад светлых нефтепродуктов - в первую систему канализации-
• от эстакад сырой нефти и темных нефтепродуктов - во вторую систем канализации; 3
• от эстакад токсичных веществ (фенол, синтетические жирные кислоты метанол, этилированный бензин и др.) при загрязнении стока ~ j специальную канализацию с последующей подачей на установки локальной очистки или обезвреживания стоков;
• от эстакад сжиженных углеводородных газов > С4 - в специально устанавливаемые емкости приема сточных и дождевых вод. Сточные воды в данных емкостях должны анализироваться на содержание углеводородов и затем направляться при необходимости на отпарку углеводородов или в первую систему канализации.
3. На предприятиях синтетического каучука отвод сточных вод от эстакад предусматривается в специально устанавливаемые емкости приема сточных и дождевых вод. Сточные воды в данных емкостях должны анализироваться на содержание углеводородов и затем направляться на установки отпарки углеводородов или в промышленную канализацию.
4. В случае отсутствия на нефтехимическом предприятии указанных в п.4.16 систем канализации отвод сточных вод от сливо-наливных эстакад следует выполнять по аналогии с предприятиями синтетического каучука согласно п.4.1в.
Для смыва проливов продукта необходимо использовать воду из производственного водопровода. Для подогрева воды, как правило, применяют скоростные пароводоподогреватели с подключением к системе технологического пароснабжения промплощадки.
Расчетный расход горячей воды принимается две струи по 2,5 л/с в течение 30 мин каждую смену.
Значение располагаемых (свободных) напоров в трубопроводах горячего водоснабжения в местах водозаборов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.01-85 по проектированию внутреннего водопровода и канализации зданий.
Разведка сети горячей воды и пара должна осуществляться сухотрубами, прокладываемыми открыто по конструкциям эстакады, с уклоном для возможности их опорожнения. На сухотрубах через каждые 30 м устанавливаются поливочные краны Ду 25 с прорезиненными шлангами Ду 25 длиной 15 м.
Необходимость теплоизоляции трубопроводов определяется теплотехническими расчетами. Конструктивные решения прокладки
140
„поводов и теплоизоляции должны приниматься в соответствии с трУ® анИями СНиП П-36-73 по проектированию тепловых сетей.
тРеи уборные колодцы должны присоединяться к сети промканализации колодцы с гидравлическим раствором. Пропускная способность сети
чеР мканализации должна быть дополнительно рассчитана на прием ^большего количества воды при пожаре или дожде.
2 13.2. Электротехнические устройства
Взрывоопасные и пожароопасные зоны на эстакадах определяются в оответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ-86). Исполнение электрооборудования и аппаратов, применяемых для освещения эстакад, должно соответствовать местам их установок.
При установке электрооборудования во взрывоопасных зонах, его исполнение по взрывозащите должно соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей по классификации, приведенной в ГОСТ 12.2.020-76 и ГОСТ 12.1.011-78.
Открытые эстакады должны освещаться прожекторами. Использование светильников для электроосвещения в каждом случае должно быть обосновано.
Закрытые эстакады и эстакады под навесом должны освещаться светильниками, расположенными на строительных конструкциях навесов, зданий и других местах, где исключается механическое повреждение электропроводки и светильников. При необходимости контроля за состоянием и уровнем налива железнодорожных цистерн следует применять безопасные аккумуляторные фонари.
Управление освещением должно быть централизованным и осуществляться дистанционно со щита оператора.
Защитное заземление должно быть выполнено в соответствии с требованиями действующих правил устройства электроустановок (ПУЭ-86).
Молниезащита (защита от прямых ударов и от вторичных проявлений молний) должна соответствовать требованиям инструкции по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН 305-77.
Эстакады должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электрической индукции.
При разработке проекта молниезащиты следует учитывать зоны защиты, создаваемые прожекторными мачтами освещения эстакад. Защита От прямых ударов молнии должна осуществляться отдельно стоящими Молниеотводами (стержневыми или тросовыми).
В качестве токоотводов можно использовать металлические конструкции молниеприемников. При этом должна быть обеспечена
141
непрерывная электрическая связь. В зону защиты молниеотводов дол^ц входить пространство над горловинами цистерн, в которые производит^ открытый налив продукта на наливной эстокаде.
Защита от электростатической индукции обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов к защитному заземлению. Как правило, должно предусматриваться объединение заземлителей защиты от прямых ударов молнии, защитного заземления электрооборудования и заземлителя защиты от электростатической индукции.
Металлическое и электроприводное неметаллическое оборудование рельсы, трубопроводы должны представлять собой на всем протяжении единую электрическую цепь, которая в пределах эстакады должна обеспечивать непрерывность электрического тока и быть заземлена через каждые 40-5-50 м с помощью стальных проводников или путем присоединения непосредственно к заземленным трубопроводам, на которых они смонтированы.
2.13.3. Механизация, контроль и автоматизация
Эстакады, на которых налив производится с помощью бесшлангового телескопического устройства, должны быть оборудованы механизмами подъема телескопического устройства.
На эстакадах, где производится разогрев вязких продуктов в цистернах при помощи передвижных подогревателей, необходимо предусматривать поворотные укосины, снабженные устройством для подъема и отпуска подогревателей.
Угол поворота укосины должен обеспечить попадание подогревателя в горловину цистерны с учетом неточности ее установки, а также установку подогревателя в гнездо для хранения.
На всех эстакадах должны предусматриваться подъемные устройства для ремонта наливных стояков, арматуры, ограничителей налива и т.п.
Для ремонта эстакад следует предусматривать посты для подключения электросварочного оборудования и электроинструмента Посты должны проектироваться с соблюдением требований ПУЭ-86, «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», а также «Правил безопасности при эксплуатации нефтегазоперерабатывающего завода» (ПТБ НП-73) и других действующих нормативных документов.
Наливные операции должны автоматизироваться путем использования ограничителей уровня налива с учетом их применимости для различных средств.
142
g случае слива продукта из железнодорожных цистерн через <ежуточные сливные емкости должна быть предусмотрена матическая откачка сливаемого продукта из промежуточных емкостей, аВ дотврашающая перелив последних.
Насосные агрегаты должны иметь блокировку на автоматическое
^юление по номинальному уровню и отключение по нижнему уровню от В овнемеров, устанавливаемых на промежуточных сливных емкостях. ОдНовременно в операторную должен поступать световой и звуковой сигнал о верхнем предельном уровне.
На эстакадах для налива приборы замера давления и температуры
необходимо устанавливать на общем коллекторе подачи продукта на наЛивные устройства перед входом на эстакаду с выносом показаний на щит оператора.
При автоматическом прекращении налива, с целью исключения гидравлических ударов в трубопроводах и наливных устройствах, следует предусматривать балансирование насоса налива.
На байпасе насоса следует устанавливать регулирующий клапан,
который должен открываться при увеличении давления наливаемого продукта в напорном коллекторе перед железнодорожной сливо-наливной эстакадой.
На площадке обслуживания наливных устройств эстакады следует
предусматривать кнопки дистанционного отключения насосных агрегатов, подающих продукты на эстакаду.
Расстояние между кнопками должно быть не более 50 м. Должны устанавливаться также сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям к установке сигнализаторов газоанализатора (ТУ-ГАЗ-86).
Один датчик сигнализатора концентраций следует устанавливать на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в «шахматном» порядке.
Автоматическое регулирование расхода пропускаемого продукта производится по поддержанию постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на эстакаду.
2-13.4. Связь и пожаротушение
На эстакадах следует предусматривать двухсторонние переговорные Устройства, обеспечивающие постоянные переговоры между сливо-иаливщиком, машинистом и оператором.
При отсутствии указанных переговорных устройств разрешается пРедусматривать громкоговорящую связь из операторной и прямую телефонную связь с эстакады между товарной операторной и насосной, а
143
также пожарные извещатели. Исполнение оборудования СВя3() устанавливаемого на эстакадах, должны соответствовать категория^ ’ группам взрывоопасных смесей согласно ПУЭ-86 или вынесены " пределы взрывоопасной зоны.
Для производственной громкоговорящей связи вдоль эстакады Во взрывоопасной зоне следует устанавливать взрывобезопасные рупору громкоговорители, которые должны крепиться к металлоконструкция^ эстакады, столбам, прожекторным мачтам или иным сооружениям Следует устанавливать также телефонные аппараты у лестниц на нулевой отметке и на площадке расположения узлов управления наливом с прокладкой к ним кабелей в металлических трубах.
Расстояние между ними не должно превышать 100 м. Количество телефонных аппаратов на эстакадах должно быть не менее двух на каждой
из указанных отметок.
Извещатели пожарной сигнализации общего назначения должны устанавливаться вдоль эстакады через 100 м друг от друга, но не менее двух на каждую эстакаду в районе лестниц для обслуживания эстакад.
Размещать пожарные извещатели следует на расстоянии 20 м от эстакад на колонках таким образом, чтобы нажимная кнопка была выше уровня земли не более чем на 1,5 м, и был обеспечен свободный доступ к
ним и их достаточная освещенность.
Для пожаротушения открытых и расположенных под навесами эстакад следует предусматривать:
/ стационарную установку пожаротушения воздушно-механической пены средней кратности с дистанционным пуском;
J водяное орошение лафетными стволами конструкций эстакады и железнодорожных цистерн;
установку стояков с соединительными головками на магистральном (кольцевом) растворопроводе для подачи пены от переносных генераторов на расстоянии 120 м друг от друга.
При размещении в зданиях должна предусматриваться стационарная установка пожаротушения воздушно-механической пеной средней кратности с дистанционным пуском и внутренний противопожарный трубопровод, обеспечивающий подачу в любую точку помещения струи воды с расходом по 5 л/с каждой.
Инерционность системы пенного пожаротушения эстакад должна быть не более 3 минут. Расчетная площадь пенного пожаротушения принимается по внешнему контуру сооружения, включая железнодорожные пути, с учетом размещения на этой площади не менее 3 железнодорожных цистерн на каждой стороне налива.
144
Пеногенераторы следует располагать на строительных конструкциях с подачей пены сверху на цистерны и настил эстакады.
эста па каждую цистерну грузоподъемностью 60 т должна ществляться подача пены не менее чем с одного пеногенератора.
°с- Проектирование лаФетных установок для противопожарной защиты леДУет осуществлять в соответствии с отраслевыми нормативными документами.
Лафетные стволы системы орошения должны устанавливаться на асстоянии не менее 15 м от железнодорожного пути эстакады. Если при ^конструкции эстакад невозможно обеспечить указанное расстояние, попускается его уменьшение до 10 м.
Расположение лафетных стволов определяется из условия орошения
каждой точки эстакады двумя струями.
Эстакада должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения в соответствии с правилами пожарной безопасности при эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий (ППБ-79).
Совместно с пожарными извещателями, размещаемыми в районе эстакад, следует предусматривать устройства для дистанционного включения пожарных насосов.
Устройства для дистанционного включения насосов пенотушения должны располагаться на расстоянии не более 100 м друг от друга, но не менее двух на каждую эстакаду с расположением в противоположных
концах эстакады
145
Глава 3. АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ
3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Автозаправочные станции (АЗС) в соответствии с НПБ 111-9» u «Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности» классифицируются на следующие типы:
Многотопливная АЗС - АЗС, на территории которой предусмотрена заправка транспортных средств двумя или тремя видами топлива, среди которых допускается жидкое моторное топливо (бензин и дизельное топливо), сжиженный углеводородный газ (сжиженный пропан-бутан) и сжатый природный газ.
Топливозаправочный пункт - АЗС, размещаемая на территории предприятия и предназначенная для заправки транспортных средств только этого предприятия.
Традиционная АЗС - АЗС представляющая собой комплекс оборудования, специально сконструированного, смонтированного и используемого для приема, хранения и заправки транспортных средств (т.н. технологическая система) только жидким моторным топливом и характеризуется подземным расположением резервуаров и их разнесением с топливораздаточными колонками (ТРК).
Блочная АЗС - АЗС, технологическая система которой отличается от традиционной АЗС только размещением ТРК над блоком хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие.
Контейнерная АЗС - технологическая схема которой предназначена для заправки транспортных средств только жидким моторным топливом и характеризуется надземным расположением резервуаров и размещением
146
кОнтейнере хранения топлива, выполненном как единое заводское цзделие
Передвижная АЗС - АЗС, предназначенная для розничной продажи ьКо жидкого моторного топлива, технологическая система которой ановлена на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и выполнена как единое заводское изделие.
Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) - АЗС, технологическая система которой предназначена только для заправки баллонов топливной системы грузовых, специальных и легковых транспортных средств сжатым природным газом.
Автомобильная газозаправочная станция (АГЗС)
технологическая система которой предназначена только для заправки баллонов топливной системы грузовых, специальных и легковых
АЗС,
транспортных средств сжиженным углеводородным газом.
На территории АЗС возможно сооружение зданий и сооружений (магазина сопутствующих товаров, кафе, санузлы и др.) обеспечивающих дополнительные услуги владельцам и сервисное обслуживание транспортных средств - посты техобслуживания и мойки автомобилей.
Традиционные АЗС допускается проектировать на основе технологических систем, изготавливаемых не серийно, с применением отдельно выпускаемых единиц технологического оборудования (резервуаров, трубопроводов, ТРК, запорной арматуры и т.п.).
При проектировании АЗС целесообразно использовать преимущества Унификации, распространяя применение одних и тех же конструктивных элементов одновременно на обе группы объектов АЗС - на сооружения и оборудование. Использование типовых АЗС также может дать существенный экономических эффект. Рабочая документация в таких слУнаях привязывается к участкам строительства АЗС.
Привязка осуществляется в следующем порядке:
147
1. определение отметок зданий и сооружений и привязка их топографической основе; *
2. уточнение размеров, глубин заложения фундаментов с учет0 гидрогеологических условий;
3. разработка узлов трубопроводных коммуникаций, проведецц гидравлических расчетов и т.д.;
4. уточнение числа заправочных колонок и резервуарноГо оборудования;
5. проверка возможности работоспособности АЗС с использованием нового и перспективного оборудования.
3.1.1. Характеристики АЗС
АЗС с надземными резервуарами для хранения жидкого моторного топлива подразделяются на два типа:
Тип А - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС более 20 м3;
Тип Б - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не более 20 м3;
Общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не должна превышать 40 м3 при ее размещении на территории населенных пунктов и 60 м3 - вне населенных пунктов.
Единичная вместимость резервуаров или камер (при использовании многокамерного резервуара с двойными перегородками между камерами) АЗС, расположенных на территории населенных пунктов, не должна превышать 10 м3, а вне населенных пунктов -20 м3.
Величину общей вместимости, резервуаров модульной АЗС (в том числе величину, разделяющую АЗС на типы А и Б), а также единичной вместимости допускается увеличивать не более чем в 2 раза.
Диспропорция между ростом парка личных автотранспортных средств и возможностями качественного и своевременного удовлетворения их потребности в заправке и обслуживании может быть устранена не только путем увеличения числа АЗС, но не в меньшей степени за счет реконструкции и совершенствования существующих, роста их пропускной способности.
Основными показателями, характеризующими АЗС, являются’ число заправок в сутки и количество реализуемых нефтепродуктов
148
Перечень основных исходных данных для проектирования АЗС Л0^ен содержать-.
/ акт выбора земельного участка с обязательной подписью заказчика, управления пожарной охраны, владельца земли;
/ акт об отводе участка с привязкой его к дороге с указанием линий застройки и отметок,
/ ситуационный план расположения участка в масштабе 1:5000;
/топографические материалы с инженерными сетями в масштабе 1:1000 и геологические данные по участку;
/ заключение санитарно-эпидемиологической станции (СЭС) по участку с указанием минимальной санитарно-защитной зоны.
При проектировании АЗС требования самого заказчика, как правило, сводятся к следующим пунктам: изготовление сооружений из сборных, легких элементов, дающих возможность сборки в короткие сроки и исключающих необходимость частой окраски наружных стен; наличие готовой рекламы, встроенной мебели; возможность получения сборного технологического оборудования, т.е. подземных резервуаров в сборе с арматурой, замерной аппаратурой, с использованием герметизации топливораздаточных колонок с автоматикой и готовых бетонных плит для укладки на территории АЗС; обеспечение максимальной пропускной способности на АЗС путем возможной вариации в размещении технологического оборудования, создающей направленные потоки автомашин за необходимой маркой топлива и обеспечивающей максимальный обзор рабочей зоны территории АЗС из помещения заправщика; максимальное использование автоматики в управлении заправкой автомашин; простота обслуживания оборудования, сооружений и территории АЗС.
Схемы генеральных планов АЗС должны учитывать следующие основные технологические требования
возможность заправки топливом автотранспортных средств с левосторонним, правосторонним и двусторонним расположением топливных баков;
независимый подъезд автотранспортных средств к заправочным колонкам;
минимальную протяженность коммуникаций топлива;
Z оптимальные радиусы поворота для автотранспорта;
z Достаточную зону для машин, ожидающих заправку;
возможность визуального контроля мест заправки из здания АЗС оператором должна определяться нормами.
Для получения большего экономического эффекта использования в некоторых районах типовой проект АЗС дополняют элементом приема нефтепродуктов с железной дороги, а иногда еще и элементом Раздачи топлива непосредственно в автоцистерны и топливозаправщики.
149
Такая форма снабжения нефтепродуктами обеспечивает залив автоцисте» при централизованной поставке нефтепродуктов в автохозяйства. эт необходимо там, где нефтебаза удалена на большое расстояние автохозяйства, а АЗС находится поблизости. Таким образом, сводятся д0 минимума порожние пробеги автомобильного транспорта до АЗС и порожние пробеги автоцистерны.
3.1.2. Основные положения проектирования автозаправочных станций
Для строительства АЗС должен быть отведен участок с учетом существующей застройки и генерального плана реконструкции данного района. Размеры участка определяются пропускной способностью АЗС условиями ее работы, типами заправляемых машин, а также расположением въезда и выезда с территории АЗС на основную дорогу.
На территории АЗС размещаются здание станции, островки с заправочным оборудованием, островки над резервуарами.
Если снабжение АЗС теплом в зимнее время для отопления и технологических целей проектируется от собственной котельной на дизельном топливе, то на территории станции предусматривается специальный резервуар. На станциях, выполняющих отдельные операции технического обслуживания автомобилей, строятся специальные помещения или открытые площадки.
При разработке генерального плана и проектировании зданий и сооружений АЗС необходимо соблюдать все действующие «Строительные нормы и правила» (СНиП) Минимальные пожарные разрывы от зданий и сооружений до подземного резервуара, топливораздаточных колонок и зданий АЗС приведены в табл. 3.1.
Разрыв от подземного резервуара или топливораздаточной колонки до здания АЗС должен быть от 3 до 9 м в зависимости от степени его огнестойкости.
Противопожарные разрывы от подземного резервуара или топливораздаточной колонки до соседнего здания или сооружения с производством А и Б увеличиваются на 25%.
«Гипроавтотранс» в типовых проектах определяет пропускную способность АЗС при трехсменной работе с семичасовым рабочим днем. При этом первые две смены станция работает с коэффициентом неравномерности 1,5, что соответствует работе станции в две смены или 14 ч в сутки, а третья - ночная смена является дежурной.
В настоящее время группа специалистов научно-производственного объединения автозаправочной техники концерна «Роснефтепродукт» разработала рекомендации по размещении колонок на АЗС наиболее
150
Рис. 3.2. Планировочная схема АЗС с пристроенным пунктом технического
обслуживания автомобилей:
1 - здание АЗС, 2 - пункт технического обслуживания автомобилей, 3 - заправочные островки
рациональным образом, чтобы простой колонок и машин был бы
наименьшим. Чаще всего колонки на АЗС
располагают исходя из возможностей, определяемых противо-пожарной безопасностью, размерами производственной площади, числом самих колонок и т.д. Иногда колонки размещаются произвольно, без учета самых элементарных требований и норм. Практика проектирования и исследований условий работы современных АЗС показывает,
что наиболее приемлемы три схемы расположения колонок: диагональная, параллельная и перпендикулярная. Названия схем определяют
расположение по ним островков с колонками в одну линию по диагонали к автомагистрали, параллельно или перпендикулярно к ней.
Каждая из размеща-
емых на АЗС колонок
Рис. 3.3. Планировочная схема АЗС для заправки всех видов автотранспорта:
1 - бензин, 2 - дизельное топливо,
3 - топливная смесь, 4 - операторная
представляет собой отдельный заправочньгй «островок» для заправки автомобилей, при этом определены нормативы расстояний между колонками и заправочными островками. На рис. 3.2-J-3.5 предложены различные планировочные схемы, которые могут быть рекомендованы при составлении генерального плана АЗС
151
При определении числа топливо- и маслораздаточных колону принимается пропускная способность каждой колонки 15 автомобилей в час при коэффициенте использования колонок 0,6. Иногда чисЛо топливораздаточных колонок на АЗС увеличивается сверх расчетных для
более удобных уСЛо_ вий заправки, напри, мер для одновре, менной заправки автомобиля с дВуМя баками, расположенными с сторон.
Для емкости для топлив и масел средняя величина за-правки автомобиля
ГО О О О б~|
Рис. 3.4. Планировочная схема АЗС со
встроенным пунктом технического обслуживания автомобилей:
1 - мойка, 2 - пункт техобслуживания,
3 - операторная, 4 - заправочные островки
обеих его
определения резервуаров
принимается 50 л топлива и 2 л масла.
Ёмкость резервуаров для хранения
топлив и масел определяется исходя из трёх - пятидневного запаса. Запас
рассчитывается в зависимости от количества
Рис. 3.5. Планировочная схема АЗС на 1000 заправок в сутки:
1 - бензин, 2 - дизельное топливо, 3 - операторная
сортов топлив и масел, которыми обеспечивается АЗС, а также от условий и дальности доставки нефтепродуктов от нефтебазы.
На АЗС предусматривается хранение и отпуск двух-четырех сортов бензина, одного сорта дизельного топлива, и одного- двух сортов масел.
По опыту суше' ствующих АЗС обшая ёмкость резервуаров распределяется примерно следующим
152
под бензин 70ч-80% ёмкости, под дизельное топливо 15-5-25% и
обра3 ом
5.>8% под масло
Пожарные разрывы от зданий и сооружений До АЗС жидкого моторного топлива
Таблица 3.1
—- Здание и сооружение, от которого исчисляется разрыв Разрыв в метрах (не менее)
-^нйе первой, второй степеней огнестойкости Здание третьей степени огнестойкости Здание четвёртой, пятой степеней огнестойкости Несгораемый забор Тротуар Сгораемый забор Трам вайные пути Железнодорожные пути организованного движения Трубопроводы (водопровод, канализация ит.д.) Электрокабели всех видов электрических устройств и коммуникаций Между отдельными резервуарами 10 12 15 3 4 6 10 25 5 5 '/гдиам етра резервуара наибольшего размера, но не менее 1,0 м.
Расположение оборудования и сооружений АЗС должно быть удобным доя работы обслуживающего персонала и водителей заправляемых машин, а также должно обеспечивать минимальную протяженность трубопроводов для топлив и масел по территории станции.
Расположение колонок должно допускать возможность двухсторонней заправки и удобного подъезда автомобилей к колонкам и выезд их после заправки с территории АЗС.
При расстановке колонок на территории АЗС необходимо иметь в виду, что легковые и грузовые автомобили и автобусы заправляются с левой стороны, автомобили с дизельными двигателями - с правой, а заправка машин с двумя баками производится с двух сторон.
Всё заправочное оборудование устанавливается на островках, высота которых 200-S-300 мм от проезжей части. Ширина островков должна быть ие менее 1,2-1,0 м.
153
Таблица з 2
Минимальные расстояния от АЗС жидкого моторного топлива до объектов, к ней не относящихся
№ п.п. Наименование объектов, до которых определяется расстояние Расстояние от АЗС с подземными резервуарами, м Расстоянвд^ АЗС с наземными резервуарами, м типа ’ ’
А
1 2 3 4 Г""
1 Производственные, складские и адм инистративно-бытовые здания и сооружения промышленных предприятий (за исключением указанных в поз. 10) 15 25
2 Лесные массивы: Хвойных и смешанных пород Лиственных пород 25 10 40 50 — 30 40
3 Жилые и общественные здания 25 50 40
4 Места массового пребывания людей 25 50
5 Индивидуальные гаражи и открытые стоянки для автомобилей 18 30 20
6 Торговые киоски 20 50
7 Автомобильные дороги общей сети (край проезжей части) I, И, Ш категории IV и V категории Маршруты э лектроф ицированного городского транспорта (до контактной сети) 12 ’ 9 15 20 12 20 15 9 20
8 Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемок 25 30
9 Очистные канализационные сооружения и насосные станции, не относящиеся к АЗС 15 30 25
154
-^шические установки категорий дн, Бн, Г„, здания и сооружения с наличием радиоактивных и вредных веществ I и II классов опасности по ГОСТ 12 1 007 100
ТГ "ТщитГ электропередачи, электроподстанции (в том числе транс-Аооматорные подстанции) ПоПУЭ
ТТ' Склады лесных материалов, торфа, волокнистых горючих веществ, сена, соломы, а также участки открытого залегания торфа 20 40 30
Приме резерв) указан от нада 2 Пр систем технол более 1 Расстояния от АЗС с надземными резервуарами, а также от подземных аров до жилых и общественных зданий I и II степени огнестойкости класса СО и С1, зые в табл 3 1 допускается уменьшить не более чем на 25% за исключение расстояний емных резервуаров с односторонними перекрытиями оснащении технологической системы АЗС системой флегматизации или иными ами предотвращающими воспламенение и/или сгорание паровоздушных смесей внутри огического оборудования указанные в табл 3 I расстояния допускается уменьшать не ем на 25% (за исключением указанных в поз 3 4, 10, 11)
Продолжение таблицы 3.2.
Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями, расположенными на территории АЗС жидкого моторного топлива с _______________ подземными резервуарами_________________
№ п п Наименование зданий и сооружений АЗС Минимальное расстояние между соответствующими зданиями и сооружениями в порядке записи в графе «Наименование..», м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Подземные резервуары для хранения топлива - 4 - 3/9 9 9/1 5 15 - 6 9
2 3 ТРК 4 - - 6/9 9 12/ 15 15 4 9 9
Площадка для АЦ - - - 6/9 9 12/ 15 15 - 9 12
Здания для персонала АЗС и сервисного обслуживания транспортных средств
4 I, II и III степени огнестойкости класса СО и С1 3/9 6/9 6/9 6 9 9 9 3/9 -/9 6
155
5 IV степени огнестойкости класса СО 9 9 9 9 12 9 12 6/9 6/9 9 9 12 9
Здания сервисного обслуживания водителей и пассажиров:
6 I, II и III степени огнестойкости класса СОиС1 9/1 5 12/ 15 12/ 15 9 9 6 9 9/1 5 -/9
7 IV степени огнестойкости класса СО 15 15 15 9 12 9 12 12/ 15 6/9
8 Очистные сооружения для атмосферных осадков, загрязненных нефтепродукта ми - 4 - 3/9 6/9 9/1 5 12/ 15 - 6
9 Площадка для стоянки транспортных средств 6 9 9 -/9 6/9 -/9 6/9 6 12 6
10 Котельная на дизельном топливе 9 9 12 6 9 9 12 9 6 -
Примечания 1 Расстояния указаны перед чертой-до стен зданий, за чертой - до проемов стен зданий Расстояния, обозначенные «-« не нормируются и принимаются исходя из конструктивных особенностей, если иное не оговорено НПБ 111-98
2 При проектировании блочной АЗС расстояния между резервуарами для хранения топлива и ТРК не нормируется
3 Для АЗС, в задании на проектирование которых предусматривается их эксплуатация без приостановки во время наполнения резервуаров из АЦ, расстояния от площадки для АЦ до ТРК следует принимать не менее 8 м, до площадки для стоянки транспортных средств - не менее 18 м (вне зависимости от вида транспортных средств), а до зданий и сооружений АЗС - следует увеличивать на 30%
4 Расстояния не нормируются
а) между зданиями сервисного обслуживания транспортных средств, если стена более широкого здания, обращена в сторону другого здания, является противопожарной,
б) между зданиями для персонала АЗС при условии, если в них отсутствуют помещения сервисного обслуживания водителей, пассажиров и транспортных средств,
5 Размеры площадки для стоянки транспортных средств должны обеспечивать одновременное пребывание на ней не более 10 единиц транспортных средств По поз 9 приведены расстояния до стоянок легкового и мототранспорта При организации стоянок других транспортных средств расстояния до стен без проемов зданий I и II степени огнестойкости класса СО и О должны быть не менее 9 м, а остальные расстояния следует увеличивать на 50%
6 Расстояния от трансформаторной подстанции до зданий и сооружений АЗС принимаются ® соответствии с требованиями ПУЭ
156
Примечание 1) на АЗС до 750 заправок допускается движение в противоположные на АЗС более 250 заправок подъезд для автоцистерн должен быть отдельным сТоронь1>
для предохранения обслуживающего персонала и водителей от оСферных осадков и солнечных лучей на некоторых АЗС строятся аТ овки с навесами. При устройстве навеса над проездом необходимо °Сцтывать, что максимальная высота гружёного транспорта может постигать 4,0 м.
Наилучшим расположением заправочного оборудования на поитории АЗС следует считать такое, при котором островки с колонками асположены между путями въезда и выезда автомобилей, а продольная ось островка параллельна направлению движения автомобилей.
Расстояние между топливораздаточными колонками на островке
обычно принимают 10-И2 м (из расчёта грузового автомобиля). Длина островка для двух топливораздаточных колонок около 14 м. Между двумя топливораздаточными колонками не островке можно разместить масло- и
воздухо-, водораздаточные колонки.
Радиусы закруглений проездов по территории АЗС, измеряемых по осям проездов, для легковых автомобилей должны быть не менее 6,5 м, а для грузовых - не менее 14 м.
При планировке станции необходимо предусмотреть подъезд к резервуарам автоцистерны с прицепом и обеспечить возможность удобного слива нефтепродуктов. Должны быть созданы все удобства для
контроля за количеством топлива в резервуаре.
При планировании сельских АЗС расстояние между топливораздаточными колонками на островках, ширина проездов и их радиусы закруглений должны обеспечивать возможность заправки крупногабаритных сельскохозяйственных машин: тракторов с навесным оборудованием, самоходных комбайнов и др. Возможность заправки сельскохозяйственных машин должна учитываться при организации некоторых дорожных АЗС.
Комплект оборудования АЗС определяется видами заправляемого автомобильного транспорта и других машин, номенклатурой топлив и смазок, отпускаемых АЗС, общей пропускной способностью станции и Пропускной способностью по видам заправляемых машин, выполняемыми операциями обслуживания автомобилей и т.д.
Для сокращения простоя машин заправка их топливом должна выполняться с максимальной производительностью, допускаемой горловиной и ёмкостью баков.
Для сокращения обслуживающего персонала и увеличения пропускной способности станции целесообразно применять заправочное
157
оборудование с дистанционным управлением из центрального пункТа использовать самообслуживание.
И
При дистанционном управлении работой колонок из центрапьцОг пункта необходимо предусматривать звуковую или световую сигнализацию между оператором и водителем, находящимся на мес?е
заправки.
На территории АЗС (рис. 3.4) предусматривается помещение станции или павильон, размеры которого в зависимости от функций выполняемых АЗС, могут значительно изменяться. В павильонах большинства АЗС, выполняющих только заправку автомобилей топливом маслом, воздухом и водой, размещаются помещение оператора-заправщика, торговый зал для продажи масел и смазок в мелкой таре автопринадлежностей и мелких деталей, подсобное помещение, кладовая и санузел. На АЗС, выполняющих отдельные операции технического обслуживания автомобилей, к зданию станции пристраиваются производственные помещения для мойки, смазки машин и других операций. Кроме того, в павильонах таких станций размещают зап ожидания, буфет с автоматами для продажи пищевых продуктов и напитков, туалеты общего пользования и др.
Помещение оператора должно быть удобным для работы и расположено так, чтобы имелась возможность хорошего обзора всех рабочих мест заправки, въезда и выезда с территории станции. Это особо
важно при дистанционном управлении колонками от центрального пульта, который устанавливается в помещении оператора.
В подсобном помещении устанавливают маслораздаточные колонки для заправки машин в зимнее время, а под полом углубляют в грунт резервуары для хранения масел.
На АЗС, отпускающих этилированный бензин, в помещении должны быть предусмотрены умывальник с горячей водой, бачок с керосином для мойки рук и металлический шкаф для хранения дегазирующих средств (хлорная известь).
Главным показателем экономической эффективности автозаправочного комплекса, помимо собственных эксплуатационных затрат, следует считать среднюю продолжительность, необходимую одному автотранспортному средству на одну заправку на АЗС, которой определяются издержки автотранспорта данного района, связанные с заправкой нефтепродуктами. Эти издержки зависят от средних значении расстояния от места стоянки или работы автомобиля до АЗС (Рпр), времени ожидания заправки в очереди на АЗС технологического времени заправки транспортного средства (Рт).
158
Издержки автотранспорта, связанные с пробегом автомобиля на вку (.Рпр) определяется уровнем развития автозаправочной сети, з3Ц0Ональным размещением и использованием АЗС в данном районе. С Ра и Зрения затрат автотранспорта, связанных с заправкой, концентрация Т авочных средств на отдельных больших АЗС вместо рассредоточения заПд0 большому числу мелких и средних АЗС нецелесообразна, при этом ИХ е при наиболее удачном размещении АЗС относительно обслуживаемых автотранспортных предприятий среднее расстояние ездки на заправку на более крупные АЗС окажется большим.
Издержки автотранспорта от простоев в очереди на АЗС (Рож) зависят от числа и состава автомобилей в очереди и средней продолжительности одной заправки.
Автомобильный транспорт потребляет более 20% общего количества вырабатываемых в стране нефтепродуктов, которые в свою очередь составляют 15+20% себестоимости перевозок. Затраты времени автотранспорта, связанные с заправкой на АЗС, составляют 5+8% от рабочего времени и 4+5% потребляемого топлива. В связи с этим следует отметить основные критериальные положения позволяющие снизить выше
названные затраты.
• Рациональное размещение АЗС на территории.
• Правильное размещение заправочных колонок по маркам топлива на АЗС.
• Специализация АЗС по группам автомобилей и по виду топлива.
• Оптимальные планировочные схемы.
• Рациональная система расчётов.
• Сокращение времени расчётов с потребителем за отпускаемые продукты с 30+40% до 5+10%.
• Перенос слива нефтепродуктов в резервуары АЗС (когда часть колонок отключается) в ночные часы.
Снижению потерь по этой причине способствуют следующие мероприятия:
• применение параллельного, одновременного слива нефтепродуктов по нескольким шлангам в один резервуар за счет использования сливных устройств новой конструкции (АЗТ5-885-8ОО);
• перекачка нефтепродуктов при помощи насосных установок автоцистерн или АЗС;
• обеспечение планового завоза нефтепродуктов на АЗС в часы их минимальной загрузки (ночные);
159
• автоматизация контроля полноты слива нефтепродуктов автоцистерн и замера уровня нефтепродукта в резервуарах. 113
Таблица 3;
Издержки автотранспорта, связанные с очередями на АЗС °
Автомобили Средняя заправочная доза, л Время одной заправки, мин Потери в очереди времени (ми'' и топлива (л) в зависимости ** числа ожидающих автомобиг,»-
3 5 7 9 12"
Грузовые и специальные карбюраторные 60 3 6/0,4 12/0,8 18/1,2 24/1,6 30/2,0
То же, с дизельными двигателями 100 4,5 9/0,7 18/1,4 29/2,1 36/2,8 45/3,5
Автобусы общего пользования 150 6 12/0,8 24/1,6 36/2,4 48/3,2 60/4,0
Легковые 22 2 4/0,24 8/0,48 12/0,72 16/0,96
Примечания 1) расход топлива для автомобилей, ожидающих заправку, принят
равным 30% от нормы расхода топлива при работе двигателя в стационарном режиме
2) Подача насосов топливораздаточных колонок принята равной 40 л/мин
В числителе показана потеря времени, в знаменателе - расход топлива в литрах
Таблица 3 4
Эксплуатационные показатели автомобилей в зависимости от мощности обслуживающих их АЗС
Показатели Мощность станции, заправок/сут
250 500 1000 1500
Средняя длина ездки на заправку, км 1+2 2+3 3+5 5+10
Снижение коэффициента использова- 1,7 2,9 4,7 8,8
ния пробега, % Рост себестоимости перевозок, % 1,5 2,5 4,1 7,7
160
3.2-
НЕФТЕПРОДУКТЫ НА АЗС
3.2.1-
Нормы естественной убыли нефтепродуктов
Потери нефтепродуктов на автозаправочных станциях и фтесклидах исчисляют по «Нормам естественной убыли нефти и ефтепродуктов при приемке, отпуске, хранении и транспортировке», утвержденным Госснабом СССР от 28 марта 1986 г. № 40. Эти нормы не распространяются на объекты магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) Для объектов МНПП нормы естественной убыли нефтепродуктов определяются по РД 153-39.4-033-98. Применение норм обязательно для всех организаций и предприятий независимо от форм собственности. Эти нормы потерь установлены в зависимости от группы нефтепродуктов, сезона года, климатических условий и типа резервуара.
Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обусловливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл 3.5).
Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с I октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно). Для применения норм в зависимости от климатических
условий территория СНГ разделена на пять климатических зон (табл. 3.9).
Нормы естественной убыли являются предельно допустимыми и применяются только в случаях фактической недостачи нефтепродуктов.
161
Таблица 3 5
Распределение нефтепродуктов по группам
Г руппа Наименование нефтепродукта
1 Бензин автомобильный, ГОСТ 2084-77 Бензин автомобильный, АИ-96 «Экстра», ОСТ 38019-75
2 Бензин-растворитель, ГОСТ 443-76 Бензин авиационный, ГОСТ 1012-72 Масло вакуумное ВМ-3 Топливо для реактивных двигателей Т-2, ГОСТ 10227-86 Бензин авиационный, ГОСТ 3134-78
3 Бензин-растворитель, ГОСТ 3134-78 Масло вакуумное БМ-6 Топливо для реактивных двигателей (кроме Т-2), ГОСТ 10227-86 Топливо РТ для реактивных двигателей Керосин для технических целей
4 Этилбензол технический, ГОСТ 9385-77 Керосин осветительный Топливо дизельное «Зимнее» и «Арктическое», ГОСТ 305-82
5 Масло АМГ-10 (МГ-15В), ГОСТ 6794-75 Топливо дизельное кроме «Зимнего» и «Арктического», ГОСТ 305-83 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей, ГОСТ 1667-68 Топливо нефтяное для газотурбинных установок, ГОСТ 10433-75 Топливо печное бытовое ТПБ, ТУ 38 101656-76 Топливо дизельное экспортное, ТУ 38 001162-73
6 Мазуты всех марок Масла смазочные всех марок Битумы нефтяные жидкие Прочие нефтепродукты
7 Смазки всех марок Битумы твердые Пасты разные Церезин Разные твердые нефтепродукты __
8 Нефти разные __
162
Мероприятия по предотвращению и сокращению потерь нефтепродуктов на АЗС
Таблица 3.6
-{^нйкии причины потерь нефтепродуктов Мероприятия
—'' П 2
Испарение нефтепродуктов из резервуаров в результате больших и малых «дыханий» Газовая обвязка резервуаров в общую дыхательную систему Использование дыхательных клапанов повышенного давления Сокращение продолжительности и частоты сливов топлива за счет параллельного слива по нескольким шлангам из большегрузных автоцистерн Увеличение среднего коэффициента заполненности резервуаров
1 Применение системы улавливания и конденсации паров бензина, вытесняемых из резервуаров при сливе.
Потери нефтепродуктов при сливе из автоцистерн в резервуары АЗС Применение совершенных герметических соединительных устройств Устройство металлических сливных колодцев над резервуарами Систематический контроль исправности сливного рукава и его соединений Применение индикатора полного слива из автоцистерны
Потери при заправке автотранспорта Использование автоматически перекрывающихся заправочных кранов Визуальный контроль оператором мест заправки Использование колонок переменной производительности
Утечки нефтепродуктов из резервуаров и трубопроводов в результате нарушения их герметичности Своевременнее и качественное выполнение регламентных работ по техническому обслуживанию Применение вертикальных резервуаров, установленных в железобетонных колодцах Применение управляемых, верхних приемных клапанов на всасывающем, трубопроводе
163
Продолжение таблицы
1 2
Проливы и утечки при тех обслуживании и ремонте оборудования Неполный слив нефтепродуктов из автоцистерн в резервуары АЗС Использование специального инструмента и оснастктГц^~~ работе по ТО и ТР Устройство специальных площадок для установки автоцистерн при сливе Контроль исправности дыхательных клапанов и фильтров сливных устройств Применение специальных индикаторов слива
Таблица 3?
Сроки хранения нефтепродуктов (лет), установленные с учетом образования фактических смол и нестабильности тетраэтилсвинца
Нефтепродукт Способ хранения Климатическая зона
Северная Средняя Южная
Автобензины В наземных резервуарах 1,5 1,5 1
Дизельное В подземных резервуарах 2 2 1,5
ТОПЛИВО В любых резервуарах 6 6 6
Масла То же 4 4 3
Таблица 3.8
Лимитирующие концентрации нефтепродуктов и лимитирующие показатели при смешивании
Основной продукт Концентрация добавленного продукта, % Минимальный показатель основного продукта
Автобензин Дизельное топливо ДЛ Дизельное топливо ДЗ
Автобензин - 0,5 1 Температура конца кипения
Дизельное топливо ДЛ 0,5 - 0,5 Вязкость
Дизельное топливо ДЗ 0,5 55 - Температура вспышки
164
Таблица 3.9
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске на автозаправочных станциях и пунктах заправки (кг/т) принятого количества (Постановление Госснаба СССР от 24.03 1986 г.)
Тип резервуара Группа нефтеп родукт ов Климатические зоны и периоды
1 2 3 4 5
осенне-зимний весеннелетний осенне-зимний весеннелетний осенне-зимний весенне-летний осенне- зимний весеннелетний осенне-зимний весеннелетний
Наземные 1 0,38 0,60 0,54 0,99 0,72 1,05 0,74 1,25 0,8 1,16
стальные 5 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Наземные стальные с понтоном 1 0,15 0,30 0,27 0,40 0,40 0,56 0,41 0,62 0,45 0,63
Заглубленные 1 0,23 0,30 0,36 0,40 0,48 0,56 0,49 0,68 0,56 0,70
5 0,01 0.02 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Примечания 1) нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасованная продукция), 2) в нормы естественной убыли не включены потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров, трубопроводов, все виды аварийных потерь, а также потери при внутрискладских перекачках, 3) нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактических недостач Списание нефтепродуктов в пределах естественной убыли до установления факта недостачи запрещается, 4) Тюменская область - 2 зона, Ханты-Мансийский АО - 1 зона
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при сдаче в резервуары нефтебаз, склады ГСМ и АЗС по отводам магистральных нефтепродуктопровододов в кг/т.
Тип резервуара, объем м Группа нефтей родукта Климатические пояса Климатические пояса
2 3 4 2 3 4
ОЗ 1 ВЛ ОЗ 1 вл ОЗ ВЛ ОЗ ВЛ ОЗ ВЛ оз вТ
Без понтонов | С понтонами
Наземные стальные 3 4 5 0,05 0,04 0,02 0,08 0,05 0,02 0,05 0,04 0,02 0,09 0,05 0,02 0,05 0,04 0,02 0,09 0,05 0,02 0,42 0,42
То же до 400 1 2 0,24 0,22 0,41 0,39 0,30 0,22 0,49 0,47 0,30 0,22 0,49 0,47 0,20 0,15 0,36 0,34 0,20 0,15 0,42 0,42 0,20 0,15
То же 700- 1000 1 2 0,23 0,21 0,40 0,38 0,30 0,21 0.46 0.43 0,30 0,21 0,46 0,43 0,20 0,15 0,34 0,29 0,20 0,15 0,39 0,37 0,20 0,15 0,39 0,37
То же 2000 и более 1 2 0,17 0,17 0,25 0,25 0,17 0,17 0.27 0,27 0,17 0,17 0,27 0,27 0,06 0,06 0,14 0,14 0,06 0,06 0,14 0,14 0,06 0,06 0,14 0,14
Заглубленные 1 3 4 5 0,16 0,03 0,03 0,01 0,18 0,04 0,04 0,01 0,21 0,03 0,03 0,01 0,25 0,05 0,04 0,01 0,21 0,03 0,03 0,01 0,02 5 0,05 0,04 0,01
166
Таблица 3.10
Зависимость месячных потерь бензина от числа циклов сливо-наливных операций, т
Вместимость ? резервуара, м Число сливо-наливных операций в месяц
10 20 30 40
" ~~5(Г 0,18/0,3 0,35/0,6 0,55/0,9 1,1/1,8
-'"'"Тоо- _ 0,35/0,6 0,7/1,2 1,1/1,8 2,8/3,6
" ’”’150 0,5/0,9 1,0/1,8 1,5/2,7 3,0/5,4
' 200~ 0,7/1,1 1,4/2,2 2,1/3,3 2,8/6,6
' ~~250 0,85/1,4 1,7/2,8 2,6/4,2 5,2/8,4
Примечания 1) потери определены из условия содержания в 1 м3 паровоздушной смеси резервуара, зимой - 0,35 кг, летом - 0,56 кг паров бензиновых, 2) в числителе показаны потери в зимнем периоде, в знаменателе - в летнем
Таблица 3.11
Состав контрольного топлива при определении октанового числа бензинов
Обозначение контрольного топлива Объемный состав контрольного топлива, % Номинальное значение октанового числа
Толуол Нормальный гептан Изооктан
1 58 42 - 67,1
2 62 38 - 71,1
3 68 32 - 76,9
4 74 26 - 90,5
5 74 14 12 90,5
6 74 8 18 95,6
7 74 4 22 99,1
8 74 - 26 100,9
3.2.2. Качество и физико-химические свойства нефтепродуктов
В процессе транспортировки, хранения и реализации нефтепродуктов на АЗС возможны случаи их смешения, загрязнения и обводнения, что снижает их качественные показатели ниже требований сп’аноарта.
Ниже в таблицах 3.12^-3.18 приводятся характеристики основных показателей качества нефтепродуктов.
167
Таблица з.]2
Виды и параметры анализов качества нефтепродуктов на АЗС
Проверяемый продукт Анализ Проверяемые параметры
Автомобильные бензины Дизельное топливо Масло автотракторное Приемо-сдаточный Контрольный Приемо-сдаточный Контрольный Приемо-сдаточный Цвет, прозрачность, плотность, содержание механических примесей Цвет, прозрачность, плотность, содержание механических примесей, воды, водорастворимых кислот и щелочей Содержание механических примесей, воды, плотность Содержание воды, механических примесей, водорастворимых кислот и щелочей, фракционный состав, вязкость, температура вспышки Плотность, содержание воды и механических примесей
Таблица 3.13
Показатели качества масел для дизельных двигателей (ГОСТ 8581-78)
Показатели М-8В2 М-10В2 М-8Г2 М-10Г2 М-8
Вязкость кинематическая, гл/с при 100 °C 0,0008 0,00011 0,0008 0,00011 0,0008
при 0 °C 0,12 - 0,12 - 0,12
Индекс вязкости, не менее Щелочное число, Мг КОН на 1 г 90 90 90 90 95
масла, не менее Содержание механических примесей в 3,5 3,5 6 6 6
масле с присадками следы следы следы следы следы
Содержание воды в масле следы следы следы следы следы
Температура застывания, °C, не выше Плотность при 20 °C, г/см1 -25 -15 -25 -15 -30
0,90 0,91 0,91 0,91 __O91J
168
Таблица 3.14
Основные показатели качества автомобильных бензинов
Показатели ГОСТ 2084-77 ОСТ 38019-75
А-72 А-76* АИ-93* АИ-98* АИ-95
"Октановое число,
не менее по ОЧМ 72 76 85 93 89 98 95
по ОЧИ Содержание свинца, г/кг. 0,00 0,24 0,50 0,50
не более
Температура** начала перегонки, °C 35 35 35 35 30
10% перегоняется при 70/55 70/55 70/55 70 70
температуре, не выше 50% перегоняется при температуре, не выше 115/100 180/160 115/100 115/100 115 115
90% перегоняется при 180/160 180/160 180 180
температуре не выше Содержание (массовая 0,12 0,10 0,10 0,10 -
доля) серы, не более Концентрация фактических смол, мг на 100 мл бензина, не более Давление насыщенных паров, МПа, не более бензина летнего 10 10 7 7 7
бензина зимнего 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4
Цвет этилированного 0,5-0,7 0,5-0,7 0,5-0,7 - -
Бензина не жёлтый оранжевый синий -
окрашен
Примечания (для всех бензинов)
содержание механических примесей и воды нулевое,
испытание на медной пластинке выдерживает,
плотность не нормируется, обязательно определяется
‘Выпускаются также со знаком качества, они неэтилированы и содержат меньшее количество серы и фактических смол
**В числителе приведены показания температур для летних бензинов, в знаменателе - для зимних
169
Таблица з is
Показатели качества дизельного топлива (ГОСТ 305-82)
Показатели Марка дизельного топлива*
Л 3 А
1 2 3 4
Цетановое число 45 45 45
Вязкость при 20 °C, кинематическая, м/с 0,0003-0,0006 0,00018-0,000 0,00015
Кислотность, мг 5 325 5
Зольность, %, не более 0,01 0,01 0,01
Общее содержание серы, %, не более Содержание 0,2 0,2 0,2
водорастворимых кислот и щелочей Содержание механических примесей отсутствуют отсутствуют отсутствуют
И воды отсутствуют отсутствуют отсутствуют
Содержание фактических смол, мг, на 100 мл топлива, не более 40 30 30
Температура вспышки в закрытом тигле, °C, не
ниже 40 35 30
Коэффициент фильтруемости, не более 3 3 3
Температура застывания, 0 si С, не выше -10 -35 -55
Плотность при 20 °C, г/см3 0,860 0,840 0,870
* Л - летнее, 3 - зимнее, А - арктическое
170
Показатели качества масел для карбюраторных двигателей
Таблица 3 16
Показатели ГОСТ 10541-78 ТУ-38101048- 75 ТУ-38101155-78
М-8А М-8Б] М-8В, М-8Г] М-12Г1 М-63/ШГ! М-8Г4 м-юп М-12ГИ М-61111В
Вязкость кинематическая, м2/с: при 100 °C 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,00012 0,0001 0,0008 0,0001 0,00012 0,0001
при 0 °C 0,02 0,12 0,12 - - 0,1 - - - -
Индекс вязкости, не менее 90 90 90 100 95 125 98 125 98 по
Щелочное число, Мг КОН на 1 г масла, не менее 1,2 3,4 4,0 8,5 8,5 10,5 3,0 3,5 3,0 5,5
Содержание механических примесей в масле с присадками, % 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Содержание воды в масле следы следы следы следы следы следы след след следы следы
Температура вспышки, определённая в открытом тигле, С, не ниже 200 200 200 210 220 210 ы 210 ы 210 220 190
Температура застывания, °C, не выше -25 -25 -25 -32 -20 -30 -32 -32 -30 -40
Моющие свойства по ПЗО, баллы, не более 1,5 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Плотность при 20 °C, г/см3 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,91
Таблица 3.18
Показатели качества низкозамерзающих охлаждающих жидкостей
Показатели Антифриз, ГОСТ 159-52 Тосол, ТУ6-06751-73
65 40 А А-40 А-65
Внешний вид Оранжевая жидкость Желтоватая жидкость Г олубая жидкость Г олубая жидкость Красная жидкость
Плотность при 20°С, г/см} Температура кипения, °C, не 1,085+1,090 1,067-1,072 1,078-5-1,140 1,078+1,085 1,085+1,095
выше Фракционный состав (перегоняется при температуре - 170 108 115
150°С), % по массе, не более Содержание механических 35 47 - - -
примесей, % по массе, не более Температура кристаллизации, 0,005 0,005 - - -
°C, не выше -65 -40 -35 -40 -65
Таблица 3.17
Показатели качества гидротормозных амортизаторных жидкостей для автомобилей
Показатели БСК ТУ6-101533-78 «Нева» ТУ6-011163-78 ТУ6-0111163-78 «Томь» ТУ6-012620-77 ГТЖ-224 ТУ6-01787-75
Цвет Кинематическая вязкость, м2/с, не более, при температуре, °C: -40 + 50 + 100 Плотность при 20С, кг/мЗ Температура кипения °C, не ниже От красного до оранжевого 0,0009 870-800 115 Желтый 0,15 0,0005 0,0002 190 Жёлтый 0,15 0,0005 0,0002 205 Зелёный 1.8 190
Примечание внешний вид для всех - однородная прозрачная жидкость
3.2.3 Общие сведения о пожаро- и взрывоопасности нефтепродукт
Ов
При эксплуатации АЗС следует знать и учитывать специфическ свойства нефтепродуктов, газов и других материалов, в частности пожаро- и взрывоопасность, токсичность, способность электризоваться и другие свойства (табл. 3 19+3.21)
Таблица 3 19 Классификация нефтепродуктов по степени огнеопасности
Класс Температура вспышки, иС Вид нефтепродукта "
I До 28 Бензин
II От 28 до 45 Керосин '
III От 45 до 120 Дизельное топливо, мазуГ
IV Выше 120 Масла и смазки
Таблица 3.20
Пределы пожаро- и взрывоопасности нефтепродуктов
Нефтепродукт Температура самовоспламеняемости паров в воздухе, °C Температурный предел взрывоопасности насыщенных паров, С Объемная доля концентрационного предела взрывоопасности паров в воздухе, %
нижний верхний нижний верхний
Бензины автомобильные 255+300 -39 -7 0,75 5,2
Бензины авиационные 380+480 -37 -4 0,98 5,5
Дизельное топливо ДЛ 240 69 119 - -
Дизельное топливо ДЗ 345 76 115 - -
Масла автомобильные 340 154 193 -
Пары сжиженных газов 2 9,5
Этиленгликоль 380 112 124 - "
174
Таблица 3.21
Классификация взрывоопасных смесей по категориям и группам
Категории Группа
г А Б Г д
I Метан - - -
П Бензин, бутан, Бензол, пентан - -
Ш этан, спирт Этилен, - -
Температура воспламенения, С светильный газ, водород 450 3004-450 1754-300 1204-175
3.3. РЕЗЕРВУАРЫ, РЕЗЕРВУАРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, АВТОЦИСТЕРНЫ И ТОПЛИВОРАЗДАТОЧНЫЕ КОЛОНКИ
3.3.1. Резервуары и резервуарное оборудование
Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные (засыпные) горизонтальные и вертикальные металлические резервуары (табл 3 22 и 3 24) Резервуары оснащаются устройствами и приборами, обеспечивающими их безопасную и эффективную эксплуатацию.
Резервуары для хранения нефтепродуктов на АЗС отвечают следующим требованиям
* плотность хранимого продукта, не более 1 т/м3;
• внутреннее давление (избыточное), не более 0,07 МПа;
• вакуум, не более 0,001 МПа;
• максимальное допустимое заглубление 1,2 м;
• допускаемые геометрические отклонения резервуара, мм:
S по длине (высоте) ±10
по длине окружности цилиндра ±20
образующей прямой линии, не более 1/150
Герметичность резервуаров проверяется избыточным давлением воздуха равным 0,025 МПа или гидравлическим давлением, превышающим рабочее в 1,25 раза в течение 3 мин.
Резервуары АЗС оснащаются следующими устройствами сливным (для приема нефтепродуктов из автоцистерн);
Z всасывающим (для подачи нефтепродуктов из резервуаров заправляющим колонкам);
175
J замерным (для измерения уровня жидкости в резервуарах); Z дыхательным (для сообщения резервуара с атмосферой)
При зачистке и ремонте резервуаров из-под нефтепродуктов не одного раза в год на АЗС должны соблюдаться следующие правила:
Ре>ке
работы должны выполняться специализированной бригадой в не менее 3 человек;
состав
перед началом работы должны быть проверены знания рабочи бригады правил техники безопасности и первой медицинской помощи руководитель работы на рабочем месте должен провести инструКта% рабочих, проверить исправность противогазов, шлангов предохранительных поясов, одежды и обуви, о результатах проверку должна быть соответствующая запись в журнале;
при зачистке и ремонте резервуаров из-под нефтепродукта рабочие должны пользоваться только не искрящим инструментом, одеждой обувью;
непрерывное пребывание рабочего в резервуаре (в шланговом противогазе) не должно превышать 15 мин, а последующий отдых на воздухе-не менее 15 мин;
работу по зачистке резервуаров разрешается выполнять только в
дневное время при естественном освещении и не в грозу;
• приёмка резервуара после зачистки или ремонта должна быть оформлена актом, в паспорте резервуара должна быть сделана
соответствующая запись;
• при зачистке и ремонте резервуаров оборудование и заземляющие устройства должны быть проверены и при необходимости отремонтированы или заменены.
Таблица 3 22
Техническая характеристика горизонтальных резервуаров для хранения нефтепродуктов на АЗС
Номинальная вместимость, 3 м Проект Наружный диаметр, мм Длина, мм Число элементов жесткости Толщина металла, мм Масса, кг
5 704-1- 107 1846 2036 - 3 446
10 704-1- 108 2220 2579 - 4 980
25 704-1- 109 2760 4278 1 4 1886
50 704-1- 110 2870 8480 3 4 3369
176
Таблица 3.23
Техническая характеристика дыхательных клапанов резервуаров АЗС
Показатели Модель клапана
СМДК-50 АЗТ 5-890-802
условный проход, мм 50 50
-^б^шюёдавление открытия, МПа 0,025 0,01
Таблица 3.24
Техническая характеристика вертикальных резервуаров для хранения нефтепродуктов на АЗС
"Номинальная вместимость, м Проект Наружный диаметр, мм Высота, мм Масса, кг
5 РВО-5 1788 2018 473
10 РВО-Ю 2233 2579 840
k 15 РВО-15 2818 2518 1140
25 РВО-25 3186 3218 1750
Примечания 1) толщина металла - 4 мм, 2) резервуары устанавливают в железобетонных колодцах
3.3.2. Автомобили для транспортировки нефтепродуктов
Доставка нефтепродуктов на АЗС, как правило, осуществляется специализированным автомобильным транспортом - автоцистернами. Каждая цистерна оборудуется верхним, дыхательным клапаном, отстойником со спускным устройством, указателем уровня, устройством верхнего и нижнего слива, шлангами, средствами пожаротушения, насосами с механическим приводом, поперечными волнорезами с отсеками не более 5000 л. Автоцистерны можно классифицировать следующим образом
* по назначению - для темных и светлых нефтепродуктов, газов;
• по размещению оборудования - на шасси, прицепах, полуприцепах;
• по вместимости - малой (до 5000 л), средней (5000-15000 л) и большой вместимости (более 15000 л);
• по возможности заправки транспортных средств (автотопливозаправщики).
177
8Z.I
АТЗ-10-53213 AT3-10-4320 АТЗ-7,5-43101 AT3-7-43202 - Марка
КамАЗ 53213 Урал 4 1912-31 КамАЗ 43101 Урал 4' to Базовое шасси *-тягач
to to 8 **-полуприцеп
6x4 6x6 6x6 6x6 Колесная формула
10000 10000 [ 7500 1 7000 Номинальная вместимость цистерны, л
— to
О' о о о о to LA О о LA Полная масса, кг
чО ^© ч© о длина
О о О о
2500 2500 0500 L ] ! 2500 X -о ширина Г абаритные размеры, мм
to чо to ч© ч© to чр S § высота
о О О о
1000 1000 0001 1 ч© через наконечник закр заправки Объемный расход
о 23 тз § о через раздаточный топлива, л/мин
о 5 кран
to to LA to X Тонкость фильтрации, мкм
LA LA to Глубина самовсасывания, м
to to LA LA £ ы Время заполнения цистерны насосом, мин
to о Ch сл £ своим насосом Время опорожнения
to La to LA to О О' LA самотеком цистерны, мин
Oo о s oo О LA at Максимальная скорость, км/час
8 £ о 1CBH-81 1СВН-81 Насос
.Ji* > >
/ 00$ 1000 j 500 500 1 оо Производительность л/мин насосной установки,
Технико-эксплуатационные показатели автомобильных цистерн и автотопливозаправщиков
к>
LA
Продолжение таблицы 3.25
1 2 з 4 . 5 . 6_ _ 7 8 9 10 11 12 13 1 14 15 | 16 1 17 1 18 \
Автоцистерны 1
АЦ-7 5-43202 Урал 43202 6x6 7500 15175 8050 2500 2900 4,5 15 16 30 75 1СВН-80 500
АЦ-10- 53213 КамАЗ 53213 6x4 10000 18225 8685 2500 2900 4,5 22 20 25 80 1СВН-80А 500
АЦН-10-4320 Урал 4320-1912-30 6x6 10000 20605 9300 2500 3100 4,5 15 13 25 75 Х080-50-200К 830
АЦ-11,2- 53228 КамАЗ 53228 6x4 11200 19225 8150 2500 2900 4,5 25 22 28 80 1СВН-80А 500
Автопоезда
АППЦ-15-44202 Урал 44202 ЧМЗАП 99858С** 6x6 15000 23930 12000 2500 3340 4,5 30 30 40 75 1СВН-80А 500
АППЦ-15-5410 КамАЗ 5410 ЧМЗАП 99858** 6x4 зад 15000 23930 12000 2500 3340 4,5 30 30 40 80 1СВН-80А 500
Полуприцепы
ППЦ-15 99858 КамАЗ 5410/54112* ЧМЗАП 99858** 15000 18500 7200 8500 3300
Основные технические характеристики автоцистерн и автотопливозаправщиков приведены в табл. 3.25.
3.3.3. Колонки топливораздаточные
Колонки топливораздаточные должны иметь газоотдеди индикатор, фильтрующие устройства номинальной тонкостью очистки - 100 мкм и тонкой очистки 20 мкм. Вероятность безотказц ~ работы колонки должна быть не менее 0,8 за 100 ч работы И номинальном расходе. Средний ресурс до первого, а также между нервы и вторым капитальным ремонтами, должен в 2500 раз превышу номинальный часовой расход. Двигатели, электроарматура электроаппаратура колонок должны быть взрывозащищенными.
Гарантийный срок выпускаемых колонок 18 мес. со дня ввода в эксплуатацию при условии, что объем пропущенного топлива не будет превышать в 1000 раз номинальный часовой расход.
Техническая характеристика топливораздаточных колонок отечественного производства, приведена в табл. 3.28.
Колонки маслораздаточные (табл. 3.26) должны соответствовать показателям ГОСТ 4.103-83. Насосы колонок при высоте всасывания не менее 3 м должны обеспечить номинальный расход масла при высоте раздаточного крана над уровнем земли 2 м и при расположении отдельных блоков колонки на расстоянии до 20 м. Номинальная тонкость фильтрации колонок не более 250 мкм.
Колонки с дистанционным управлением должны иметь блокирующее устройство, исключающее возможность пуска без установки указателя разового отпуска в нулевое положение.
Таблица 3.26
Техническая характеристика стационарных маслораздаточных колонок с электроприводом
Показатели Модели колонок
367М 3676МЗ __
Производительность на масле АК-10 (в л/мин) при температуре масла, °C + 20 + 6 Допускаемая погрешность измерения при дозе свыше 1л, % 8 3,4 +0,5 10 4 ±0,5
180
Продолжение таблицы 3.26
МПа > всасывания, л/ 0,8-1,5 3,0 0,8-1,5 3,0
шестеренчатый шестерёнчатый
этическое включение двигателя при
давлении, МПа ^баритные размеры, мм 0,9+0,1 0,9±0,1
_ КОЛОНКИ 365x253x1120 225x330x1200
насосной установки 525x500x418 470x525x1500
Масса, кг
_ колонки 48 28,8
. насосной установки 63 82
Сливные устройства (табл. 3.27) состоят из приемных патрубков с быстроразъемными муфтами, сливного фильтра с гидравлическим затвором и сливной трубы.
Таблица 3.27
Техническая характеристика сливных устройств
Показатели Модели устройства
МУ-91-12 АЗТ-5-885-8ОО
Место установки Число приёмных патрубков Условный проход, мм: - приёмных патрубков - сливной трубы Номинальная скорость слива (самотёком), лГ/ч Материал фильтрующего элемента Габаритные размеры, м: - высота - диаметр _Масса. кг Специальный колодец 1 50 50 10 Латунная сетка 450 300 16 Крышка горловины резервуара 2 50 .- 70 16 Гофрированная нержавеющая сталь 520 350 30
181
Таблица з
Показатели Сери я 2000 Сери я 4000 Сери я 5000 Я
Нара 27М1С Нара 42-5 Нара 52-11
Номинальный расход топлива, л/мин 50 50 50
Количество раздаточных кранов, шт /Минимальная доза выдачи, л 2/1 2/2 5/4 io/T
Пределы допустимой основной погрешности ТРК, %
Тип счетного устройства Стре лочное или электронн ое 3-х разрядное Элек тронное 5-X разрядное Элек тронное 16-х разрядное ~Эле? тронное
Установленная мощность двигателя, кВт 0,55 0,55х 2 1,1x3
Кран раздаточный -тип -условный проход -длина рукава, м АКТ- 20 20 4 АКТ- 20 20 4 АКТ- 20 20 4
Тонкость фильтрации, мкм -грубой очистки -тонкой очистки 100 20 100 20 100 20 100 20
Условный диаметр всасывающего трубопровода, мм 40 40 40 40
Габаритные размеры, мм 1330 х660х445 2250 х930х560 1650 х550х2140 1060 х430х1925
Масса колонки, кг не более 165 165
При проектировании сливных систем следует иметь в виду, что в основе экономичной работы всей системы, должно быть соблюдение установленных нормативных сроков слива нефтепродуктов из автомобильных цистерн (табл. 3.29-^3.30).
182
Таблица 3.29
Время на слив нефтепродуктов в резервуары АЗС в зависимости от среднесуточной реализации и способа слива
——-— ' " Время на слив, ч
Через один шланг Через два шланга Насосом
-—"Го- 1 0,6 0,3
20 2 1,2 0,6
30 3 1,8 0,9
40 4 2,2 1,2
50 5 2,7 1,5
60 6 3,2 2
70 7 3,7 2,3
80 8 4,2 2,6
90 9 4,7 3,0
100 10 5,2 3,3
ПО И 5,7 3,6
120 12 6,2 3,9
Таблица 3.30
Норма времени (мин) на налив или слив самотёком автомобильных цистерн (полную вместимость цистерны)
Грузоподъемность автомобиля на шасси которого смонтирована цистерна, т Жидкие грузы Вязкие грузы
До 1,5 включительно 7 10
свыше 1,5 до 3 включительно 11 14
свыше 3 до 5 включительно 15 19
свыше 5 до 7 включительно 18 23
свыше 7 до 10 включительно 22 28
свыше 10 до 15 включительно 26 33
свыше 15 до 20 включительно 28 37
свыше 20 до 25 включительно 32 42
свыше 25 39 49
3.4. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ ПРАВИЛА И НОРМЫ ДЛЯ
автозаправочных станций
Во избежание пожаров загораний и взрывов на автозаправочных станциях следует обеспечить следующее требования пожаробезопасности
183
• автомобили, ожидающие заправки, должны находиться при въезде Ча территорию вне зоны расположения топливных резервуаров заправочных колонок;
• крышки сливных и замерных труб, люки смотровых и сливнцх колодцев должны быть герметически закрыты: измерять уровень нефтепродуктов в резервуарах следует специальными приборами;
• сливать нефтепродукты в резервуары следует «закрытым» способом и при наличии в системе гидравлического затвора; во время слива запрещается отпускать нефтепродукты через колонки, присоединенные к заполняемому резервуару;
• до полного слива нефтепродуктов из автоцистерны водитель автоцистерны и оператор АЗС должны находиться у резервуара;
• автоцистерна во время слива должна быть присоединена к заземляющему устройству станции; не допускается присоединение заземляющего проводника к окрашенной или загрязненной поверхности цистерны;
• мотоциклы и мотороллеры следует заправлять отдельно от общего потока автомобилей и подавать их к заправочным колонкам с заглушенными двигателями; пуск и остановка двигателя должны производиться на расстоянии не менее 15 м от заправочной колонки;
• автомобили должны подъезжать к заправочным колонкам своим ходом и выключать двигатели при заправке; заправка автомобиля должна производиться только в присутствии водителя;
• нефтепродукты должны отпускаться только непосредственно в бак автомобиля (допускается отпуск нефтепродуктов в канистры владельцам индивидуальных машин);
• расстояние между стоящим под заправкой автомобилем и следующим за ним должно быть не менее 3 м, расстояние между последующими машинами - не менее I м.
На АЗС запрещается
• заправка автомобилей и автобусов (кроме легковых) в которых находятся пассажиры, а также автомобилей гружёных взрывоопасными, легковоспламеняющимися и радиоактивными материалами;
• слив нефтепродуктов и заправка автомобилей во время грозы.
Молниезащита АЗС выполняется из отдельно стоящих стержневых молниеотводов. От каждого молниеотвода следует прокладывать не менее двух токоотводов.
Импульсное сопротивление каждого заземлителя защиты должно быть не более 100 Ом, а в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом и выше - не более 400 Ом.
184
Заземлители защиты от прямых ударов молнии рекомендуется единять с заземлением электрооборудования и заземлительной защитой С° эЛектростатической индукции.
°Т Опоры отдельно стоящих молниеотводов могут изготавливаться из алн железобетона, дерева и др. Они должны быть предохранены от поозии и гниения. Молниеприёмники могут быть изготовлены из любой марки и профиля стали, сечением не более 100 мм2 и длиной не менее 200 мм, они должны быть надёжно защищены от коррозии (цинкованием, лужением, покраской). Соединение молниеприёмников с токоотводами выполняется электросваркой.
Заземлители выбираются в зависимости от удельного сопротивления
грунта и импульсного сопротивления. Их изготовляют:
/ горизонтальные - из полосовой или круглой стали;
/ вертикальные - из стальных, вертикально ввинченных или забиваемых в грунт стержней из круглой или угловой стали.
Длина ввинчиваемых электродов должна быть 4,5+5 м, забиваемых -
2,5+3 м, верхний конец вертикального стержня должен быть заглублён на
0,6-0,7 м от поверхности земли.
Зона защиты молниеотвода - пространство внутри которого здания и сооружения защищены от прямых ударов молний, имеют степень надёжности равную для зоны А - 99%, для зоны Б - 95%.
185
Глава 4. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ в
НЕФТЕПРОДУКТОВ 1
4.1. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ
Нефтебазы представляют собой комплекс сложных многофункциональных инженерно-технических сооружений с объектами различного производственно-хозяйственного назначения, выполняющие задачи бесперебойного и надежного снабжения потребителей нефтью ц нефтепродуктами и обеспечивающие необходимые условия приема и отпуска нефтепродуктов, сбор, отгрузку и регенерацию отработанных масел.
Обычно нефтебазы классифицируются по:
Транспортным связям: железнодорожные, трубопроводные, водные (морские, речные), автомобильные, а также смешанные водножелезнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.д.
> Функциональному назначению: перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.
Объему резервуарного парка и максимальному объему одного резервуара на категории:
- нефтебазы 1 категории имеют общий объем резервуаров более 100 тыс. м3;
- нефтебазы 2 категории имеют общий объем резервуаров от 20 до 100 тыс.м3;
- категории За -общим объемом от 10 до 20 тыс.м3 с максимальным объемом одного резервуара до 50 тыс.м3, вкл;
- категории 36 -общим объемом от 2 до 10 тыс.м3 вкл. с максимальным объемом одного резервуара до 2000 м3, вкл;
- категории Зв -общим объемом от 2000 тыс.м3 с максимальным объемом одного резервуара до 700 м3, вкл;
На складах второй группы допускается хранение в наземных хранилищах 2000 м3 легко воспламеняющихся жидкостей и 10000 м горючих жидкостей, в подземных -4000 м3 и 20000 м, соответственно.
> Виду хранимого продукта: легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также общего хранения;
> По годовому грузообороту на 5 классов:
-первый класс - грузооборот от 500 тыс. т/год и выше;
-второй класс - грузооборот свыше 100 до 500 тыс. т/год вкл.;
186
- третий класс - грузооборот свыше 50 до 100 тыс. т/год вкл.;
- четверый класс - грузооборот свыше 20 до 50 тыс. т/год вкл.;
- пятый класс - грузооборот от 20 тыс. т/год и меньше.
назначению' оперативные, хранения и гражданского запаса;
основному виду транспорта', железнодорожные, трубопроводные, водные, глубинные;
« виду проводимых операций', перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные;
« объему резервуарного парка:
4.2. ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ НЕФТЕБАЗ
Рациональное расположение сооружений и объектов на территории нефтебазы создает наиболее благоприятные условия, обеспечивающие бесперебойность проведения всех операций, соблюдение санитарно -гигиенических и противопожарных требований и, в конечном счете, определяет экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом. Объекты нефтебазы целесообразно объединять по их технологической или функциональной принадлежности и располагать на территории по зонам. Обычно выделяют шесть - семь таких зон:
• зона железнодорожного приема и отпуска, включающая
железнодорожные сливоналивные устройства, насосные и
компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, технологические трубопроводы различного назначения, операторные помещения и другие объекты, связанные с проводимыми операциями;
• зона водного приема и отпуска определяется морскими или речными пирсами и причалами, насосными станциями, технологическими трубопроводами, операторными, манифольдами и другими сооружениями, обеспечивающими сливо-наливные операции в транспортные емкости;
• зона резервуарного хранения включает резервуары, технологические трубопроводы, газосборники, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.;
• зона розничного отпуска - автоэстакады, устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные, хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха затаривания нефтепродуктов, цеха регенерации отработанных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, лаборатории и т.д.;
187
зона очистных сооружений - буферные резервуары, песколо нефтеловушки, флотаторы, фильтры, биофильтры, хлорат0рнКИ’ азонаторные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопи-?'6’ (иловые площадки); ;’1’
зона подсобных зданий и сооружений - ремонтно-механичес мастерские, пропарочные установки, котельные, малярные це электростанции и трансформаторные подстанции, распределительн ’ пункты, водопроводы, склады для тары и материалов, цеха по ремон оборудования;
• зона административно-хозяйственная - объекты противопожарно-службы, административные здания, столовые, проходные, гаражи объекты охраны и т.д.
Деление нефтебазы на зоны имеет условный характер. Например, На нефтебазах, хранящих только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Далеко не на всех нефтебазах возможно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел когда требуется в значительных количествах пар и сжатый воздух. Ремонт и изготовление бочковой тары также выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих достаточное оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных,
могут отсутствовать одна или несколько зон, некоторые зоны
совмещаются, могут выделяться обоснованные либо технологией
экономическими показателями.
дополнительно новые зоны, проводимых операций, либо
4.3. НОМЕНКЛАТУРА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
В промышленности применяется большое число стальных резервуаров различных типов и объемов без давления (резервуары с плавающей крышей и понтоном) и с давлением до 0,002 МПа (резервуары со стационарной крышей).
В последние годы ЦНИИПроектстальконструкцией разработаны проекты опытных резервуаров объемами 50 и 100 тыс. м3 и проектируются еще более крупные.
Имеются стальные резервуары траншейного типа объемом до 10 тыс. м3 рассчитанные на избыточное давление 0,007 МПа.
Наибольшее распространение в нашей стране получили наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы.
188
j Типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары ^емомот20ть1с'м3д°100м3:
°°Ъ стаиионарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа с высотой стенки не более 12 м;
/ с понтоном и плавающей крышей, без давления;
/ зервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах (температура до 65 °C).
v 2 Резервуары с оптимальными параметрами объемом от 10 до 50 м! с высотой стенки до 18 м. На заводах резервуарных Теталл°конструкций при изготовлении рулонов стенки кромки листов погаются для получения листов одинаковых размеров, например 1490x5990 мм. Таким образом, высота стенки резервуаров получается кратной 1490мм, а длина окружности (стенки) — кратной 5990 мм.
3. Резервуары повышенного давления широкого распространения не
получили. В России сооружено всего несколько каплевидных резервуаров объемом 2000 м\ рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа. Значительно чаще применяют резервуары ДИСИ (Днепропетровского инженерно-строительного института) объемом 400, 700, 1000 и 2000 м3. В общей сложности таких резервуаров, рассчитанных на избыточное давление от 0,01 МПа до 0,013 МПа, построено около 200.
Основные геометрические размеры вертикальных цилиндрических и каплевидных резервуаров повышенного давления приведены в табл. 4.1. Резервуары повышенного давления наиболее экономичны для длительного хранения нефтепродуктов при небольшой их оборачиваемости (не более
10-И 2 раз в год).
Таблица 4.1
Резервуары повышенного давления
Показатель Вертикальные цилиндрические резервуары объемом, м3 Каплевидные резервуары объёмом, м3
Номинальный объем, м' 400 700 1000 2000 3000 2000
Геометрический объем, м3 420 770 1235 2050 3100 1700
Диаметр, м 8,53 10,43 12,3 15,2 18,3 18,45
Высота стенки, м 7,5 9 9 9,30 10,3 7 10,49
Высота торосферической кровли, м 2 2,08 2,95 2,97 3,54 2 -
Избыточное давление, МПа 0,02 0,018 0,015 0,013 0,02 5 0,03
Вакуум, МПа 0,0015 0,001 0,0005 0,0005 0,00 1 0,003
189
К числу резервуаров повышенного давления относятСя изотермические резервуары для хранения сжиженных газов. Обычно оци представляют собой двухслойную конструкцию (резервуар в резервуаре) Для обеспечения постоянной, отрицательной температуры пространство между наружным и внутренним кольцом заполняют теплоизоляционны^ материалом.
4. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитанные на избыточное давление 0,07 МПа - при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах, также являются резервуарами повышенного давления.
Климатические условия России вызывают необходимость дифференцированного подхода к применению тех или иных типов резервуаров с учетом специфических условий их эксплуатации значительных температурных колебаний, больших снеговых и ветровых нагрузок, сейсмических воздействий, вечномерзлых и просадочных грунтов и т.д.
Например, резервуары с понтоном и со стационарной крышей по расходу стали более металлоемки (на 15^-20%) , чем резервуары тех же объемов с плавающей крышей. Однако в районах с большими снеговыми нагрузками или песчаными бурями приходится применять резервуары с понтоном. По аналогичным причинам в северных районах с большими снеговыми и ветровыми нагрузками в целях обеспечения устойчивости стенок резервуаров предпочтительнее резервуары высотой не 18м (экономически более выгодные), а до 12 м. В дальнейшем целесообразно ограничить применение резервуаров больших объемов (50 тыс. м3 и более) в северных районах во избежание возможных хрупких разрушений.
Отечественный индустриальный метод рулонирования применительно к резервуарам больших объемов в связи с ограничением толщины листов требует иногда применения новых конструктивных форм, например двухслойной или предварительно напряженной стенки, усиления бандажами и других решений.
Перечисленные выше специфические условия проектирования, изготовления и монтажа, а также эксплуатации резервуаров отражаются и в методике расчета. В России за основу принят метод расчета конструкций по предельным состояниям.
190
4.4.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕЗЕРВУАРОВ
4 4.1- Вертикальные изотермические резервуары
Изотермические резервуары служат для хранения различных
усиженных газов при постоянной пониженной или отрицательной температуре, проектирование и сооружение которых является новым направлением в резервуаростроении. В ЦНИИпроектстальконструкции разработаны различные типы конструкций для хранения сжиженных газов при температуре выше минус 196°С в резервуарах объемом 2,5, 10 и 30 ТЫС- м •
Наиболее распространены двухслойные конструкции
изотермических резервуаров с зазорами между стенками, крышками и днищами (рис. 4.1.а, б).
Величины зазоров определяют технологические институты и выдают в техническом задании (ТЗ) на проектирование. Задания включают исходные данные для проектирования резервуаров: объем; название и температуру хранимого сжиженного газа, марки сталей для внутреннего и наружного резервуаров; величину избыточного и гидростатического давления; район строительства; величину снеговой и ветровой нагрузок; сейсмичность района строительства; наименование теплоизоляционных материалов, сварочные материалы для сварки сталей специальных марок и
другие данные.
Если температура хранения не ниже -65°С, то при проектировании резервуаров применяются строительные стали. При более низких температурах должны применять стали специальных марок: никельсодержащие; нержавеющие стали; алюминиевые сплавы.
Проектирование и сооружение изотермических резервуаров во многом аналогично проектированию и сооружению вертикальных цилиндрических резервуаров низкого и повышенного давления. Также аналогичны методики инженерных расчетов, что дает возможность использовать многолетний опыт их проектирования. Новым, с чем столкнулись при проектировании и расчете несущих элементов изотермических резервуаров, явились нагрузки от теплоизоляционных материалов. При расчете стенки пустого внутреннего резервуара на Устойчивость - собственный вес изоляции, находящейся между крышами и вызывающей осевое сжатие стенки. Изоляция, находящаяся в межстенном пространстве, вызывает боковое давление на стенки внутреннего и наружного резервуаров. Кроме того, за счет трения о стенки она вызывает также вертикальное усилие.
191
006hl ' ' OSS Li
Рис. 4.1. Изотермический резервуар объемом 20 тыс. м3 = 34,2 м, Dh = 36 м):
а - фасад внутреннего резервуара (слева) и наружного резервуара (справа), б - разрез, 1 - кольца жесткости, 2 - анкерные крепления, 3 - железобетонная плита (ростверк) свайного основания
fSO\ 17330
192
При длительном хранении нефтепродуктов (не более 10-5-12 раз чиваемости в год) целесообразно применение резервуаров °б°Р шейного давления типа ДИСИ (Днепропетровского инженерно-П°ВЬ'тельного института) и «Гибрид», запроектированного С1иИИпроектстальконструкцией. Оба типа резервуаров имеют сферическую кровлю. Резервуары типа ДИСИ прошли детальное пытание и эксплуатируются под избыточным давлением.
ИС резервуары «Гибрид» имеют торосферическую кровлю. Авторы оекта предполагали, что кровля будет состоять из лепестков в виде апеций, а на заводах им будет придана двойная кривизна. Однако опыт показал, что в тонких листах при имеющейся кривизне кровли практически невозможно создать остаточные деформации, особенно в кольцевом направлении, для образования сферической формы.
Поэтому в резервуарах «Гибрид», как и в резервуарах типа ДИСИ, практически получаем не сферическую, а сфероцилиндрическую кровлю, те имеем кривизну только в меридиональном направлении. Резервуар «Гибрид» объемом 3 тыс. м3 после испытания сдан в эксплуатацию под избыточным давлением 0,018 МПа и вакуумом 0,0015 МПа.
4.4.2. Осесимметричные каплевидные резервуары
Сооружено, испытано и внедрено несколько таких резервуаров объемом по 2 тыс. м\ рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа и вакуум 0,003 МПа. Авторы проекта - инженеры С.И. Веревкин и Г.М. Чичко
При детальных испытаниях напряженно-деформированного состояния резервуаров с опорным кольцом в его конструкциях возникают зоны концентрации высоких напряжений. На этом основании один из авторов (Г.М. Чичко) предложил новую конструктивную форму каплевидного резервуара - резервуар с экваториальной опорой (рис. 4.2). В этой конструкции отсутствуют опорное кольцо и ребра жесткости внутри резервуара, а оболочка опирается в зоне экватора на 20 опор (колонн), которые устанавливают на железобетонное опорное кольцо. Каплевидная оболочка имеет толщину выше экватора 5 мм, ниже - 6 мм. Геометрия оболочки имеет такую форму эллиптических поясов, что радиусы кривизны уменьшают вверх до экватора с таким расчетом, чтобы меридиональные и кольцевые усилия по всей поверхности от гидростатической нагрузки и избыточного давления были равны между собой- Nl= N = const. Поэтому каплевидные оболочки называют оболочками равного сопротивления.
Каплевидные резервуары экономичны в своей области, т.е. в области повышенного давления, однако монтаж таких резервуаров сложен, требует
193
соответствующих средств механизации для изготовления деп двоякой кривизны. Но в связи с необходимостью сокращения n нефтепродуктов при хранении, а резервуары с плавающей крышей понтоном неэкономичны при малой оборачиваемости, пробд^11 резервуаров повышенного давления, в том числе каплевид^5 резервуаров, является актуальной и перспективной. Hblx
В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крыщ^ резервуарах повышенного давления нет никаких движущихся конструКи ? и затворов, в них сохраняется возможность для рулонирования стенки * плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление эксплуатация сравнительно проста. Таким образом, для более полной удовлетворения потребности страны в нефтерезервуарах и хранилища сжиженных газов целесообразно применение резервуаров новых конструктивных форм - повышенного давления, изотермических и др.
Рис. 4.2. Каплевидный резервуар объемом 2 тыс. м3 с экваториальной опорой:
а - фасад резервуара, б - план фундамента и расположение колонн
4.4.3. Горизонтальные резервуары
Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей (табл. 4.2) под избыточным давлением 0,04 МПа при плоских днищах и 0,07 МПа при конических днищах. Разработаны проекты резервуаров объемом 3,5,10, 25,50, 75 и 100 м3.
Для обеспечения устойчивости пустых резервуаров под воздействием разрежения (вакуума), внешних нагрузок и давления грунта
194
.три резервуара устанавливают кольца (ребра) жесткости. В надземных опорных резервуарах в пределах опор устанавливают внутренние еугольные диафрагмы (см. рис. 4.3).
’Р " Горизонтальные резервуары по пространственному расположению „одраздечяют на надземные (выше планировочной отметки территории ^фтебазы) и подземные (ниже уровня территории). По конструкции днищ горизонтальные резервуары в зависимости от объема и избыточного давления проектируют с плоскими, коническими или цилиндрическими днищами. Для обеспечения устойчивости цилиндрической оболочки внутри нее должны быть установлены опорные кольца жесткости. В зависимости от объема устанавливают и дополнительные кольца жесткости.
Таблица 4.2
Характеристика надземных горизонтальных резервуаров (толщина оболочки 4 мм)
Показатель Номинальный объем, л/
5 10 25 50 75 100
Геометрический объем, м' 5,7 10,79 26,9 55,5 76,9 101,5
Диаметр, мм 1900 2220 2700 2760 3240 3240
Длина оболочки, мм 2030 2750 4150 8940 8940 11920
Пролет, мм 1980 2750 4150 4500 5400 5400
Толщина конического днища, мм - 5 5 5 5 Г 5
Толщина плоского днища, мм 4 4 4 4 4 4
Число опорных колец жесткости, шт - - - 2 2
Число промежуточных колец жесткости, шт. - 1 1 1 2 4
Масса резервуара, т 0,72 1,09 1,86 3,44 4,23 5,41
Удельный расход стали на 1 м3 объема, кг 126 101 69 62 55 53
195
Рис. 4.3. Горизонтальный резервуар объемом 50 м’ а - с плоским днищем, б - с цилиндрическим днищем
4.5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
4.5.1. Специфические особенности экономики резервуаростроения
Анализ экономической эффективности стальных резервуаров показывает, что сравнение технико-экономических показателей, например по общему расходу металла, хотя и выявляет оптимальные конструкции по удельному расходу металла (в расчете на 1 м3 полезного объема), однако простое сопоставление не раскрывает всех сторон экономической эффективности резервуаров различных типов. Широкая номенклатура резервуаров содержит большой перечень сооружений, не сопоставимых по своему назначению.
Например, не имеет смысла сравнивать между собой резервуары низкого и высокого давлений (обычные вертикальные резервуары со сферическими крышами) по величине потерь нефтепродуктов от испарения, т.к. назначение их различно. Также нельзя просто сравнивать резервуары с плавающей крышей и резервуары с понтоном, тк резервуары с плавающей крышей в среднем экономичнее резервуаров с понтоном на 20 % из-за отсутствия лишней стационарной крыши, но каждый из них имеет свою рациональную область применения.
Существует немало случаев, когда по условиям эксплуатации необходимо применять резервуары с понтоном. Например, в районах с большими снеговыми осадками или в районах с песчаными бурями
196
у резервуары с плавающей крышей. Но в районах, где оба вида неПРИГаОов эквивалентны по сокращению потерь, предпочтение следует резервУ^ резервуарам с плавающей крышей, которые имеют ряд отдавать еств более удобны для наблюдения во время эксплуатации, в пРеИ ^.рушении и ремонте, при защите от коррозии.
п°*аРр,пе[1Ифическая особенность нефтяных резервуаров в отличие от х строительных конструкций и сооружений заключается в том, что в
Г с точки зрения экономической эффективности, значительно н,,х’ „ар значение имеет не экономия стали или снижение ifoJlbWW
бестоимости, а стоимость сокращения потерь от испарения, которая Св оавненно выше. Например, если экономия стали или сметной тоимости составляет тысячи рублей, то экономия от сокращения потерь нефтепродукта составляет десятки или сотни тысяч рублей. Это следует из общего количества потерь нефти и нефтепродуктов, которое оценивается в пределах 5^-7% от объема добываемой нефти в стране и составляет миллионы тонн. С другой стороны, борьба с потерями нефти и нефтепродуктов с точки зрения охраны природы также имеет большое социальное значение. Таким образом, экономическая эффективность резервуаров должна выявляться и оцениваться путем комплексного анализа всех факторов с учетом приведенных затрат, включающих
эксплуатационные расходы и стоимость потерь при хранении.
При упрощенном анализе экономической эффективности резервуаров различных типов следует сравнивать между собой в основном однотипные резервуары, но имеющие разные объемы. В этом случае следует сравнивать между собой удельные расходы или стоимости, приходящиеся на 1 м1 * 3 объема. При комплексном анализе для более полного выявления экономической эффективности стальных резервуаров учитывают все факторы, в том числе эксплуатационные расходы, включающие стоимость сокращения потерь при хранении.
При анализе эффективности не отдельных резервуаров, а целых резервуарных парков учитывают, кроме того, стоимость территории, внутри парковых коммуникаций и других обще парковых расходов. Тогда более полно выявляется экономическая эффективность как отдельных резервуаров, так и всего парка в целом.
4.5.2. Технико-экономические показатели резервуаров различных типов и объемов
1. Резервуары с плавающей крышей. В табл. 4.3 приведены
основные размеры и показатели резервуаров оптимальных габаритов с
плавающей крышей. Из данных следует, что с увеличением объема
197
резервуаров удельный расход стали уменьшается, а удельный раС)( стали резервуаров одного и того же объема с понтоном соответстве11°Л больше, чем резервуаров с плавающей крышей, на 10<50 %.
Таблица 4 3
Технико-экономические показатели резервуаров с плавающей крышей
Показатель Номинальный объем, тыс м3 ~io6~
1 2 3 5 10 20 30 50
Полезный объем, тыс м3 0,94 2,0 3,15 4,9 10,3 20,9 29,6 47,5 103,6
Диаметр, м 10,43 15,18 18.9 20,9 28,5 39,9 45,6 60,7
Высота стенки, м 11,92 11,92 11,9 14,9 17,9 17,9 17,9 17,9 17,9
Расход металла, т 27,3 51,8 75,2 115 211 396 470 711 1514
Удельный расход металла на 1 м3 полезного объема, кг 29,0 25,4 24,0 23,4 20,3 18,8 16,0 15,0 14,5
2. Изотермические резервуары. Расход металла в изотермических резервуарах (см. табл. 4.4) по сравнению с резервуарами для нефти и нефтепродуктов соответственно больше, поскольку они представляют собой двухслойную конструкцию, между двумя резервуарами которой устраивают теплоизоляцию для обеспечения постоянной отрицательной температуры.
Таблица 4 4
Технико-экономические показатели изотермических резервуаров
Показатель Номинальный объем, тыс м3
1 5 10 20 30
Полезный объем, тыс м3 0,8 5 8,8 15 29,078
Диаметр резервуара:
наружного 13,3 21,8 24,3 36,0 Однослойный
внутреннего 10,4 19,4 22,8 34,2 35,5
Высота резервуара:
наружного 13,0 18,0 23,85 17,55 Однослойный
внутреннего 8,9 16,4 22,35 14,7 29,87
Расход стали, т 77 226 416 714 675
3. Сферические резервуары. В табл. 4.5 приведены конструктивные размеры и характеристики сферических резервуаров, где даны удельные расходы стали вычисленные как на 1 м3 полезного объема, так и с учетом произведения избыточного давления и расхода стали в кг/м3. В первом
198
получают нерегулярные сведения, не отражающие влияние СЛ>\пины внутреннего давления, а во втором случае - данные, в®;11 няЮщие истинный смысл и необходимость учета избыточного °№пения в сферических резервуарах.
лаВ Таблица 4.5
Технико-экономические показатели сферических резервуаров.
Показатель Номинальный объем, тыс м3
0,6 0.6 2 2
р^^^оедавление, МПа 0,6 1,8 2,5 0,6
10,5 1,8 16 0,6
Рястодстали т 1 56,2 116,5 142 167
расход стали на 1 м’ полезного объема, 109 227 73,8 91,6
‘у-дсТь ны<1 расход стали 184 127 295 153
~4 Резервуары со стационарной крышей. В табл. 4.6 указаны характеристики проектов резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3,
разработанные в те годы, когда не рассматривался вопрос оптимизации резервуаров. В настоящее время в эксплуатации находится еще большое
число резервуаров данного типа.
Таблица 4.6
Технико-экономические показатели стальных резервуаров со стационарной крышей
Показатель Номинальный объем тыс м1
1 2 3 5 10 20
Геометрический объем, тыс ? м 1,06 2,15 3,370 4,866 10,950 19,450
Полезный объем (вместимость), м' 1 02 2,07 3,190 4,650 9,850 17,500
Диаметр, м 12 3 15,1 18,98 22,8 34,20 45,60
Высота стенки, м 11,9 11,9 11,92 11 92 11,92 11,92
Толщина стенки мм 6x4 6x4x5 7+2x6 9+8x7 — 13+7*11
Масса, т
стенки 11,0 23,2 31,14 50,10 100,63 152,83
днища 3,87 7,07 11,72 19,50 41,70 84,04
центральной стойки — 1,49 1 49 1,57 — —
крыши 5,96 7,45 13,15 20,85 49,83 101,57
кольца жесткости — — — — 12,55 29,39
лестниц, ограждений, площадок 2,04 5,03 5,34 5,68 4,88 5,37
Общая масса резервуара, т 22,9 44,2 62,84 97,68 209,70 373,20
Удельный расход стали на J м полезного объема, кг 21,4 20,6 18,7 20,0 19,2 19,0
199
5. Резервуары с понтоном. Увеличенный расход стали в проектах проявляется особенно заметно в резервуарах объемом 5Q . , тыс м , где разница становится существенной за счет увеличения металлоконструкций стационарной крыши. В связи с этим резервуар^0 понтоном объемом 50 тыс. м3 и более применять нецелесообразно. эт С вывод учтен в СНиП 2.11-03-93 для складов нефти и нефтепродукт где максимальный объем резервуаров с понтоном ограничен объемом 5fj тыс. м3. в то время как резервуары с плавающей крышей проектируй объемом до 120 тыс. м3. Приведенные в табл. 4.7 данные для резервуаров с понтоном также относятся к периоду, когда еще не были разработаны оптимальные их габариты. При последующем анализе проектов, с точки зрения оптимальности основных размеров, было установлено, Ч1о резервуары объемом 100, 200, 300, 400, 700, 2000 и 3000 м3 имеют основные размеры, удовлетворяющие требованиям оптимальности по критериям Шухова, т.е. соотношение между диаметром и высотой стенки этих резервуаров принималось таким, чтобы резервуары имели минимальный удельный расход стали или стоимость.
Таблица 4.7
Технико-экономические показатели резервуаров с понтоном
Показатель Номинальный объем, тыс. м
1 2 3 5 10
Полезный объем, тыс. м3 0,94 2,01 3,15 4,90 10,3
Диаметр, ,м 10,43 15,18 18,98 20,9 28,5
Высота стенки, м 11,92 11,92 11.92 14,9 17,9
Расход металла, да 30,0 55,5 83,5 119,8 224,2
Удельный расход металла на 1 м3 полезного объема, кг 32,2 27,6 26,5 24,5 21,8
Показатель Номинальный объем, тыс. м3
15 20 30 50 100
Полезный объем, тыс м3 15,3 20,9 29,6 47,46 99,89
Диаметр, м 34,2 39,9 45,6 60,7 88,7
Высота стенки, м 17,9 17,9 17,9 17,9 17,9
Расход металла, да 323,0 438,5 584,1 869,2 2175,8
Удельный расход металла на 1 м3 полезного объема, кг 21,1 21,0 19,4 18,4 21,8
200
Таблица 4.8
Технико-экономические показатели стальных резервуаров с понтоном оптимальных габаритов
Показатель Номинальный объем, тыс м1
0,1 0,2 0,3 0,4 0,7 1
ТТТДТбТ'СМ, »' 0,94 0,185 0,306 0,396 0,69 0,96
Полезньи!^.
0,74 1,37 1,74 2,22 3,60 4,58
-^^иЛИ кронштейнов 0,07 0,07 0,07 0,09 0,11 0,34
<у-^^Грезервуара, т 6,35 9,48 12,48 14,77 21,56 28,71
металла на 1 м . объема, кг 62,5 46,0 37,2 34.7 28,2 26,7
Продолжение таблицы 4.8
Показатель Номинальный объем, тыс .м’
2 3 5 10 15 20
ролёзный~объем, м 2,07 3,19 4,957 1,07 14,9 20,8
Масса, т
понтона 7,2 10,83 15,92 35,84 48,22 62,9
стоек или кронштейнов 1,16 1,81 2,38 4 13 5,22 8,21
Общая масса резервуара, т 50,32 78,80 114,14 240,83 320,19 425,7
Удельный расход металла на 1 м’ полезного объема, кг 23,3 23,6 23,6 25,9 24,6 25,0
Таким образом, практически нет необходимости менять эти соотношения. Также было установлено, что в резервуарах объемом 1,5, 10, 15 и 20 тыс. м основные размеры не являются оптимальными и необходимо увеличить высоту стенки и соответственно уменьшить диаметр с сохранением тех же объемов. По табл. 4.8 можно проследить значения оптимальных габаритов, принятых за основу в действующих
проектах. На основании анализа были установлены следующие
оптимальные габариты резервуаров:
Номинальный объём, тыс м 1 5 10 15 20
Высота стенки Н, м 11,92 14,90 17,90 17,90 17,90
Диаметр резервуара D, м 10,43 20,92 28,50 34,20 39,90
На основании анализа табл. 4.3, 4. 7 и 4.8 можно сделать
бедующие выводы:
* резервуары со стационарной крышей по удельному расходу стали при равных объемах резервуаров близки к резервуарам с плавающей крышей, но поскольку последние имеют меньшие потери при хранении, то они, безусловно, эффективнее и имеют ряд других преимуществ, свойственных резервуарам этого типа;
201
резервуары с понтоном (оптимальных габаритов) по сравнению резервуарами со стационарной крышей (неоптимальных габаритов) С удельному расходу металла тяжелее на 15-5-20 % (применительно резервуарам объемом 5-5-20 тыс. м3), что объясняется наличием понтона понтоном при неоптимальных габаритах тяжелу к"т (10-5-20 тыс. м3) с оптимальньп
резервуары с i резервуаров равного объёма габаритами так же на 15-5-20%.
(Мц
6. Стальные резервуары траншейного типа и некоторые резервуары специального назначения. В табл. 4.9 приведены показатели для резервуаров траншейного типа.
Таблица 4 9
Технико-экономические показатели резервуаров траншейного типа
Показатель Проекты ЦНИИПроект сталь-конструкции 1роекты ГПИ-б
Номинальный объем резервуара, тыс м3 2 5 10 5 5
Полезный объем, тыс м 2,310 4,640 9,650 5,380 5,380
Высота залива продукта, м 6,0 6,0 6,2 7,7 7,7
Пролет ферм перекрытия, м 18 18 24 18 18
Шаг ферм перекрытия, м 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
Радиус шпангоутов, м 1,6 1,5 1,6 1,5 1,5
Размеры в плане по осям, м 18x24 18x48 24x72 18x48 18x48
Размеры в плане по внешним габаритам,м 21,2x27,2 21 2x51,2 27 2x75,2 20x59 20x50
Число ферм, шт 6 9 13 9 9
Число щитов перекрытия, шт 24 48 72 48 48
Толщина оболочки резервуара, мм 5 5 5 5 5
Толщина настила перекрытия, мм 4 4 4 4 4
Масса металлоконструкций, т оболочка щиты перекрытия фермы со шпангоутами торцевые шпангоуты связи и прогоны стремянки сварные швы (1 %) Общая масса резервуара, т Удельный расход стали на 1 м3 полезного объема, кг 41 0 22,30 16,50 1,50 8,20 0,40 0,9 90 39 69,40 43,35 27,30 2,02 10,43 0,35 1,55 155,0 33,3 116,5 92,0 72,15 2,07 27,05 0,35 3,13 313 31,5 74,67 33,80 31,30 9,24 1,49 150,7 23,7 71,53 32,00 55,84 8,14 1,68 169,9 31,4 ——
202
20,6
38,96
20,0
33,40
расположением
10
19,2
33,26 траншейных
Здесь удельный расход стали иа 1 м3 полезного значительно больше, чеМ в наземных резервуарах: лб-ьеМ резервуара, тыс м3 удельный расход стали для резервуаров, кг наземных •траншейного типа
Это объясняется подземным
зервуаров и, следовательно, большой внешней нагрузкой на них резервуары траншейного типа (см рис 4 4) предназначены для подземного длительного хранения нефтепродуктов при малой их оборачиваемости, в связи с чем обеспечивается значительное сокращение потерь
2
5
Рис 4 4 Конструкция стального резервуара траншейного типа.
а - продольный разрез б - поперечный разрез, в - развертка оболочки с поперечным раскроем I-Ш - полотнище (I - торцевое II и III - поперечное)
1 - днище 2 - песчано битумное (гидрофобное) основание (100 мм)
7 Вертикальные цилиндрические резервуары для хранения тяжелых продуктов Особенности конструкций данных резервуаров объясняются большой плотностью продуктов, равной 1450 кг/м3 Задача сводится к определению дополнительного расхода металла, связанного с хранением более тяжелого продукта Увеличивают толщины только нижних поясов стенки, остальные конструкции - верхние пояса, днище, стационарная крыша - не меняются Поэтому удельный расход металла по сравнению с нефтерезервуарами увеличивается не намного 21,66 (20,0) -Для резервуара 5 тыс м3 и 20,66 (19,2) кг - для резервуара объемом 10 тыс м (в скобках дан расход для нефтерезервуаров)
203
8. Вертикальные цилиндрические резервуары для агрессии,, химических продуктов. Данные резервуары предназначены для храце продуктов с плотностью 1250 кг/м3 и выше. Проектом предусмотрев применение углеродистой стали ВСтЗспб с соответствующей защитой коррозии. Кроме того, увеличены толщины листов стенки всех поясов связи с чем расход металла заметно (примерно на 50 %) увеличивается По сравнению с резервуарами для нефтепродуктов вследствие больщ0д плотности продукта и в основном за счет его агрессивности.
9. Вертикальные цилиндрические резервуары для неагрессивных химпродуктов при плотности до 1800 кг/м3. Расход металла по сравнению с нефтерезервуарами выше примерно вдвое.
10. Резервуары повышенного давления. В России построены и
находятся в эксплуатации резервуары повышенного давления нескольких типов. В табл. 4.10 приведены их основные характеристики. Рациональная область применения - длительное хранение нефтепродуктов с
оборачиваемостью не более 8+10 раз в течение года и сокращение потерь при «малых дыханиях» и от солнечной радиации. В настоящее время для этих же целей применяют подземные резервуары траншейного типа Анализируя приведенные данные можно заметить, что удельные расходы металла на 1 м3 полезного объема зависят не только от типа резервуаров, но и от их объемов. Расход металла в траншейных несколько выше, a изготовление 1 т металлоконструкций дешевле, чем в резервуарах
повышенного давления, следовательно, по стоимости эти типы примерно
равноценны.
11. Стальные горизонтальные цилиндрические резервуары для нефтепродуктов. Горизонтальные цилиндрические резервуары, соответствующие габаритам железнодорожных платформ, объемом 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3 (надземные и подземные) широко применяют в различных областях народного хозяйства: в сельском хозяйстве, в сбытовых организациях нефтегазовых компаний, на автозаправочных станциях и в других организациях, использующих нефтепродукты в ограниченных объемах. Такие резервуары изготовляют на специальных механических заводах как габаритные заводские изделия. По данным Госагропрома общий годовой расход стали на их изготовление превышает 100 тыс. т. Удельный расход стали в надземных резервуарах меньше, чем в подземных, что связано с относительно большей нагрузкой. Как и в резервуарах других конструктивных форм, удельный расход металла с увеличением объема уменьшается от 100 до 53 кг на 1 м3 полезного объема
204
цаДзеМНЬ1Х И °Т 140 Д° 55 кг ~ в подземных. Но поскольку во многих 8 йствах одновременно используют различные марки нефтепродуктов в 4 нйЧенных объемах, приходится применять резервуары малых объемов, ^считаясь с тем, что это экономически невыгодно.
Технико-экономические показатели резервуаров повышенного давления
Таблица 4.10
Показатель Тип резервуара
Каплевидный с опорным кольцом Каплевидный с экватор иальной опорой Вертикальные цилиндрические «Гибрид» Вертикальные цилиндрические ДИСИ Траншейного типа
? Объемные м 2 2 3 5 2 1 0,7 2
Избыточное давление, МПа 0,04* 0,03 0,04 0,025 0,018 0,013 0,015 0,018 0,002
Вакуум, кПа 30 30 10 10 0,5 0,8 1,2 0,5
Основные размеры ОМ/, т 18454х Х10490 185ООх Х10620 18980х Х11825 20900х Х15600 15200х х9100 12330х х8900 10430 х9000 18x24
Общий расход металла, т 64,71** 50,50 54,62** 40,0 70,67 121,0 43,0 24,2 18,4 90
Удельный расход металла на 1м3 полезного объема, кг 32,35 20,0 21,2 23,0 20,1 22 9 24,6 38,96
Примечания * В числителе дано проектное значение избыточного давления, в знаменателе - эксплуатационное * * В числителе - расход металла по проекту, в знаменателе - в облегченном варианте без каркаса
Подземное хранение применяют в основном для сокращения потерь. В рассматриваемых проектах принято сооружение подземных резервуаров в сухих грунтах, т.е. уровень грунтовых вод не должен достигать нижней образующей резервуаров. При проектировании в мокрых грунтах резервуары с целью предотвращения всплытия должны быть заанкерены в Фундамент с учетом подпора грунтовых вод. Расход стали и стоимость сооружения в этом случае соответственно увеличиваются.
205
4.5.3. Удельный расход металла в стальных резервуарах разлиц конструкций
Сравнить между собой однотипные резервуары по уделЬн расходу металла на их сооружение эффективности можно с помощью 4.5, где также приведены показатели удельного расхода стали д возможности сопоставления технико-экономических показате * различных резервуаров необходимо учесть назначение и рационален U область их применения у
Рис. 4.5. График удельного расхода металла в стальных резервуарах различных конструкций:
1 - низкого давления объемом до 20 тыс м3, 2 - то же, с оптимальными параметрами, 3 - большого объема с понтоном, 4 - большого объема с плавающей крышей, 5 - повышенного давления, 6 - типовые с понтоном
Из приведенных в таблицах удельных расходов металла следует, что сравнивать между собой можно только однотипные резервуары. Например, одного и того же объема, имеющие оптимальные габариты и неоптимальные. Можно сравнить резервуары малого и большого объема для выявления влияния объема или один резервуар, например объемом 20 тыс. м3, с четырьмя резервуарами по 5 тыс. м3. При этом необходимо учесть стоимость территории, эксплуатационные расходы, протяженность трубопроводов и др. Точно также можно сравнивать между собой резервуары повышенного и высокого давлений.
4.6. ЭКСПЛУАТАЦИ Я РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ
4.6.1. Содержание оснований и обвалований резервуаров
В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда да»е незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров
206
одила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у Генной задвижки и т.п.
к°" Аварии обычно приводят к потере значительных количеств одуктов. Отклонения от строго вертикальной установки не™ аров затрудняют, а иногда делают невозможным вести точный Рб3.рп нефтепродуктов в резервуаре.
Для предохранения основании от размыва следует обеспечивать п лт них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность отвод
едставляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или Пр еовуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. Разрушение песчаных подушек иногда происходит за счет размыва их нефтепродуктами при течи в днищах и водой при зачистке резервуаров. У вновь сооружаемых резервуаров емкостью 2000 м’ и более в течение первых пяти лет их эксплуатации не
реже одного раза в год проводят проверочную нивелировку окраек днища не менее чем в 8+9 точках по утору. Неправильная осадка резервуара иногда обнаруживается и при осмотре путем применения отвесов. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами. После ремонтных и других работ, во время которых могло произойти частичное разрушение обвалования, администрация нефтебаз или организаций, производивших работы, обязана обеспечить немедленно их восстановление.
4,6.2. Эксплуатационный уход за корпусом и оборудованием резервуаров
Резервуары нельзя вводить в эксплуатацию до их полного оснащения оборудованием, арматурой и гарнитурой, предусмотренных проектами или соответствующим стандартом.
Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры корпусов, крыш и днищ резервуаров, а также резервуарного оборудования. Для регистрации осмотров ведется специальный журнал по следующей форме'.
п/п
Объект осмотра
Дата осмотра
Отметка об устранении неисправностей и подпись ответственного лица
207
Задачей таких постоянных осмотров является своеврем выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов и под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах о И*' внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов ,, й расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частно швам уторного уголка при его наличии).
Необходимо учитывать, что обнаружение мельчайших волосн трещин или отпотин в резервуарах, заполненных легко испаряющим Ь!х продуктами, очень сложно, т.к. в теплое время вытекающая жидко^ очень быстро испаряется. Дефекты в швах и корпусах резервуаров обнаружить в холодное время суток (вечером, рано утром). Облегча обнаружение дефектов в швах промазка их мелом, на котором появляюТс пятна, свидетельствующие о наличии течи или отпотин. я
При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов - резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт.
Следует учитывать, что чеканка трещин или отдельных свищей в
сварных швах может привести к разрушению швов или всего резервуара поэтому такие работы не должны допускаться. Чеканка особенно опасна при заполненном резервуаре, когда весь его корпус находится под значительной нагрузкой. Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил. Нельзя загромождать лестницы и площадки на крыше резервуаров оборудованием и другими предметами.
При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Нельзя допускать инструментов или работ, при которых могли бы иметь место искрение или высокие
температуры, могущие вызвать взрыв или пожар.
Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крыши или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения
их качества.
В защите корпуса и кровли резервуаров от ржавления большое значение имеет исправное содержание внешней поверхности. Перед окраской необходимо тщательно, до металлического блеска, очистить корпус и крышу резервуара от ржавчины и грязи. Очистка от ржавчины, окалины, грязи может производиться вручную скребками, металлическими щетками или пескоструйными аппаратами. Последний способ очистки более эффективен, т.к. песок, подаваемый через шланг под давлением 2*3 ат, лучше очищает как плоскости, так и швы, углубления и т. п.
208
Таблица 4.11
Составы красок, применяемых для окраски резервуаров
"^именование краски Состав Примечание
краска Алюминиевая пудра 0,9 кг, олифа 4,5 кг, или алюминиевая пудра 5 кг, лак №177 16,5 кг, скипидар 3,1 кг Этого количества краски хватает на 100 м3 окрашиваемой поверхности Скипи-дар можно заменять уайтспиритом или бензином в том же количестве
"Бетшгасорта 0 Сухие цинковые белила 56%, льняное масло 33,3%, сиккатив 0,1 %, льняная олифа 10,6 % В качестве наполнителей применяют легкий шпат 20+21% для сорта 0,40+43% для I сорта
Тустотертые белила сорта 0 Олиф до 20%, сухой пигмент ~ 80%
Сурик железный (густотертая краска) Олиф 19+24%, пигмент 76+81% Антикоррозионные свойства увеличиваются при добавке нафтенокислого алюминия
Грязь и пыль окончательно смывают водой, протирают корпус и крышу сухими тряпками или ветошью. Бензином или уайтспиритом смывают жирные пятна и только после проверки качества очистки наносят краску.
Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый Цвет) или покрытие их алюминиевой краской.
В табл. 4.11 приводятся составы нескольких красок, применяемых Для окраски резервуаров.
4.6.3. Производственные операции
Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.
209
Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следуй заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходим проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности илц по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, т0 наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.
По окончании каждой операции, связанной с наполнением или опорожнением резервуара, подъемную трубу обязательно поднимают выше уровня жидкости в резервуаре, что предотвращает утечки нефтепродукта при повреждении резервуарной задвижки или приемораздаточного трубопровода. С той же целью по окончании операций закрывают хлопушку. После каждого опорожнения и зачистки резервуара обязательно проверяют исправность и правильность действия хлопушки, сальника, подъемной трубы, фланцев и прокладок приемо-раздаточного патрубка, задвижки, сифонного крана и т. п.
Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.
Во избежание опасного напряжения в конструкциях резервуара должны применяться меры к предохранению резервуаров от гидравлических ударов, механических толчков, которые могут передаваться от насосов в случае их неправильной установки или неправильной эксплуатации.
При эксплуатации резервуаров нельзя допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром.
Требуемая пропускная способность дыхательного клапана связана с производительностью приемо-раздаточного патрубка, Размеры дыхательных клапанов приведены в табл. 4.12.
Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Открытие задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов. Во время перекачки должно быть постоянное сообщение работающего насоса с резервуарной емкостью.
210
Размеры дыхательных клапанов
Таблица 4.12
Производительность приемо-раздаточного патрубка резервуара, м3/час Наименьший условный проход клапана, мм
До25 156
От 25 до 100 100
»100»215 150
»215» 380 200
»380 » 600 250
Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня, гарантирующего от перелива нефтепродукта при его расширении от нагрева.
При заполнении резервуаров, а также при подогреве нефти и нефтепродуктов максимальная их температура не должна быть выше 90°. При более высоких температурах может происходить вскипание воды, почти всегда в известных количествах содержащейся в резервуаре. Вскипание воды приводит к выбросу жидкости или к гидравлическим ударам
Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50 см. Оголение действующих подогревателей может создавать пожарную опасность.
Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей. При обнаружении каких-либо ненормальностей при наполнении или опорожнении резервуара (по Данным замера) перекачку немедленно останавливают. Оперативные замеры уровня нефти и нефтепродуктов при наполнении резервуаров имеют цель предотвратить перелив резервуара. Промежутки, в течение которых должен производиться замер, зависят от объема наполняемого резервуара, а также от производительности насосов или самотечных трубопроводных линий. В начальной стадии заполнения резервуара замеры рекомендуется вести примерно через каждые два часа. Когда же до предельного заполнения остается 1-Н,5 м взлива, производительность перекачки должна снижаться до минимума во избежание перелива.
При самотечных трубопроводах или при перекачке центробежными насосами это легко достигается прикрытием коренной задвижки или
211
напорной задвижки у насоса. При работе же поршневых насосов уменьшение производительности перекачки может быть достигнув сбросом части жидкости в другие резервуары или в запасные емкости.
Для предупреждения перелива резервуаров большое значение имеет автоматизация налива. С этой целью успешно применяютСя автоматические задвижки с электроприводом и специальные датчики измеряющие уровень жидкости.
При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующИе работы:
• освобождение резервуара от нефтепродуктов;
• длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации;
• промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара;
• удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре;
• протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.
Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.
Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают плотные заглушки на прокладках. Резервуары примерно за 2 суток до зачистки интенсивно пропаривают острым паром. Целью пропаривания являются нагрев паров нефтепродуктов и их удаление через люки, а также частичное разрыхление твердых отложений (пульпы) на стенках, днище и крыше резервуара.
Продолжительность пропаривания в зависимости от продукта, хранившегося в резервуаре, и в зависимости от того, насколько резервуар загрязнен твердыми отложениями, назначается от 15 до 24 часов. При большом количестве отложений простым пропариванием разрыхлить пульпу не удается. В таких случаях может быть рекомендован пропуск пара через специальные насадки, из которых пар, выходя с большой скоростью, не только нагревает пульпу, но также производит и механическое разрушение ее. Наиболее перспективным следует считать применение для этой цели гидропультов или специальных стволов, через которые осуществлялась бы подача пара или воды под значительным давлением.
212
Специальные мероприятия по безопасности должны применяться и зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4+5 суток. Помимо обычных твердых отложений таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.
Установлены факты самовозгорания пирофорных отложений при
20°С. Из практики известно, что взрывы и пожары, вызванные пирофорными явлениями, происходят чаще всего весной или осенью вскоре после опорожнения или во время опорожнения резервуаров. При средних температурах (весной, осенью) пирофорные отложения накапливаются на стенках резервуаров и при высыхании жидкой пленки после опорожнения резервуара подвергаются быстрому окислению.
4.6.4. Зачистка резервуаров
Для зачистки и извлечения твердых осадков допускается применять деревянные лопаты, неметаллические щетки, метлы.
При входе в резервуар для кратковременного пребывания рабочие могут использовать фильтрующие противогазы соответствующих марок, защищающие от паров и газов, содержащихся в резервуаре. При необходимости же длительного пребывания в резервуаре (например, при зачистке, промывке и т. п.) рабочие должны надевать изолирующие (шланговые) противогазы. Такой противогаз полностью изолирует дыхательные органы человека от окружающей атмосферы и дает возможность дышать свежим воздухом, поступающим по шлангу.
Работы внутри резервуара должны производиться в спецодежде и в обуви без гвоздей. Поверх спецодежды надевается специальный спасательный пояс с сигнальной веревкой. Во время пребывания рабочего в резервуаре наружный конец сигнальной веревки держит в руках другой рабочий, неотлучно находящийся снаружи у резервуара. На обязанности этого рабочего лежит следить за самочувствием работающего в резервуаре и оказывать ему немедленную помощь в несчастных случаях. Рабочий, находящийся снаружи, также наблюдает за тем, чтобы конец шланга от изолирующего противогаза находился все время в зоне чистого воздуха, чтобы шланг не перекручивался и не перегибался, т.к. это может вызвать прекращение поступления воздуха к противогазу.
213
Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются толь после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыв0 пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонт,. И работам можно приступать после получения разрешения руководства после уведомления местной пожарной охраны. И
В задачу по механизации зачистки резервуаров входят отыскан наиболее рациональных мероприятий разрушения и удаления тверДЬ| отложений (пульпы); удаление паров нефтепродуктов; экспрессный метод анализа воздуха после зачистки резервуаров.
Полагаем, что для разрушения твердых отложений наиболее рациональным должно явиться применение передвижных гидромониторных установок с вращающимися стволами, которыми можно было бы управлять, не входя в резервуар.
Очень ответственной задачей является исследование воздушной
среды внутри резервуаров после зачистки для возможности огневых работ (сварка, клепка и т. п.). Применяя аспирацию или другой способ, берут многократные пробы воздуха из разных уровней внутри резервуара и в лаборатории определяют наличие или отсутствие взрывоопасной смеси. Для огневых работ внутри резервуаров необходимо иметь полную уверенность в отсутствии взрывоопасных концентраций паров и газов внутри резервуара. В силу указанных причин большой интерес представляют экспрессные методы определения взрывоопасной смеси
внутри резервуаров.
Для очистки резервуаров успешное применение находят химические растворители.
Антикоррозионная защита резервуаров может осуществляться комбинированным способом, а именно кровля, перекрытие и корпус резервуара, кроме нижнего пояса, защищаются лакокрасочным покрытием, а днище и нижний пояс - торкрет-покрытием.
Нанесение лакокрасочных покрытий необходимо осуществлять в соответствии с инструкцией.
В зарубежной практике для указанных выше целей применяются различные соединения химически инертных термопластических смол с повышенной стойкостью против коррозии. Эти покрытия не электропроводны, что исключает явления электролитической коррозии.
214
46 5 Потери нефти резервуарных парков
и нефтепродуктов при эксплуатации
Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является . анение качества и количества продукта. Это требует обеспечения С симальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах -4 0%; на нефтеперерабатывающих заводах - 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах - 2,0%. Всего 9,5%).
Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на
следующие виды: количественные потери; качественноколичественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, - потери от
испарения: качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, - потери при недопустимом смешении.
Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства
существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл. 3.5). Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (< 1 апреля по 30 сентября включительно).
215
Потери нефтепродуктов и нефти
Таблица 4
Источники потерь Потери, %
В резервуарах 64,8 "
в том числе:
от «больших дыханий» 54,0
от выдуваний 4,6
от газового сифона 0,9
при зачистке 5,3
в насосных станциях 2,3
с канализационными стоками 7,5
В линейной части 23,5
в том числе:
от утечек ’ 22,3
от аварий 1,2
при наливе
железнодорожных цистерн 1,84
Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.
В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.
Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.
Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4-5-0,6% и достигают 120000 т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.
216
Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает ительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что по-40* еше 0Чень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная П°Т " нефти только за один месяц составила 3370 тонн.
убы-пь^ ре3уЛЬтате измерений было установлено, что газовый фактор , после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5+3 раза по авнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары.
ИнТересн0 отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. 4.14
Таблица 4.14
Состав нефтяного газа
[~~ Углеводороды Объемная доля по массе, %
— сяГ 19,28
— ад 8,26
С3Н8 32,37
1-С4Н10 10,00
~~ П-С4Н10 18,70
- 1-С5Н,2 5,25
П-СчН]2 6,14
Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода.
Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По данным СибНИИНП в 1 м3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м3 растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.
Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 4.15. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3~4 года, а алюминиевой - 1,5+2 г.
217
Таблица 4.] j
Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности
Вид краски Потери из резервуара в долях единицы Сокращений потерь от вида окраски, %
1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар) 1,00 0
2. Белая краска (МЛ -12 ПХБ -1) 0,46 54
3. Алюминиевая старая обветренная после 2+3 лет эксплуатации 0,82 18
4. Алюминиевая после 0,5+1 года эксплуатации 0,63 37
5. Алюминиевая свежая со сроком эксплуатации до 0,5 года 0,56 44
4.6.6. Диски - отражатели
Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров и потери от испарения.
По данным исследований ВНЙИСПТнефть и УГНТУ среднегодовая эффективность дисков-отражателей для сокращения потерь составляет до 25% от потерь при «больших дыханиях» резервуаров.
4.6.7. Понтоны и плавающие крыши
В России выпускаются и применяются два типа понтонов:
• типовые металлические по типовому проекту серии 704 - 1 института ЦНИИПСК для резервуаров емкостью от 200 до 20000 м3;
218
синтетические типа ПСМ конструкции ВНИИСПТнефть для * бензиновых резервуаров объемом от 100 до 5000 м3
Применение указанных понтонов с петлеобразным затвором обеспечивает снижение потерь от испарения в среднем на 66% по павнению с резервуарами без понтонов. В резервуарах, оборудованных плавающими крышами, потери от испарения снижаются на 85%.
4.7. РЕЗЕРВУАРЫ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ
Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудУется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами (рис 4 6)
Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши 3 устанавливается ливнеприёмник 5, к которому присоединена дренажная система (рис 4 7)
Рис 4 6 Резервуар с плавающей крышей:
1 - приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой, 2 - запасной трос хлопушки, 3 - кольца жесткости 4 - стенка резервуара, 5 - кольцевая площадка жесткости, 6 - огневой предохранитель, 7 - трубопровод раствора пены, 8 - опорные стойки плавающей крыши, 9 - водоприемник атмосферных осадков, 10 - сухопровод орошения стенки резервуара, 11 - плавающая крыша, 12 - опорная ферма, 13 - катучая лестница, 14 - бортик удерживания пены, 15 - опорная ферма, 16 - периферийный кольцевой понтон плавающей крыши, 17 - уплотнитель (затвор) плавающей крыши 18 - переходная площадка 19 - шахтная лестница, 20-трубчатая направляющая плавающей крыши, 21 - дренажная система, 22 - днище резервуара
219
Рис. 4.7. Дренажная система плавающей крыши:
1 - патрубок, 2 - задвижка, 3 - крыша, 4 - труба, 6 - поплавок;
7 - водоотводящий коллектор
Поплавок служит для уменьшения осевого усилия на трубы водоспуска при подъеме и опускании плавающей крыши. Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.
Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.
В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения - для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. В соответствии с Инструкцией по проектированию стальных резервуаров рекомендуется при наличии двух направляющих располагать их диаметрально противоположно - у шахтной и катучей лестниц. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и катучую лестницу (см. рис. 4.6). Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши. Ступени, катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.
Плавающая крыша не имеет жестких связей с корпусом (стенкой и днищем) резервуара и как самостоятельный элемент работает (поднимается и опускается) при изменении уровня жидкости в резервуаре-
220
верхнее положение фиксируется максимальным уровнем жидкости, £е орый должен быть на 600 мм ниже верха стенки. Нижнее положение К° ваюшей КРЫШИ фиксируется опорными стойками, прикрепленными к пЛа.ше. Стойки трубчатого сечения диаметром 89 мм располагаются по
центрическим окружностям (для резервуара вместимостью 50 тыс. м3 К танавливается 152 стойки). Высота стоек переменна. Стойки, У спОЛОженные вблизи стенок резервуара, имеют высоту 1,8 м. уменьшение высоты стоек в центральной части крыши обеспечивает ее к;10Н 1:100. Зазор между плавающей крышей и днищем резервуара необходим для размещения оборудования, обеспечения закачки нефти в „езервуар без удара струи в вертикальную стенку понтонного кольца кпыши, проведения монтажных и ремонтных работ. Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор - кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра - 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.
Основные, требования к затворам следующие: непроницаемость для продукта и его паров; износостойкость; холодо- и теплостойкость; устойчивость к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей; наличие минимального газового пространства; бензо - и коррозионностойкость; пожаробезопасность; простота, сборки и монтажа; надежность эксплуатации.
Рис. 4.8. Классификация уплотняющих затворов плавающих крыш
221
Уплотняющие затворы подразделяются по виду на линейные щелевые и по конструкции - на механические и мягкие. Классификащ,В * * 11 типов затворов для резервуаров с плавающей крышей приведя Я на рис. 4.8.
Затворы с механическим прижимным устройством снабжецы элементом (обычно металлическим листом), который скользит По поверхности стенок резервуара, оказывая давление, необходимое создания уплотнения. Плотный прижим листа к стенке резервуара осуществляется различными способами: подвесным рычажным устройством с пружиной и без нее; собственным весом; листовой или спиральной пружиной.
Затворы с подвесным рычажным устройством (затворы Виггинса) широко используются в Англии, США, Германии, Японии и России ддя резервуаров вместимостью 50-5-100 тыс. м3 и более. Существенными недостатками этих типов затворов являются; наличие значительного газового пространства над нефтепродуктом и неудобство обслуживания при эксплуатации (см. рис. 4.9).
Рис. 4.9. Уплотняющий затвор
В Германии, Болгарии и Турции для резервуаров вместимостью
10-5-50 тыс. м3 применяются затворы, в которых скользящий элемент прижимается под действием собственного веса. Затвор состоит из отдельных сегментов, наклонной поверхностью опирающихся на коническую обрамляющую полосу понтона плавающей крыши. Под действием своей массы сегменты скользят по поверхности понтона до
прижатия уплотнения к стенке резервуара. Во Франции разработан и успешно применяется затвор с подвеской скользящего элемента на
кронштейне и прижатием его пружиной Конструкция прижимного
222
,сТрОйства металлического скользящего элемента со спиральной Жужиной применяется в Германии, Англии, Дании и других странах достоинством таких затворов является простота конструкции, недостатком ^меНьшая надежность в эксплуатации.
Высокая амортизационная способность, прочность, стойкость к воздействию продукта и атмосферных осадков являются преимуществом затворов с мягким уплотнением, представляющим эластичные резинотканевые оболочки, наполненные жидкостью, сжатым воздухом, сыпучим зернистым материалом или эластичным пенополеуретаном.
р[з уплотнений, наполняемых жидкостью и сжатым воздухом наибольшее распространение получили конструкции фирм «Хоммонд»’ (США) и «Гравер» (США). В последние годы оболочек используют эластичные пенополеуретаны.
качестве наполнителя
Рис. 4.10 Механические уплотнения с подвесным рычагом и Пружиной: 1 - 12 - конструкции (1 -4, 7 - 12-США, 5 - Франция 6 - Германия)
223
В резервуарах отечественной конструкции используют типы затворов: ЦНИИПСК, РУРП-1, РУМ-1.
слеДУЮщИе
Затворы ЦНИИПСК имеют рычажную систему прижат уплотнения к стенке резервуара. Система приводится в действие rpy3aii) я расположенными над понтонным кольцом крыши. Вертикальный ЛиИ’ уплотнения прикрепляется к элементам, скользящим по стенке резервуара Между стенкой резервуара и вертикальным листом имеется зазОр величина которого при плотном прилегании затвора составляет 10—3Q м ’ Для защиты затвора от атмосферных осадков применяется покрытие из резинотканевого материала.
Затвор РУРП-1 состоит из тонких стальных листов, закрепленных на шарнирных рычажных подвесках, спиральных пружин и кольцевой эластичной мембраны, выполненной из резинотканевого материала Мембрана служит для герметизации кольцевого пространства между стальными листами и стенкой понтонного кольца. Над уплотняющим
затвором установлены защитные металлические козырьки для предохранения уплотнения от атмосферных осадков.
В затворе РУМ-1 каждая секция подвешивается на шарнирных кронштейнах, которые крепятся к плавающей крыше. Секция уплотнения состоит из гибкого металлического штампованного каркаса, к которому с двух сторон болтами крепятся взаимозаменяемые оболочки уплотнения с пенополиуретановыми блоками. Для защиты затвора от атмосферных
осадков используются козырьки, опирающиеся на стенку резервуара.
4.8. ОБЩИЙ ПОРЯДОК РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ НА НЕФТЕБАЗАХ
Наиболее рациональной системой эксплуатации ухода и ремонта оборудования и сооружений промышленных предприятий является система планово-предупредительных ремонтов (ППР). Ремонт оборудования и сооружений нефтебаз также должен осуществляться по системе ППР.
Система планово - предупредительных ремонтов представляет собой совокупность организационно-технических мероприятий
• организация внутрицехового ухода и надзора за оборудованием и сооружениями;
• организация периодических осмотров и проверок оборудования и сооружений;
• периодические текущие, средний и капитальный ремонты;
• организация парка запасных деталей;
• составление инструктивных материалов для ремонтов.
224
Сущность этой системы заключается в том, что время работы вуарных парков или сооружений между очередными осмотрами и Ре3^нтами устанавливается заранее с учетом их сложности и ^яеима работы. Однако виды ремонтов, которым подвергаются Ре ельные сооружения нефтебаз, могут отличаться от указанных выше. ° например, для резервуарных емкостей рекомендуется применение метрового, текущего и капитального ремонтов.
°С Кроме того, точное определение объема работ при том или ином виде ремонта поможет устранить наблюдающиеся в практике случаи
неправильного использования средств, отпускаемых на ремонт, например, выполнение капитального ремонта за счет средств основной деятельности нефтебаз и, наоборот, текущего ремонта за счет амортизационных отчислений.
Осмотровый ремонт резервуара осуществляется в процессе
эксплуатации резервуара без освобождения его от нефти или нефтепродукта. При осмотровом ремонте проверяется техническое
состояние корпуса и крыши резервуара путем наружного их осмотра, а также оборудования резервуара, находящегося снаружи.
Текущий ремонт резервуара. До начала ремонта производится нивелировка окрайки днища резервуара. Затем резервуар освобождается от хранящегося в нем нефтепродукта или нефти, очищается и дегазируется с соблюдением требований техники безопасности и пожарной безопасности.
При ремонтных работах осуществляются следующие операции: а) очистка внутренней поверхности резервуара от коррозионных отложений; б) проверка технического состояния корпуса, днища и крыши и заварка коррозионных раковин и отверстий с постановкой отдельных заплат; в) проверка и ремонт сварных швов, заправка и чеканка клепаных швов; г) ремонт змеевиковых подогревателей; д) проверка всего резервуарного оборудования и в необходимых случаях ремонт или замена оборудования; е) испытание на прочность и плотность отдельных узлов или резервуара в целом; ж) окраска резервуара.
Капитальный ремонт резервуара начинается с подготовительных ремонтных работ, предусмотренных для текущего ремонта.
Кроме того, выполняется совокупность следующих работ замена дефектных частей корпуса;
полная или частичная замена днища;
полная или частичная замена крыши резервуара (кровли и несущей конструкции);
полная или частичная замена змеевиковых подогревателей;
испытание резервуара на прочность и плотность.
Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте резервуаров могут выполняться работы, связанные с его модернизацией, например замена крыш из кровельного железа на сварные крыши из листовой стали.
225
4.9. ТУШЕНИЕ ПОЖАРОВ
Пожары в резервуарных парках характеризуются сложной оперативно-тактической обстановкой, необходимостью привлечения большого количества сил и средств подразделений пожарной охрану Это, как правило, затяжные пожары, ликвидация которых требуеп1 значительных материальных ресурсов.
Опыты, проведенные управлением ГПС МВД Республики Татарстан на полигоне АО «Татнефть» в Альметьевске 10-11 сентября 1997 г показали, что наиболее эффективными способами тушения пожара открыто горящего стального резервуара с нефтью являются:
• система подслойной подачи огнетушащей пены низкой кратности на основе фторированных пенообразователей типа «легкая вода», которая позволяет ликвидировать горение нефти в резервуарах, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков (карманов); разработчик - Московский институт пожарной безопасности (МИПБ);
• подача пены средней кратности привозными средствами пожаротушения через подъемник типа П-ЗО, установленный за пределами обвалования.
В резервуарных парках головных НПС осуществляется монтаж систем подслойного пожаротушения; для РВС объемом до 10000 м3 имеются технические средства - пеноподъемники BRONTOSKUUFT35-3FT (рабочий вылет стрелы 27 м, высота подъема 35 м), пеноподъемники П-ЗО (на шасси ТТ-4М-510 и Т-55) с вылетом стрелы 30 м и высотой подъема 36 м, углом поворота стрелы подъемников 360 град., способные обеспечить пожарную безопасность.
В настоящее время ОАО «Пожтехника» (г. Торжок Тверской обл.) выпускает пеноподъемник АП-50 (на шасси МАЗ-79032) с высотой подъема стрелы 50 м и комплектом пеногенераторов, но он имеет вылет стрелы всего 21 м. Если вылет стрелы довести до 45^-50 м, то с его помощью можно будет тушить пожары открыто горящей нефти в РВС-20000 (при отсутствии «карманов» и достаточном количестве пенообразователей), т.к. будет возможность равномерно распределять пену по горящей поверхности, подавая ее с небольшой высоты.
При опасности возникновения крупномасштабных пожаров важное значение для подразделений пожарной охраны имеет пожарная техника, дающая возможность получать мощные (большой производительности) струи воды или пены лафетными стволами (мониторами). Эти мониторы позволяют подавать пену необходимой кратности на большие расстояния (до 55-гбО м) и, что особенно важно, из-за обвалования резервуаров.
226
Установки комбинированного тушения пожаров (УКТП) «Пурга» ,ц[Ю «СОПОТ», Санкт-Петербург) предназначены для получения и додачи пены низкой и средней кратности, распыленных и компактных сТруй воды, создания теплозащитных экранов, завес. Они применяются тушения пожаров пролитой нефти и нефтепродуктов, пожаров в земляных амбарах, заполненных нефтью, и т.п.
На некоторых объектах промышленности внедрены
роботизированные системы пожаротушения «УПР-1», которые представляют собой комплекс электроуправляемых водопенных лафетных стволов, средств обнаружения возгораний и микропроцессорной системы
управления (завод «Арсенал», Тула). Обнаружение возгораний может осуществляться как стационарными пожарными извещателями, так и дистанционными инфракрасными детекторами, размещенными на стволе.
К одному микропроцессорному пульту управления можно подключить до четырех лафетных стволов. Удаление пульта управления от лафетного ствола-до 50м.
Машина высокой проходимости на шасси ГАЗ-59ОЗВ с установкой
мобильной системы импульсного пожаротушения «Ветлуга» предназначена для тушения пожаров классов «А» (древесина, текстиль, бумага), «В» (горючие жидкости или плавящиеся твердые вещества), «С» (газы) на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах путем подачи
в очаги горения с расстояния 50-5-300 м диспергированного огнетушащего
порошка методом импульсного метания снарядов, заполненных этим порошком. Установка представляет собой зенитное устройство типа «Катюша», имеющее 22 ствола. Выброс снарядов можно произвести единовременно или импульсно, через определенные промежутки времени.
Для тушения пожаров жидким азотом создан пожарный автомобиль-цистерна вместимостью 5 т азота, смонтированная на шасси «КамАЗ» (разработчик НПО «Астрофизика»), Установка оснащена лафетным и ручным пожарными стволами, может тушить пожары в помещениях (насосные, лаборатории, материальные склады, трансформаторные подстанции, административные здания, центры ЭВМ, операторные) и на открытых площадках. В последнее время для тушения пожаров классов «А», «в» и «С» широкое применение получили устройства аэрозольного пожаротушения (аэрозоль воды, порошка или инертного газа). Например, Для тушения пожаров классов «А» и «В» успешно применяются Устройства аэрозольного пожаротушения «Тайфун-1-10» (ранцевое исполнение) и «Тайфун - 1-20» (на тележке), разработанные
специалистами Фонда пожарной безопасности «Средства пожарной безопасности».
227
Устройства «Тайфун» позволяют в 4-5 раз сократить время туЦ) очагов пожара, в 20-25 раз сократить расход огнетушащего вещест сравнению с тушением водой, пеной, что приводит к значител уменьшению убытков как от самого пожара, так и от последе110'''' вызываемых при его тушении (проливы значительных количеств порча материалов и т д ) ₽"°ДЬ!
Широкое применение при тушении сравнительно небольших оч пожаров получили генераторы огнетушащего аэрозоля (ГОА) типа «Мдр6 «Пурга» (изготовитель - Федеральный центр двойных технол «Союз»), АГС-3, АГС-4, АГС-6, СОТ-5м и др (изготовитель -«Гранит - Саламандра»)
Эти новые средства пожаротушения предназначены для тушения локализации пожаров твердых горючих материалов, ЛВЖ, оборудования том числе находящегося под напряжением
Применение систем аэрозольного тушения регламентируется НПБ 21-94 «Системы аэрозольного тушения пожаров Временные нормы и правила проектирования и эксплуатации»
Исходя из опыта работы подразделений пожарной охраны тактико технических возможностей рассмотренных установок и систем пожаротушения, можно сделать следующие выводы
• в качестве стационарных (полустационарных) систем пожаротушения резервуаров для хранения нефти целесообразно использовать системы подслойного тушения пожар,
228
Рис 4 12 Тушение пожара в резервуаре навесным способом
• предпочтительным способом тушения пожаров в резервуарах привозными средствами - пеной средней или низкой кратности является ее подача на поверхность горящей в резервуаре нефти навесным способом через пеногенераторы ГПС-2000 или лафетные стволы гидромониторы и установленные за обвалованием,
• при отсутствии на резервуаре устройств для подачи пены под слой нефти, невозможности ее подачи навесными способами (горение нефти в обваловании, наличие в резервуаре закрытых «карманов», образованных упавшей крышей или сворачивающимися стенками и т п) целесообразно произвести безопасным способом быструю регулируемую откачку нефти из горящего резервуара в нефтепровод или в свободный резервуар,
• при пожаре на резервуаре с небольшим уровнем взлива нефти (0,5-0,7 м) для предотвращения ее вскипания и выброса целесообразно подать в него в виде струи или в трубопровод водный состав депресант -«Apres», который предотвращает эти нежелательные явления,
• тушение разлившейся горящей нефти на сливно-наливных эстакадах, в обвалованиях резервуаров, в земляных амбарах, заполненных нефтью, или аварийно разлитой нефти следует производить пеной низкой или средней кратности мощными лафетными стволами-мониторами, в том числе установками «Пурга», роботизированной системой пожаротушения УПР 1 и т п ,
• тушение пожаров на складах ЛВЖ, в насосных и тп целесообразно производить пеной высокой кратности,
• тушение пожаров в административных зданиях, вычислительных Центрах, операторных предпочтительнее производить установками или средствами аэрозольного (аэрозоль воды, огнегасящий порошок) или газового пожаротушения
229
4.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКд ВЫБОР ТИПОВ РЕЗЕРВУАРОВ 11
Нормы запаса каждого сорта нефтепродукта, независимо функционального назначения нефтебазы, следует определять по графИка поступления и отгрузки, составленным на основании фактических данных за 2-3 года и включающих в себя сумму текущего и страхового запаса.
При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродукт для определения объема резервуарного парка нефтебаз использует нормативные указания ВНТП 5-95, в которых основой для расчета служат следующие данные: среднемесячное потребление i -го нефтепродукта Q, т; плотность нефти или нефтепродукта р, , кг/м3; коэффициент неравномерности поступления и реализации Кн (табл. 4.16), а также удаленность нефтебаз от поставщиков нефтепродуктов.
Объем резервуарного парка нефтебаз V, определяется по формуле:
(УКНТ..К.
V, = К, -- '— -зоР,-*„
(4.1)
где Кз - коэффициент страхового запаса, принимаемый в зависимости от географического расположения и надежности транспортных связей. Для распределительных железнодорожных и водных (речных) нефтебаз, расположенных в средних и южных областях Европейской части (от южной границы до 60° с.ш.) - Кз=1,2 и менее, в северных областях европейской части, Сибири, Урала, дальнего Востока-К3=1,5 и менее. Для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродуктов в навигационный период Кз=1,5 и менее.
Кг коэффициент неравномерности подачи транспортных средств. Для распределительных железнодорожных нефтебаз Ki= 1,1-1,3 учитывает неравномерность подачи партий цистерн; для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз Kj=l,15 учитывает увеличение среднемесячной потребности нефтепродуктов для компенсации запаздывания начала и преждевременного закрытия навигации.
Тц - транспортный цикл поставок нефтепродукта, сутки. Для распределительных железнодорожных нефтебаз Тц принимается в зависимости от расстояния L, км до поставщика. При L=400, 600, 800, 1000, 1200, 1600, 2000,2600 км Тц= 7, 9, 11,13,14,15,17 и 20 суток, соответственно. Для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз Тц =30, а в случае поступления нефтепродуктов только в навигационный период - продолжительность межнавигационного периода, в сут. Для автомобильных нефтебаз Тц=20.
230
коэффициент использования емкости резервуара (табл. 4.17).
Таблица 4.16
Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов
Характеристика районов потребления Все виды топлива Мас ла, смазки
Промышленные города 1,0 1,3
Промышленные районы 1,1 1,5
Промышленность потребляет 70% 1,2 1,8
Промышленность потребляет 30% 1,5 2,0
Сельскохозяйственные районы 1,7 2,5
Таблица 4.17
Коэффициент использования емкости резервуаров
Емкость вертикального стального резервуара, тыс.м3 Без понтона С понтоном С плавающей крышей
Нефтепродукты
до 5 вкл 0,85 0,81 0,80
от 10 до 30 0,88 0,84 0,83
Нефти
от 5 до10 вкл 0,76 0,72
от 20 до 50 вкл 0,79 0,83
Железобето нный заглубленный 10-50 тыс м3 0,72
Для трубопроводных нефтебаз
V, =Ц-Кн^-[ 1-------
ЛЦ 8760
(4.2)
где Qr - объем i-ro нефтепродукта, отбираемого по отводу, м3/год; N,-годовое число циклов, с которым работает отвод; qmax - максимальный из возможных расходов нефтепродута в отводе (определяется при
231
гидравлическом расчете режимов работы трубопровода или принимаем по фактическим данным), м /час. ’
В зависимости от объема и места расположения резерву» подразделяют на три класса: F 1
Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более также резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 пп 10000 м3;
Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3.
Определив общий объём резервуарного парка нефтебазы по видам нефтепродуктов, приступают к выбору типов резервуаров руководствуясь при этом следующими технико-экономическими и производственными соображениями.
• Выбор резервуаров нужно проводить из числа утверждённых типовых проектов. Для строительства резервуаров, выполненных по индивидуальным проектам, требуется специальное обоснование и утверждение.
• Для снижения потерь от испарений при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов нужно применять резервуары с понтоном, плавающими крышами и резервуары, рассчитанные на повышенное давление.
• Предпочтение следует отдавать резервуарам больших объёмов, т.к. с увеличением объёма резервуара уменьшаются потери от испарений, удельный расход стали, площади для резервуарных парков.
• Для каждого вида нефтепродукта нужно предусматривать не менее двух резервуаров, чтобы иметь возможность одновременно выполнять операции по приёму и отпуску данного вида нефтепродукта, а также выполнять профилактические ремонты резервуаров, подогрев нефтепродукта, отстой и др.
• Применение однотипных, одинаковых по объёму и конструкции резервуаров облегчает проведение товарных операций на нефтебазе и создаёт хорошие условия для ведения строительно-монтажных работ при сооружении резервуарных парков поточным методом.
• С уменьшением степени заполнения резервуара увеличивается объём газового пространства, а это ведёт к увеличению потерь при хранении Для окончательного выбора резервуаров выполняют техникоэкономический расчёт по нескольким вариантам для каждого вида нефтепродукта. Тот вариант, который потребует меньших капитальных и эксплуатационных затрат, а также будет отвечать перечисленным требованиям, принимают к строительству.
232
„ я 5. ПРОБЛЕМЫ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И Глав**
} ^ГЕПРОДУКТОВ____________________
5 ! ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
5 1.1. Ассортимент нефтепродуктов
При перегонке нефти, имеющей типичный состав, можно получить-31% бензиновых фракции, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут (см рис. 5.1). Эти фракции являются базовыми для получения товарных нефтепродуктов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен. Упрощенная схема использования нефти позволяет систематизировать знания о процессах в нефтепереработке. Отечественной промышленностью освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов, поэтому ниже будут даны показатели только тех, которые занимают значительное место в грузообороте объектов хранения или часто встречающихся в повседневной жизни
Условно товарные нефтепродукты делятся на светлые, темные пластичные смазки и нефтехимические продукты
масло мазут
Рис. 5 1. Схема использования нефти
К светлым нефтепродуктам относят и бензины, керосины, топлива для реактивных двигателей, дизельные топлива. Темные нефтепродукты - это различные масла и мазуты.
233
5.1.2. Эксплуатационные требования, предъявляемые к топлив
ам
Эксплуатационно-технико-экономические показатели paf-(i карбюраторных и дизельных двигателей внутреннего сгорания, надежна бесперебойная работа всех систем (топливная, газораспределе11и" впускная и выпускная, смазочная, пуска и зажигания) и минимальны
значения их износов, в том числе и машины в целом, определяются значительной мере показателями качества автомобильного бензина
дизельного топлива.
в
и
Обеспечение длительной и надежной работы двигателей внутреннего сгорания строительных машин возможно при предъявлении к топливу основных эксплуатационных требований, изложенных в табл. 5.1.
Таблица 5.1 Требования, предъявляемые к топливам
Требования к топливу Назначение требований
1 2 '
Автомобильный бензин
Полное сгорание получаемой топливно-воздушной смеси без возникновения детонации на всех режимах работы двигателя Получение требуемой мощности карбюраторного двигателя, обеспечение надежности работы двигателя
Высокая теплота сгорания бензина и рабочей смеси на его основе; образование топливно-воздушной смеси требуемых состава и свойств. Отсутствие или минимальное образование нагара Обеспечение требуемой мощности и топливной экономичности двигателя
Отсутствие коррозии деталей при непосредственном контакте с бензином и топливно-воздушной смесью. Стабильность качества при транспортировке, перекачивании и хранении; низкая температура застывания Надежность работы двигателя и обеспечение требуемой экономичности.
Способность к фильтрованию и отстаиванию Обеспечение требуемого качества
Экологическая безопасность Устранение отрицательного (вредного)воздействия на человека и окружающую среду -
234
Продолжение таблицы 5.1
——— 1 2
Дизельное топливо
^^^фёкёчиваемость ельного топлива при различных ДИ.3.пепатурах Обеспечение бесперебойной и надежной работы насоса высокого давления и двигателя
Отсутствие или минимальное нагарообразование и закоксовывание распылителей форсунок Устранение перегрева и повышенного износа сборочных единиц двигателя. Обеспечение требуемой мощности и экономичности двигателя
^^ствённое смесеобразование и хорошее воспламенение; требуемая вязкость, фракционный состав и химическая стабильность Надежная работа двигателя обеспечение требуемой мощности и экономичности
"Отсутствие сернистых соединений, водо-растворимых кислот и щелочей, механических примесей и воды Обеспечение коррозийной стойкости и отсутствие интенсивного износа сборочных единиц двигателя
Отсутствие коррозийного воздействия на топливную систему двигателя Обеспечение требуемой надежности работы двигателя
5.1.3. Показатели качества бензинов
Бензины принято разделять по их использованию', бензины растворители, газовые бензины, автомобильные и авиационные. Классифицируют бензины также по способу их получения.
Бензины растворители - узкие фракции бензина прямой перегонки с фракционным составом 70-И20°С. Обычно применяют в резиновой, лакокрасочной и других отраслях промышленности. Типичный представитель бензинов растворителей БР-2 с плотностью Р20 - 730 кг/мУ 'нк-80°С.
Автомобильные бензины предназначенные для карбюраторных двигателей, состоят из легких фракций, выкипающих при температурах 40ч-250°С. Важнейшими показателями автомобильных бензинов является давление насыщенных паров (29,3-5-47,9 кПа) и детонационная стойкость, выражаемая октановым числом.
Октановое число есть показатель, численно равный содержанию изооктана (в % об.) в такой его смеси с Н-гептаном, которая по интенсивности детонации в одноцилиндровом двигателе в стандартных
235
условиях испытания эквивалентна испытываемому топливу (октан число изооктана условно принято равным 100, а Н-гептана - нулю). 606
Детонация - это явление в двигателях, сопровождающееся стук скачкообразным изменением давления в цилиндрах, и обусловлю запаздыванием воспламенения топлива. с
При испытании неизвестного бензина в двигателе повышают степе сжатия до появления детонации. Затем на этом же двигателе подбипя Ь эталонное топливо, начинающее детонировать при той же степени сжатц при которой начал детонировать неизвестный бензин. Допустим, Что эталонное топливо состоит из 75% изооктана и 25% Н-гептана. В эТо^ случае принимается, что неизвестный бензин имеет октановое число (О Ц \ равное 75. Чем выше октановое число бензина, тем более «мягкую» рабсщ. двигателя можно обеспечить с использованием бензина, имеющего максимально возможное октановое число.
Октановое число бензина можно повысить добавлением в него ароматических углеводородов изостроения, а также уменьшением температуры конца кипения. Если эти меры не обеспечивают получения бензина с нужным октановым числом, то в топливо добавляют антидетонаторы. Наиболее широко применяют тетраэтилсвинец (ТЭС) в виде этиловой жидкости. Поскольку ТЭС «парализуется» действием серы, то непременным условием производства этилированных бензинов является предварительное очищение от серосодержащих соединений.
На практике октановое число определяют на специальных одноцилиндровых установках моторным (ГОСТ 511-82) или исследовательским (ГОСТ 8226-82) методом, а также методом детонационных испытаний на автомобильных двигателях в стендовых и дорожных условиях (ГОСТ 10373-75).
Для марок автомобильных бензинов установлены следующие коды ОКП отраслевой продукции:
А-72 02 5112 0400
А-76 02 5112 0500
В том числе:
этилированный 02 5112 0501
неэтилированный 02 5112 0502
АИ-93 02 5112 0600
В том числе
этилированный 02 5112 0601
неэтилированный 02 5112 0602
В соответствии с ГОСТ 2084-77 выпускают автомобильный бензин четырех марок: А-72, А-76, АИ-93, АИ-95 и АИ-98. По ГОСТ 38.019-75 производят еще бензин «Экстра», выпускаются летнего и зимнего видов. Бензины летнего вида предназначены для применения во всех районах страны, кроме северных и северо-восточных с 1 апреля по 1 октября, в южных - в течение года; зимнего - в течение всех сезонов в северных и
236
восточных районах и с 1 октября по 1 апреля - в остальных районах се®етабл- 5-2)-
<сМ Из приведенной табл. 5.2 видно, что бензины используемые во
1ии. Японии и др. странах отличаются меньшими значениями пения насыщенных паров и особенно меньшим содержанием серы.
73,i’ в США автомобильные бензины (ASTM 639-68 Т) выпускают пяти к- для холодных условий, для умеренных, для теплой погоды, для .
кого климата и для особо тяжелых условий. Кроме того выпускают два * -а бензина каждой марки (по антидетонационным свойствам) -сочный и премиальный. Все бензины обычного сорта имеют октановые ° не менее 90, а для премиального сорта - 96.
ЧИ Таблица 5.2
Общие характеристики бензинов
Показатели Бензин
1 А-72 А-76 АИ-93 1 экстра Франция 1 1 ФРГ Япония
Октановое число 72 76 93 (85) 98 91 94
ТЭС*, г/кг - 0,41 0,82 0,82 0,59 0,63 0,80
t*H к, °C 35 35 35 - - - -
Перегоняется 10% при t°C 70 70 70 70 54 66 70
летнего зимнего 55 55 55 - 49 40
!*к к., °C 195 195 195 195 198 222 205
летнего зимнего 185 185 185 185 179 170
Серы, % 0,12 0,10 0,10 0,10 0,03 0,05 -
Ps, мм рт ст. летнего 500 500 500 400 400 0,430 340
зимнего 600 600 600 - 480 640 360
** Примечание tn к и 1к к - температура начала и конца кипения, ТЭС -тетраэтилсвинец
Авиационные бензины - нефтепродукты с температурой кипения 5(А15О°С. являющиеся топливом самолетов и вертолетов, оборудованных карбюраторными двигателями. В России выпускают авиационные бензины следующих марок: Б-70, Б-100/130, Б-95/130, Б-91/115. Маркировка состоит из буквы Б (означает бензин авиационный) и цифры, указывающей октановое число бензинов или дроби, в числителе которой указывается октановое число, а в знаменателе - сортность бензина на богатой (рабочей)
237
смеси. Рабочая смесь - смесь, образующаяся в цилиндрах двигате содержащая воздух необходимый для горения топлива. Бедная рабоч*’ смесь содержит избыток воздуха, богатая - недостаточное количес-?51 воздуха. В последнем случае работа двигателя сопровождав увеличением его мощности, увеличением удельного расхода топлива понижением экономичности его работы. 11
При определении сортности (равной 100 и выше) в качеств эталонного топлива применяют технический эталонный изооктан. Следует заметить, что чем выше сортность топлива, тем выше его детонационная стойкость на богатой меси.
Для безопасности в обращении, а также для маркировки этапированные авиационные бензины окрашивают в три цвета: Б- 100/13Q в оранжево-желтый, Б-95/130 - в желтый, Б-91/115 - в зеленый Неэтилированный бензин Б-70 бесцветный
Авиационные бензины должны быть химически нейтральными и не вызывать коррозию металлов и емкостей. С этой целью в бензинах ограничивают содержание серы до 0,05% и не допускают наличия в них водо-растворимых кислот и щелочей.
Некоторые характеристики бензинов приводятся в табл. 5.3
Таблица 5.3 Характеристика авиационных бензинов
Показатели Бензины ГОСТ 1012-72
Б-100/130 Б-91/115 Б-95/130 Б-70
Содержание ТЭС, % 0,27 0,25 0,33
Температура /« к, иС 40 40 40
Давление Ps, мм рт ст 240/360 220/360 220/360
Температура начала кристаллизации -60 -60 -60 -60
Фракционный состав 10% 75 82 82 88
50% 105 105 105 105
90% 145 145 145 145
97,5% 180 180 180 180_
остаток 1,5 1,5 1,5
Примечание Бензины Б-95/130, Б-70 не допускаются к применению во вновь разрабатываемую или модернизированную технику
5.1.4. Топлива дизельные
Дизельные топлива - топлива, содержащие бензиновые, лигроиновые, газойливые фракции и мазут, и используемые в быстроходных дизельных двигателях с частотой вращения коленчатого вала 1000 об/мин и более, с воспламенением от сжатия. В зависимости от климатических условий использования машин в соответствии с
238
т 305-82 (с изм.) для двигателей выпускают три вида дизельного •° Л (летнее), 3 (зимнее), А (арктическое)
п1оплиаи-
Л _ летнее для использования при положительной температуре;
3 _ зимнее для эксплуатации при температуре окружающего воздуха до 20 °C с температурой застывания (потеря подвижности) не выше 35 °C. В тех случаях, когда двигатели эксплуатируют при температуре
д0 -35 °C, используют зимнее топливо с температурой застывания выше -45 С,
д _ арктическое для эксплуатации при температуре окружающего воздуха до -50 °C, температурой застывания не выше -55 °C.
В стандартах на дизельное топливо, кроме температуры застывания, нормируют температуру помутнения, при которой топливо теряет фазовую однородность. Для летних сортов топлива она не выше - 5 °C (температура застывания - 10 °C), для зимних - на 10 °C выше температуры застывания (.25 и -35 °C). Для обеспечения надежной работы необходимо, чтобы температура помутнения была на 6+8 °C, а застывания на Ю-г-15 °C ниже
температуры окружающего воздуха.
В зависимости от содержания серы вырабатывают дизельное топливо двух видов: 1 - содержание серы не более 0,2%, 2 - содержание серы более 0,5% (для арктического - 0,4%).
Самовоспламеняемость дизельного топлива оценивается цетановым
числом (ц.ч.), численно равным (в %), содержанию цетана С/6Нз4 в такой смеси с - метилнафталином СцН/о, которая эквивалента испытуемому топливу. Ц.ч. можно повысить смешением топлива с парафиновыми углеводородами или добавлением специальных присадок.
Температура вспышки, при которой пары топлива в смеси с
воздухом вспыхивают при поднесении огня, характеризующая испаряемость и огнеопасность, для топлива марки Л должна быть не ниже 40°С. марки 3 - не ниже 35°С.
Температура самовоспламенения летнего топлива равна 300°С, зимнего - 310°С. Температурные пределы воспламенения: у летнего -нижний 69°С. верхний 119°С, у зимнего - соответственно 62 и 105°С.
Примеры условного обозначения марок топлива: топливо дизельное Л-0,2-40 - топливо летнее с массовой долей серы 0,2% и температурой вспышки 40°С; топливо дизельное 3-0,2 минус 35 ГОСТ 305-82 - топливо зимнее с массовой долей серы до 0,2% и температурой застывания - 35°С.
239
Таблица$ приняв,
Коды дизельного топлива в общей классификации продуктов следующие
4
Л-0,2 02 5131 0K3
Л-0,5 02 5131 0102~~~~\
3-02 02-5132-0102~~
А-0,2 02 5132 0101
А-0,4 02 5134 0101
Дизельное топливо должно обеспечивать легкий запуск двигатезд минимальной задержкой воспламенения, иметь фракционный состав С вязкость для тонкого распыления и легкого испарения, обеспечивающие более полное его сгорание. Кроме того, топливо должно обладать хорошими низкотемпературными свойствами и не содержать коррозийно активных продуктов, смолистых соединений, механических примесей и воды.
Газотурбинное топливо по условию эксплуатации турбин подразделяются на топливо для стационарных и реактивных двигателей.
Для стационарных двигателей выпускают топлива двух видов ТГВК (высшей категории) и ТГ (обычное, i).
Топливо для реактивных двигателей бывает двух видов'.
• Для аппаратов с дозвуковой скоростью (Т-I, TC-I, ТС -2СМ, РТ).
• Для аппаратов со сверхзвуковой скоростью (Т-5, Т-6, Т-8).
Топливо РТ может быть использовано как универсальное, а Т-1
подлежит замене.
Реактивные топлива (авиационные керосины) представляют собой керосиновые фракции первичной перегонки с температурой начала кипения 150ч-195 °C. Такие топлива должны иметь хорошую испаряемость, высокую теплоту сгорания, быть термически стабильными. От топлив ТГАК и ТГ реактивные топлива отличаются пониженным содержанием
серы.
Из специфических требований, предъявляемых к реактивным топливам следует отметить следующие: минимальная плотность, максимальная теплота сгорания, максимальное содержание легких фракций и минимальное значение давления насыщенных паров. За рубежом все реактивные топлива в военной и гражданской авиации, делят на три типа: 1 - широкого фракционного состава с пределами кипения 6О-5-235°С, 2 - керосины с пределами кипения 70ч-300°С, 3 - керосины с высокой температурой вспышки (60°С), предназначенный для газотурбинных двигателей на морских судах.
Кроме того, все топлива содержат присадки актиокислители, противокоррозийные, антиобледенительные и др.
240
псин осветительный - фракции нефти вскипающие в основном * 200-г-280°С, используемые в качестве растворителей, топлива,
в инте1^мь|ВКИ деталей и стрелкового оружия. Маркировка следующая: для ПР кер0син осветительный, а цифра указывает высоту некоптящего trO-ЗО" ”
Л ..РнИ В ММ’ пламен р,„ = 790-830кг/лАгм = 280°С.
5.1-5-
Показатели качества смазочных материалов
5 1 5-1- Общие эксплуатационные требования
Эксплуатационные и физико-химические свойства смазочных масел определяются показателями и признаками их качества.
Обязательными показателями для всех видов масел являются: вязкость, содержание водорастворимых кислот и щелочей, содержание механических примесей и воды, температуры застывания и вспышки. Специфические показатели обязательны для отдельных видов смазочных масел.
На эксплуатацию машин расходуется смазочных масел значительно меньше топлива. Однако стоимость их значительно выше моторных топлив, что существенно повышает себестоимость эксплуатации техники.
Качество и правильное применение масел существенно влияют на безотказность и долговечность работы, на затраты по техническому обслуживанию и ремонту машин.
Основные требования, предъявляемые к смазочным маслам:
• работоспособность при возможно более низких температурах застывания;
• определенные вязкостные свойства и высокая маслянистость (для обеспечения жидкостного трения при нормальных условиях работы);
• физическая и химическая стабильность;
• минимальное коррозийное воздействие на контактируемые металлические сборочные единицы и детали машин;
• отсутствие механических примесей и воды;
• отсутствие образования смолисто-липковых отложений и нагаров, ухудшающих теплопередачу.
Для получения заданных физико-химических показателей качества и улучшения эксплуатационных свойств в состав смазочных масел вводят присадки. Обозначение смазочных масел выполняют в соответствии с ГОСТ 17479.0-85... ГОСТ 17479.3-85 «Обозначение нефтепродуктов».
Надежная работа деталей двигателя и машины в условиях воздействия различных факторов (температуры, давления, скорости взаимного перемещения и материала трущихся поверхностей,
241
шероховатости поверхности и качества термической обраб обеспечивается применением различных видов и сортов смазоч^) материалов.
Смазочные материалы (смазочные масла и пластичные смя должны выполнять ряд функций: снижать износ соприкасаемых детали И счет создания на трущихся поверхностях прочной масляной цЛе..За снижать потери энергии на трение, предохранять соприкасаем ’ поверхности от коррозии, хорошо прилипать к поверхностям деталей отводить от них тепло, уносить продукты износа, а в необходимых случ^ обеспечивать уплотнение зазоров. В процессе хранения и работы они Не должны изменять своих свойств и подвергаться разрушению По воздействием температур.
При использовании масел необходимо учитывать их физико-химические свойства.
Химические процессы, происходящие при высоких температурах окисление и разложение, которые приводят к образованию твердых и мазеобразованных отложений, загрязняющих детали двигателя характеризуются термоокислительной и термической стабильностью Стойкость масла к окислению при повышенных температурах называют термоокислительной, а к разложению - термической стабильностью. Для современных масел термоокислительная стабильность должна быть не ниже 80-5-90 мин. У масел с неудовлетворительной термической устойчивостью термоокислительная стабильность - 20-*-25мин.
Температура вспышки масла указывает на огнеопасность и его испарение при нагревании. Низкая температура свидетельствует о наличии в масле топлива. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, на 2О30°С меньше, чем в открытом, т.к. часть паров масла при нагревании в открытом тигле улетучивается. Масла с низкой температурой вспышки дают большой нагар, сильнее испаряются, требуют частой смены.
Механические примеси (пыль, песок, ржавчина, частицы металла) и вода, попавшие в масло при сливе, заправке, хранении и эксплуатации двигателя, приводят к преждевременному износу деталей, засорению фильтров.
Вода вызывает коррозию металлических частей, ухудшает смазочные свойства, эффективность моющего и диспергирующего действия масел с присадками (присадка выпадает в осадок).
Коксуемость - склонность масла к разложению под влиянием высоких температур с образованием твердых углеродных осадков (кокса). Коксуемость зависит от химического состава масла и степени его очистки. Она возрастает у масел с присадками, но от этого их свойства не ухудшаются.
Зольность - количество золы, получающейся при сгорании масла-Зола представляет собой минеральные вещества, присутствующие в масле
242
твОренном состоянии. Ее количество резко возрастает с введением в в Ра<^ прИсадки, металлорганические соединения которой после сгорания маСЛ°тся в золе. По зольности контролируют содержание присадки. Если °сТьН0Сть свежего масла будет ниже нормы, предусмотренной 3°J ическими условиями, это означает, что присадки в масле содержится Теньше установленной нормы.
'* Щелочное число - это количество миллиграмм КОН, йтрализующее 1 кг испытываемого продукта. Чем выше щелочность масла тем больше содержится в нем присадки, тем лучше его ейтрализующие свойства и качество. Для обеспечения нормальной ксплуатации щелочность масла должна быть не менее: для двигателей средней форсировки - 3,5-5-4, для высокофорсированных деталей - 6-5-6,5 мг КОН на 1 г масла.
Диспергирующие свойства - способность масла не образовывать
крупные частицы продуктов окисления, а при появлении - разрушать их.
Присадки не дают слипаться частицам окислившегося масла, разбивают их крупные скопления на мелкие, поддерживают во взвешенном состоянии, не дают прилипать им к поверхности деталей и смывают смолистые продукты при высокой температуре.
При подборе масел учитывают, что их вязкость зависит от температуры. Степень вязкости от температуры называется индексом вязкости, который зависит от состава масел.
5.1.5.2. Ассортимент масел
В товарном ассортименте имеется более 400 марок масел различного назначения, однако широко распространено ограниченное их число.
Смазочные масла (СМ) по применению согласно ГОСТ 4.24-84 и ГОСТ 26191-84 подразделяют на моторные, трансмиссионные, специальные и различного назначения.
Базовое масло (автол.) - масла, применявшиеся в прошлом для смазки автомобильных и тракторных двигателей. Сейчас используется как базовое масло и для изготовления масел.
Масла автотракторные - нефтяные дистилятные масла малосернистых нефтей с присадками (встречаются еще под названием масла моторные), предназначенные главным образом для смазки карбюраторных и дизельных двигателей. Различаются существенно по вязкости (Vo изменяется от 360 до ЮООсСт) и по температуре застывания ^=-15-42 °C.
Дизельные масла - нефтяные масла с присадками для смазки автомобильных, тракторных и судов двигателей.
Авиационные масла - высоковязкие масла, подвергнутые специальной обработке, имеют высокую смазочную способность, обладают высокой стабильностью.
243
Индустриальные масла - масла без присадок и с присадк предназначенные для смазки узлов и механизмов различных установок аМи
Турбинные масла - масла, предназначенные для смазывав охлаждения паровых и газовых турбин, насосов и др. агрегатов. уаи и указанного типа снабжены обычно циркуляционной системой и зам"**1 масла требует значительных затрат. Основные требования к маслам в сп с этим следующие: продолжительность работы, стойскость прот/ окисления (т.к. есть контакт с воздухом), способность полност 8 отделяться от воды и работать под высоким давлением.
Трансформаторные масла - масла с низкой температуру застывания, с высокими диэлектрическими свойствами и маловязкие.
Конденсаторные масла - предназначены для заливки и пропитки бумажных конденсаторов.
Кабельные масла - высоковязкие жидкости, служащие в качестве пропитки и изоляционной среды в маслонаполнительных кабелях Являются хорошими диэлектриками.
Реактивные масла - общее название масел предназначенных для смазки турбовинтовых и турбореактивных двигателей. Это обычно
прозрачные жидкости от светло-желтого до коричневого цвета легкоподвижные (V,,, =6+8 сСт), с довольно низкой окислительной
способностью.
Трансмиссионные масла - масла, предназначенные для смазывания деталей узлов машин и механизмов и способные обеспечить: хорошую смазку трущихся деталей; вынос продуктов износа; отвод пара и тепла; снижение вибрации; уменьшение шума и т.д. Такие масла обычно
высоковязкие.
5.1.5.3. Масла моторные
Масла моторные на нефтяной основе с присадками в соответствие с ГОСТ 17479.1-85 классифицируются по эксплуатационным свойствам на группы масел в зависимости от степени форсирования двигателей.
Величина вязкости и эксплуатационные свойства являются основой назначения марок моторных масел по каждой группе, указанной в табл. 5.5.
Принятая система обозначения моторных масел (кроме авиационных) основана на вязкости и эксплуатационных свойствах масел (ГОСТ 17479.1-85).
В зависимости от кинематической вязкости моторные масла делят на классы. Дробные классы указывают, что по вязкости при температуре -18°С масло соответствует классу, указанному в числителе, по вязкости при температуре 100°С - классу, указанному в знаменателе.
В зависимости от области применения моторные масла делят на группы А, Б, В, Г, Д, Е. Масла группы Б, В, Г подразделяют на подгруппы
244
Bl- В2 и П, Г2. Индекс 1 присвоен маслам для карбюраторных ателей, индекс 2 - для дизелей. Универсальные моторные масла, ^^назначенные для использования как в дизелях, так и карбюраторных flPe,a гелях одного уровня форсирования индекса в обозначении не имеют. ^вИГ Таблица 5.5
Классификация моторных масел
"р^уппьГмасел по Jcn:i. свойствам Рекомендуемая область применения
Нефорсированные карбюраторные дизельные двигатели
-₽-"~ Б1 Б Б2 Малофорсированные карбюраторные двигатели То же, дизельные двигатели
в" В’ В2 Среднефорсированные карбюраторные двигатели То же, дизельные двигатели
f П Г2 Высокофорсированные карбюраторные двигатели То же, дизельные двигатели
тс Дизельные двигатели, работающие в тяжелых условиях
Е Дизельные малооборотные двигатели с лубрикаторной ситемой мазки, работающие на тяжелом топливе, содержанием серы до 3,5%
Масла группы А не одержат присадок и предназначены для нефорсированных карбюраторных и дизельных двигателей. Масла с присадками группы Б1 - для смазки малофорсированных дизельных двигателей; масла группы В1 и В2 - для смазки среднефорсированных карбюраторных и дизельных двигателей; масла группы Г1 и Г2 - для смазки высокофорсированных карбюраторных и дизельных двигателей.
Масла группы Д применяют в высокофорсированных дизельных двигателях, работающих в тяжелых условиях, а группы Е - малооборотных дизельных, имеющих лубрикатную систему смазки и работающих на тяжелом топливе с содержанием серы до 3,5%.
Условные обозначения моторных масел поГОСТ 17479 1-85: первый буквенный индекс М обозначает моторное масло; цифровой индекс указывает класс вязкости (8,10, 12 или 63/10); второй буквенный индекс А, Б, В, или Г - группу по эксплуатационным свойствам; цифровой индекс 1 обозначает, что масло для карбюраторных двигателей, а индекс 2 - для дизельных двигателей. Универсальные масла, принадлежащие к разным группам, имеют двойное обозначение, в котором первое характеризует масло при применении в дизелях, второе - в карбюраторных двигателях. Индекс «з» означает наличие загущенных присадок в масле.
Примеры обозначения моторных масел: М-8Г1 - моторное масло класса вязкости 8 для высокофорсированных карбюраторных двигателей; М-10-В2 - моторное масло класса вязкости 10 для среднефорсированных
245
двигателей; М-6 з/10-В2 - моторное масло класса вязкости загущенное для среднефорсированных двигателей.
6 3/Ю,
Масло М-6з/10-В - расшифровывается так: М - моторное, 6ч/pj класс вязкости, В - универсальное масло для среднефорсированных ' карбюраторных двигателей. и
Моторные масла в соответствии с предъявленными требовал должны:
ИЯХщ
обладать высокими антикоррозионными свойствами;
бесперебойно поступать к трущимся деталям двигателя при любых режимах работы и температурных условиях;
J обеспечивать минимальный износ деталей двигателя с минимальными затратами энергии на преодоление трения;
S не образовывать при длительной работе двигателя нагаро- и лакоотложений на деталях цилиндропоршневой группы и низкотемпературных отложений в каналах маслоподачи и на стенках картера;
J иметь высокую стабильность (не изменять своих свойств в процессе работы и при хранении;
уплотнять зазоры в сопряжениях работающего двигателя (цилиндропоршневой группы);
отводить тепло от трущихся деталей и продукты износа из зоны
трения;
обеспечивать минимальный расход в двигателе и большой срок службы до замены;
J быть экономичным.
Основное назначение трансмиссионных масел - смазывание высоконагруженных зубчатых спирально-конических, гипоидных и цилиндрических силовых передач, подшипников и других сборочных единиц и деталей.
Объем потребления трансмиссионных масел на эксплуатацию машин не превышает 1% расхода топлива и зависит в основном от конструктивных особенностей машины.
Согласно ГОСТ 23651-79 (с изм.) предусмотрено восемь марок трансмиссионных масел: ТСп-14,5: ТЭп-15; ТСп-10; ТСп-14; ТСп-15К; ТАп-15В; ТСп-14гип и ТАД-17и. В зависимости от условий применения трансмиссионные масла подразделяются на 5 групп (табл. 5.6). Каждая группа включает несколько марок масел и отличается по назначению, условиям работы и наличию присадок. Из всех требований, предъявляемых к трансмиссионным маслам, наиболее важным является наличие высоких противозадирных и противоизносных свойств. Обеспечение этого требования достигают путем добавок к трансмиссионным маслам специальных присадок.
246
Таблица 5.6
Группы трансмиссионных масел, их вязкость
Группа 1 2 3 4 Назначение Условие работы Наличие насадок Класс вязкости
"Прямозубые, спиральноконические и червячные передачи До 1600 МПа, до 90 °C Без противозадирных присадок 18,34
То же До 2100 МПа до 130 °C С противозадирными присадками 9,12 18,34
- До 2500 МПа св. 150 °C Со слабыми противозадирными присадками 9,12 18,34
То же, и гипоидные передачи До 3000 МПа до 150 °C С сильными противо коррозийными присадками То же
5 Гипоидные передачи, работающие при высокой скорости, ударных нагрузках До 3000 МПа до 150 °C С сильными противозадирными и с повышающими термоокислительную стабильность многофункциональны м присадкам -
Трансмиссионные масла должны:
обладать вязкостно-температурными свойствами, обеспечивающими надежную смазку и малые потери мощности при больших нагрузках на всех температурных режимах;
обладать высокой несущей способностью смазочной пленки, предотвращающей износ, аварии и задир поверхностей зубьев шестерен (обладать высокими задирными и противоизносными свойствами);
уменьшать износ всех деталей трансмиссии;
не вызывать коррозию деталей и не разрушать уплотнительные материалы узлов трансмиссии;
быть стабильными при хранении и применении;
обеспечивать отвод тепла от трущихся деталей трансмиссии, вымывание и удаление продуктов износа из зоны трения;
обладать противопенной стойкостью.
247
5.1.6. Рабочие жидкости для гидросистем
В современных машинах большое применение полу гидравлические системы, использующие в качестве рабочего тела рабоч 'И жидкости (гидравлические масла). Рабочие жидкости вследствие **е несжимаемости передают равномерно усилие по всем направлениям ъ* запаздывания и служит для передачи энергии от вала насоса (вход звено) к валу гидродвигателей (выходное звено). Выбор и применен 6 рабочей жидкости во многом определяют эксплуатационные свойства технико-экономические показатели гидропривода и строительных машин
Рабочие жидкость (РЖ) для гидросистем должны: обладать высокими смазывающими и антикоррозийными свойствами 'Р иметь высокую противопенную стойкость;
J иметь низкую температуру застывания (ниже температуры окружающего воздуха на 10+15 °C);
'Р обладать достаточной вязкостью;
J обладать стабильностью физических и химических свойств в широком диапазоне температур (для обеспечения прокачиваемости);
J обеспечивать минимальные потери (утечки при высоких температурах и минимальные потери давления при низких температурах);
'Р обладать совместимостью с материалами гидросистемы;
J не взаимодействовать с заменяемой жидкостью.
Рабочие жидкости в зависимости от величины кинематической вязкости делятся на классы:
Класс вязкости Кинематическая вязкость при температуре 40 °C мм/с (сСТ)
5 4,14ч-5,06
7 6,12-5-7,48
10 9-5-11
15 13,5-5-16,5
22 19,8-5-24,2
32 28,8-5-35,2
46 41,4-5-50,6
68 61,2-5-74,8
100 90-5-110
150 135+165
Надежная работа гидросистемы во многом определяется чистотой рабочей жидкости.
Согласно ГОСТ 17216-71, установлено 19 классов чистоты жидкости. Дисперсный состав загрязнений регламентирован числом
248
примесей
рабочих
25 10; 25 40; 63 10; 25; 40;63
частиц шести размерных фракций в объеме 100+5 см3 жидкости. твеРдь^нием считаются все посторонние частицы, колонии бактерий и их жизнедеятельности. Размер загрязнений определяется по ^большему значению измерения кроме волокон-частиц толщиной не наИ зо мкм и при отношении длины к толщине не менее 10.1). б°;,ее степень загрязненности рабочих жидкостей и трансмиссионных может быть оценена по массовому содержанию ?ОСТ 6370-83 или ГОСТ 10577-78).
Рекомендуемая номинальная тонкость фильтрации жидкостей для гидрооборудования, мкм; Насосы и двигатели: шестерные аксиально-поршневые и радиально-поршневые Г идроцилиндры Распределители Клапаны обратные 25; 40; 63
давления 10; 25; 40; 63
реле давления 63
Допустимое содержание механических примесей в рабочих жидкостях не должно превышать 0,005% по массе, что соответствует 9 классу чистоты.
Анализ показал, что загрязнения рабочей жидкости составляет: при производстве 2+4, транспортировке 14, хранении на нефтебазах 21 %.
Таблица 5.7
Соответствие классов вязкости отечественных моторных масел классификации SAE
Класс вязкости Класс по 5А£/300е Класс вязкости Класс по SAE/300e
33 5 33 5W-20
43 10 43/6 10W-20
53 15 43/8 10W-20
63 20 43/10 10W-30
6 20 53/10 15W-30
8 20 53/12 15W-30
10 30 53/14 15W-40
12 30 63/10 20W-30
14 40 63/14 20W-40
16 40 63/16 20W-40
20 50 - -
Выше были рассмотрены показатели качества наиболее распространенных марок масел отечественного производства. В последнее
249
время наблюдается рост экспорта масел ведущих зарубежных а, Возникает необходимость сопоставления свойств с целью вьк заменителей по качеству эквивалентных маслам, рекомендованными применения. Выбор эквивалентов необходимо производить по це комплексу показателей или в крайнем случае - по основа (превалирующему) для данных условий эксплуатации. В табл. 5 7°^ приводятся ориентировочные соотношения классов вязкости и групп ма различных марок. л
Таблица 5 $
Ориентировочное соответствие моторных масел по группам эксплуатационных свойств
Группы ГОСТ 17479.1-85 Группы API ~ ~
А sb
Б SC/CA "
В1 SC ~~
Б2 СА
В SD/CB — _
В1
В2 св Ч
в SE/CC
Г1 SE
Г2 сс
Д CD
Е -
Таблица 5.9
Соответствие классов вязкости трансмиссионных масел
Класс вязкости 17479.2-85 Класс по SAE 13068
9 75W
12 80W/85W
18 90
34 140
5.1.7. Нефтепродукты различного назначения
Кроме топлив и масел надежная работа машин обеспечивается применением различных технических жидкостей. В зависимости от функционального назначения в процессе эксплуатации применяют
250
ныв жидкости охлаждающие, пусковые, тормозные, сПеииаЛизаторные и промывочные.
аУвр"1 ловация к специальным (техническим) жидкостям
Охлаждающие жидкости - эффективно отводить тепло (обладать и теплоемкостью, хорошей теплопроводностью и небольшой б°;,ь тьЮ) иметь высокую температуру кипения и теплоту испарения; вЯзк°с НИзкой температурой замерзания (кристаллизации); не овывать отложений в системе охлаждения; не вспениваться в ессе работы; сохранять физико-механические свойства при работе и ПР неНИи; безопасными в пожарном отношении и безвредными для здоровья работающих.
Пусковые жидкости - обладать высокой испаряемостью и самовоспламеняемостью при низких температурах, обладать свойством незамерзаемости при низких температурах, высокими противокоррозионными и противоизносными свойствами (в топливной системе), стабильностью и постоянством физико-химических свойств при
хранении
Тормозные жидкости являются разновидностью гидравлических рабочих жидкостей и наряду с требованиями, предъявляемыми к гидравлическим рабочим жидкостям, к ним добавляются специфические требования: обладать хорошей смазывающей способностью, иметь стабильные температурные свойства, низкую температуру застывания (замерзания), высокие противокоррозионные и противоизносные свойства, высокую устойчивость к разрушению резиновых изделий, обладать стабильностью и постоянством физико-химических свойств при длительном хранении.
Амортизаторные жидкости - обладать низкой температурой застывания, иметь постоянные и высокие вязкостно-температурные свойства в широком диапазоне температур, обладать смазывающей способностью; иметь высокую термическую и механическую стабильность, обладать антикоррозионными и противоизносными свойствами, стабильностью физико-механических свойств при длительном хранении.
Промывочные жидкости - обладать высокой противокоррозионной устойчивостью, быть безопасными и безвредными для здоровья работающих, иметь высокие очистительные свойства от смолянистых отложений и нагара.
Смазки пластичные - густые мазеобразные вещества (от белого до черного цвета), занимающие промежуточные значения между маслами и твердыми смазочными веществами. Обладают пластичностью, т.е. способностью не деформироваться под действием незначительных нагрузок, а при критических нагрузках начинают течь как смазочные масла. Смазки могут выполнять различные функции: антифрикционные (снижая трение и износ в механизмах), консервационные (предохраняя
251
металлические поверхности от коррозионного действия внешней с-уплотнительные (герметизируя затворы в механизмах и оборудов";
Обычно смазки получают из масел загустителей, присадок и добавок.
Добавки - твердые вещества нерастворимые в дисперсионной распространенные добавки: графит, слюда, асбест, порошки цветных металлов (свинца, цинка, меди и т.д.).
сРеды)5 'Заниц)’ с применением специальна
(добавляемые к смазкам) среде смазки. Нацбол^
Присадки - вещества, добавляемые в незначительных количествах к топливам, маслам и смазкам для улучшения их природных свойств или придания новых свойств, необходимых в условиях их производства транспортирования и эксплуатации.
Известны присадки следующих типов: вязкостные, депрессорные антиокислительные, термоокислительные, антикоррозионные, противо-износные, противозадирные, противопенные, многофункциональные приработочные, антиобледенительные (для реактивных топлив). Некоторые присадки способны изменить сразу несколько свойств
продукта.
Тетраэтилсвинец (ТЭС) - (С2Н5)4Рв, представитель присадок,
летучая, тяжелая маслянистая жидкость, нерастворимая в воде, легко растворимая в спиртах и эфирах, легко горит и воспламеняется, высокотоксична (СЭои.=5,10-6г/м3). Известна как отличный антидетанатор. Добавляют в бензин в виде этиловой жидкости. В последние годы ставится вопрос о запрещении ТЭС, р =1652 кг/м3.
Солидол - представитель консервационных водостойких смазок. Может использоваться для смазки тихоходных редукторов.
Битумы нефтяные - твердые или жидкие водонерастворимые органические материалы, представляющие собой смесь углеводородов с остатками от перегонки нефтей. Различают битумы вязкие и жидкие. Битумы вязкие (БНД 130/200 и др.) используются для дорожных щебеночных покрытий. Битумы жидкие: СГ - густеющие со средней скоростью, МГ - медленно густеющие со средней скоростью и БГ -быстро густеющие, используются в гидротехнических сооружениях и для гидроизоляции.
При добавлении в битум поверхностно-активных веществ в маркировках добавляют букву П (БНДп 130/220). Кроме перечисленных битумов выпускают еще битумы кислотно-упорные (для аккумуляторов), кровельные БНК и изоляционные марки БНИ.
Асфальт - смесь битума с минеральными материалами, придающими битуму повышенную устойчивость воздействию температуры.
252
Газойль - (gas-гйз, olZ-масло) нефтяная фракция с пределами
ия от 230 до 360°С. Занимает промежуточное положение между Фросином и маслом.
Дигроин - нефтяная фракция, занимающая по tKUn промежуточное
ложение между бензином и керосином, выкипает при температуре Sh-140<>C.
Гудрон - черная смолистая масса разной консистенции, остающаяся после отгонки нефти легкой фракции и большей части масляных фракций. Обычно гудрон составляет 10+20% от нефти.
Глицерин - (С5/75(ОЯ)5)сиропообразая бесцветная жидкость
сладкого вкуса. Хорошо растворима в воде. Применяется для производства взрывчатых веществ, парфюмерии и медицине рц = 1265 кг/мЗ, ^25= 945 сП (мПа.с.).
Ацетон - (СН3СОСН3) бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость, образующая с воздухом взрывоопасные смеси. Смешивается со спиртом в любых пропорциях. Хорошо растворима с эфиром и водой, растворяет смолы и лаки. {Ps3o - 180мм рт. ст., гкип = 56°С, р?о = 791кг/м3, Ри = 0,337 МПа- с.).
Кокс - пористая твердая масса (от серого до черного цвета)
высокомолекулярных тугоплавких и высокоамортизированных углеводородов с незначительным содержанием солей. Основная ценность кокса -низкая зольность, позволяющая применять его для изготовления
электродов.
Нефть искуственная - нефть полученная из угля, горючих сланцев и др. веществ. (Из 1000кг каменного угля можно получить 640 литров нефти).
Мазут - остаточные фракции после атмосферной перегонки нефти, составляющие около 50% нефти. Используют в качестве топлива в энергетике, металлургии, котельных.
Нафталин - ароматический углеводород CIOHS, нерастворимый в воде.
Парафин - смесь твердых углеводородов метанового ряда нормального строения с 18-35 атомами углерода в молекуле. Парафины -вещества белого цвета, без запаха, кристаллического строения, с температурой плавления 40+60"С. Молекулярная масса составляет 300+500, р15 = 800+920кг/м3. Парафины используются для получения вазелина, смазок присадок. Область применения - парфюмерная промышленность, бумажная, кожевенная, текстильная, а также медицина.
Пенообразователь - жидкость темно- коричневого цвета, применяемая для получения воздушной механической пены при тушении пожаров (марка ПО-1, 20 р20 = 1 Ю0кг/мЗ, р2о = 40сСт).
253
Скипидар - сложная смесь, состоящая в основном из углеводОГ) в CigHl6, бесцветная с характерным запахом и нерастворимая в воде. ^°6
Спирты (алкоголи) - производные углеводородов, содер^ гидроксильную группу у насыщенного атома углерода, вязко"16 метилового спирта /Ьо ~ 0,611 МПа- с., этилового - 1,2 МПа^1" Н - пропилового - 1,78 МПа- с и т.д. с>
Эфир - легкий бензин, выкипающий в пределах 60-t95oq получаемый отгонкой легкой фракции (крекинга) из бензинов прЯлМ(^ перегонки. (Крекинг - процесс переработки нефти и ее фракций проводимый для улучшения вывода легких фракций и повышения их качества, разработал метод В.Г. Шухов). Крекинг ведется при повышенном давлении и температуре в присутствии специальных катализаторов. Эфиру обычно используются в медицине.
5.2. ИЗМЕНЕНИЕ КАЧЕСТВА ТОПЛИВА И СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ
При эксплуатации техники, процессах хранения и транспортировки сливно-наливных операциях наблюдаются потери нефтепродуктов которые можно классифицировать как аварийные (не регламентируемые) и эксплуатационные. Аварийные потери, несмотря на увеличение требований с надежности систем транспорта и хранения нефтепродуктов все еще имеют место и часто приносят огромный материальный ущерб. Опыт эксплуатации свидетельствует - основные причины аварий происходят за счет коррозийных разрушений оборудования, нарушений правил и эксплуатации объектов и стихийных бедствий.
Эксплуатационные потери нефтепродуктов многообразны и условно принято их подразделять следующим образом:
• количественные - использование топлива и смазочных материалов не по назначению; утечки, разливы, подтекания при неисправном оборудовании; остатки в емкостях и трубопроводах после слива; потери при удалении отстоев, осадков, при фильтровании топлива и смазочных материалов; перерасход при нарушении технического состояния машин, перерасход при нарушении рациональных режимов работы агрегатов и в целом техники; неправильный подбор топлива и смазочных материалов; перерасход при нерациональной организации использования машин;
• качественные - смешивание различных сортов топлива и смазочных материалов, обводнение, загрязнение, окисление (осмоление);
• смешанные - испарение при больших и малых дыханиях, при нарушении герметичности, длительное хранение.
Безусловно рациональное расходование топлива и смазочных материалов невозможно без сокращения всех видов потерь, без
254
ения требований правильного выполнения технологический с°бЛ1°1ИЙ. В рамках данного учебного пособия не представляется °ПеРожНыМ подРобно РассмотРеть эту актуальную проблему. Ниже в°зМ 10ВИМСя на вопросах ухудшения качества нефтепродуктов, показатели оС'а1 г0 оказывают превалирующее влияние как на ценность продукта, К°Т и на эффективность работы техники, что следует, например так и сы нз табл. 5.Ю
и Таблица 5.10
Срок службы двигателя внутреннего сгорания при использовании некачественного масла (средние данные), %
Двигатель Стандартное топливо и масло Масло с вязкостью на 70% меньше нормальной
Дыель быстроходный 100 48
"Карбюраторный 100 54
5.2.1. Причины изменения качества нефтепродуктов
Нефтепродукты до использования проходят ряд технологических операций в товарных парках, транспорт по нефтепроводам и в цистернах, заправку топливных баков и т.д., при которых происходят различные физические и химические процессы, влияющие на показатели качества топлив и смазочных материалов. Интенсивность этих процессов и, следовательно, глубина изменения качества зависят от целого ряда факторов, которые принято классифицировать на три большие группы: состав нефтепродуктов (углеводородный, фракционный, элементарный и т.д.) и их физико-химические свойства; внешние условия; применяемые материалы технические средств. Более подробно факторы влияющие на показатели качества можно сгруппировать следующим образом:
• Состав нефтепродукта', содержание и структура алканов, цикланов, аренов, непредельных углеводородов, гетероорганических соединений - азотистых, сернистых, кислородных, смолистых веществ и металлоорганических соединений.
• Внешние условия: температура, время, давление, радиация, присутствие микроорганизмов, состав внешней среды, соотношение газовой и жидкой фазы, концентрация кислорода, влажность и запыленность атмосферы.
♦ Конструкция и материалы технических средств: качество и соотношение поверхности, конструктивные особенности трубопроводов, резервуаров, насосов и др.
255
В общем случае, процессы протекающие в топливах и смазочц материалах и ухудшающие их качества разделяют на физические*11* химические. и
Физические', это испарение, расслоение, загрязнение механически примесями, поглощение влаги, смешение с другими нефтепродуктами**1 веществами, выделение высокоплавких компонентов при охлаждении И
Химические', окисление, конденсация, полимеризация, разложен коррозия. е’
Ниже рассмотрим процессы и факторы, оказывающие решающе влияние на качества нефтепродукта и в конечном счете на 6e30TKa3Hv работу технических средств.
5.2.1.1. Испарение
Обычно под испарением понимают парообразование, происходящее на свободной поверхности жидкости при температуре ниже точки кипения при данном давлении. Если давление насыщенного пара становится равным внешнему давлению или превышает его, то испарение переходит в кипение. Учитывая данное определение можно с уверенностью заметить что склонность к испарению у таких многокомпонентных жидкостей как нефтепродукты, возрастает с увеличением содержания в них легких углеводородов.
По склонности к испарению и по изменению качества вследствие процессов испарения нефтепродукты располагаются в следующий убывающий ряд; бензин, реактивные топлива, дизельные топлива, газотурбинные топлива, котельные топлива, масла для реактивных двигателей, автомобильные масла, мазуты. Следует заметить, что испаряемость бензинов почти в 1000 раз выше, чем у темных нефтепродуктов, например, таких как дизельные масла, мазут.
В бензинах вследствие потерь легких фракций понижается октановое число, уменьшается содержание бромистого этила - выносителя свинца, повышается температура начала кипения. При этом ухудшаются пусковые свойства топлива и приемистость двигателей, увеличивается нагароотложение и происходит ускорение износа деталей двигателя.
В необходимости борьбы с испарением легких фракций можно проследить убедиться, анализируя результаты исследований А.С. Ирисова. Установлено, что увеличение температуры кипения головной 10% фракции с 50° до 65°С снижает легкий запуск двигателя с -20° до -10°С. Запуск становится затрудненным при температуре двигателя равной -25°С, а при более низкой - на этом бензине без подогрева двигатель запустить практически невозможно. Кроме того, например, при работе на бензине у которого в результате испарения потеряно 8% легких фракций, износ увеличивается в 2-ьЗ раза. Значительно увеличивается количество несгоревшего топлива, которое попадает в картер двигателя, разжижает
256
_ смывает смазку со стен цилиндров, увеличивается нагар, снижается Ма1нность двигателя и т.д. По данным И.П. Бударова при правильном нении авиационных и автомобильных бензинов потери не превышают хРа% веса, но и такие потери способны повысить температуру начала 1‘ . О А i./vr ттт izn ,<1 dl г ттх/по rrn or n'lrvrrr , поо
кипения I отверстия составить ув<
пимере резервуара емкостью 25м" (см. табл. 5.11).
F Потери бензина от испарения, и соотношение их с другими
на 3-ь4°С. А вот только за счет выдувания паров через два 2
। площадью по 1 см потери в районе Москвы за лето могут
, 5<10% (в резервуаре 50ч-100мЗ), при этом начало кипения еличится на 15<25ОС, что делает бензин непригодным к использованию.
1 Значение количественных потерь от испарения можно проследить на
потерями, имеющими место при сливо-наливных и заправочных операциях, представлены в табл. 5.12.
Очень большими могут быть потери от испарения при наличии газового сиропа, когда один конец трубы соединен с паровым пространством, а другой опущен до низа резервуара с внешней стороны и не закрыт, например, при применении пеногонной трубы. Потери опасны еще и тем, что создается видимость герметичного хранения.
Таблица 5.11
Потери бензина от испарения, кг
Оборудование резервуара Малые дыхания Большие дыхания Обрат, выход Выдувание Абсолютные Относительные
лето весны осены зима
Неокраш. плохо оборудован. 529 103 28 131 28 275 0 3665 4,05
Окраш.оборуд. дых. клапаном, не герметичный 372 69 16 88 19 530 1094 1,22
Герметич. окраш. с клапаном ДК Р=0,025МПа 53 - - 36 15 - 104 0,11
Р=0,03 МПа - - - 12 11 - 23 0,03
Наличие свободного газового пространства в емкостях также приводит с существенным потерям. Так при заполнении резервуара на 90%, потери в средней климатической зоне составят 0,3%, на 60% уже на 1,6%, а заполнение всего на 20% способствует увеличению потерь до 10%, причем в южной зоне это значение потерь может составить до 15%.
Потери бензина при испарении в процессе налива железнодорожных и автомобильных цистерн (в % от объема отгрузки) по опубликованным Данным распределяются следующим образом:
257
Верхний налив при помощи наружной трубы под слой продукта
Тоже, открытой струей
Нижний налив
0,055
0,105
0,050
основном при «малых дыханиях»,
Объем потерь нефтепродуктов при хранении в результате малых больших дыханий зависит от условий работы резервуарных паок " Например, в условиях длительного хранения потери происходят при увеличении коэффициент сворачиваемости возрастает доля потерь от больших дыханий.
Таблица 5.12
Потери бензина при транспортировке, наливе-сливе, хранении и заправке
Источник потерь величина потёпГ~1
кг
а) При транспортирокве ———
заполнение автоцистерны (на одну ездку):
выше отметки 10-12 0,4+0,5
ниже отметки 3+10 0,1+0,4
неполное закрытие горловины автоцистерны (на ездку) 15+40 0,6+1,7
неплотности в топливопроводах и швах 2+10 0,1+0,4
неплотности в пробке бочки (на бочку) 0,1+1 0,07+0,7
б) При наливе, сливе (приеме-отпуске)
налив открытой струей (не под уровень) на 1 м3 2+3 0,2+0,3
остаток в автоцистерне (на ездку) 20+25 1+1,5
остаток в рукавах (на ездку) 5+8 0,1+0,2
остаток в бочках (на бочку) 0,2+0,3 0,6+1
в) При хранении (резервуар ЮмЗ)
неполное заполнение резервуара (20-60% в год) 70+ 8,5+15
неокрашенный резервуар (в светлый цвет), в год 65 1
неплотное закрывание резервуара (нет дыхательного 2000 25
клапана), в год
подтекание задвижки (одна капля в секунду), в течении 1200 -
года
микротрещины в сварочном шве длиной 1м, в сутки 50 -
неисправный дыхательный клапан (р-р 25мЗ) - 0,4H_J
Таким образом, потери при наливе открытой струей в два раза выше потерь при нижнем наливе под уровнем. Здесь скорость испарения также зависит от ряда факторов: давления насыщенных паров, концентрации паров, метода налива и т.д.
258
$ 2.1.2. Обводнение
Все нефтепродукты непосредственно после получения на заводах еожат очень незначительное количество воды. Причины обводнения с0ДгоОбразны: поглощение влаги из атмосферного воздуха, при хранении, МН°о0-наливочных операциях, нарушение герметичности систем
С%лаждения, конденсация паров, смешение нефтепродуктов с подтоварной ° и т д. Особенно велика возможность обводнения на технологических операциях с применением пара и воды, например, при разогреве мазута острым паром.
Многочисленными исследованиями ряда отечественных ученых установлено, что концентрация воды в углеводородах зависит от парциального давления и давления насыщенных паров воды и прямо пропорционально относительной влажности воздуха. Так например, увеличение относительной влажности воздуха с 20% до 80% приводит к увеличению содержания воды в керосине при температуре 18°С с 0,0015% до 0,005%, а при температуре 34°С с 0,003% до 0,011.
Растворимость воды в нефтепродуктах при прочих равных условиях
зависит от химического состава, причем максимальная растворимость наблюдается в бензинах. Например, в авиационных бензинах при температуре -10 - +30°С может быть растворено от 0,007 до 0,03% веса воды. В реактивных топливах растворимость воды меньше, еще меньше растворяется вода в дизельных топливах (примерно в 3 раза меньше чем у бензинов и 1,5 раза чем в реактивных топливах). В маслах растворимость воды невелика и составляет около 0,001% вес.
Скорость обводнения существенно зависит от толщины слоя нефтепродукта. При прочих равных условиях скорость насыщения водой уменьшается с увеличением высоты взлива нефтепродуктов. Это объясняется увеличением времени, необходимого для диффузии воды в глубине слоя.
Вода существенно ухудшает качество нефтепродуктов за счет того, что ухудшаются низкотемпературные свойства, повышается вязкость, снижается прокачиваемость и фильтруемость, повышается температура кристаллизации, ухудшаются процессы горения, снижается теплота сгорания и КПД, усиливаются процессы коррозии, увеличивается склонность нефтепродукта к накоплению загрязнений, ухудшаются Диэлектрические свойства.
Обводнение масла М-10В2 с 0 до 3% увеличивает скорость изнашивания пары «кольцо-втулка» в 2 раза. Износ поршневых колец с применением моторного масла М-20Г с присутствием воды может Увеличиться в 4 раза, а износ вкладышей двигателя увеличивается на 80%. Эти данные более чем убедительно свидетельствуют о необходимости Разработки средств и мероприятий по предотвращению обводнения Нефтепродуктов на объектах хранения и транспорта.
259
5.2.1.З. Образование смол
Образование смолистых веществ и осадков лежит процес зависящий от химического состава нефтепродукта, примесей воды ’ механических примесей, а также от внешних условий, температуры времени хранения, контакта с металлом и т.д. ’
Наиболее интенсивно протекают процессы образования смол в топливах, содержащих значительное количество непредельных углеводородов. Более быстрое образование смол в наземных резервуарах (по отношению к полуназемному хранению) объясняют действием солнечной радиации и более интенсивным дыханием резервуаров Смолообразование ускоряет при увеличении поверхности соприкосновения топлива с воздухом и объема газовой фазы, т.е. степень заполнения резервуара.
По данным Г.Ф. Большакова, изменения качества, которые происходят при хранении бензина на складах за длительное время, в заправочных баках машин происходят за несколько месяцев и даже недель. Даже в северной зоне через З-г-4 месяца хранения бензина в баке содержание смол увеличивается в десятки раз. Ускоренному окислению топлива способствует каталитическое действие металла бака (медь, свинец, припой), недостаточная герметичность, резкие колебания температуры. Помутнение нефтепродуктов и образование на дне резервуара белых и желтых осадков связывают обычно с разложением ТЭС и окислением мало стабильных компонентов.
В результате процессов окисления в топливах образуются смолы и осадки, ухудшающие эксплуатационные свойства. Смолистые вещества, содержащиеся в топливе, при работе двигателя накапливаются в виде отложений на клапанном механизме, поршневых пальцах, распылителях форсунок и других деталях топливной системы двигателя. Это снижает мощность и экономичность двигателя, приводит к повышенному расходу (угару) масла, преждевременному износу двигателя машины. Например, з увеличение смол в бензине в количестве со 100г до 200г на 1 м уменьшает возможный пробег автомобиля до появления неисправности вдвое, а увеличение смол до 500г сокращает безремонтный пробег в 6 раз.
При окислении снижается качества и ухудшаются эксплуатационные свойства масел. Присутствие смол снижает устойчивость масел к окислению, повышает вязкость и ухудшает низкотемпературные свойства.
5.2.1.4. Загрязнение топлива и смазочных материалов
Изменение качества нефтепродуктов из-за загрязнения мало зависит от свойств топлива и определяется в основном условиями хранения, транспортировки, заправки и загрязненностью внешней среды. Основные источники и причины загрязнения топлива, масел и рабочих жидкостей:
260
падание примесей из атмосферы (при наличии не герметичности и П°крытых люков), наличие продуктов коррозии и нерастворимых ° одуктов в результате окисления ТСМ, перекачка топлива по ^грязненным трубопроводам, накопление загрязнений на дне резервуара, также неудовлетворительное состояние заправочных средств и рукавов, заправка открытым способом, нарушение уплотнения сборочных единиц и неДостаточность очистки масла и др.
/( основным причинам загрязнения рабочей жидкости также
относятся: попадание загрязнений в резервуар с жидкостью при транспортировке и заправке бака машины, низкое качество фильтрации рабочей жидкости в гидравлической системе, образование продуктов окисления рабочей жидкости гидроагрегатов, образование продуктов износа трущихся деталей, попадание в бак пыли через сапун при дыхании гидросистемы, через зазоры манжет и уплотнений.
Таким образом, загрязнения в нефтепродуктах имеют различные структуру и состав. Поэтому их классифицируют по агрегатному состоянию, химическому составу и другим признакам.
По агрегатному состоянию загрязнения нефтепродуктов
подразделяются на твердые, жидкие и газообразные.
К твердым загрязнениям относятся продукты износа, коррозии металлов, уплотнения нестабильных углеводородов, атмосферная, дорожная и иные виды пыли, соли и другие вещества; к жидким
загрязнениям - вода, смолы и поверхностно-активные вещества; к газообразным - воздух и различные газы.
По химическому составу загрязнения нефтепродуктов делят на
неорганические, к которым относятся минеральные вещества, вода и воздух, и органические, представляющие собой соединения с углеводородным строением.
Микробиологические загрязнения в виде бактерий, грибков, пирогенных веществ также присутствуют в нефтепродуктах. В результате биологической загрязненности ухудшается стабильность, прокачиваемость, испаряемость. Повышается коррозийная активность топлива, масел и технических жидкостей. Микробиологическому загрязнению в большей степени подвергается дизельное топливо. В автомобильных бензинах, содержащих ТЭС, микроорганизмы погибают.
По признаку образования или проникновения в нефтепродукты на пути следования от нефтеперерабатывающего завода до сельскохозяйственной техники загрязнения делятся на три группы.
Производственные загрязнения образуются и проникают в нефтепродукты при их производстве. К ним относятся нефтяные (оксиды металлов и кремния, асфальтосмолистые соединения), технологические (смолы), атмосферные (оксиды металлов и кремния, вода) и контактные (оксиды металлов) загрязнения.
261
Операционные загрязнения образуются и проникают нефтепродукты при транспортировании, хранении и заправке. j( 6 относятся атмосферные (оксиды металлов и кремния, воды), остаточц^ (оксиды металлов и кремния, вода), контактные (оксиды металлов * частицы прокладочно-уплотнительных материалов), износные (металлы " их сплавы, пластические материалы), высокотемпературные (смолы асфальтены и другие продукты окисления и полимеризации)' низкотемпературные (парафина и церезины), газовые (воздух и другие газы), микробиологические (бактерии, грибки) загрязнения.
Эксплуатационные загрязнения образуются и проникают в нефтепродукты при эксплуатации двигателей, машин и механизмов, к этим загрязнениям относятся углеводородные (смолы, асфальтены карбены, карбоиды, асфальтеновые и оксикислоты, кокс, сажа и т.п.) остаточные (углеводородные загрязнения, оксиды металлов и кремния вода), атмосферные (оксиды металлов и кремния, вода), контактные (оксиды металлов, частицы прокладочно-уплотнительных и конструкционных материалов), износные (металлы и их сплавы пластические материалы) и газовые (воздух, пары нефтепродуктов, выпускные и другие газы).
Использование приведенной классификации помогает решать вопросы повышения чистоты нефтепродуктов - устанавливать причины и источники загрязнения, а также разрабатывать и внедрять мероприятия но предупреждению и снижению загрязненности нефтепродуктов.
Чистота нефтепродуктов должна оцениваться несколькими обобщающими показателями, характеризующими их влияние на работу технических средств. Такими показателями принять считать максимальный размер частиц загрязнений, содержание воды по массе. В инструкциях по эксплуатации машин и механизмов должен быть указан класс частоты рабочей среды в момент ее заправки в систему.
С этой целью у нас введен в действие ГОСТ 17216-71 «Промышленная чистота. Классы чистоты жидкостей»,
предусматривающий разделение всех жидкостей, применяемых при эксплуатации, изготовлении и ремонте машин, на 19 классов в зависимости от размера частиц загрязнений и их содержания по массе. Определяемые ГОСТом классы чистоты жидкостей должны быть указаны в документах на всем пути следования - при поставке заводами-изготовителями, транспортировании к местам потребления, хранении и заправке в системы. При этом наиболее жесткие требования и, следовательно, более высокие классы чистоты должны быть обеспечены во
262
мя заправки. Аналогичная классификация чистоты жидкости ^меняется за рубежом.
'И обобщая ГОСТы, инструкции и результаты научных исследований, муЛИрованы основные требования к частоте нефтепродуктов ‘ табл. 5.13), имеющие рекомендательный характер.
в стандартах качество нефтепродуктов регламентировано рядом зико-химических свойств, среди которых находятся и характеризующие загрязненность. Так, в ГОСТах на автомобильные бензины дано допустимое содержание серы, водо-растворимых кислот и щелочей, механических примесей и воды. В ГОСТах на дизельное топливо к этим показателям добавляется содержание меркаптановой серы, сероводород, фактических смол и коэффициент фильтруемости. В ГОСТах на моторные и трансмиссионные масла, рабочие жидкости для гидросистем регламентируется содержание водорастворимых кислот и щелочей, серы, фенола, механических примесей и воды.
Таблица 5.13
Требования к чистоте нефтепродуктов
Показатель Автомобильные бензины Дизельное топливо Масла
для карбюрат. двигателей для дизелей 1 индустриальные
Максимальный размер загрязнений, мкм, не более 10 5 15 10
Содержание по массе, %:
загрязнений, не более 0,0005 0,0005 0,01 0,005
воды - <0,003 следы -
механических примесей - - до 0,02 до 0,007 -
Зольность, % не нормируется 0,01 0,0005 0,003-0,04 0,005
Содержание фактических смол, в мгм в 100мл 7-15 30-40 не нормируется
По мере продвижения нефтепродуктов от места производства до мест потребления, в следствие различных факторов загрязненность и размеры частиц существенно изменяются (см. рис. 5.2). В качестве примера в табл. 5.14 приводятся данные К.В. Рыбакова и Т.П. Каперкина Для средней климатической зоны.
263
отстой 15 г/т '-------)---,
9,6 г/т
карбюратор
Рис 5 2. Баланс загрязненности автомобильных бензинов
264
Следует заметить, что характер загрязнений в летнее и зимнее время но в зимнее время загрязненность на 20% меньше, что вполне оДиИ „тся меньшей запыленностью воздуха.
й-ьясняе1^
°° общем случае причины и источники загрязнении можно разделить
^3 этапа
1 с
пр0' атмосферной
нефтеперерабатывающих заводов топливо попадает с дуктами коррозии оборудования, мылами нафтеновых кислот, • —й пылью и продуктами, переходящими из нефти
2 В железнодорожных цистернах топливо загрязняется атмосферной ь1лью при сливно-наливных операциях, продуктами коррозии
3 На нефтебазах и АЗС - остаточными загрязнениями, продуктами
износа перекачивающих средств, пылью, и продуктами коррозии оборудования
Зольность загрязнений по мере поступления нефтепродуктов от НПЗ до заправочной емкости постепенно увеличивается Это происходит за счет продуктов коррозии (Fe, Zn), атмосферной пыли (Si, Са, Mg, Al), а также нафтеновых кислот (Na)
Масла и технические жидкости обычно имеют более высокий уровень загрязненности, чем топлива, в первую очередь из-за их большей вязкости
Таблица 5.14
Загрязненность автомобильных бензинов летом в средней климатической зоне (Московская область)
Показатель Место отбора проб
железнодорожная станция раздаточный агрегат нефтебазы автомобильная цистерна
Содержание загрязнений, % 0,0026 0,0009 0,00078
_Число частиц в 1мл размером , м/ои
.1 10 23400 10310 44850
ю 20 1650 2137 3940
20 30 347 333 300
JO 40 158 250 148
40_50 94 148 68
Ьолее 50 28 38 21
265
. г. Таблица5.15
Характеристика загрязнении автомобильных бензинов в резервуарах
Показатель A3C Нефтескжи~'~~'>
Зольность, % 56,40 78,96'
Элементный состав, % "—
Fe 24,2 407 —-
Si 4,01 538
Mg 0,06 0,61 "
Na 0,05 092
Ca 0,61 0,97 ~
Al 0,42 039 "
Pb 0,61 5,62 -
Zn 1,20 0,43
266
Таблица 5.16
Загрязненность дизельного топлива в условиях транспортирования, хранения и заправки в средней климатической зоне летом
Показатель Нефтебаза Автоцистерна АЗС и нефтесклад
Железнодо- 1 рожная цистерна | Резер-вуар Раздаточный агрегат После налива После транспор-। тирования | 1 Из слив-ного 1 ' уст- роиства L _ . . 1 ( Резер-вуар Топливо раздаточная колонка
с фильтром без ф-ра
Содержание загрязнений, % 0,0020 0,0030 0,0019 0,0041 0,0049 0,0056 0,0126 0,0025 0,0093
Число частиц в 1мл размером, мкм 1...10 4800 6840 4660 9280 12300 12640 15600 5160 10060
10...20 1560 1540 1590 2420 3080 3670 5090 1760 4090
20...30 700 628 616 830 670 1000 1600 850 1460
30...40 ПО 100 88 188 262 938 528 110 412
40...50 Отс. 2 Отс. 8 20 84 296 Отс. 154
Более 50 - Отс. - Отс. Отс. 10 68 - 18
Таблица 5,i7
Характеристика загрязнений дизельного топлива при транспортировании хранении и заправке
Место отбора пробы Зольность, % Содержание элементов, % ~~~~~
более 3 34),3 0,3-0,03 Менее 0,03
Железнодорожная цистерна 47,28 Fe Si, Ca, Al, Mg, Na - Zn, Pb
Нефтебаза резервуар 54,09 Fe, Si Ca, Al, Mg, Na - . Zn, Pb
раздаточный агрегат 53,28 Fe, Si Ca, Al, Mg, Na Zn
Автомобильная цистерна 58,28 Fe, Si, Ca Al, Mg, Na Zn, Pb -
АЗС и нефтесклад резервуар 58,38 Fe, Si, Ca Al, Mg, Na Zn, Pb -
ТРК с фильтром 63,88 Fe, Si, Ca Al, Mg, Na, Za Pb -
ТРК без фильтра 68,74 Fe, Si, Ca Al, Mg, Na, Za Pb -
5.3. СОХРАНЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
5.3.1. Правила хранения нефтепродуктов
Потенциально возможное изменение качества нефтепродуктов может быть учтено использованием целого комплекса мероприятий и технических средств, разработанного на основании научных исследований и практического опыта. Например, возможно представить сохранность качества без предварительно составленного документа о качестве, содержащего марку нефтепродукта, товарного знака предприятия-изготовителя, дату изготовления, номера партии и результаты испытания.
268
Таблица 5
Виды хранилищ, тары и транспортных средств для хранения и транспортирования нефти и нефтепродуктов
Наименование нефтепродуктов Хранилище Тара транспортная
Подземные хранилища в отложениях каменной соли, гипса, ангидрида, доломита мергеля, известняка глины, магматических и вечномерзлых породах Резервуар стационарный и передвижной резино-тканевый 1 баллон металлический бочка
металлический железобетонный
горизонт низкого давл 1 горизонт и шар высок давл вертик с понтоном, плавающ крышей, газ обвяз и до вертик без понтона, газ обвязки и др с газ обвязкой без газ обвязки 1 металлическая 1 деревянная
1 Нефть 4- + - 4- - 4- - - - + -
2 Г азы углеводородные сжиженные топливные + - 4- - - - - - 4- - -
3 Топлива
3 1 Бензины авиационные - 4- 4- 4- - - - - - + -
3 2 Бензины автомобильные 4- 4- 4- 4- - - - 4- - 4- -
3 3 Топлива для реактивных двигателей, нафтил, керосины 4- 4- - - 4- - - 4- - + -
3 4 Топлива дизельные + 4- - - + - - 4- - 4- -
3 5 Печное бытовое топливо + + - - 4- - - 4- - 4- -
3 6 Топливо нефтяное (мазуты, для газотурбинных установок), топливо моторное, масло сланцевое (топливное) * 4- - - + - 4- + - 4- -
Табли
Допустимые сроки хранения автомобильных бензинов
4aS]9
Место хранения Сроки хранения в климатических зонах~7ТГ~\
северной средней
Наземные резервуары
V< 5000 м3 30 24 1____12
V > 5000 м3 30 30 ZZjT''''
Заглубленные резервуары 36 30 ~18 "
бочки 24 12 ~6
Баки автомобилей:
ЗИМОЙ 6 6
летом 6 3
Предотвратить изменения целого ряда показателей качеств представляется возможным соблюдая правила хранения нефтепродуктов. Особенно это касается выбора средств хранения (см. табл. 5.18), в соответствии с ГОСТ 1510-84. Резервуары должны быть с внутренними масло-бензостойкими покрытиями, оборудованными средствами сокращения потерь от испарения и подготовленными к хранению с нормами. Зачистку резервуаров необходимо производить:
S не менее двух раз в год - для топлива реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов; допускается при наличии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;
не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
J не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.
Металлические и железобетонные резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов следует зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. Отстой воды и загрязнений из резервуаров следует удалять не реже одного раза в год.
При хранении в резервуарах топлив для реактивных двигателей, авиационных бензинов, автомобильных этилированных бензинов и бензинов для пиролиза не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды.
Застывающие нефтепродукты следует хранить в резервуарах, ванных стационарными или переносными средствами обогрева, °^печивающими сохранение качества в пределах требований НТД на цефте^Рф^еПр0Дукты в таре необходимо хранить на стеллажах, поддонах в штабелях в скрытых складских помещениях, под навесом или на планированной площадке, защищенной о действия прямых солнечных Си«ей и атмосферных осадков.
к Таблица 5.20
Рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в резервуарах
Нефтепродукты Климатические зоны
Северная Средняя Южная
"Авиационные этилированные бензины с антиокилителем при хранении в:
наземных резервуарах 4,0 3,0 2,0
полузагубленных и загубленных резервуарах 5,0 4,0 1,0
автоцистернах, контейнерах, бочках 4,0 3,0 2,0
Бензин прямой перегонки при хранении в:
наземных резервуарах 4,0 3,5 2,5
полузагубленых и загубленных резервуарах 5,0 4,0 3,0
автоцистернах, контейнерах, бочках 3,5 3,0 2,0
Бензины А-76, АИ-93, АИ-98 при хранении в:
наземных резервуарах 3,0 2,5 1,2
полузагубленых и загубленных резервуарах 3,5 3,0 1,7
автоцистернах, контейнерах, бочках 2,5 1,2 0,6
Реактивные топлива, освети-тельный керосин, приборный лигроин, автомобильные, дизель-ные и моторные масла с присад-ками, тормозная жидкость 5,0 5,0 4,0
Дизельное топливо, мазут, трансмиссионные масла без присадок, цилиндровые и осевые масла 6,0 6,0 6,0
Авиационные, дизельные, автомо-бильные, компрессорные масла без присадок, масла трансфор-маторные, турбинные ветренные индустриальные, охлаждающие „низкозамерзающие жидкости 5,0 5,0 5,0
Солидол 5,0 5,0 3,0
_Ко нетал ин жировой 4,0 3,0 2,5
„Консталин синтетический 3,0 2,0 1,0
271
Температура бензинов не должна быть выше ЗО°С, керосиНОв дизельных топлив - не выше 40°с. Температура подогрева темн И нефтепродуктов также должна быть оговорена в условиях поставки соответствующей нормативно-технической документации. 11
Эксплуатироваться резервуары должны в соответствии «Правилами технической эксплуатации нефтебаз». с
К показателям качества бензина, наиболее склонным к ухудшению условиях хранения, относятся фракционный состав, а для этилированного содержания тетраэтилсвинца (ТЭС), выносителя свинца и октановое число Отклонение значений указанных показателей качества бензина 01' требований ГОСТ 2084-77 в основном и определяет предельно допустимые сроки его хранения в различных температурных и климатических условиях, после чего необходимо исправление его качества. А это связано с большими трудовыми и материальными затратами.
Гарантийный срок хранения автомобильных бензинов и топлив всех марок установлен 5 лет. При этом ,например, для бензина допускается повышение температуры, при которой перегоняется 10% на 1°С, а конца кипения - на 3°С. Бензины, стабилизированные антиокислителями или не
содержащие непредельные углеводороды, можно хранить дольше. Рекомендуемые сроки хранения бензинов в заглубленных резервуарах (см. табл. 5.20) увеличены, за счет более низкой средней температуры хранения. Сроки хранения синтетических пластических смазок, склонных к выделению жидкой фазы уменьшены, особенно для южной климатической зоны.
Таким образом, только выполнение нормативных документов по технической эксплуатации резервуарных парков, нефтебаз, соблюдение соответствующих требований по перевозке, хранении и т.д. могут служить определенной гарантией обеспечения качества нефтепродуктов.
5.3.2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов
Сохранение качества нефтепродукта обеспечивается в пределах норм естественной убыли при его приеме, отпуске, хранении и транспортировке утвержденных Госснабом от 26 марта 1986 года.
Под естественной убылью нефтепродуктов принимаются потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием физико-химических свойств нефтепродуктов, воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в данное время средств защиты нефтепродуктов от потерь при приеме, хранении и отпуске.
К естественной убыли не относятся потери нефтепродуктов, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения.
272
Под нормой естественной убыли понимается допустимое значение озвратных потерь нефтепродуктов, происходящих непосредственно ®езВ товарно-транспортных операциях вследствие сопровождающих их У^ических процессов, а также потерь, неизбежных на данном уровне ‘Р сТ0Яния применяемого технологического оборудования (потерь от Дарения из всех видов емкостей, через сальниковые уплотнения насосов и задвижек, потерь от налипания и др.).
Таблица 5.21
Распределение нефтепродуктопроводов по климатическим поясам для применения норм естественной убыли нефтепродуктов
Климатические зоны Климатические пояса Республики, края, области, входящие в климатический пояс
2 2 Российская федерация области Кемеровская, Курганская, Ленинградская, Магаданская. Новосибирская, Омская, Тюменская Республика Казахстан области Северо-Казахстанская, Кокчетавская
2 3 к* Российская федерация республики Башкортостан, Марий Эл, Мордовская, Татарстан, Удмурдская. Чувашская (Чаваш республика), области Белгородская, Брянская, Владимирская, Вологодская, Воронежская. Ивановская, Калининградская, Калужская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Оренбургская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Свердловская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Ульяновская, Челябинская, Ярославская, Республика Белоруссия, Республика Латвия, Республика Литва, Республика Казахстан область Уральская, Республика Украина области Волынская, Винницкая, Житомирская, Ровенская, Черниговская, Сумская, Донецкая
3 4 Российская федерация республики Адыгея, Дагестан, Ингушская, Кабардино-Балкарская, Калмыкия (Хальмг-Тангч), Карачаево-Черкесская, Северо-Осетинская (Алания), Чеченская (Ичкерия), края Краснодарский, Ставропольский, области Волгоградская, Ростовская, Республика Украина области Закарпатская, Ивано-Франковская, Львовская, Тернопольская, Хмельницкая
273
Таблица 5.22
Распределение территории России по климатическим зонам для применения норм естественной убыли
Климатическая зона Республика, край, автономный округ, область, входящие в климатическую зону
1 Республики: Бурятская, Карельская, Коми (г.Воркута, г.Инта^' г.Печора), Якутская;
Края: Красноярский (кроме Хакасии); ~~
Автономные округа: ~~ Ненецкий, Таймырский (Долгано-Ненцкий), Ханты-Мансийский, Чукотский, Эвенский, Ямало-Ненецкий;
Области: Амурская, Иркутская, Мурмансикая, Томская; ‘
2 Республики: Башкирская, Коми (кроме г.Воркуты, г.Инты, г.Печоры), Марийская, Мордовская, Татарская, Тувинская, Удмуртская, Чувашская;
Края: Алтайский, Приморский, Хабаровский;
Автономные области: Горно-Алтайская, Еврейская, Хакасская;
Области: Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Вологодская, Воорнежская, Горьковская, Ивановская, Калининская, Калининградская, Калужская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Куйбышевская, Курганская, Петербургская, Липецкая, Магаданская, Московская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Пермская, Псковская, Рязанская, Саратовская, Сахалинская, Екатеринбурская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Читинская, Ярославская;
3 Республики: Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыцкая, Чечено-Ингушская;
Края: Краснодарский, Ставропольский; __
Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская.
В нормы естественной убыли не включены потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров, трубопроводов, потери при врезках лупингов и вставок, все виды аварийных потерь, а также потери при внутри складских перекачках.
274
Таблица 5.23
Нормы естественной убыли нефтепродуктов
Тип резервуара Группа нефте-продукта Климатическая зона
I 2 3
озп ВЛП ОЗП ВЛП ОЗП ВЛП
— 1 2 3 4 5 6 7 8
’ При приеме в резервуар, на 1 тонну
"Наземные стальные нместимостью:
до 400 м 1 0,22 0,37 0,24 0,41 0,30 0,49
2 0,20 0,36 0,22 0,39 0,22 0,47
700-^-1000 м3 1 0,20 0,36 0,23 0,40 0,30 0,46
2 0,18 0,33 0,21 0,38 0,21 0,43
2000 м3 и выше 1 0,12 0,21 0,17 0,25 0,17 0,27
2 0,12 0,21 0,17 0,25 0,17 0,27
Наземные стальные с понтоном вместимостью:
до 400 м 1 0,14 0,31 0,20 0,36 0,20 0,42
2 0,12 0,31 0,15 0,34 0,15 0,42
700-1000 м3 1 0,08 0.23 0,20 0,34 0,20 0,39
2 0,07 0,23 0,15 0,29 0,15 0,37
2000 м3 и выше 1 0,06 0,12 0,06 0,14 0,06 0,14
2 0,05 0,11 0,06 0,14 0,06 0,14
Наземные стальные, имеющие газовую обвязку, вместимостью:
ДО 1000 м3 1 0.12 0.20 0.12 0.26 0.13 0.27
2 0.10 0.13 0.12 0.117 0.12 0.18
2000 м3и более 1 0.11 0.20 0.11 0.25 0.12 0.27
2 0.10 0.13 0.10 0.17 0.11 0.18
При хранении в резервуарах до 1 месяца, кг на 1 тонну
Наземные стальные вместимостью:
До 400 м3 1 0,23 0,66 0,32 0,90 0,39 0,11
2 0,17 0,64 0,27 0,84 0,37 1,07
700-10000 м3 1 0,16 0,65 0,28 0,88 0,32 1,05
2 0,15 0,63 0,23 0,79 0,31 0,91
2000 м3 и более 1 0,13 0,34 0,14 0,45 0,15 0,48
2 0,13 0,34 0,14 0,42 0,15 0,48
275
Продолжение таблиць
'523
1 2 3 4 5 6 ~~1 022'
Наземные стальные с понтоном вместимостью:
до 400 м3 1 0,07 0,15 0,07 0,21
2 0,05 0,14 0,06 0,18 0,06
700-1000 м3 1 0,05 0,114 0,06 0,18 0,06 ~022"
2 0,05 0,06 0,05 0,13 0,05
2000 м3 и более 1 0,05 0,08 0,05 0,10 0,05 ТГГ
2 0,05 0,06 0,05 0,09 0,05
Наземные стальные, имеющие газовую обвязку, вместимостью:
до 1000 м3 1 0,10 0,20 0,10 0,26 0,10 022J
2 0,06 0,20 0,08 0,25 0,08 0,26
2000 м3 и более 1 0,10 0,19 0,10 0,26 0,10 0,28
2 0,05 0,19 0,08 0,21 0,08 0,24
При хранении свыше 1 месяца, кг на 1 тонну
Наземные стальные вместимостью:
до 400 м3 1 0,09 0,43 0,09 0,59 0,28 0,83
2 0,09 0,26 0,09 0,43 0,17 0,62
3 - 0,05 - 0,05 - 0,08
4 - - - - - 0,05
700-1000 м3 1 0,09 0,41 0,09 0,57 0,27 0,80
2 0,09 0,25 0,09 0,42 0,16 0,59
3 - 0,05 - 0,05 - 0,08
4 - - - - - 0,05
2000 м3 и более 1 0,05 0,24 0,09 0,37 0,13 0,46
2 0,05 0,18 0,05 0,26 0,09 0,38
3 - 0,05 - 0,05 - 0,05_
4 - - - - - 0,05
Наземные стальные с понтоном 1 - 0,10 - 0,15 0,15 0,19_
2 - 0,09 - 0,10 0,04 __ОДЗ_
Заглубоенные 1 - 0,10 0,05 0,10 0,10 0,10_
2 - 0,10 - 0,10 0,05 0,10_
3 - - - - - 0/15J
276
Нормы естественной убыли нефтепродуктов
Таблица 5.24
Тип резервуара л Климатическая зона
св । н Е « Ьй 1 2 3
Q. о о ОЗП ВЛП ОЗП ВЛП ОЗП ВЛП
1—' 1 &
Е
——-—приеме и хранении до одного месяца, кг на 1 тонну принятого количества
-Н^ныестальной 3 0,08 0,15 0,11 0,18 0,12 0,20
4 0,08 0,11 0,08 0,12 0,08 0,11
5 0,03 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03
6 0,12 0,08 0,07 0,09 0,07 0,12
Заглубленный 3 0,07 0,08 0,07 0,09 0,07 0,12
4 0,07 0,08 0,07 0,08 0,07 0,08
5 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
При отпуске в транспортные средства, кг на 1 тонну отпущенного количества
Железнодорожные цистерны 1 0,05 0,14 0,09 0,19 0,13 0,2
2 0,04 0,09 0,06 0,13 0,09 0,16
3 0,01 0,02 0,01 0,02 0,02 0,03
4 0,01 0,01 0,01 0,02 0,01 0,02
5 6 - - - -
Автомобильные цистерны 1 0,04 0,13 0,07 0,19 0,1 0,2
2 0,03 0,09 0,05 0,13 0,07 0,15
3 0,01 0,02 0,01 0,02 0,01 0,03
4 0,00 0,02 0,01 0,02 0,01 0,02
5 - - - - - -
6 - - - - - -
Морские и речные суда 1 0,05 0,13 0,09 0,19 0,12 0,20
2 0,03 0,09 0,06 0,13 0,09 0,15
3 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,03
4 0,01 0,01 0,01 0,02 0,01 0,02
При приеме, хранении, отпуске на АЗС и пунктах заправки, кг на 1 тонну принятого количества
Наземные стальной 1 0,38 0,6 0,54 0,99 0,72 1,05
5 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Наземный стальной с понтоном 1 0,15 0,3 0,27 0,4 0,4 0,56
Заглубленный 1 0,23 0,3 0,36 0,4 0,48 0,56
5 0,01 0,02 0,01 0,02 0,02 0,02
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Примечание ОЗП - осенне-зимние период, ВЛП - весенне-летний период
277
Таблица 5
Нормы естественной убыли нефтепродуктов д
Тип резервуара Группа нефтепродукта Климатическая^??''^
1
ОЗП ВЛП озгГТ
1 2 3 4 5 б"
При хранении свыше одного года (длительное хранение), кг на 1 щ хранимого продукта в месяц OHty'
Наземный металический с нормой загрузки 95% и выше 1 0,04 0,118 0,05 ~O28j
2 0,03 0,14 0,04 0,18
3 - 0,019 - '6Ж
4 - 0,009 - ”бж'
Наземный металический с нормой загрузки менее 95% 1 0,04 0,18 0,066 ~0j~
3 - 0,019 - '0Л19'
4 - 0,01 - гадГ
Заглубленный 1 0,01 0,03 0,000 9 0,049
4 - 0,009 - 6,01
При приеме, отпуске и хранении в первый год длительного хранения, кг на 1 тонну принятого количества
Наземный металический с 1 2,49 2,8 2,6 3
нормой загрузки 95% и 2 1,63 1,97 2,32 2,62
выше 3 0,37 0,466 0,448 0,524
4 0,18 0,214 0,183 0,233
5 0,1 0,1 0,11 0,11
6 0,24 0,24 0,24 0,24
Наземный металический с 1 2,49 2,8 2,7 3,05
нормой загрузки менее 95% 3 0,39 0,49 0,52 0,6
4 0,19 0,228 0,209 0,257]
5 0,1 0,1 0,12 0,12
Заглубленный 1 0,188 0,28 0,31 0,353
4 0,188 0,28 0,31 0,353
h 5 0,064 0,082 0,08 0,11_
6 0,36 0,36 0,36 0,36_
Примечание В первую климатическую зону включены Алтайский, Красноярский и Хабаровский края и Иркутская, Новосибирская, Пермская, Екатеринбургская, Челябинская, Читинская области
278
Таблица 5.26
Нормы естественной убыли твердых нефтепродуктов группы 7, кг на 1тонну принятого или отпущенного количества
Климатическая зона Вид операции
Прием Отпуск
' ' 1 0,11 0,01
2 0,11 0,01
3 0,12 0,01
Примечание Указанные нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасованную продукцию)
Таблица 5.27
Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при железнодорожных перевозках наливом в цистерны
Группа нефтепродуктов Нормы естественной убыли во все периоды года
в кг на 1 тонну груза в % от массы груза
1,2 0,21 0,021
3,4 0,14 0,014
5,6 (кроме моторного топлива и 0,07 0,007
мазутов)
6 (только моторное топливо и мазуты) 0,1 0,01
8 0,42 0,042
Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасонные продукты), транспортируемые или хранящиеся в герметичной таре (запаянные, с применением герметиков, уплотнений и др.), а также хранящиеся в резервуарах повышенного давления. Применение норм обязательно для всех организаций и предприятий. Эти нормы потерь установлены в зависимости от группы нефтепродуктов, сезона года, климатических условиях и типа резервуара.
Таблица 5.28
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в резервуарах магистральных нефтепродуктов, кг на 1 тонну
Тип резервуара Группа нефте-продукта Климатическая зона
1 2 3
ОЗП влп ОЗП ВЛП ОЗП влп
ГЦ 1 2 3 4 5 6 7 8
Наземные стальные 1 и2 0,10 0,29 0,19 0,39 0,23 0,43
3 и4 0,03 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06
5 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
279
Продолжение таблицы 5 2^
1 2 3 4 5 6 7
Заглубленные 1 и2 0,08 0,24 0,12 0,28 0,16 ~032~ 0,05
3 и 4 0,02 0,03 0,03 0,04 0,04
Наземные стальные с понтоннами или 5 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
плавающими крышами 1 и 2 0,03 0,09 0,05 0,12 0,07 0,14
Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (см. табл. 3.5). Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно). Для применения норм в зависимости от климатических условий территория России разделена на три климатические зоны (табл. 5.22), а при применении норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов (РД 153-39.4-033-98) на 3 зоны и 3 климатических пояса, (табл. 5.21).
Нормы естественной убыли являются предельно допустимыми и применяются в случаях фактической недостачи нефтепродуктов. Естественная убыль нефтепродуктов в первый год длительного хранения определяется умножением отсутствующих норм на количество принятого нефтепродукта в тоннах. Если прием нефтепродуктов производится в осенне-зимний период, а отпуск в весенне-летний период или наоборот, берут среднеарифметическое значение соответствующих норм.
При хранении нефтепродуктов свыше одного года на каждый последующий месяц начисляется естественная убыль по соответствующим нормам.
5.3.3. Специальные мероприятия по сохранению качества нефтепродуктов
Мероприятия по предотвращению загрязнений нефтепродуктов атмосферной пылью и влагой можно разделить на две группы.
К первой группе относятся меры по сокращению объемов малых дыханий и выполнению приемо-отпускных операций в герметичных условиях. При этом также сокращаются потери нефтепродуктов от испарения. Такие задачи можно решить за счет создания емкостей повышенной прочности, работающих под избыточным давлением; термостатирования емкостей; уменьшения газового пространства;
280
ройства газоуравнительных систем для емкостей; усовершенствования нстрУкЦИЙ Дыхательн°й арматуры.
Ко второй группе мероприятий относится оснащение дыхательных дренажных устройств высокоэффективными средствами очистки воздуха пыли и влаги Эти средства делятся на воздухоочистители, фильтры и возДУхоосУшители’ Используют гравитационные и инерционные воздухоочистители, фильтры с пористыми перегородками для очистки вОздуха от пыли, электрофильтры и фильтры-влагоотделители, холодильные и адсорбционные воздухоосушители.
Микробиологическое загрянение нефтепродуктов можно предотвратить физико-механическими и химическими способами.
К первой группе относятся-, высокоэффективная фильтрация; герметизация емкостей; регулярные зачистки емкостей от осадков; удаление воды из нефтепродуктов. Интенсивную гибель микроорганизмов вызывает ультрафиолетовая и электромагнитная обработка нефтепродуктов. Предложен способ фильтрации топлива через бактерицидные фильтры с пористой перегородкой из хлопка стекла или резины, пропитанных соединениями серебра (биоцида).
Ко второй группе способов относится применение различных присадок - антисептиков, таких как карбоксилаты, сульфонаты, сульфаты, карбиды серебра и т.п. Необходимая концентрация этих веществ составляет 1-10 1 % масс. При использовании соединений серебра топливо необходимо предварительно очистить от сернистых соединений, которые дезактивируют добавки.
В качестве бактерицидных присадок к топливу рекомендуются различные борорганические и аммонийные соединения.
Защита нефтепродуктов от коррозийных загрязнений сводится к использованию коррозионностойких материалов, нанесению защитных покрытий, введению в нефтепродукты ингибиторов коррозии и применению электрохимических способов.
Коррозионностойкие металлы и их сплавы используют для их изготовления емкостей и арматуры средств транспортирования, хранения и заправки. Однако сравнительно высокая стоимость этих металлов
ограничивает их применение.
Корозионностойкие металлические материалы (пластмассы, стеклопластики) могли бы с успехом заменить металлы, но этому мешает их недостаточная механическая прочность.
Защитные покрытия наиболее широко используют для защиты от коррозии. Практическое применение находят лакокрасочные материалы и покрытия холодного и горячего отверждения, полимерные и пластмассовые, футеровочные на основе листовых полимерных материалов и металлические (цинковые, алюминиевые).
281
Выбор того или иного виды покрытия зависит от конструк средства, специфики производства и ремонта, условий эксплуатаций свойств покрытия и экономической целесообразности. ’
Лакокрасочные материалы и покрытия холодного и горяцег отверждения изготовляют на основе высокомолекулярных соединение (виниловых, эпоксидных и других смол, полиуретанов и т.п.).
Полимерные армированные покрытия представляют собой систему состоящую из двух компонентов: высокомолекулярного пленкообразующего и армирующего (стеклянные, синтетические или хлопчатобумажные ткани, сетки и волокна).
Армировочные покрытия в сочетании с лакокрасочными чаще всего наносят на нижние части емкостей для защиты от механических воздействий при зачистке и от разгерметизации емкости при сквозной коррозии металла. Эти покрытия изготовляют на основе ненасыщенных полиэфирных (ПН-1) и эпоксидных (ЭД-20 или ЭД-16) смол.
Полиэтиленовые покрытия наносят методом газопламенного напыления полиэтилена или вихревого напыления.
Футеровочные покрытия представляют собой листовой дублированный полиэтилен или полипропилен толщиной 1,5^2 мм, а также листы пенопласта. В качестве подслоя применяют хлопчатобумажные и стеклянные ткани. Дублированные листы или листы пенопласта приклеивают к металлической поверхности клеями холодного или горячего отверждения и сваривают между собой. Футерацию внутренних поверхностей резервуаров (днише, крыша, стены перекрытия) сочетают с нанесением лакокрасочных или металлизированных покрытий.
Цинковые покрытия применяются благодаря их стойкости к нефтепродуктам, воздуху, морской воде и простоте получения.
Перспективным является способ покрытия поверхностей алюминием, обладающим высокой антикоррозийной стойкостью.
При хранении нефти и тяжелых нефтепродуктов применяют специальные методы, предотвращающие выпадение отложений на дно резервуара. Один из методов заключается в механическом перемешивании нефти, осуществляемом обычно пропеллерными, турбинными, винтовыми мешалками. Иногда, особенно за рубежом, применяют мешалки специальных типов. В процессе работы мешалки создается вихревой поток, взмучивающий накопившийся осадок. После длительной работы осадок распределяется равномерного всему продукту, а затем удаляется вместе с ним. Для предотвращения образования осадков применяют и специальные размывочные машины, с помощью которых в процессе подачи размывается осадок на дне резервуаров. Чтобы предотвратить выпадение на дно резервуаров осадков, парафина и смолистых веществ, применяют специальные присадки, которые не позволяют коагулировать мелким частицам в более крупные. '
282
Предотвратить процессы образования смол можно путем хранения азированных нефтепродуктов в инертной среде, например в азоте. п нако такое хранение нефтепродуктов не практикуется, хотя кономическая целесообразность не так уж очевидна. Поскольку хранят 3 Лте продукты в настоящее время в среде воздуха, то образование смол и садков можно сократить путем уменьшения отношения паровой и жидкой ° пдощади контакта нефтепродукта с воздухом, количества перекачек. Процессы образования осадков будут протекать менее интенсивно при панении в условиях пониженных температур (например, в заглубленных резервуарах), в отсутствие влаги и различных посторонних примесей. Наилучшие условия для сохранения качества нефтепродуктов создаются при хранении в подземных, крупных, полностью заполненных резервуарах, на дне которых отсутствуют вода и загрязнения.
Затормозить образование смол и осадков можно применением присадок и подбором оптимального химического состава нефтепродуктов. Последние не должны содержать непредельные углеводороды,
гетероорганические примеси должны присутствовать в оптимальных количествах.
Антиокислительные присадки добавляют в топлива в небольших количествах: от тысячных до десятых долей процента. Из отечественных антиокислителей применяется п-оксидифенилами, который в бензинах уменьшает распад ТЭС и окисление непредельных углеводородов. Недостатком n-оксидифениламина является плохая растворимость в топливах Для стабилизации топлив применяется также 2,6-дитретбутил-4-метилфенол, который хорошо растворяется в топливах и практически не
растворяется в воде.
В качестве простейших осушителей воздуха, поступающего в резервуар, применяют цилиндрические сосуды, наполненные веществами, интенсивно поглощающими влагу, например гидридами и карбидами металлов, цеолитами, силикагелями, окисью алюминия, специальными пластмассами, молекулярными ситами и др.
Гидриды и карбиды металлов энергично взаимодействуют с влагой воздуха с образованием гидратов окислов металлов и соответственно водорода и ацетилена. Поглощение влаги гидридами и карбидами значительно. Например, 1 кг карбида кальция может поглотить около 2 кг воды Это значит, что 1 кг карбида кальция способен осушить около 150 м воздуха при 20°С и относительной влажности 70%. Допустим, сто при неподвижном хранении за год в крупный резервуар за счет дыханий поступает 530м1 воздуха со средней влажностью 85% В этом случае достаточно 12 кг карбида кальция. При коэффициенте запаса, равном 2, смена осушителя в течение 1 года не представляет труда.
В отличие от осушителей, основанных на химическом вз аим одействии реагентов и влаги, в осушителях, наполненных цеолитам и,
283
силикагелями и т д , эффект удаления воды достигается ее адсорбци поглотителях При этом никаких побочных продуктов не выделяется61* является бесспорным преимуществом рассматриваемых Мет’ч^° Недостатком адсорбционных методов является сравнительно невыс°В влагоемкость, что влечет частую их смену или регенерацию Регенеп°Ка!1 цеолитов и силикагелеи достигается продувкой воздухом при 150-400°q
К сожалению, основная масса топлив и масел в настоящее Bpet4 хранится в условиях контакта с внешней атмосферой При этом вода в н * накапливается «скрытно» А затем в определенных условиях, наприм при похолодании, вода выпадает в виде капель, собирающихся в нижнем слое в качестве водяной подушки Повторяясь, этот процесс ведет к накоплению количества воды
Кроме эффективных мер, предотвращающих обводнение нефтепродуктов за счет устранения контакта с влажным воздухом известны методы улучшения низкотемпературных свойств введением присадок Присадки позволяют повысить растворимость воды в нефтепродуктах за счет образования гомогенной тройной системы нефтепродукт - присадка - вода В результате вода не выпадает из нефтепродуктов принизкихтемпературах Этим достигается необходимый положительный эффект, поскольку с эксплуатационной точки зрения
опасна не растворенная, а выпадающая из топлив и масел вода
Присадки, предотвращающие выделение воды при низких
температурах, применяются в настоящее время к авиационным топливам В качестве таких присадок исследовалась весьма большая группа соединений, самым эффективным оказался моноэтиловый эфир этиленгликоля (этилцеллозольв, жидкость «И»)
Методы уменьшения потерь от испарения можно условно сгруппировать следующим образом
• уменьшение газового пространства,
• хранение нефтепродуктов под избыточным давлением,
• улавливание паров,
• термостатирование,
• рациональная эксплуатация резервуарных парков
Теоретические потери от испарения существуют, когда объемы паровоздушной среды равны нулю, но это идеальный вариант Однако уменьшить пространство можно применением плавающих крыш, понтонов, микрополых шариков, защитных эмульсий или пленок, применением эластичных резинотканевых резервуаров
Увеличение избыточного давления в газовом пространстве резервуара в системах нефтебазового хозяйства не получило широкого применения, вследствие недостаточной прочности емкостей Тем не менее рядом исследований установлено, что увеличением давления до 7000 мм вод ст можно сократить потери на 60% Перспективным методом
284
ся улавливание паров с помощью обвязки газового пространства яВЛЯвь1 резервуаров (для одного сорта нефтепродукта) трубопроводами. гР-’ППЬаЮт высокую эффективность метода при совпадении сливо-От чНых операциях на нефтебазах и при большом коэффициенте цалиВ° ваемости резервуарных парков. Известно множество конструкций обоР павНительных систем с применением конденсатосборников, Га3 ообменников. газовых компенсаторов и т.д. Хотя данный метод Шляется пассивным, однако, загрязнение воздушного бассейна происходит менее интенсивно.
Термостатирование резервуаров уменьшает колебания температуры следовательно, сокращает потери от малых дыханий. Из
в и В
И'сПространенных способов следует отметить окраску резервуаров светлые тона, затемнение и орошение резервуаров, покрытие экранами теплоплошадей, и особенно заглублении резервуаров в групп, последнем случае потери от испарения могут быть сокращены на 80% и более по сравнению с наземным резервуаров.
Рациональная эксплуатация резервуарных парков основана на соблюдении соответствующих правил и норм. Здесь отметим лишь простейшие: обеспечение герметичности оборудования и средств, хранение нефтепродукта в емкостях максимально возможной вместимости, применении автоматических средств отбора проб и контроля уровня, уменьшение внутрибазовых перекачек, использование герметизированных способов слива и налива нефтепродуктов и т.д.
5.4. ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
В настоящее время разработано и широко используется множество методов восстановления качества нефтепродуктов В первую очередь такие как: отстаивание, фильтрование, центрифугирование, добавление присадок, обработка в магнитном, электрическом или ультразвуковом полях.
Отстаивание - наиболее простой способ восстановление качества, позволяющий удалить из нефтепродуктов значительную часть механических примесей и воды. Оно особенно эффективно при существенной разнице плотностей, загрязнения и нефтепродукта. Путем отстаивания из топлив удаляют частицы размером более 2-5-3 мкм. В вязких нефтепродуктах медленно, но достаточно эффективно удаляются частицы размером 50-400 мкм. Частицы за счет конвекционных потоков, обусловленных перепадом температур, вибрации и т.д., поэтому удалить их отстоем практически невозможно. Очень трудно удаляется мелкодиспергированная вода, особенно из мазутов. Отстаивание
285
эффективно в этом случае только при подогреве до 7(Н90°С, т.е вязкость значительно уменьшается. Больший подогрев приводи**1’^ вскипанию воды, образованию конвективных потоков. *
Эффективным средством повышения скорости оседания Ча является искусственное увеличение их размеров за счет коагуляц^*1 Процессы коагуляции можно вызвать с помощью специальных веществ*1 ПАВ, электролитов и неэлектролитов; механическим воздействи (вибрацией или перемешиванием); температурным воздействие^ пропусканием электрического тока. В условиях хранения нефтепродукт^ введение коагулирующих присадок является наиболее эффективны^ методом увеличения чистоты продукта.
При восстановлении качества нефтепродуктов отстаиванием применяют отстойники периодического и непрерывного ^действия отличающиеся конструкциями и производительностью. k Размеры отстойника определяют расчетным путем с учетом скорости оседания частиц, их размеров, времени прохождения нефтепродукта через отстойник, способа подогрева и т.д. Простейшим представителем отстойной аппаратуры являются обычные резервуары нефтебазового хозяйства.
По мнению многих специалистов применение коагулирующих присадок в процессах очистки и фильтрации может обеспечить очень высокую степень чистоты нефтепродукта. Процессы фильтрации широко применяются на нефтебазах, разработаны различные типы фильтров.
В настоящее время фильтрацией удаляют частицы крупнее 5 мкм, которые не удается удалить отстоем. В оптимальном случае на нефтебазах фильтрация нефтепродуктов должна выполняться по следующей схеме. Поступающее топливо пропускают через фильтры грубой очистки (50-5-1500 мкм), а затем через фильтры тонной очистки направляют в отстойные резервуары. Вторичная фильтрация осуществляется тонкостью 10-5-20 мкм, после которой продукт направляют в резервуары длительного хранения. Выдача нефтепродуктов должна осуществляться только через фильтры тонной очистки (20-5-40 мкм). Выдачу топлива на заправку техники необходимо проводить с чистотой до 5-5-10 мкм. Отсутствие отстойных резервуаров и отклонение степени очистки от указанных выше уровней, следует считать недостаточным в работе нефтебаз. В зарубежной практике считается, что содержание 'загрязнений при отсутствии эксплуатационной воды не должно превышать 3-5-4 г/т в бензинах и 1,3-5-1,5 г/т, в реактивных топливах. При более высоких загрязнений выдачу продукта прекращают и производят зачистку резервуаров и коммуникаций.
С помощью центрифуг (сепараторов) эффективно и быстро очищаются нефтепродукты менее 1 мкм. Сепараторы широко применяют для очистки отработанных масел даже в процессе использования, так например, на судах. На нефтебазах центрифуги применяют крайне редко, хотя конструкции их многообразны и достаточно просты. В общем случае
286
иЛугирование производится для разделения воды и нефтепродукта, аеНТР ниЯ твердых загрязнение от нефтепродуктов, для комплексной и регенерации- А „
° н Основным препятствием к широкому внедрению в нефтебазовое зяйство сепараторов следуют считать их малую производительность х°л/>^3000 л.час) и относительную сложность в эксплуатации. Тем не 5 ее дополнительная очистка нефтепродукта с помощью центрифуг чительно увеличивает срок эксплуатации технических средств и, 3 повательно, вполне может оправдать затраты. Следует заметить, что ентрифугированием загрязненность топлив можно снизить до 0,05 г/т.
В практике работы нефтебаз наиболее реальным способом очистки нефтепродуктов является внедрение адсорбентов - веществ способных избирательно поглощать определенные молекулы из смеси органических и неорганических соединений. Например, силикагели могут адсорбировать не только воду, но и гетероорганические соединения и продукты окисления углеводородов. Цеолиты, известные также под названием «молекулярные сита», имеют различную адсорбционную способность. При размере пор от 3 5 до 4А цеолиты практически не задерживают углеводороды и адсорбируют воду.
Селикагели марок АСК, КСК, ШСМ, отбеливающие глины также
позволяют улучшить качество нефтепродукта удалением определенных групп углеводородов. К сожалению такие процессы легче реализовывать в условиях НПЗ чем на нефтебазах.
Восстановление качества нефтепродуктов смешением широко применяют на нефтебазах, где исправляют нестандартные нефтепродукты, добавлением к ним нефтепродуктов, имеющих запас качества. Этот метод не требует больших экономических затрат и для его осуществления может использоваться обычное складское оборудование.
В это случае приходится решать две основные задачи: какое максимальное количество одного нефтепродукта можно подмешать к другому без потери его кондиции и какой нефтепродукт и в каком количестве нужно добавить к образовавшейся стандартной смеси, чтобы
исправить ее качества.
При решении этих задач необходимо учитывать следующие обстоятельства:
1. Предельные значения физико-химических показателей качества устанавливают техническими условиями или стандартом по каждой марке нефтепродуктов. Но не любой нефтепродукт можно использовать по прямому назначению, т.к. предельные значения показателей устанавливают на основании эксплуатационных моторных испытаний промышленных образцов нефтепродуктов, изготовленных из строго определенных компонентов по установленной технологии. Иногда нефтепродукт, полностью удовлетворяющий требованию стандарта, но полученный из других компонентов и по другой технологии, не
287
выдерживает моторных испытаний. Поэтому для нестандартных нефтепродуктов желательно добавлять нефтепродукты, имеющие запас качества.
испРавлени
одноРоднЬ1е
2. Т.к. запас качества одного нефтепродукта по разным показатеп слям различен, то контроль за смешиванием необходимо вести по Т01ч^ показателю, который имеет наименьший запас качества. Качество топлив восстанавливают по октановому числу, содержанию ТЭС, Фракционному
составу, плотности, коксуемости, кислотности, содержанию серы зольности, содержанию механических примесей и воды, вязкости температуре вспышки в закрытом тигле. Качество масел - по вязкости
кислотному числу, зольности, плотности, содержанию механических примесей и воды, температуре вспышки.
3. Каждый физико-химический показатель изменяется при смешении нефтепродуктов по строго определенным закономерностям. При этом
всегда следует иметь ввиду, что эти закономерности справедливы в том случае, когда какое-либо свойство обоих компонентов определено по одной и той же методике и в одинаковых условиях. Например, если к автобензину будет добавлено небольшое количество керосина и требуется проверить, будет ли полученная смесь соответствовать бензину по содержанию фактических смол, то перед смешением нужно определить фактические смолы в керосине при температуре, установленной стандартом для бензина.
4. Исправленные нефтепродукты должны обладать высокой физической и химической стабильностью или иметь необходимый запас
качества.
5, Состав смеси, найденный расчетным путем по приведенным ниже формулам является ориентировочным.
После окончания смешения проводят отбор проб и химический анализ смеси согласно действующим техническим условиям или стандартам.
Многие физические и химические свойства нефтепродуктов при смешении подчиняются закону прямой пропорциональности, т.е. являются аддитивным. К ним относятся: плотность, коэффициент преломления света, содержание общей и меркаптановой серы ароматических углеводородов, механических примесей и воды, цетановое число, зольность, кислотность, теплота сгорания, йодное число, давление насыщенных паров и т.д.
288
Показатели смеси хст двух нефтепродуктов (1) и (2) рассчитывают согласно формуле
= ССХМСгХг = С1ХМС2Х2
Хс" С1+С1 100 ’
Соотношение продуктов, необходимых для смешения, определяют также по формуле
Мд <5-2)
х,~х
где Mi - количество продукта, имеющего запас качества по исправляемому показателю, ед.массы; М2 - количество продукта подлежащего восстановлению, ед.массы; X - значение показателя, которое необходимо получить, X, и Х2 - значение показателей нефтепродуктов Л/7 и ;у/, соответственно.
Например: Имеется 1000 кг автомобильного бензина с октановым числом 72, который необходимо довести до 76. Для исправления может быть взят АИ-93 с октановым числом по моторному топливу 85 в количестве равном:
М. = 7(L72 1 ооо = 440,0 (кг) 1 85-76
6. Октановое число смесей бензинов с достаточной степенью точности можно считать аддитивно, но этому правилу подчиняются только смеси парафиновых углеводородов и компонентов, содержащие одинаковое количества ТЭС или вовсе его не содержащие. Олефиновые и ароматические углеводороды и компоненты, а также бензины термического и каталитического крекинга, особенно с различным содержанием ТЭС, ведут себя в смеси с бензинами прямой гонки с олефиновыми углеводородами и компонентами бензинов термического и каталитического крекинга, подсчитанные по правилу снижения, оказываются ниже действительных октановых чисел, тогда как при смешении с ароматическими углеводородами и компонентами бензина подсчитанные октановые числа бывают выше фактических. Расхождения между ними увеличиваются с увеличением содержания ароматических углеводородов и могут достигать 8-4 0 ед.
Применительно к конкретным нефтепродукта, по которым нефтепродукты перекачиваются с известных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и где их изготовляют из определенных несложных количественных зависимостей октанового числа от содержания дизельных фракций в бензинах.
Общее выражение зависимости октанового числа (О ч) смеси бензина марки А-76 и дизельного топлива «Л» имеет вид:
О ч.=75,63-0,58 Стп), (5.3)
289
где С„т) - содержание дизельного топлива «Л» в бензице марки А-76.
Аналогичная зависимость известна для смеси бензина марки А-76 и дизельного топлива «3»:
О ч =75,52-0,32 Сздт, (5
Установлено, что наличие в составе до 1% дизельного топлива снижает О ч на величину, находящуюся в пределах точности метода измерения. Как показал экспериментальный анализ, хорошей формулой подсчета вязкости смесей нефтепродуктов является формула Кадмера коэффициенты которой были уточнены В.М. Рыбаком. Формула с достаточной для практики точностью (около 5%) позволяет подсчитать вязкость смеси двух нефтепродуктов:
v.„ = C,vl + C1v1-~/vl-vi)’сСт (5.5)
где vcm - вязкость смеси, сСт; V/, V2 - вязкость компонентов в смеси, причем под V, понимают большую величину, сСт; к -эмпирический коэффициент, определяемый из следующих данных:
С, 10 20 30 40 50 60 70 80 90
С2 90 80 70 60 50 40 30 20 10
К 6,7 13,1 17,9 22,1 25,5 27,9 28,2 25,0 17,0
7. Рассчитывать ожидаемые физико-химические показатели смеси бензинов по приведенным выше формулам следует с учетом зависимостей от их потерь легких фракций в процессе самого смешения, характер которого для каждого показателя различен. Он зависит от фракционного и химического состава бензинов.
Ориентировочно можно принять, что 1% потерянных легких фракций в самом худшем случае может вызвать:
4 снижение октанового числа (по моторному методу) авиационного бензина на 0,3+0,5 пункта, автобензина на 0,5+1,0 пункта;.
•4 повышение температуры начала и конца кипения и выкипания 10 и 50% на 3°С; температуры выкипания 90,5% практически остаются без изменений или незначительно повышаются; остаток после разгонки не изменяется;
X снижение давления насыщенных паров по Рейду на 3325 Па;
X снижение испаряемости (склонности к потерям) по Бударову на 0,5%.
Содержание труднолетучих веществ - ТЭС, дибромметана и дибромпропана с увеличением потерь от испарения бензинов повышается по линейной зависимости справедливой для всех бензинов с различным содержанием этиловой жидкости:
ХК=Х„ + 0,0425, (5.6)
290
где Хи, Хи - соответственно начальное (до потерь) и конечное
/после потерь) содержание этих веществ в гр на 1 кг бензина, 8- потери бензина от испарения
Влияние испаряемости при смешении также необходимо принимать
в0 внимание разработчиками и эксплуатационниками анализаторов качества нефтепродуктов при подготовке контрольных проб для калибровки шкал анализаторов и т д
Технологией восстановления качества нефтепродуктов
предполагается проведение следующих операций
В резервуар сначала подают топливо с большей плотностью, а затем в нижнюю часть резервуара перекачивают необходимой количество топлива с меньшей плотностью В этом случае ухудшаются условия смешения После этого полученную смесь перемешивают перекачкой «на кольцо» по схеме резервуар - насос - резервуар до тех пор, пока не будет получена однородная смесь Однородность топлива определяют лабораторным анализом после отстоя в течение 3-4 ч Операцию восстановления считают законченной, когда плотность смеси в нижнем, среднем и верхнем слоях будет одинакова в результате лабораторного анализа подтвердят соответствие качества нефтепродукта требованиям ГОСТ или технических условий
Нефтепродукты с большой вязкостью смешивают в резервуарах, которые оборудованы подогревателями Масла можно смешивать также в установке для смешения, фильтрования и обезвоживания масел (УСФОМ) Если резервуаров с подогревом и установок УСФОМ нет, го смешение масел можно осуществлять в водомаслогрейках, автомаслозаправщиках,
автоводомаслозаправщиках
Исходные продукты перед смешением нагревают до 60-80°С и смешение проводят при непрерывном подогреве масел при этой же температуре Перекачку высоковязких нефтепродуктов «на кольцо» продолжают до получения однородной смеси. Исправленные нефтепродукты не подлежат длительному хранению.
В настоящее время большое внимание уделяется качеству нефти, т.к. нефтеперерабатывающие заводы строят свою технологию в зависимости от определенного сорта нефти и в дальнейшем требуют поставок только этого copra Аналогичная проблема возникает и при продаже нефти на экспорт От одного или группы нефтепроводов питаются, как правило, несколько нефтеперерабатывающих заводов, которым требуется нефть Разных сортов Поэтому в состав нефтепроводов включают базы смешения нефтей, на которых подготавливают для каждого потребителя требуемый сорт путем смешения разных нефтей
291
Существует четыре основных метода смешения фракций нефти: Ыро*
• Периодическое смешивание включает последовательную перекал продуктов из сливных резервуаров к резервуарам для смешивания компоненты смешиваются и проверяются на соответствие требуем^8 качества;
Полунепрерывное смешивание использует одновременную перекачу компонентов из сливных резервуаров. Для получения требуемого качества применяется регулирование скорости (объемов) потока с помощью дросселирующих заслонок;
• Непрерывное смешивание подобно полунепрерывному за исключением того, что присадки добавляются в трубопровод посредством пропорционального регулирования расхода;
• Параллельное смешивание является самым современным и точным процессом, когда производится одновременная перекачка компонента из резервуаров с непрерывным добавлением составляющих при точных и автоматически регулируемых условиях. Преимуществом
параллельного метода смешивания являются экономия на резервуарах для хранения, высокое качество полученного продукта. Дополнительные преимущества дают эффективное использование ручного труда, планирование, уменьшение потерь от испарения и повышение безопасности, возможное применение ЭВМ.
Существует несколько методов технологического процесса:
S резервуарное смешивание конечных продуктов с использованием исходных компонентов из резервуаров для хранения;
S сливное смешивание продуктов непосредственно из трубопроводов;
J комбинированное смешивание.
Телеуправление с помощью ЭВМ широко применяется многими зарубежными фирмами. ЭВМ рассчитывает оптимальные соотношения, пускает в действие смеситель, контролирует и оптимизирует смесь с помощью непрерывных анализаторов. Эта система не требует добавочных аналоговых блоков и не перегружает ЭВМ большим количеством данных для просмотра. Но в то же время система позволяет ЭВМ оптимизировать несколько исходных компонентов для удовлетворения спецификации смеси. Этот подход находит все большее распространение на крупнейших предприятиях Северной Америки и Европы.
5.5. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
В системе нефтеперерабатывающий завод-нефтебаза за качество нефтепродуктов отвечает поставщик. Однако отдельные нефтебазы и все автозаправочные станции (АЗС) не имеют лабораторий, не проверяют
292
тво принимаемых и отпускаемых нефтепродуктов на соответствие их кованиям стандартов и технических условий. Следовательно, в систему Тр1°гебаза - АЗС - нефтесклад предприятия и организации могут поступать не^ епродукты с отступлением от показателей качества стандартов.
H6tP Для обеспечения надежной и долговечной работы техники сводится регулярная проверка качества нефтепродуктов, которая ПРл10чает следующее: определение соответствия физико-химических свойств нефтепродукта требованиям действующих стандартов и технических условий, установление сорта, исключение применения некондиционных продуктов, предупреждение ухудшения свойств при транспортировании, хранении и применении, своевременное исправление качества, обоснование применения определенных марок продуктов и сроков проведения технического обслуживания техники, предъявление претензий нефтебазам поставщика и нефтеперерабатывающей промышленности на поставку продукции, не соответствующей стандартам или техническим условиям.
Контрольные анализы и испытания нефтепродуктов серийного и
массового производства установлены трех видов: приемно-сдаточные, периодические контрольные и проверочные испытания (полный и арбитражный). Порядок испытаний (анализов) в ходе непрерывного процесса производства указан в технологических регламентах и при необходимости в нормативно-технической документации. Объем приемносдаточных и периодических испытаний регламентирован в стандартах и технических условиях на конкретные виды и марки нефтепродуктов, а также в ведомственных инструкциях.
Контроль качества выпускаемых горюче-смазочных материалов осуществляют службы технического контроля и заводские лаборатории предприятия-изготовителя в порядке, установленном руководством предприятия в соответствии с утвержденной технической документацией. Результаты приемно-сдаточной проверки отражаются в товаросопроводительной документации - паспорте, где указывают правила приема и фактические результаты испытаний (анализов). Периодическим контрольным испытаниям и проверкам подвергают продукцию, выдержавшую приемно-сдаточные испытания.
Контрольные испытания и проверки проводят с учетом требований потребителей и после слива нефтепродуктов в резервуары, в процессе хранения. Цель анализа: по некоторым наиболее характерным показателям качества определить, что при сливе и перекачках нефтепродукт не смешан с другими сортами, а при хранении - установить начало изменения качества нефтепродукта. Полный анализ проводят перед длительным хранением, после восстановления качества, периодически в процессе хранения, в особых случаях при приеме (см. ниже), а также тогда, когда необходимо установить действительное качество нефтепродукта. Контрольный и полный анализы позволяют также установить начало
293
ухудшения качества нефтепродуктов при хранении и наметить своевременного их освежения. Арбитражный анализ проводят с iIP Ки установления истины при возникновении разногласии в оценке качес нефтепродуктов лабораториями разных организаций, нефтебаз и 3 лабораториями отправителя или получателя. При арбитражном аналц.^ либо проводят полный анализ, либо определяют показатели, по который возникли разногласия.
Основным документом, удостоверяющим качество нефтепродукта при его получении, является паспорт, который обязана выдавать нефтебаза по требованию потребителей. Паспорт качества позволяет контролировав состояние хранимых нефтепродуктов и успешно решать споры с заводами-изготовителями техники при отклонении ими рекламаций на неисправную работу машин. Контроль качества заключается в отборе проб, их
визуального осмотра и анализа, а также в изучении паспортов качества на полученные нефтепродукты. Основное внимание при этом уделяют объектам, которые могут быть источником ухудшения качества нефтепродукта. Так, при приеме горюче-смазочных материалов проверяют: техническое состояние цистерн (железнодорожных, автомобильных); исправность крышек, колпаков и люков с уложенными в них прокладками, обеспечивающими герметичность; показатели качества (по паспорту) прибывших нефтепродуктов, которые сравнивают с требованиями стандарта на получаемый сорт; наличие и исправность пломб; соответствие номера цистерны номеру, указанному в накладной; порядок отбора проб для визуального или лабораторного контроля качества нефтепродуктов; качество зачистки резервуаров или подготовку
или подготовку их к приему поступившего продукта.
При отпуске и применении нефтепродуктов соблюдают следующий порядок: в первую очередь реализуют горюче-смазочные материалы первого поступления; проверяют визуально содержание механических примесей и воды, чистоту тары, горловины бака и наличие паспорта качества; принимают меры по предотвращению попадания в нефтепродукты пыли, грязи и воды.
Основные задачи контроля: установление поставщиков нефтепродуктов и достаточность их ассортимента, фактического качества, соответствие показателей действующей нормативно-технической документации на производство, выявление причин снижения качества, выдача рекомендаций по их устранению и проверка их выполнения, пропаганда и внедрение новых сортов горюче-смазочных материалов, оборудования и средств по их транспортированию и хранению.
При выявлении некондиционных сортов нефтепродуктов принимается решение о путях и методах восстановления их качества с оформлением соответствующего акта.
294
глава 6 . КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ УЧЕТ НА ОБЪЕКТАХ ^анения НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
6 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ КОЛИЧЕСТВЕННОГО УЧЕТА НА ОБЪЕКТАХ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И нефтепродуктов
При автоматизации процессов управления на объектах хранения нефти и нефтепродуктов основные информационные, задачи сводятся к количественному учету нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах. При этом необходимо рассматривать две основные категории возникающих информационных задач'.
» товарно-учетные, требующие измерения с высокой точностью (погрешность в пределах десятых долей процента) при относительно небольшом быстродействии;
• оперативно-контрольные, требующие сравнительно
быстродействующих измерительных систем, обеспечивающих относительно невысокую точность (погрешность в пределах нескольких процентов).
Первая задача связана с учетом, распределением и планированием, вторая - с оперативным управлением процессами налива и слива нефти и нефтепродуктов.
Товарно-учетная информация необходима для получения объективной - коммерческой, бухгалтерской и учетной документации и может также использоваться для осуществления рациональных планов загрузки объектов хранения. Эту группу операций в дальнейшем будем называть коммерческим учетом (КУ). Информация, полученная в результате операций КУ, как правило, используется для управления технологическими объектами, для определения параметров продукта в резервуарах с последующей регистрацией, как результатов обработки, так и необходимых информационных параметров.
Контрольно-оперативная информация используется непосредственно после ее получения для выработки немедленно реализуемых управляющих воздействия. Оперативная информация (ОУ) позволяет получить все сведения о случайных возмущениях, влияющих на функционирование управляемого объекта. Эта информация, в свою очередь, делится на производственно-технологическую, используемую для управления производственными процессами и замыкающуюся в системах управления технологическими агрегатами, и оперативнопроизводственную, используемую для оперативного управления Участками. Она включает в себя сведения о продукции и
295
производственных процессах, данных планов-графиков и учетно-отч документации.
Основу оперативной информации составляет первич информация, являющаяся совокупностью параметров продукцииНая процессов, необходимых для оперативного управления. Причем сведени и продукции включают в себя все необходимые данные о качественной ° количественной характеристиках всех видов продукции на данном ** смежном участках. Информация о процессах, в свою очередь, содержи** все требования для оценки ситуации на участках, данные о ходе технологического процесса, а учетная информация является совокупностью данных, характеризующих работу участка за определенный период времени (смена, сутки и т.д.) отражающий результаты оперативного управления участком.
Информация ОУ требует высокого быстродействия съема и обработки при невысоких требованиях к ее точности и достоверности Информация КУ, наоборот, должна быть точной и достоверной, скорость измерения, сбора и передачи данных не имеет существенного значения.
Для удовлетворения всех требований на объектах хранения по количественному учету целесообразно создание
информационно-измерительных систем двух модификаций - доя коммерческого (ИИСКУ) и оперативного (ИИСОУ) учетов.
Решение указанных задач требует не только применения информационно-измерительных систем (ИИС), но также средств вычислительной техники (универсальные или специализированные ЭВМ), обеспечивающих необходимую обработку поступающей информации.
Требования к структуре и техническим характеристикам ИИС количественного учета определяются также следующими особенностями объектов хранения:
J рассредоточенность контролируемых объектов;
J многообразие технологической структуры объектов;
различные требования ко времени измерения и длительности переработки и хранения информации при решении различных задач
управления;
S высокие требования пожаро- и взрывозащищенности к первичной измерительно-информационной аппаратуре.
При создании ИИС необходимо также учитывать вопросы унификации аппаратуры.
Важной задачей при эксплуатации резервуарных хозяйств является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения.
Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары.
296
По отраслям нефтяной промышленности количественные 03вратные потери распределяются следующим образом'.
^/потери на нефтепромыслах - 4,0%;
/ на нефтеперерабатывающих заводах - 3,5%
/ при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах - 2,0%.
/Всего 9,5%.
Рее потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:
t количественные потери;
« качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта (потери от испарения);
• качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, (потери при смешении).
В резервуарных парках потери от испарения составляют до 75% всех потерь; общие потери легких фракций от испарения из резервуаров НПЗ распределяются следующим образом;
/ от «больших дыханий» - 80,2%;
/ от вентиляции газового пространства - 19,05%
/ от «малых дыханий» - 0,8%.
Для учета количества нефти и нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировке применяются следующие методы:
• объёмный, когда количество учитывается в объемных единицах (применяется в основном при отпуске с АЗС и при розничной реализации);
• весовой, когда количество определяется непосредственным взвешиванием на весах, (то применяется при измерениях относительно малых количеств продукта и в основном при отпуске в авто и железнодорожные цистерны);
• объемно-весовой, когда определение количества ведется в единицах массы по объему и плотности при фактической температуре (этот метод широко применяется при измерениях сравнительно больших количеств нефти и нефтепродуктов).
6.2. МЕТОДЫ КОЛИЧЕСТВЕННОГО УЧЕТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
6.2.1. Основные способы измерения больших масс нефтепродуктов и нефти
Принципы построения ИИС количественного учета во многом зависят от принятого способа измерения количества жидкого продукта в
297
емкостях. Поэтому в этой главе приведено описание основных измерения больших масс жидкого продукта для выбора приемлемого из них (см. табл. 6.1)
СПОсоб0в на«б0^е
В перспективе могут найти применение для измерения болы количеств жидких продуктов в резервуарах приборы, основанные Х использовании резонансного метода, разработанного под руководствНа академика Б.Н. Петрова и др. (см. табл. 6.1).
Таблица 6 ]
Способы измерения количества нефтепродуктов
Методы количественного учета нефтепродуктов в емкостях
Универсальные Акустические Тепловые Электрические Оптические
Тензометрический Г равиметрический Объемно весовой Пьезометрический Локационный Диссалативный (погл) Резонансный Дилатометрический Терморезисторный Термо-ЭДС Кондуктометрический Индуктивный Емкостной Радиоволновый Преломляла Поглощенм Отражения
6.2.1.1. Тензометрический способ
Тензометрический способ предполагает непосредственное определение усилий на стенки или днища резервуара от действия массы нефтепродукта. Первичными элементами устройства являются электрические датчики (тензометрическиё, индуктивные, магнитоупругие и др.). Деформация упругого тела датчика измеряется с помощью, например, прикрепленных к нему проволочных тензометров-преобразователей, представляющих собой плоскую или иную намотку проводов, обладающих тензоэффектом, т.е. способностью изменять свое сопротивление под воздействием механической информации. Такие приборы используют для определения количества жидкости в небольших резервуарах как в нашей стране, так и за рубежом .
Достоинством тензометрического способа определения количества жидкости является его простота.
Основные недостатки этого способа следующие:
J невысокая точность тензометров;
J сложность равномерного распределения нагрузки между отдельными упругими элементами;
J сложность тарировки и периодической поверки;
J невозможность установки упругих элементов на действующих больших резервуарах и трудность установки на малых;
J взвешивание всего содержимого резервуара без разделения на воду, осадки и полезный продукт.
298
Основные причины погрешностей для тензометрического а^щивания
в3 нелинейность упругих элементов (0,2-0,05%);
* гистерезис (0,01-0,05%);
* температурная нестабильность нуля (0,001%);
* разброс показаний (0,01%);
, погрешность градуировки (0,02%);
• влияние ускорения силы тяжести (0.05-0,1%);
, влияние аэростатических сил (0,1%).
Кроме этого, на погрешность измерений тензометрическим методом существенное влияние оказывает.
• временная нестабильность самих тензодатчиков;
• неравномерное распределение нагрузки между отдельными массдозами;
• сложность тарировки и периодической поверки;
• невозможность установки масс-доз на действующих больших резервуарах и трудность установки на малых;
• взвешивание всего содержимого резервуара без разделения на воду, осадки и полезный продукт.
6.2.1.2. Объемно-весовой способ
Наиболее распространенным способом определения количества жидкости в резервуарах в настоящее время является объемно-весовой (ОВ-способ).
При построении системы коммерческого учета нефтепродуктов на основе ОВ-способа необходим комплекс приборов измерения уровня средней температуры и средства для отбора пробы.
В устройствах для измерения уровня чаще всего встречаются приборы, использующие натяжение троса поплавком или буйком. Общим основным недостатком таких приборов является то, что они требуют корректировки показаний по плотности жидкости, т.к. ее изменение всегда приводит к изменению погружения поплавка, что вызывает увеличение абсолютной погрешности измерения уровня.
Находят также применение (в основном в зарубежной практике) уровнемеры радиационные, ёмкостные, фотоэлектрические, радиоволновые и др. Так, во Франции используют уровнемеры с радиоактивными методами измерения, обеспечивающие простоту, высокую чувствительность и надежность в работе. Для товарно-расчетных операций в лаборатории «DAFINNA DUBROLIH HERPIK» (Гренобль, Франция) разработан уровнемер, действующий по пьезометрическому принципу. В нижних и верхних камерах резервуара расположены трубки, по которым пропускается сжатый воздух. Другие концы трубок выведены наружу и соединяются с дифманометром. Давление столба жидкости в резервуаре уравновешивается столбом ртути и в дифманометре.
299
Анализ уровнемеров показывает, что прибора автоматичесх измерения уровня системы коммерческого учета, имеющие погрещн Г° измерения уровня не более ± 5 мм, содержат в своей конструкции точн^ механические движущие элементы. Эта особенность, как показывает on 16 эксплуатации уровнемеров, снижает надежность их работы и временную стабильность показаний.
Разработанные различными организациями у нас в стране зарубежными фирмами устройства для отбора проб и непосредственного измерения средней температуры продукта в резервуарах имеют, как правило, одинаковый принцип действия и различаются лишь конструктивно.
Во ВНИИКАНефтегаз на основе ОВ-способа измерения разработано устройство типа «Утро», предназначенное для товарно-расчетных операций в резервуарных парках В этих устройствах для измерения уровня применяют поплавковый указатель уровня которого основан на слежении поплавком резервуаре (рис. 6.1).
УДУ - 5М, принцип работы за уровнем
нефтепродукта в
резервуара 2 на
Поплавок 1, свободно плавающий внутри поверхности жидкости, перемещается с изменением уровня вдоль направляющих струн 3. С поплавком связана мерная лента 5, имеющая калиброванные отверстия. Другой конец мерной ленты подведен к местному прибору 4.
При уменьшении уровня поплавок опускается и под действием собственной массы при помощи ленты взводит пружинный двигатель в местном приборе. При наполнении резервуара поплавок всплывает и освобождает ленту, которая подтягивается пружинным двигателем. Лента в местном приборе своими отверстиями входит в зацепление со штифтами местного шкива б, длина окружности которого строго калибрована. По
300
оборотов и углу поворота мерного шкива судят о положении чиСЛдВКа. С валом мерного шкива связаны десятичный счетчик 7 и П°иставка для дистанционной передачи 8. Движение на вал таНционной приставки, передается от валика, показывающего прибора Дерез шестеренчатую передачу
4 Р Среднюю температуру в «Утро» ^противления (рис 6.2).
измеряют термометром
Рис. 6.2. Датчик температуры
Он представляет собой медную проволоку, уложенную в жгут и защищенную герметическим чехлом. Термометр укладывают вдоль металлической штанги, вращающейся вокруг шарнира внутри резервуара у его основания. Штанга по всей длине снабжена пенопластовыми поплавками 2. На свободный конец штанги насажан поплавок I, при помощи которого штанга с термометром, вращаясь вокруг шарнира, всегда полностью погружена в жидкость
Большую точность имеют уровнемеры, в которых поплавок только управляет работой следящего устройства.
Таким прибором является уровнемер СКБ АНН типа УЭД-3. Это уровнемер с тонущим поплавком (буйком), принцип действия которого основан на том. что буек, погруженный в жидкость, автоматически следит за изменением уровня. Подвижную систему прибора приводят первоначально в такое положение, при котором буёк наполовину погружен в жидкость. При повышении уровня следящая система через ряд колес и тросов подымает буек до прежнего положения. При понижении уровня происходит обратный процесс
Кинематическая схема устройства уровнемера УЭД-3, Устанавливаемого на резервуаре, приведена на рис. 6.3.
301
Рис. 6.3. Уровнемер типа УЭД-3
На оси 5 вилки б свободно вращается гладкий ролик 4, через который переброшена перфорированная лента 12, изготовленная из нержавеющей стали. Указанная лента переброшена также через ведущий ролик 3 с зубцами, входящими перфорацию ленты. На одном конце ленты висит буек 13, на другом - уравновешивающий груз 14. Продолжением вилки б служит стержень 8, жестко закрепленный в скобе 9. Герметизация достигается сильфоном 7. Пружина 10 уравновешивает усилие, действующее на левый конец стержня 8. Устройство 2 устанавливает такое натяжение пружины, что при погружении буйка наполовину в жидкость стержень 8 занимает горизонтальное положение. При этом контактная планка на конце стержня устанавливается также в среднем положении (контакты не замкнуты).
При повышении уровня замыкается нижний контакт, Кн включается цепь реверсивного двигателя 1 и отключается тормозное устройство 2. Через систему зубчатых колес и первичную передачу приводится во вращение ведущий ролик 3 для установления буйка в нормальное положение (наполовину погружённый в жидкость). При этом контакт размыкается, двигатель останавливается, электромагнит тормозного устройства 2 обесточивается, что обеспечивает включение тормоза и быструю остановку двигателя, а также исключает возможность включения верхнего контакта в результате инерционного выбега. При понижении уровня жидкости в резервуаре включается верхний контакт Кв и реверсивный двигатель вращается в противоположную сторону, система вновь приходит в равновесие. Таким образом, буек непрерывно следит за изменением уровня жидкости в резервуаре.
302
уровень жидкости отмечается непосредственно у резервуара пехзначным отчетным устройством 15 с точностью до 1 мм, и отсчет чеТ лается на расстояние устройством дистанционной передачи 16.
В Венгрии разработана автоматическая цифровая система КОР-л Я для высокоточного измерения количества жидкости в резервуарах, пользуюшая ОВ-способ. Система КОР-ВОЛ служит для автоматического определения объема или массы жидкости, хранимой в зервуарах большой вместимости, сбора и обработки данных измерений.
" Вычисление массы жидкости по уровню, средней температуре и
плотности продукта с учетом калибровки резервуара достаточно трудоёмко. Поэтому при использовании ОВ-способа для автоматизации товарно-учетных операций в систему включают сложные специализированные вычислительные устройства или универсальные вычислительные машины. Приведенную к 20°С плотность продукта в
таких системах вводят вручную.
Основные недостатки устройств измерения массы нефтепродуктов, использующих ОВ-способ, следующие:
/ сложность первичных измерительных приборов, устанавливаемых на
резервуарах;
/ трудность периодической метрологической поверки первичных измерительных приборов, устанавливаемых на резервуарах;
/ сложность алгоритма обработки первичной измерительной информации;
/ высокая стоимость системы, вызванная необходимостью установки первичных измерительных приборов в каждом из контролируемых резервуаров, а также применением сложных специализированных вычислительных устройств или ЭВМ для реализации алгоритма обработки; трудность полной автоматизации товарно-учетных операций.
6.2.1.З. Гравиметрический способ
Практическое использование гравиметрического способа взвешивания стало возможным с появлением приборов, позволяющих измерять ускорения свободного падения с достаточной точностью. Этот способ основан на измерении изменения ускорения свободного падения (или сил тяжести) в резервуаре в зависимости от массы продукта в нем. Ускорение свободного падения измеряют гравиметрами, которые в основном делятся на два класса - статические гравиметры и гравитационные вариометры.
303
Общим свойством статических гравиметров является то, что сила тяжести сравнивается с другой, постоянной во времени (упругая сила деформации).
8 Нцх силой
Чувствительный элемент системы гравиметра маятник, удерживаемый в равновесии упругой силой главной пружину нитей подвеса. Для увеличения момента масс на маятник цилиндрическая платиновая навеска.
представляет
собой
-> и Надета
Принцип действия следующий: при изменении ускорени свободного падения маятник отклоняется от первоначального положена равновесия до тех пор, пока силы, вызванные деформацией главной пружиня и нитей подвеса, не уравновесят изменения силы тяжести Мерой удлинения пружины является угол поворота микрометрического винта который измеряется специальным счетчиком-редуктором.
Представляет интерес применение гравиметров дщ непосредственного измерения массы жидкости. В одном из вариантов используют два гравиметра, расположенные в центральной трубе по оси резервуара. Гравиметры связаны между собой и с регистрирующим устройством кабелем, соединены они последовательно. Это обеспечивает наибольшую чувствительность, а при встречном и последовательном включении исключается влияние переливов. В другом варианте предлагают использовать эффект изменения силы тяжести в зависимости от массы продукта в резервуаре. В этом случае гравитационный вариометр располагается у стенки резервуара на половине его высоты. Относительная погрешность определения массы продукта в резервуаре при уровне 1,5 м современными гравиметрами составляет 1,65%, что неприемлемо для товарного учета. Следует отметить, что при дальнейшем снижении уровня погрешность определения массы еще более увеличивается. Кроме недостаточной точности существующие гравиметры имеют большой дрейф «нуля» и подвержены влиянию расположенных рядом переменных масс, приливов, вибраций и т.п. Все это также снижает реально достижимую точность измерений гравиметрическим способом..
Вследствие отмеченных недостатков применение гравиметрического способа для товарного измерения массы жидкости в резервуарах и
настоящее время является неоправданным.
6.2.1.4. Пьезометрический способ
Под пьезометрическим способом (П-способ) измерения количества жидкостей в емкостях следует понимать способ, заключающий в определении массы по гидростатическому давлению жидкости в резервуаре
304
g этом случае масса жидкости
М = ^Fcp(H),
(6.1)
где Р - гидростатическое давление в резервуаре; g - ускорение вободного падения; Fcp(H) - площадь среднего сечения резервуара при оОтветствуюшем давлении и уровне жидкости Н
Fcp(H) = ~\F(h)dh. н о
(6.2)
До настоящего времени пьезометрический способ не нашел широкого применения из-за относительной сложности измерения ^статического давления с достаточной точностью.
Общая относительная погрешность метода
8М ^(Fcp)2 +(8р)2 , (6.3)
где 8Fcp - погрешность калибровки резервуара (<SFq) =0,2%0; 8р-
погрешность измерения гидростатического давления, состоящая из погрешности преобразования гидростатического давления в давление воздуха и погрешности />7’„ измерения пневмодавления, т.е.
8Р = ^(8РН)2 +(8РН)2 . (6.4)
Абсолютная погрешность преобразования щелевых датчиков безрасходных пневмосистем определяется силами поверхностного натяжения в щели на границе «воздух-жидкость» в не превышает ±2 мм вод. ст.
Относительная погрешность манометра МП-2,5 П разряда в пределах давлений 0,14-2,5 кгс/см2 равна 0,05%, а общая погрешность определения массы при этом составляет
2
0,22 + (—-)2 +0,052 Рн
т.е. в наихудшем случае (Н =1 м и Рн = 0,7-103 кг/м3) погрешность определения массы продукта составляет 0,35%, что меньше максимально Допустимой при товарных измерениях.
305
6.3. СРЕДСТВА И МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
6.3.1. Объемно-массовый метод измерений
Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объем и плотности. Объем нефтепродукта находится из градуировочных таблиц по измеренному уровню в резервуарах, железнодорожных цистернах танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем
можно также измерять счетчиком жидкости.
6.3.1.1. Приборы и средства измерения
Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах транспортных средствах и технологических трубопроводах отградуированных в соответствии с требованиями нормативнотехнических документов
Резервуары стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами и понтонами. Вместимостью от 100 до 50000 м3 должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих изменений и дополнений). Резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 30 з
до 30000 м - по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные з
вместимостью от 5 до 100 м - по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).
Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».
Градуировочные таблицы береговых резервуаров на перевалочных водных и водно-железнодорожных нефтебазах при перевозке нефтепродуктов водным транспортом должны быть утверждены территориальными органами Госстандарта, а остальных резервуаров и технологических трубопроводов - территориальным (областным) управлением или госкомнефтепродуктом союзной республики.
После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.
После оснащения резервуара внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и заново утверждена в установленном порядке.
306
Градуировочные таблицы на трубопроводы должны сматриваться при изменении схемы трубопровода, протяженности или пеР »тпя отдельных его участков, но не реже 1 раза в 10 лет. Также не д е 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы резервуары железобетонные.
на к градуировочной таблице должны быть приложены:
акТ и протокол определения размеров резервуара;
/ акты измерений базовой высоты и неровностей днища (формы акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);
/ данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;
/таблица средних для значений вместимости дробных частей для
сантиметра каждого пояса резервуара.
В градуировочной таблице указывают величины, на которые
внесены поправки при ее расчете.
Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта, и иметь право на проведение таких работ.
На каждом резервуаре должна быть нанесена базовая высота (в местный трафарет) - расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка Базовая высота измеряется ежегодно.
Поправку на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для вновь введенных резервуаров и не реже 1 раза в 5 лет - эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методом, указанным в ГОСТ 8.380-80.
Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.
Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.
Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом-изготовителем и периодически проверяться органами Госстандарта согласно инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.
Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя Уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта.
Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.
До осуществления индивидуальной градуировки допускается Устанавливать вместимость по «Таблицам калибровки железнодорожных Цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип Цистерн
307
В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определ по градуировочным таблицам, составленным на каждый су,,1И высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантим*^ вычисляется расчетным путем.
1ЯегСя Ca,"Wer’
-1етра
Определение количества нефтепродуктов при приеме и нали нефтеналивных судов должно производиться по измерениям ИИ резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов В двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судОвД° использованием их градуировочных таблиц (при протяженное С береговых трубопроводов более двух километров).
Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Средства измерений
Средства измерений Стандарт Пределы измерений Погрешность
Рулетки с грузом 2-го или 3-го класса точности ГОСТ 7502-80 04-10 м, 04-20 м Согласно п.1 .ГТ ~~ ГОСТ 7502-80 для 2-го и 3-го класса точности
Метроштоки типа МШР и составные типа МШС ГОСТ 18987-73 04-2200 мм По всей длине ± 2 мм; от начала до середины шкалы ±1 мм
Уровнемеры ГОСТ 15983-81 04-14 м, 04-20 м Согласно ГОСТ 15983-81 ± 4 мм
При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.
Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.
Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.
Плотность в отобранных пробах определяется ареометрам11 стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими
308
юность измерений ± 5 кг/м3, или гидростатическими весами л°гРе ы стеклянные для ареометров должны соответствовать этому ЫиЛ оту В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться сТаН этическими измерителями плотности, допущенными к применению аВТ° андартом и обеспечивающими погрешность измерения „е более ±0,1%
н Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами тными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группы 4Б № 1 и №2
Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно помошью термометров сопротивления Погрешность средств измерения температуры не должна превышать ±0,5°С
3.1.2. Проведение измерений
Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерить линейкой, с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показании на пульт в операторную При этом показания необходимо считывать с точностью до 1 мм и место касания груза о стенки резервуара должно быть горизонтальным и жестким При измерении в зональных резервуарах нижний конец метроштока или груза ленты должен попадать на нижнюю образующую резервуара Стабильность при отсчете контролируется базовой высотой В случае изменении лентой высоты необходимо выяснить, причину этого изменения
Уровень нефтепродукта необходимо измерять, применяя измерительную ленту, с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о стенки резервуара Лента рулетки должна находиться все время в намотанном состоянии, а метрошток - в строго вертикальном положении. Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии волн
Показания рулетки или метроштока отсчитываются от 0,1 мм до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки
Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить
Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо
При измерении уровня подтоварной воды водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2-3 мин полностью растворяется и резко выделяется грань между слоями воды и нефтепродукта
Отсчет уровня подтоварной воды необходимо проводить с точностью до 1 мм Размытая грань свидетельствует об отсутствии резкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя
309
Если грань обозначается на ленте или пасте с противопол0л. сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измер?*4* должны быть повторены. Ия
При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуа необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле
= (6.5)
где п - уклон оси резервуара; Л- расстояние от точки измере(1Ия уровня до середины резервуара, мм; знак (-) - если уклон в сторону люКа знак (+) - если уклон от люка. ’
Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.
Пример: В резервуаре V= 75 м3 расстояние от измерительного люка до середины резервуара X = 3870 мм Уклон резервуара в сторону измерительного люка 1:200, откуда п =0,005.
Измерены уровни: воды h = 35 мм;
нефтепродукта и воды h общий = 3200 мм.
Поправка на уклон А/г= п- "К= -3870 • 0,005 = - 19 мм.
Исправленный уровень:
воды hue =35 -19 = 16 мм;
нефтепродукта и воды общий /г“ = 3200 - 19 = 3181 мм.
Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.
В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне соответствующем номинальной вместимости или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.
Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-85. В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по Р 50194-92 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.
Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.
При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности продукта из резервуаров следует отбирать через каждые два часа.
310
вынимая его из
как среднее в соотношении,
(6.6)
Температура нефтепродуктов определяется в течение 14-3 минут извлечения каждой точечной пробы или в средней пробе, 110 (гоанным сниженным пробоотборником. Термометр необходимо °Т°пужать в нефтепродукты на глубину, указанную в техническом П°спорте на данный термометр, и выдерживать в пробе 14-3 минуты до паиНятия столбиком ртути постоянного положения.
Температуру отсчитывают по термометру, не нефтепродукта.
Температура нефтепродукта вычисляется арифметическое температур точечных проб, взятых
принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-85.
Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:3:1.
В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется te + 3?r+L ср 5
где 1в- температура точечной пробы верхнего слоя, °C; 1с -температура точечной пробы среднего слоя, °C; - температура точечной
пробы нижнего слоя, °C.
При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температуры в пробах не измеряются.
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3-х уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1.
Средняя температура вычисляется
_^ + 6С +t„ КР -
Объединенная проба из
(6.7)
8
горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле
t 3t‘+t> ср 4
Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории на месте отбора проб по ГОСТ 3900-47. При определении плотности на месте отбора проб площадка для проведения измерений
(6.8)
311
должна быть ровной горизонтальной, защищенной от ветра, солнечной радиации кожухом или другими устройствами.
ОСаДКоЕ>
Процесс измерения нефтепродуктов объемно-массовым мето может быть автоматизирован путем применения в резервуарах изм М тельных установок, а при наливе транспортных средств - автоматичес систем налива с использованием счетчиков, автоматических плотномеров объединенных в систему измерения массы нефтепродукта. ’
Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах понтонами ила плававшими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для зТого необходимо знать, на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.
При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала
и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, т.к. это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.
При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с
понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.
При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить
• если до начала измерения покрытие находилось в плавающем состоянии, а по окончании - на опорных стойках (или наоборот), то поправка на покрытие вносится на тот момент, когда оно находится в плавающем состоянии;
• если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.
6.3.1.3. Обработка результатов измерений
Масса нефтепродуктов Мпр определяется по разнице масс в начале и конце товарной операции (соответственно Mj и М2) по формуле
(6.9)
где V) и V2 - объем нефтепродукта при температуре измерения уровня в начале и конце товарной операции, определенный по градуировочной таблице в соответствии с результатом измерения уровня продукта в емкости, м3; ptcp - средняя плотность нефтепродукта при температуре измерения уровня, кг/м3.
Объем нефтепродукта определяется вычитанием объема подтоварной воды из общего объема. Содержание воды в нефтепродукте
312
доцентах) определяется по ГОСТ 2477-65 и масса ее вычитается из ?ассы нефтепродукта.
Для нефти, кроме наличия воды, определяется, содержание „истых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических Смесей ГОСТ 6370-83.
к Масса воды, солей и механических примесей вычитается из масс нефтепродуктов.
6 3 2- Массовый метод измерений
Этим методом измеряется масса ^нефтепродукта в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах
6.3.2.1- Средства измерения
Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.
Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.
Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.
6.3.2.2. Проведение взвешивания
Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать грузоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Рчах или менее Ртт, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.
Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.
Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов. Отсчеты на школьных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.
Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.
313
Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах определяться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом слагаемое из одиночных цистерн. ’ Как
В одиночных цистернах масса нефтепродуктов определяется разность измеренных масс груженой и порожней цистерны. Как
Взвешивание груженых цистерн без расцепки производится соответствии с ГОСТ 8.424-81. в
Масса нефтепродукта определяется как разность между суммоизмеренных масс груженных цистерн и суммой масс порожних цистеп указанных на трафаретах. ’
Масса нефтепродукта груженого состава на ходу определяется как разность между суммой измеренных масс всех цистерн в составе и суммой масс этих цистерн, указанных на трафаретах или определенных взвешиванием тары.
Допустимая погрешность весов, число цистерн в составе и масса нефтепродукта в каждой цистерне приведены в табл. 6.3.
Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет ±0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).
Таблица 6.3 Погрешности взвешивания
Допускаемая погрешность весов при взвешивании состава в целом, % Число цистерн в составе Масса Мн в каждой цистерне, т.
±0,2 12 68
24 51
±0,35 12 81
24 61
Значение результата измерений округляется до того же разряда, что и значение абсолютной погрешности.
Например, если абсолютная погрешность составляет zl, =±0,2 т, то результат округляется до десятых долей тонны, если А, = ±8 т, то результат округляется до целых значений тонн и т.д.
6.3.3. Объемный метод измерений
Объемный метод является частью объемно-массового метода, т к измеряется только объем нефтепродукта
Объемный метод применяется на АЗС для учета нефтепродуктов.
314
3 3 1. Средства измерений
Для измерений объема используют топливораздаточные колонки по ГОСТ 9018-89, маслораздаточные колонки по ГОСТ 11537-81 и ^портные, параметры которых соответствуют требованиям этих стандартов.
Колонки должна поверяться по МИ 1864-88 и ГОСТ 8.220-76.
6 3 3.2. Проведение измерений
Объём нефтепродукта при заправке транспорта измеряется при дистанционном и местном управлении колонками.
Для дистанционного управления применяются пульты, которые могут управлять как одной колонкой, так и группой колонок. Объём нефтепродукта, отпущенный колонкой, фиксируется указателем суммарного счетчика.
Точность работы топливо заправочных колонок должна проверяться ежедневно при сдаче смен образцовыми мерниками второго разряда и фиксироваться в сменных отчетах.
Если погрешность колонки выходит за пределы, указанные в
стандарте, то эксплуатировать такую колонку запрещается.
Погрешность колонки фиксируется в относительных единицах (процентах) со знаком (-), если колонка передает продукт, и знаком (+), если продукт колонка недоедает.
Лица, имеющие право на опломбирование колонок, назначаются приказом территориального (областного) управления или госкомнефтепродукта союзной республики, их назначение согласовывается с территориальным органом Госстандарта. После окончания ремонта и пломбирования топливораздаточной колонки вызывается государственный поверитель, о чем в журнале учета ремонта оборудования делается соответствующая запись.
6.3.4. Гидростатический (пьезометрический) метод измерения
Масса нефтепродукта по этому методу определяется как произведение разности давлений столба продукта (в начале и конце товарной операции) и средней площади сечения части резервуара, из которой отпущен продукт, деленных на ускорение силы тяжести по формуле
М = , (6ДО)
g
где S - среднее сечение части резервуара, из которого отпущен
□ V -V ,
продукт, м2. Scp = 77—~~, (6-1 i)
315
где i и (/ +7) - индексы, соответствующие началу и товарной операции; Р - давление высоты столба продукта, ПаК°Н^ ускорение свободного падения, м/с , V - объем продукта, м3; Н _ v ’ 5 " наполнения емкости, м. ь
6.З.4.1. Средства измерений
Для определения массы нефтепродукта в резервуарах типа PgQ должны применяться средства измерений и устройства, обеспечивающие погрешность измерения массы не более ±0,5%.
-4 2
Вязкость нефтепродуктов не должна превышать 10 м /с (100 сСт) На резервуары должны быть составлены калибровочные таблицу по МИ 1823-87.
6.3.4.2. Проведение измерений и обработка результатов
Порядок измерения массы нефтепродукта должен соответствовать изложенному в технических описаниях устройству, применяемому при этом методе измерения. Основные способы количестве иного измерения нефтепродуктов на нефтебазе представлены в табл. 6.4.
6.3.5. Измерение вместимости резервуара для составления калибровочных таблиц
Для определения массы находящегося в резервуаре нефтепродукта необходимо замерить его уровень, подсчитать объем и умножить на плотность при температуре замера.
Таблица 6.4
Способы количественного измерения нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении
Операция Способ измерения и учета Измеряемые величины Измерительные приборы и меры
1 2 3 4
Приём
из железнодорожных цистерн замер в ж д цистернах по калибровочным таблицам высота взлива топлива в жд цистерне, Плотность, Тем пература Метрошток или таврорейка, нефтеденсиметр, Термометр
замер в резервуарах нефтесклада по калибровочным таблицам высота взлива топлива в резервуаре, плотность, температура рулетка стальная или метрошток, нефтеденсиметр, Термометр
316
Продолжение таблицы 6.4
' г 2 3 4
в транспортных автоцистернах и механизированных заправочных агрегатах по калибровке полной вместимости автоцистерн и механизированных заправочных агрегатов объем полной вместимости, плотность, температура нефтеденсиметр, термометр
взвешивание масса Весы автомобильные, гири
пропуск через счетчики объем по показаниям счетчика, плотность, температура счетчики, нефтеденсиметр, Термометр
в бочках и другой мелкой таре взвешивание масса Весы сотенные, Гири
Хранение
в резервуарах Замер в резервуарах по калибровочным таблицам Высота взлива в резервуаре, Плотность, Температура Рулетка стальная или метршток, Нефтеденсиметр, Термометр
в мелкой таре Взвешивание Масса Весы сотенные
в баках машин Замер объема топлива в баке Объем по показаниям мерной линейки, Плотность Гири Линейка мерная Нефтеденсиметр Термометр
Отпуск
в транспортные автоцистерны и механизирован-ные заправочные агрегаты По калибровке полной вместимости автоцистерн и механизированных заправочных агрегатов Объем по полной вместимости Плотность Температура Нефтеденсиметр Термометр
Пропуск через счетчики Объем по показаниям счетчика, Плотность Счетчики Нефтеденсиметр, Термометр
317
Продолжение т;
1 2 3 4
в бочки, бидоны и другую мелкую тару Пропуск через счетчики, Взвешивание Температура, Масса Термометр, це сотенные, Гири
Заправка машин ~~ -
Тошпшом Замер высоты уровня в баке до и после заправки Объем по показаниям мерной линейки, Плотность Линейка мерная Нефтеденсиметр
Пропуск через топливораздаточные колонки и механизированные заправочные агрегаты Объем по показаниям счетчика, Плотность Линейка мерная, Нефтеденсиметр
масл ом Пропуск через счетчики маслораздаточных колонок, Взвешивание Объем по показаниям счетчика Масса Счетчик для масла Нефтеденсиметр Весы сотенные Гири
Замер мерной кружкой Объем по плотной вместимости мерной кружки, Плотность Весы циферблатные Гири, Кружка мерная Нефтеденсиметр
Отпуск консистентной смазки для заправка Взвешивание Заправка разовой тубой Масса Масса в тубе по этикетке Весы циферблатные, Гири
Для определения объема находящегося в резервуаре нефтепродукта каждый резервуар (для приема, хранения и отпуска нефтепродукта) независимо от формы и вместимости должен иметь посантиметровую калибровочную (замерную) таблицу, позволяющую быстро и точно определять количество нефтепродукта в резервуаре по высоте налива. Для составления калибровочных таблиц существует несколько методов измерения их вместимости.
6.З.5.1. Методы измерений
В соответствии с ГОСТ 8.380-80 «ГСИ Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100+50.000 м Методика
318
^логической аттестации» измерение вместимости производится '*е етрическим или объемным методом. Допускается комбинация ге”одОв. Выбор метода измерений зависит от вместимости, класса мечНОсти, специфики конструкции резервуара, удобства проведения т0 еоений, наличия средств измерении и экономической Целесообразности.
Объемный метод может быть применен для измерений вместимости „ерВуаров до 5000 м3 (исходя из возможностей установки для Р ядуировки объемным методом), «мертвой» полости, а также участка езервуара до всплытия плавающего покрытия.
F Геометрический метод заключается в определении вместимости
резервуара путем измерения его геометрических размеров и проведения расчетов с целью получения градуировочной характеристики, т.е. зависимости объема жидкости от уровня заполнения резервуара.
Объемный метод заключается в непосредственном измерении объема жидкости, залитой в резервуар, и ее уровня с целью получения градуировочной характеристики резервуара.
Объемный метод осуществляется при помощи мерной посуды -калибровку проводят, наливая в резервуар или, сливая из него отмеренные объемы воды или другой жидкости; либо при помощи объемных счетчиков - калибровку проводят, пропуская жидкость через бензомер или водомер при наливе в резервуар или сливе из него.
Геометрический (расчетный) метод наиболее доступен и технически осуществим, поэтому калибровочные таблицы на резервуары, как правило, составляют расчетным способом.
Замерная таблица, представляющая собой документ, предназначена для учета нефтепродуктов.
При обмере определяют следующие геометрические величины, необходимые для составления калибровочных таблиц:
• вертикальные цилиндрические резервуары - длина окружности резервуара по второму поясу, высота каждого пояса изнутри резервуара, толщина листов стали каждого пояса резервуара;
• горизонтальные цилиндрические резервуары - длина окружности (наружная), длина обечаек резервуара, стрела выпуклости днища (для резервуаров со сферическими днищами), толщина листов стали обечаек и днищ резервуаров.
Все резервуары с точностью до 1 мм обмеряются стальной рулеткой, имеющее доверительное государственное клеймо. Длина ленты рулетки 20 м, допускаемая погрешность шкалы при температуре 20°С и нагрузке 50 Н с ±5 мм, сечение ленты 6 х 0,15 мм, масса 0,25 кг.
При обмерах лента рулетки должна быть достаточно натянута (до 50 Н) пружинными весами или роликом с грузом. Лента рулетки не должна иметь перекрученных мест и отклонений от той плоскости, в которой производится измерение.
319
Каждый элемент нужно измерять несколько раз. Получ одинаковых результатов подтверждает правильность измерения. Ие
6.3.5.2. Нормы точности измерений
Погрешности измерений параметров стальных вертикальн цилиндрических резервуаров (далее - резервуаров) не должны превышав норм (при геометрическом методе - в табл. 6.5, и при объемном мето по табл. 6.6). Яе
Нормы точности
Таблица 6.5
Измеряемый параметр Предел допускаемой меряемого параметра погрешности измеряемого параметра резервуара
для резервуаров вместимостью 100-?4000 м3 для резервуаров вместимостью 50004-50000 м3
Длина окружности первого пояса ±0,022% ± 0,022%
Высота поясов ±0,1% ±0,2%
Радиальные отклонения образующих резервуара от вертикали ± 1 мм ± 1 мм
Толщины стенок (включая слой покраски) ± 0,5 мм ± 1 мм
Объемы внутренних деталей ± (0,005 4-0,025) м3 ± (0,025 4- 0,25) м3
Таблица 6.6
Нормы точности
Измеряемый параметр Предел допускаемой погрешности измеряемого параметра резервуара вместимостью до 5000 м
Объем жидкости при градуировке ±0.1%
Объем жидкости при определении вместимости «мертвой» полости ±0,25%
Уровень жидкости ±2 мм
320
При соблюдении указанных норм точности измерений погрешность адуировки в зависимости от вместимости резервуара составит не более Г/ + 0 20% - ДЛЯ резервуаров вместимостью 100-3000 м3, / + 0 15% - Для резервуаров вместимостью 4000 м3
/ + 0 10% - Для резервуаров вместимостью 5000-50000 м3, о чем делается запись в градуировочной таблице
3.5- 3. Погрешности измерения количества нефти в резервуарах
С экономической точки зрения важно точно определить объем хранимой жидкости в резервуаре
Одним из главных факторов влияющих на точность измерения количества жидкости в резервуаре считается тепловое расширение жидкости Как известно, зависимость объема жидкости от температуры выражается уравнением
V=Va(I±pAt), (6 12)
где V - объем жидкости при температуре t °C, Уо - объем жидкости при базисной температуре, - коэффициент объемного расширения жидкости, At - разность измеренной и базисной температуры
Учитывая, что нефть имеет коэффициент объемного расширения примерно 103/°С, то изменение температуры даже на 1°С даст погрешность за счет теплового расширения жидкости примерно 0,1%, что в 20 раз больше погрешности измерения уровня (современные уровнемеры обеспечивают точность измерения, равную ± 1 мм) При измерении уровня измеряется и среднее значение температуры жидкости Если воспользоваться формулой (6 12) и представить ее в виде
V=_L_ = _
0 I + jSAf I + J3(tv-^)’
где Vo - объем при базисной температуре, V - рабочий объем жидкости, S - средняя площадь сечения резервуара, tcp - средняя измеренная температура продукта, t„ - базисная температура, 0 -коэффициент объемного расширения продукта, Н - уровень продукта в резервуаре, то получим результат измерения в объемных единицах, приведенных к базисной температуре
Расчет можно осуществлять и в единицах массы, для этого значение V необходимо умножить на р0 (плотность продукта при базисной температуре), которая определяется лабораторным путем
Измерение и расчет количества нефти производят либо в кубических метрах, либо в тоннах Система расчета в разных странах различна
(6 13)
321
В Европе расчет ведут по объему, а в Англии и Америке количеству нефтепродуктов. 1,0
Измерение объема или массы нефти по формуле (6.13) § точным, если температура нефти и площадь сечения одинаковы во я* точках. Практически это невозможно и поэтому температуру измеряю^ нескольких точках и берут среднюю. й
Дополнительная погрешность возникает из-за деформац резервуаров под действием изменения температуры, и гидростатического давления продукта, которая может достигать 0,1% объема резервуара Ц3 за расширения резервуара установка уровнемера на верхнем конце стального резервуара вызывает отклонение до 0,1% измерения по высоте поэтому выбор места установки уровнемера имеет большое значение Теоретически дно резервуара искажается параболически, что измерить трудно, и зависит от фундамента и качества дна. Стены резервуара изменяются в форме груши пропорционально высоте резервуара Изменение геометрических размеров стального резервуара можно рассчитать по формуле.
где D - диаметр резервуара, м; Н - высота уровня жидкости, м; р - средняя плотность жидкости, кг/м ; g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2); Е - модуль упругости стали (около 2,1-Ю11 Н/м2); S - толщина
стенки резервуара, м.
Меньше всего резервуар деформируется в нижней части первого кольца резервуара за счет жесткого углового крепления с дном и в верхней части последнего кольца резервуара за счет крепления с крышей. Но необходимо учитывать, что при деформации резервуара от гидростатического давления верхнее кольцо подвергается передвижению в вертикальном направлении вследствие выгиба стенок. Сюда следует отнести также погрешности, возникающие при обмеривании резервуара, т.е. при составлении калибровочных таблиц. И, наконец, на общую погрешность измерения количества продукта в резервуаре влияет точность измерения уровня, которая будет зависеть от типа выбранного уровнемера, метода его крепления на резервуаре и плотности жидкости, а также от ряда других факторов, рассмотренных ниже. Ошибки вычисления приведенного объема или массы нефтепродуктов представлены на рис. 6.4.
6.4 УЧЕТ РАСХОДА НЕФТЕПРОДУКТОВ И СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОТЧЕТНОСТЬ НА НЕФТЕБАЗАХ
Каждая организация, имеющая на своем балансе машины, должна вести количественный учет нефтепродуктов в объемных и массовых
322
нйЦаХ измерения. Учет необходимо вести при их приеме, хранении и е^даче 'ia эксплуатацию машин, а также при сборе отработанных ^ф^пРодуктОв
п Количество жидких нефтепродуктов определяют путем замера их ^ема и пересчета в единицы массы либо при упаковке в мелкую тару -° ешиванием. Количество пластичной (консистентной) смазки учитывают только в единицах массы. Для упрощения внутрихозяйственного контроля поступлении, хранении, выдаче дизельного топлива допускается учет
а объемных единицах.
с. Ри 6.4. Погрешности вычисления объема и массы нефтей
При количественном учете нефтепродуктов должны применяться контрольно-измерительные приборы, прошедшие поверку местными органами Госстандарта.
В каждой организации необходимо вести учет:
/топлива (натурой и талонами) по каждому машинисту (водителю), по каждой машине, по организации в целом. Талоны, не являясь физическим топливом, при учете нефтепродуктов, полученных по счету с нефтебаз, проходят отдельной строкой, субсчетом;
/ смазочных материалов и специальных жидкостей по предприятию в целом.
Учёт топлива и масел по каждой машине и учет топлива по каждому Машинисту (водителю) должен вестись в объемных единицах - литрах.
323
Учет консистентных смазок ведется в единицах массы тоннах.
КИЛогРаммах
Достоверный учет нефтепродуктов должен обеспечиваться
правильным и своевременным документальным офопмпР, -г г
операции по приему и выдаче; м
получением полных и достоверных данных об их движении и остатка на складах и пунктах заправки в натуральном и денежном выражениях* составлением правильных и достоверных отчётов об их движении' остатках на складах, заправочных станциях и пунктах заправки; И
• контролем за сохранностью в местах хранения и на всех этапах движения;
• постоянным контролем за соблюдением норм расхода и их использованием.
Порядок оформления приходно-расходных документов по движению нефтепродуктов в организации, сроки представления их в бухгалтерию устанавливает и контролирует главный бухгалтер.
При составлении документов на поступление, распределение и выдачу нефтепродуктов следует руководствоваться указаниями Госкомстата по заполнению первичных учетных документов.
В местах хранения нефтепродуктов в организации-потребителе материально ответственное лицо (заведующий складом, кладовщик) должен вести складской количественный учет, а в бухгалтерии -бухгалтерский количественно-суммовой и учет по отчетным данным каждого материально ответственного лица. Бухгалтерский и складской учет в натуре ведут в массовых единицах, а учет по талонам - в объемных единицах (литрах).
Нефтепродукты, поступающие с нефтесбытовых организаций на склад организации-потребителя, должны снабжаться сопроводительными документами: товарно-транспортной накладной и паспортом качества.
В сопроводительных документах указывают марку, массу, объем и плотность нефтепродукта, замеренную при отпуске с нефтебазы.
При централизованной доставке получателю вручают три экземпляра товарно-транспортной накладной, в которой указаны марка нефтепродукта, с объем, плотность и стоимость. Один экземпляр сопроводительного документа оставляют в распоряжении организации-получателя, и после заметки заведующего складом о получении его передают в бухгалтерию. Другие экземпляры передают водителю, достававшему нефтепродукт.
Товарно-сопроводительная накладная - основной документ для учета поступления нефтепродуктов в организацию.
Для складского учета поступления (выдачи) на склад нефтепродуктов по каждому их виду и марке следует вести книгу текущего учета или отказную карточку складского учета материалов. В
324
ИЛИ карточке ответственное лицо склада (заведующий, кладовщик) в кНИение Дня пишет все поступления (выдачи) нефтепродуктов и после ТеЧ пой операции записывает количественные остатки. В таком же порядке ка?К т учет товаров материально ответственные лица.
ве" Основным документом учета выдачи нефтепродуктов со склада, в числе в баки машин при заправке, и пунктов заправки служит
П’имитно-заборная карта или требование. Лимитно-заборную карту Л обходимо открывать на каждую машину, каждого машиниста , одИтеля). При каждой заправочной операции на протяжении месяца кладовЩик (заправщик) записывает в лимитно-заборную карту количество нефтепродуктов, выданных по видам в пределах лимита, и дату выдачи.
Получение нефтепродуктов в размерах, указанных кладовщиком, подтверждает машинист (водитель) своей подписью в лимитно-заборной карте, а кладовщик делает отметку в сменном рапорте (путевом листе) машиниста (водителя) о количестве выданных топлива и смазочных
материалов.
Лимитно-заборную карту на нефтепродукты выписывает планово-экономический отдел организации на начало месяца на каждое материально ответственное лицо на основании установленных норм их расхода с учетом остатка. Первый экземпляр лимитно-заборной карты передают на склад, второй - материально ответственному лицу потребителя нефтепродуктов.
При получении нефтепродуктов со склада получатель расписывается
в карте кладовщика, а кладовщик - в карте получателя.
Нефтепродукты на внутреннее перемещение для производственных нужд выдают в пределах установленного лимита до накладной. Правильность произведенных записей подтверждается подписью лица-получателя в первичных документах учета, которые прилагаются к отчету о движении нефтепродуктов в организации.
При заправке машин с помощью передвижных механизированных заправочных средств учет количества выданных нефтепродуктов ведет в заправочной ведомости водитель-заправщик. Получающий их со склада по лимитно-заборной карте и ежедневно отчитывающийся перед заведующим складом, который на основании заправочной ведомости (с подписями машинистов) проводит списание нефтепродуктов с водителя-заправщика и переводит их на машинистов (водителей), делая разноску расхода топлива и масел в лимитно-заборной ведомости каждой машины.
Основной документ первичного учета расхода нефтепродуктов машинами - рапорт-наряд (путевой лист) о сменной работе машины. В сменном наряде (путевом листе) необходимо указывать количество отпущенных нефтепродуктов натурой или талонами. Соответствующие записи одновременно следует делать в лимитно-заборных картах или заправочных ведомостях с подписью в них получателя и раздатчика
325
нефтепродуктов. Учет количества отпущенного топлива при за машин с записью в нарядах (путевых листах) следует проводить с зя ^аЬ|'е выданного количества в литрах и указанием количества оставщ топлива. ег°С;|
В нарядах и путевых листах записывают количество факти<-израсходованного топлива на выполненный объем работ и количеств! норме. В наряде (путевом листе) также следует записывать топлива после выполнения сменного задания.
1ЧеСКИ
30 По остаток
Все документы первичного учета выдачи и расхода нефтепродуктов должны поступать в бухгалтерию
Материально-ответственное лицо склада (заведующий складов кладовщик-заправщик) в установленные приказом руководства сроки (ежемесячно по состоянию на последний рабочий день месяца) в двух экземплярах составляют обобщенный отчет о движения нефтепродуктов.
В нём подводят итог за отчетный месяц по приходу и расходу и
записывают остаток по видам и маркам топлива и масел на начало месяца Отчет подписывает материально ответственное лицо и передает его в бухгалтерию с приложением всех приходных и расходных документов, второй экземпляр возвращают материально ответственному лицу с отметкой бухгалтерии об утверждении (приеме) отчета.
Поступившие в бухгалтерию отчеты по движению нефтепродуктов от материально ответственных лиц сверяют с записями в книге (карточках) складского учета, а такие подвергают сверке между собой.
Проверку данных складского и бухгалтерского учета бухгалтерия
проводит по приходно-расходным документам. Также осуществляют
проверку сличения данных учета по отдельным видам и маркам нефтепродуктов с фактическими остатками в натуре. После проверки полноты и правильности составления отчета второй экземпляр возвращают материально ответственному лицу с подписью работника бухгалтерии, свидетельствующей о приеме (утверждении) отчета.
Бухгалтерия на основании приходно-расходных документов ведет учет фактического и нормативного расхода по каждому машинисту (водителю) и организации в целом на выполненный за отчетный период объем работы, определяет на основания этого имеющиеся перерасход или экономию. При этом учитывают количество топлива, которое находится в баках машин.
Количество фактически израсходованного топлива и его расход по норме в расчете на выполненный объем работы определяют по данным сменных нарядов (путевых листов).
По окончании выполнения учетных операций все данные по использованию нефтепродуктов записывают в накопительную ведомость учета использования машинного парка организации
326
После обработки бухгалтерией сменных нарядов (путевых листов) за етный период (месяц) экономию или перерасход топлива каждым °ТЧ инистом (водителем) необходимо доводить до сведения коллектива. MalU итогам работы за квартал составляют ведомость для расчета с ^^листами (водителями) и после утверждения руководством МрГаНизации передают в бухгалтерию.
g организации, в том числе в накопительных ведомостях хгалтерии, должна быть получена следующая информация; остатки топлива в баках машин на начало смены. Остаток топлива в баках и наличие талонов у машинистов или водителей на конец смены, заправлено топливо натурой или по талонам, израсходовано топлива фактически, пасход топлива по норме, экономия или перерасход топлива.
Учёт поступивших нефтепродуктов ведётся, бухгалтерией,
организации в составе производственных запасов на бухгалтерском счете № 06 «Топливо». Счет № 06 подразделяется бухгалтерией в зависимости от места нахождения нефтепродуктов на субсчете: №06-1 «Топливо на складе», № 06-2 «Топливо в баках машин», и № 06-3 «Топливо и смазочные материалы по талонам», и № 06-4 «Смазочные материалы на
складе»
Инвентаризация (определение фактических остатков) во всех местах хранения нефтепродуктов (на складе, в баках машин) и неиспользованных талонов ежемесячно должна проводиться комиссией, назначаемой приказом по организации. Фактические остатки определяют путем количественного измерения их в натуре.
При выявлении излишков или недостачи нефтепродуктов комиссия составляет акт, указывая в нем недостающие или излишние нефтепродукты в натуре и талонах, причины образования недостачи (излишков) и передает в бухгалтерию. Бухгалтерия составляет сличительную ведомость. Списание недостачи проводят в установленном порядке по нормам естественной убыли. Излишки приходуются бухгалтерией организации.
По использованию нефтепродуктов организации составляют отчетность по формам, установленным Госкомстатом:
форма № 4-СН - Отчет об остатках, поступлении и расходе топлива;
S форма № 11-СН - Отчет о выполнении норм и заданий по среднему снижению норм расхода топлива, теплоэнергии и электроэнергии;
форма №11-СН (краткая) - Отчет о выполнении норм и расходе топлива, теплоэнергии и электроэнергии;
форма №18-СН - Отчет об экономии материальных ресурсов;
S форма №19-СН (40-ТП) - Отчет о выполнении заданий по сбору и использованию отработанных нефтепродуктов;
форма № 3 (мел) - Отчет о выполнении норм расхода топлива.
327
статистической отчетности по использова и указания о сроках представления и ли 10 за составление отчетности, регламентиро8 Х| Госкомстата. Формы статистической отчетно^'
Форма нефтепродуктов ответственных инструкциями Госкомстата помещены в Альбоме форм статистической отчетное *1 производственных объединений, предприятий, строек, организацийТИ учреждений министерств и ведомств отрасли. 11
6.5. АППАРАТУРА КОММЕРЧЕСКОГО
ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКОГО УЧЁТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Погрешность измерения массы при коммерческих операциях не должна превосходить 0,5%. Она складывается из погрешностей преобразования, передачи и измерения гидростатического давления и калибровки резервуара С учетом существующей методики калибровки резервуаров, а также методической погрешности звена обратного преобразования погрешность дР измерения. Гидростатического давления составляет 0,45%. При существующей технологии минимальная высота принятого или отпущенного продукта на больших резервуарах достигает 3 3
2 м, тогда при р = 0,7 • 10 кг/м и Н = 10 м допустимая погрешность (абсолютная) измерения давления А Р м„ = pHg8P= 6,3 мм вод.ст.
6.5.1. Информационно-измерительные системы коммерческого учета «Радиус» и «Квант»
Для обеспечения всех задач коммерческого учета, для первой ступени иерархии управления объектами хранения разработана ИИС типа «Радиус», а для второй ступени иерархии - ИИС типа «Квант».
Первая ступень иерархии ИИС учета включает в себя объекты контроля - резервуары с установленными в них щелевыми преобразователями и аппаратуру пьезометрического измерения гидростатического давления продукта в группе резервуаров. Аппаратура «Радиус» ддя улучшения эксплуатационных свойств, взрыво- и пожаробезопасности, простоту эксплуатации, а также упрощения конструкции вынесена за территорию резервуара и измеряет не непосредственно гидростатическое давление жидкости, а равное ему пневматическое. Такая структура строения позволяет при необходимости подключить к аппаратуре ИИС нужное число контролируемых объектов.
Аппаратура «Радиус» измеряет массу жидкости в резервуарах П-способом, т.е. определяет массу жидкости по гидростатическому давлению.
328
Вторая ступень иерархии ИИС количественного учета включает в дя аппаратуру первой ступени, а также комплекс групповых устройств с и переработки первичной измерительной информации. В С Тветствии с этим для второй ступени предназначена ИИС «Квант», С°° вставляющая собой измерительно-информационный комплекс
Г,^параа>УРы пьезометрического взвешивания жидкости в вертикальных пезереУаРах
у Таблица 6.7
Информационные характеристики ИИС «Радиус»
Метод измерения массы жидкости пьезометрический
Предел измерения перепада давления, Па (0+1,0) ю5
у^грёшность измерения массы жидкости при погрешности 0,2% гяпибоовки резервуаров, % не более 0,5
Приведенная погрешность измерения давления, % 0,05
Вязкость контролируемой жидкости в резервуаре, м2/с не более 100-106
Плотность жидкости в резервуаре, кг/м* (0,69-0,999) 103
Максимальное число последовательно обслуживаемых резервуаров 10
Цикл одного измерения, с не более 180
Длина импульсных линий от аппаратуры до резервуара при диаметре пневмолиний (1,5-2,0) 102, м не более 300
Рабочее давление пневмосистемы, Па (1,4 ±0,14) 105
Диапазон температур продукта в резервуаре
со стороны высоких температур не ограничен
со стороны низких температур ограничен степенью осушки воздуха
Расход воздуха на один резервуар при двух пневмолиниях, м3/с не более 1,7 105
Габариты аппаратуры, м 1,3x0,85x0,53
Информационно-измерительная система типа «Квант» позволяет полностью автоматизировать центральный контроль массы жидкости в резервуарах с регистрацией на бланке и перфоленте всех параметров количественного учета.
Таблица 6.8 Информационные характеристики ИИС «Квант»
Контролируемые параметры масса и оперативный уровень жидкости в резервуарах
Метод измерения пьезометрический
329
Контролируемые объекты герметизир<№авд^^\ резервуары высотой д0 18 и давлением газового М пространства до 0 04 1 о-’ г.
Число резервуаров контролируемых комплексом — не более 50
Число резервуаров контролируемых одним устройством «Радиус-М» не более 10
Число устройств «Радиус М» не более 5 '
Относительная погрешность измерения массы жидкости, % не более 0,5 |
Плотность жидкости в резервуаре кг/м’ (0 69±0,998)
Вязкость жидкости в резервуарах, м2/с не более 100 106
Число пневмолиний на резервуар 2 '
Длина пневмопровода, м не более 300
Внутренний диаметр пневмопровода, м не менее 15 103
Канал дистанционного управления и измерения одним устройством «Радиус М» с пульта диспетчера, число проводов не более 10
Время от выбора объекта до выдачи результата на табло, с не более 100
Время между последовательным выбором двух объектов с не более 180
Время между последовательным выбором двух объектов 1 различных устройств «Радиус-М», с не более 150
ИИС «Квант» предназначен для автоматического коммерческого учета массы и оперативного измерения уровня жидкости в 50 вертикальных резервуарах высотой ^о 18 м и с максимальным давлением в газовом пространстве до 0,04 10 Па
Исследованиями установлено, что высокая чувствительность материала магнитоупругих преобразователей (МП) позволяет реализовать их и для измерения относительно малых усилий (до 50—100 Н), причем в этом случае значительно снижаются как габариты и масса преобразователей, так и их потребляемая мощность
Сконструированные датчики давления показали их пригодность для измерения малых усилий при контроле гидростатического давления нефтепродуктов в железнодорожных цистернах с погрешностью преобразования 0,5-1,0 %
Развитие автоматизированных систем управления объектами хранения вызывает необходимость создания информационноизмерительных устройств (И1ГУ), предназначенных для комплексной автоматизации процессов количественного учета и оформления документации на крупных нефтебазах и других предприятиях
330
Осуществляющих прием и отпуск нефтепродуктов в железнодорожную пИстериУ-
Применяемый в настоящее время метод количественного учета, ованный на измерении уровня жидкости в цистерне и использовании °с, йЦ поинтервальной калибровки котла, сопряжен с целым рядом лоЖных для обслуживавшего персонала операций. Автоматизация этого ^етода представляет большие трудности, а его низкая точность не отвечает современным требованиям.
В работе показано, что наиболее приемлемыми являются деформационный и пьезометрический способы определения массы
жидкости.
Деформационный способ принципиально отличается от других весовых методов тем, что датчики находятся не на стационарной площадке, а непосредственно на цистерне. Недостатком этого способа
считается сложность установки датчика на конструкционные опоры цистерны, которыми могут быть: рама (деформация изгиба), пятники (сжатие) и надрессорная балка (изгиб). Наиболее перспективной опорой является пятник, т.к. в двух пятниках на относительно небольшой площади
практически полностью сосредоточена масса котла цистерны вместе с рамой. Однако доступ к пятнику затруднен, в то время как рама и надрессорные балки более доступны для установки, поверки и ремонта датчика в процессе эксплуатации.
Рис. 6.5. Блок-схема устройства измерения количества продукта в железнодорожных цистернах с магнитоупругими датчиками:
1 - цистерне, 2 - датчики деформации магнитоупругого типа, 3 - коммутатор, 4 - суммирующие устройство, 5 - измерительный преобразователь, 6 - индикатор, 7- блок питания датчиков
331
Блок-схема измерительного устройства изображена на рис. 6.5 п определении количества нефтепродукта деформационным способ каждая цистерна должна быть оснащена комплексом датчик деформации, а все измерительные устройства могут быть расположе В стационарно на пунктах слива и налива и подключаться к Цистерн * одновременно с присоединением сливо-наливных установок. СпецифИКа способа состоит в том, что каждую цистерну необходимо калибровать поверять как меру грузоподъемности.
Другим направлением создания ИИУ количественного учета железнодорожных цистерн является использование пьезометрического способа взвешивания.
В отличие от вертикальных резервуаров, котлы цистерн имеют существенно нелинейную зависимость объема продукта от уровня жидкости в цистерне, поэтому здесь требуется измерение двух величин - плотности р и высоты Н налива продукта. При этом плотность может быть измерена одной парой барботажных датчиков, находящихся в жидкости и разнесенных на заданную высоту Нд (пьезометрический плотномер).
Исходными данными для вычисления служат получаемые от первичного измерения комплекса воды давления Р и Ро и код типа цистерны. Зависимости объема жидкости от высоты уровня (Я) для каждого типа цистерн задаются в табличном виде через каждый сантиметр высоты и записываются в блоке памяти.
Алгоритм вычисления массы жидкости состоит из следующих этапов: вычисляется уровень жидкости в цистерне по формуле
Я=у-Нр; (6.15)
% по таблице для выбранного типа цистерны по вычисленному значению Н определяется объем жидкости
определяется масса М продукта в г-ой цистерне
4=zlV(z..Ho); (6.1б)
г г0
п
вычисленная масса складывается в общую массу ^М,, продукта в
маршруте, где п - количество цистерн.
Вычисления производятся с погрешностью 0,1%. Для удобства чтения результат заносится на бланк пятью знаками.
332
6 5-2- Испытания ИИС количественного учета «Радуга» и «Квант»
ИИС учета «Радуга» в 1970 г прошла государственные межведомственные испытания на стендовой установке При испытаниях ппаратуры «Радиус» проверяли как погрешность измерения давления, так и погрешность измерения массы
Погрешность измерения давления аппаратурой «Радуга» не превышает 0,25%. При определении массы аппаратурой «Радуга» гидростатическое давление отпущенной порции в мм вод. ст. умножалось на среднее по высоте сечение резервуара стендовой установки, равное 65,04-10 м .
На практике при ОУ, по определению массы продукта в резервуарах, среднее сечение по высоте последнего также принимают постоянным.
Приведенная погрешность здесь находилась как отношение абсолютной погрешности к массе жидкости во всем резервуаре (масса жидкости равна 65,04-10 10 кг, где последний множитель представляет собой давление всего столба жидкости в резервуаре). Как показывают результаты испытаний, максимальная приведенная погрешность измерения массы отпускаемой жидкости не превышает 0,33%.
Относительная погрешность 8М определения массы продукта при П-способе взвешивания имеет вид
JAD
(5^)2+(5ММЛТ)2+(—)2, (6.17)
“ж
где 8Fcp - погрешность определения средней площади с учетом калибровки резервуара и допущения F(H), F(P), 8MMIT - методическая погрешность звена прямого преобразования, равная 0,03%; Д Р -абсолютная погрешность измерения гидростатического давления Рж жидкости, т.е. аппаратурная погрешность.
Тогда в соответствии с формулой (6.17) при минимальной взвешиваемой порции жидкости, тождественной изменению гидростатического давления в резервуаре около 1250 мм вод. ст. (как в аппаратуре «Радиус»), ИИС «Радуга» имеет относительную погрешность измерения массы
8М= J(0,22%)2 + (0,03%)2 +(-— Ю0%)2 = 2,0%.
При испытаниях ИИС «Квант» на вход аппаратуры «Радиус-М» подавались различные значения гидростатического давления от испытательной установки (измерялся уровень воды в резервуаре) и проверялась правильность передачи информации о значении гидростатического давления по каналу связи, а также вычисления массы и Уровня по значениям констант, заложенных в память вычислительного
333
аппаратур индуктивно-емкостнь!Мц
'°СТь
погрешность преобразования " уровень не превосходи’
устройства. Канал связи между ИИС «Радиус-М» и диспетчерского пункта имитировался четырехполюсниками. Как показали испытания, при давлениях от 1250* вод. ст. и выше, в которых обеспечивается заданная погреши, измерения аппаратурой «Радиус-М» гидростатического давления в массу и ; допустимых значений 0,05% и 0,1% соответственно.
Результаты испытаний аппаратуры были одобрены приемочной комиссией. ИИС учета «Квант» рекомендован к промышленному производству.
6.5.3. Система КОР-ВОЛ
Система КОР-ВОЛ (рис. 6.6) имеет следующие преимущества по сравнению с ранее описанными системами: процесс измерения полностью автоматизирован - осуществляется цифровая индикация и регистрация данных, проведение математических операций коррекции, наличие внутреннего запоминающего устройства. Центральный блок обработки данных обеспечивает получение результатов измерения непосредственно в необходимой форме для коммерческих расчетов, т.е. в единицах массы или объема, приведенного к базисной температуре.
Комплексная система КОР-ВОЛ состоит из центрального блока обработки данных и первичных приборов, являющихся источниками информации. В системе используются два типа первичных приборов, уровнемер жидкости который снабженный цифровым кодовым датчиком, и прибор измерения среднего значения температуры в среде резервуара. В качестве чувствительного элемента датчика уровня применяют поплавок, положение которого с помощью непрерывно работающего сервомеханизма следящей системы преобразуется в соответствующий электрический сигнал. Встроенный кодовый датчик позволяет осуществить цифровую дистанционную передачу данных измерения
Чувствительный элемент датчика средней температуры представляет собой погруженные в жидкость платиновые элементы сопротивления, укрепленные на стальной конструкции, которая перемешается в соответствии с изменением уровня жидкости. Датчик средней температуры подсоединяют к прецизионному электрическому компенсационному измерительному преобразователю постоянного напряжения. Приемная аппаратура системы КОР-ВОЛ представляет собой цифровое устройство обработки данных.
334
Рис. 6.6 Блок-схема системы КОР-ВОЛ:
1 - уровнемер, 2 - сигнализатор аварийного уровня, 3 - цифровой селектор, 4 - щит управления 5 - шкаф программного управления, 6 - пульт программного управления, 7 - индикатор с центральным вызовом, 8 - адаптер, 9 - табличный регистратор, 10 - разделительная коробка, 11 - уровнемер раздела сред, 12 - пульт сбора данных типа «Б», 13 - аналоговый преобразователь, 14 - шкаф блоков обслуживания, 15 - аналоговый селектор, 16 - датчик температуры, 17 - термометр сопротивления, 18 - пульт КОР-ВОЛ, 19 - перфоратор, 20 - контрольный шкаф, 21 - индикатор одного места измерения
Аппаратура включает в себя блок автоматического сбора данных измерения, вычислительный блок. Накопитель данных, цифровой генератор тактовых импульсов, блок управления и блок индикации. К электронному блоку подключено печатающее устройство. Вычислительный блок определяет объем и массу жидкости, приведенные к нормальному состоянию хранимой среды. Накопитель данных содержит геометрические параметры резервуаров, составленные на основании таблиц калибровки последних.
В системе используются два типа первичных приборов'. Уровнемеры, снабженные цифровым кодовым датчиком, и прибор для измерения среднего значения температуры измеряемого продукта. Чувствительным элементом прибора для измерения средней температуры является термометр сопротивления, который подключается к аналоговому Датчику постоянного тока компенсационного типа. Число импульсов, пропорциональное выходному сигналу постоянного тока датчика, вырабатывается электронным преобразователем-селектором, который
335
устанавливается в удобном месте. Информация о температуре постуПа центральный блок обработки данных в виде числа импульсов, а дан^ В измерения уровня - в цифровой закодированной форме. Измерен параметры поступают в центральное устройство через селекторы м 1е измерения. Для передачи параметров уровня применяется цифрой селектор, а для передачи значений температуры - аналоговые селекторы °И
Арифметическое устройство центрального блока обрабОтки данных производит математические вычисления для корреКци результатов с помощью запрограммированных постоянных каждог резервуара (калибровочных таблиц) и хранимой в нем жидкое^ Постоянные значения (fl - коэффициент объемного расширения и у удельный вес жидкости в нормальном состоянии) устанавливаются вручную с точностью до четырех десятых знаков.
Для выполнения этих операций служат цифровые датчики Естественно, что в случае одинаковых значений, постоянных ддя резервуаров или жидкостей и если не ожидается их изменение, число цифровых датчиков и тем самым число хранимых постоянных может быть уменьшено. Данные калибровочных таблиц записаны с необходимой точностью в постоянную память центрального блока обработки данных измерения. Средние значения сечений резервуаров, измеренные на разных высотах, незначительно отличаются друг от друга. Эти расхождения в значениях могут быть учтены путем записи в память величин сечений на разных уровнях резервуара как функции от высоты. Численные значения
сечений и места снятия этих величин определяются на основе калибровочных таблиц, составляемых при строительстве резервуаров. Из записанных в постоянную память величин сечений центральный блок обработки данных учитывает только то значение, которое относится к
секции резервуара, заполненного жидкостью.
В постоянную память записывается также значение базисной температуры То. Устройство памяти построено на пассивных элементах, достоинством которых является то, что при пропадании напряжения информация, записанная в памяти, не стирается. Центральный блок обработки данных построен на интегральных элементах фирмы Техас и кремниевых полупроводниках. Арифметический блок работает в последовательном режиме действия.
Центральный блок обработки данных производит кроме обработки измеренных величин и коррекционных вычислений выдачу приходящих данных измерений. Результатов вычислений и хранимых в памяти постоянных для их дальнейшего использования в следующих видах: цифровая индикация на лампах; цифровая регистрация в табличной форме на печатающей машинке; запись данных на перфоленту; бухгалтерские расчеты; дистанционная передача данных; составление балансов и т.д.
336
центральный блок обработки данных может работать в циклическом управляемом режимах. При циклическом режиме работы данные всех ИЛИ измерения, принадлежащих системе, поступают в центр по ранее меСЛделённой программе последовательно, и в это же время они обрабатываются арифметическим блоком. В управляемом режиме работы а пульте УпРавления вручную выбирается резервуар, параметры которого Уступают в центр для обработки. Циклический режим работы вводится, либо кнопкой, либо встроенными цифровыми часами через определенные интервалы времени. Может быть выбран такой режим работы, в котором система работает непрерывно, а периферийные устройства - циклически. Этот режим целесообразен, если необходимо непрерывно следить за преобразованными значениями, регистрировать возмущения сигнализировать аварии.
В состав центрального блока обработки данных входит центрального сбора, подготовки и регистрации информации. выполняет следующие функции:
• обеспечивает индивидуальный и автоматический пропуск
или
пульт Пульт
кодов
датчиков;
• после соединения его с буферной памятью позволяет запоминаться выводить на цифровой индикатор для визуального отображения самую свежую информацию о количестве функционирующих резервуаров и данных измерения уровня и средней температуры по каждому резервуару;
• обеспечивает управление цифропечатающим устройством в соответствии с заданной программой.
Необходимое для питания аппаратуры напряжение +5, +24 и +170В получаются с помощью понижающих трансформаторов и стабилизаторов напряжения. Стабилизированное напряжение +5В служит для питания интегральных схем, напряжением +24В - для питания уровнемеров, расположены на резервуарах, +170В - для питания газоразрядных индикаторов.
Пульт состоит из нескольких блоков:
контрольного устройства, которое предназначено для опроса декад кодовых датчиков, декодирования ответных сигналов, обнаружения ошибок, фиксации полученной информации об измеренных уровнях и сигналах ошибок и направление их в регистратор;
^регистратора, предназначенного для регистрации существующей в системе параллельной информации о номерах резервуаров, уровне жидкости в них, а также для подготовки этих данных к выводу на цифропечать;
цифрового измерителя времени, служащего для индикации точного времени и выработки запускающих импульсов через определенные
337
промежутки времени. Высокая точность работы измен обеспечивается кварцевым генератором; е;,я
блока управления, предназначенного для управления подачи опроса, вывода информации на индикатор и регистратор. Он осуществлять следующие режимы работы:
сигналов п°звоЛяет
- однократный поочередный опрос параметров резервуаров необходимости их регистрацию;
и при
- автоматический циклический опрос датчиков всех имеющцХс резервуаров с последующей регистрацией результатов измерений
Кроме этих блоков пульт управления содержит: устройство выб0 а номера резервуара, дешифраторы, мультиплексоры, диодные матрицы преобразователи, инверторы и пр.
Центральное устройство пульта управления работает следующИм образом. Органами управления пульта могут быть выбраны следующие режимы работы: однократный, поочередный, циклический опрос запускаемый сигналом цифрового измерителя времени через заранее
установленные интервалы времени.
Однократный опрос осуществляется нажатием кнопки Iх. В этом случае блок управления посылает запускающий импульс в центральное устройство пульта, которое опрашивает кодовые датчики уровнемера выбранного резервуара и посылает запускающий импульс в регистратор. Блок регистратора выводит полученную информацию и номер объекта измерения на цифровой индикатор или на цифропечать.
Для осуществления поочередного опроса следует нажать кнопку Nx. В этом случае блок управления после остановки регистратора снова посылает запускающий импульс в центральное устройство пульта, осуществляя, таким образом, поочередный опрос датчиков.
Циклический опрос запускается нажатием кнопки ЦИКЛ. При этом на вход управления поступает сигнал о наличии резервуара с диодной матрицы, на которой запоминаются номера существующих резервуаров. После этого блок управления подает команду на опрос кодового датчика выбранного резервуара и регистрацию полученной информации на бланке. Работа блока управления прекращается после опроса датчиков всех имеющихся резервуаров. На время работы блока управления ручной ввод сигналов опроса запрещен, т.к. цифровое печатающее устройство переведено на автоматическую работу.
Ручной ввод сигналов опроса возможен лишь после прекращения работы блока управления и печатающие устройства.
Динамичность цикла опроса, запускаемого блоком цифрового измерения времени, можно установить при помощи многопозиционного переключателя Т в диапазоне от 10 мин до 24 ч. Через установленные
338
1иежУткИ вРемени блок управления осуществляет цикл опроса выше ПРпеделенным способом.
Мерная память. Для возможности работы системы телемеханики с сТемой КОР-ВОЛ в ней предусмотрено буферное запоминающее СИ пойство. Задачей устройства является запоминание информации об вне для ее последующей передачи по каналам телемеханики на РДП. С функциональной точки зрения буферное запоминающее устройство может ®уТЬ разделено на две основные части: блок памяти согласования и блок логики управления записью.
Принцип действия запоминающего устройства следующий. Данные устройство каждому резервуару поступают на запись в буферную память в предварительной форме и в такой же форме подаются на выходы устройства
Каждому резервуару соответствует выходной 20-ти полюсный
штепсельный разъем, на который подается величина уровня жидкости в резервуаре через контакты реле Рида в виде четырех разрядов двоичнодесятичного кода (16 бит). Поступающие данные, а также сигналы управления записью и выбора элемента памяти, имеющие положительный логический уровень +24В, сначала подаются на вход преобразователя уровня сигналов (24^5) В. Отсюда данные уровней поступают на плату согласования, а сигналы управления записью и выбора разряда - к блоку управления памятью. Сигналы выбора резервуара подаются на плату декодера. Электронная схема каждой платы обеспечивает выполнение определенной логической функции. В состав устройства входят
следующие печатные платы.
Плата дешифратора. Центральное устройство посредством
селектора точек измерения запрашивает кодовые датчики уровнемеров. При изменении вида хранимой жидкости может быть изменен порядок опроса датчиков. Задачей дешифратора является обеспечение того, чтобы на плату памяти, относящуюся к данным выходам, поступала информация от одного и того же резервуара.
Плата согласования. Данные, подлежащие запоминанию, и сигналы выбора разряда поступают на все платы памяти. Учитывая входную нагрузку и допустимую выходную нагрузку интегральных схем, плата согласования осуществляет усиление по мощности поступающих сигналов.
Плата памяти и согласования уровня сигнала. Запоминание и хранение информации обеспечивают интегральные схемы типа SN7475, на выходы которых через схему согласования подключаются рид-реле. Одна интегральная схема способна запомнить 4x4 бит информации. Переключающие контакты рид-реле в исходном состоянии подают на выход уровень «О» логики, при срабатывании же на выходе должна быть логическая «1».
339
Блок управления памятью. Организует выбор порядкового разве импульсные сигналы управления записью информации. Кроме этого бл И обеспечивает возможность последовательного выбора плат памяти. К
Блок питания. Обеспечивает стабилизированным напряжением вс платы.
Индикатор данных с центральным вызовом. Индикат представляет собой настольную конструкцию, обеспечивающую, возможность индивидуального вызова, индикацию в цифровой форМе результатов измерения и электрическую регистрацию в табличной форме с указанием номера резервуара и времени измерения. Индикатор данных пригоден для обработки измеренных параметров, передаваемых подекадно последовательно, а в пределах каждой декады - параллельно в пятизначном двоично-десятичном коде. Построение системы контроля резервуарного парка следующее. Индикатор данных и регистрирующее устройство помещены в диспетчерском пункте. К отдельным группам резервуаров (не более 10) присоединяется цифровой селектор мест измерения. Селекторы, общее количество которых не должно превышать 10, соединяются друг с другом последовательно. Таким образом, доя выбора определенного резервуара требуется двухзначная цифра. Старший разряд означает номер селектора, а младший - номер резервуара. В результате максимальное подключаемое число мест измерения равно 100.
Индикатор данных кроме контроля за параметрами уровня может быть использован и для контроля прочих параметров среды аналогового
характера.
Щиты управления. Назначением щитов управления с нанесенным на них изображением технологической схема резервуарного парка является возможность ручного и автоматического управления технологическими процессами, а также наглядность. Световая сигнализация, появляющиеся на соответствующих местах графической схемы, сигнализирует о работоспособности резервуарного парка, а органы управления, размещенные на пультах, позволяют дистанционно управлять объектами.
Прибор имеет следующие технические параметры:
• Первичная цепь: токовый сигнал 4-5-20 мА, напряжение 17 В;
• Вторичная цепь: токовый сигнал 4-ь20 мА, R нагрузки 500 Ом, точность 0,25 %, температура окружающей среды -25-^63°С.
Помимо ручного управления при помощи диспетчерского пульта возможно автоматическое программное управление опорожнением и наполнением резервуаров. Программа автоматически управляют работой задвижек резервуаров. Графически схема щитов выполняется в двух вариантах: мнемосхема, разделенной на панели и мозаичная схема.
340
В обоих случаях за щитом на вспомогательных стойках размещены: де и клеммные соединения, обеспечивающие ввод силовых линий, размер модуля 900x2050x1200 мм.
Шкаф программного управления. Шкаф содержит электронную логику программного управления, которая осуществляет автоматическое наполнение и опорожнение соответствующих резервуаров в заранее Определенной последовательности. Максимальное количество программ - 7, каждая из которых управляет семью задвижками. Логика шкафа предусматривает блокировку программ при неправильном их прохождении.
6.6. МОНТАЖ ПРИБОРОВ ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ
Известно, что точность измерений определяется не только качеством уровнемеров, но и методом их монтажа на резервуаре. Положение его относительно эталонной точки в резервуаре должно быть максимально стабильным.
Для монтажа уровнемеров серии 801 производства Enraf Nonius на крыше резервуара требуются лишь фланцы. Место установки уровнемера не является решающим, прибор может быть установлен там, где ожидаются оптимальные результаты измерения. Конденсат, образующийся в барабанной камере, будет автоматически сбрасываться в резервуар. Ровная внутренняя поверхность барабанной камеры способствует самодренажу даже полимеризирующихся или кристаллизующихся жидкостей. Подогреватель в сервокамере, косвенно сообщающийся с изолированной камерой, предотвращает замерзание конденсата при отрицательных температурах. Для дистанционной передачи информации используется простой многожильный кабель, причем для передачи данных измерения уровня требуется только три жилы, а для сигнализации аварийных уровней - восемь.
Монтажные фланцы рекомендуется устанавливать в точке, имеющей постоянное положение и не изменяющейся при деформации резервуара под действием гидростатического давления при заполнении и опорожнении.
Основным условием надежной и точной работы уровнемеров завода ММГ AM является обеспечение спокойного движения поплавка. С учетом местных: возможностей имеются различные варианты решения этой проблемы, которые показаны на рис. 6.7.
Очень часто применяют метод монтажа на резервуарах с фиксированной крышей. Поплавок перемещается между двумя направляющимися струнами к нижним концам, которых подвешен груз весом 40 кг (рис. 6.7.а).
На рис. 6.7.6 изображен уровнемер, смонтированный на резервуаре с плавающей крышей. Уровнемер установлен на трубчатой стойке и предназначен для калибровочных измерений.
341
Рис. 6.7. Возможные варианты монтажа уровнемеров на резервуарах
На рис. 6.7.в изображен метод монтажа для измерения высоты уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей. Уровнемер смонтирован на консоли. В плавающей крыше вырезано отверстие для поплавка. Вместо направляющих струн здесь используются два металлических стержня. Люк закрыт крышкой, в которой имеется отверстие для измерительного тросика.
На рис. 6.7.г изображен метод монтажа для резервуаров с плавающей крышей. Уровнемер монтируется на консоли. Конец измерительного тросика упруго соединен с плавающей крышей резервуара. Благодаря этому тросик не обрывается при выключении электропитания, если в это время в резервуаре происходит понижение уровня жидкости. В некоторых случаях упругое соединение можно заменить на магнит, укрепленный на конце измерительного тросика. Рис. 6.7.д показывает схему установки уровнемера при измерении уровня раздела двух фаз.
На рис. 6.7.е изображена схема измерения с узлом разделительной трубы. Уровнемер измеряет высоту уровня агрессивной жидкости или жидкости, находящейся под давлением.
342
6 7 АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
резервуарными парками
На перевалочных нефтебазах и резервуарных, парках, связанных с магистральными нефтепроводами, все большее применение находят ЭВМ, функционирующие в составе автоматизированных систем управления. Программы составляются с таким расчетом, чтобы ЭВМ обеспечивала бесперебойную работу резервуарных парков даже при условии нарушения связи с центральным диспетчерским пунктом. Использование в системе управления резервуарных парков вычислительных машиц позволило оптимизировать ряд процессов их работы, что сократило капитальные затраты и увеличило надежность функционирования технологических сооружений.
Автоматизированные системы управления выполняют следующие функции-.
• автоматический сбор информации от установленых кодовых датчиков уровня в резервуарах; термометров сопротивления в резервуарах;
• термометров сопротивления на подводящих и отводящих нефтепроводах;
• двухпозиционных датчиков состояния насосов; двухпозиционных датчиков положения задвижек; двухпозиционных датчиков аварийных и обобщенных сигналов; сигналов от расходомеров; кодовых или аналоговых датчиков приборов качества;
• ввод с устройств ручного ввода информации о параметрах качества нефти (при отсутствии соответствующих датчиков) уровня парафина в резервуарах;
• регистрацию параметров технологических процессов и состояния оборудования с заданной периодичностью уровня и температуры во всех резервуарах, показания счетчиков, температуры нефти в подводящих и отводящих трубопроводах, параметры качества нефти;
• контроль и регистрацию отклонений параметров и изменений в ходе технологических процессов в состоянии оборудования: открытие и закрытие задвижек, включение и отключение насосов, подача и уборка цистерн, швартовка и отшвартовка судов, начало и окончание технологических процессов, правильность выбранных трасс перекачки, производительность откачки и закачки нефти в резервуары, исправность подключенных в ЭВМ датчиков. Все обнаруженные отклонения, изменения и нарушения регистрируются в хронологическом порядке с указанием времени на печатающем устройстве;
• оперативное отображение информации на дисплее по запросу оператора по любому из протекающих в данный момент процессов и о состоянии резервуаров;
343
регистрацию и анализ срабатывания защит по переливу резерВуа максимальному давлению в подводящих трубопроводах. Срабатыв^ 11 защит и блокировок регистрируется на цифропечати;
диагностику и прогнозирование хода технологических процессов состояния оборудования;
выполнение всех необходимых расчетов;
и
• подготовку для вышестоящих и смежных уровней управления Вс -необходимой информации: о наличии в резервуарном парке общей ** товарной массы нефти, а также свободных емкостей по сортам поступлении нефти по сортам и привязкой к временным интервалам и пр.;
• формирование документов.
Естественно, функции автоматизированной системы управления в каждом конкретном случае могут быть расширены или уменьшены в зависимости от требуемого уровня автоматизации и экономических соображений.
Компания Union Oihf (США) оснастила один из своих резервуарных парков измерительной системой на базе ЭВМ производства RGL (Канада). Система осуществляет измерение уровня, температуры и давления в резервуарах и по результатам этих измерений производит товарный расчет. Информация от соответствующих датчиков поступает на мини-ЭВМ и после обработки выводится на дисплей. В системе предусмотрен контроль за уровнем налива и слива резервуаров. Оператор может с помощью клавиатуры дисплея устанавливать значения аварийных уровней в резервуаре. Для уменьшения числа линий связи между датчиками и ЭВМ в системе предусмотрена передача значений уровня и температуры по одной паре проводов с помощью устройства временного разделения.
На нефтебазе в Ангра-дос-рейс (Бразилия) смонтирована система распределения нефти с использованием двух ЭВМ. Пульт управления включает в свой состав дисплей на цветных ЭЛТ. Система управления осуществляет: регистрацию и распределение прибывающих танкеров по причалам; телеконтроль и телеуправление наливом и сливом одновременно до 6 танкеров; контроль и управление десятью подводящими трубопроводами; измерение объемов нефти в резервуарах; контроль и управление электроподстанциям, снабжающими порт электроэнергией.
6.8. УСЛОВИЯ ПРИЕМА И ПОСТАВКИ НЕФТИ И УЧЕТ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ НА НЕФТЕПРОВОДЕ
Технические условия на поставку нефти и взаимоотношения между нефтеперерабатывающими предприятиями, нефтепроводными управлениями и нефтедобывающими предприятиями регламентируются «Особыми условиями поставки нефти».
344
Конкретные условия приема и поставок нефти, порядок замера ичества и качества нефти, а также порядок расчетов ^^анавливаются в договорах, заключаемых сторонами на определенный с?°' прием нефти производится партиями. Партией нефти считают любое количество однородной по показателям качества нефти, сопровождаемое одним документов о качестве.
Прием и поставка нефти осуществляются путем, перекачки по нефтепр°водам, отгрузки железнодорожным, водным (морским, речным) транспортом или сдачи нефти в резервуарах поставщика или покупателя. Способ приема и поставки нефти предусматривается в договоре.
Приём и поставка нейти производятся в единицах массы (тоннах) нетто, т.е. за вычетом балласта - воды, механических примесей и солей.
Требования к качеству нефти при приеме и поставке регламентируются ГОСТ «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» и ГОСТ «Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение».
Не допускается прием для хранения и транспорта сортов нефтей,
вызывающих внутреннюю коррозию, разрушение изоляционного покрытия чрезмерные температурные напряжения оборудования и сооружений нефтепровода.
Учет количества нефти ведется для товарного расчета, а также для оперативного управления работой нефтепровода.
Учет количества нефти осуществляется в соответствии с «Особыми условиями поставки нефти» и «Инструкцией по учету нефти и нефтепродуктов на магистральных нефтепроводах».
Количество принятой, перекаченной и сданной нефти определяется, как правило, по расходомерам-счетчикам в соответствии с «Инструкцией по приему и сдаче нефти с использованием турбинных счетчиков».
Оперативный учет нефти должен проводиться постоянно или периодически с интервалом не реже 2 ч.
На все резервуары, магистральные трубопроводы и технологические коммуникации на территории нефтеперекачивающих станций должны быть составлены калибровочные таблицы.
Количество нефти определяется в единицах массы автоматически или расчетным путем по калибровочным таблицам, с учетом плотности нефти при температуре замера её объёма.
Фактическое наличие нефти на перекачивающих станциях учитывается постоянно. Инвентаризаций наличия нефти следует проводить не реже одного раза в месяц. При этом учету подлежат все остатки нефти, находящиеся в резервуарах, в магистральных и технологических трубопроводах, нефтеловушках и т.п.
345
Нормативные потери нефти, определенные в соответств действующими нормами естественной убыли и РД 39-0147 1ОЗ-З43 С должны ежемесячно списываться за счет издержек обраще Сверхнормативные потери нефти списываются в соответствии"151 «Инструкцией по расследованию и учету объектов магистраль ° нефтепроводов и нефтебаз Главтранснефти Минтопэнерго. Нь’х
При учете нефти должны оформляться по установленной форм документы
о приеме нефти на головных, промежуточных и конечных пунктах-
J о недостачах нефти за отчетный период;
J о наличии нефти в нефтепроводах, резервуарах и в коммуникациях нефтеперекачивающих станций.
Все приборы учета нефти должны быть проверены организацией Государственного комитета стандартов.
6.9. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПОТОКЕ
При приеме нефти на головных сооружениях магистрального нефтепровода и сдаче на конечном пункте требуется определять ее количество. В предыдущие годы и частично в настоящее время количественный учет осуществлялся по резервуарам с помощью систем измерения уровня. Такая система учета требовала определенных затрат ручного труда, была сильно инерционна за счет времени отстаивания нефти в резервуаре после заполнения, не всегда обеспечивала требуемой точности измерения. Поэтому все большее применение для количественного учета нефти и нефтепродуктов стали получать счетчики, которые позволили осуществлять учет непосредственно на потоке, повысить точность измерений, автоматизировать получение результатов измерения, сократить обслуживающий персонал.
6.9.1. Типы используемых счетчиков
Для получения сведений о количестве перекаченной нефти применяют счетчики, обеспечивающие измерение суммарного количества и воспроизведение результатов измерения на механических или электронных указателях.
Существует несколько типов счетчиков, отличающихся по принципу действия. В предыдущие годы широкое распространение нашли объемные счетчики, где для измерения количества поток разделяется механическим способом на отдельные порции, общее число которых подсчитывается. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых ротором.
346
К недостаткам объемных счетчиков следует отнести необходимость 0Й очистки измеряемого продукта. Объемные счетчики применяются Г°И учета нефтепродуктов при малых расходах. В настоящее время они ^ЯоЛьзуются в основном только для количественного учета вязких и ^соковязких нефтей и нефтепродуктов.
ВЬ Большее распространение получили турбинные расходомеры, меюшие ряд существенных преимуществ. Они не нуждается в тонкой Фильтрации, более долговечны и удобны в эксплуатации, выдерживают более высокое давление, а также более просты при монтаже их на трубопроводе. Недостатком объёмных и турбинных счетчиков, в основу которых положен тахометрический метод подсчета объема, является наличие тела, помещенного в поток и создающего сопротивление потоку.
Существенным недостатком является также необходимость частого ремонта и замены вращающихся подвижных частей. Поэтому все большее внимание стало уделяться разработке счетчиков новых конструкция. Примером таких новых разработок может служить гидродинамический счетчик, электромагнитный метод измерения, основанный на измерении электродвижущей силы, индуцируемой в потоке электропроводной жидкости, проходящей через магнитное поле.
Наиболее перспективными считают счетчики, использующие ультразвуковой метод, который основан на изменении скорости распространения ультразвуковой волны в жидкости при наличии потока. При распространении волны по направлению потока скорость возрастает, а против потока - уменьшается. Эффект этот проявляется в измерении времени распространения ультразвука от излучателя к приемнику, в том
случае, если ультразвуковая волна распространяется в жидкости под некоторым углом к оси трубопровода (рис. 6.8).
Рис. 6.8. Датчик ультразвукового расходомера:
1 - к вторичным приборам, 2 - блок датчика, 3 - уплотнение «Флекс Италик», 4 - корпус датчика
347
К достоинству этих счетчиков следует отнести отсутс механических частей внутри потока жидкости. Последние разрабо^6 фирмы Westinghouse Electric (США) обеспечили точность, позволяю^'1 использовать счетчики на магистральных нефтепроводах.
Они смонтированы на трансаляскинском нефтепроводе, Гд работают в составе системы обнаружения утечек, так называемой «Расходомерной системы передней кромки» (ГСПК). Система состоит из электронного блока и датчиков (счетчиков), устанавливаемых на выходе потока из предыдущей НПО и на входе в последующую НПО Достоинством ультразвуковых расходомеров является простота монтажа на трубопроводе, отсутствие сопротивления потоку, отсутствие движущихся частей, в результате чего отпадает надобность в частой периодической калибровке.
РСПК для определения расхода осуществляет следующее двойное интегрирование
2 = JyJxv(x;y)dxdy, (6.18)
где v (х,у) - местная осевая скорость потока на измерительном участке; | х - выполняется ультразвуком; J у - выполняется численным интегрированием по методу Гаусса.
Затем вводятся поправочные коэффициенты расширения трубы из-за изменения температуры и давления. Уравнение принимает вид
QG=F^(6.19)
где <2о - расход, скорректированный на расширение трубы;
FJ"0 - поправочный коэффициент изменения D, Lp, Q из-за разницы между рабочей и калибровочной температурой; F,P - поправочный коэффициент измерения D, Lp, Q вследствие разницы между рабочим и калибровочные давлением.
Расход <20 при эксплуатационных значениях температуры и
давления может быть пересчитан в приведенный расход QjV . В РСПК включена таблица 6 стандарта 2540 АНИ и таблица 2 стандарта 1101 АНИ. В результате определяется значение QN при 15°С и атмосферном давлении. Любые интересующие таблицы могут быть введены в систему путем несложного измерения программируемой памяти. Уравнение перевода фактического расхода в приведенный имеет вид
=№,?)&. (6-20)
где Н (Т°р) - коэффициент, выбираемый из программных таблиц для перевода расхода при измеренных, температуре и давлении к расходу при интересующих нас стандартных условиях.
348
9 2. Среде™ для безрезервуарного товарного учета нефти и Нефтепродуктов
В последнее десятилетие в нефтяной промышленности, на НПЗ, магистральных трубопроводах и нефтебазах при товарно-коммерческих операциях п0 сдаче-приемке нефти и нефтепродуктов широкое применение получил безрезервуарный учет жидкости на потоке с использованием автоматизированных ИИС (узлов учета нефти и нефтепродуктов).
Переход на безрезервуарный учет нефти и нефтепродуктов позволяет:
• отказаться от некоторых контрольно-измерительных приборов на резервуарах;
• автоматизировать коммерческий учет нефтяной продукции; обеспечить оперативность получения достоверной информации;
• повысить точность измерения расхода жидкости;
• уменьшить потери легких фракций;
• сократить обслуживающий персонал.
В состав узлов учета нефти входят следующие основные элементы J рабочие и резервные (не менее 30% от числа рабочих) измерительные линии, соединенные параллельно, и одна контрольная измерительная линия с необходимыми средствами измерений, вспомогательным оборудованием и арматурой;
J блок контроля качества нефти;
S вторичные блоки (приборы) для обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерений;
стационарная турбопоршневая установка (ТПУ) или отводы для присоединения передвижной ТПУ.
Каждая измерительная линия оснащается турбинным преобразователем расхода (ТПР), фильтром и прямыми участками. На каждой измерительной линии устанавливаются:
манометр класса точности 1,0 после фильтра или датчик перепада давления на фильтре;
^карман для установки ручного термометра с ценой деления 0,1°С, используемый при поверке ТПР, на расстоянии не менее 5 диаметров после ТПР;
устройства отбора давления до и после ТПР для подключения переносного дифманометра для измерения перепада давления.
Устройства отбора давления выполняются таким образом, чтобы не влиять на показания ТПР, для этого диаметр отверстий в трубопроводе, через которые отбирается давление, должен быть не более 2-ьЗ мм; патрубок для установки прибора (индикатора) для определения наличия
349
свободного газа на выходе из измерительной линии на расстоянии менее 5 диаметров после ТПР. Установка данного приб0Не предусматривается в том случае, если не исключена полност возможность выделения газов (паров) из нефти. Тип ТПР и диапаз0 расходов для них выбираются с учетом метрологических характеристик вязкости нефти и ее изменения в процессе работы. В случае изменена' вязкости нефти в процессе работы желательно применять ТПР коррекцией показаний по вязкости («Смит», «Роквел», «Ротоквант»), При стабильной вязкости - без коррекции («Турбоквант», «Норд», «Метр-Флоу»),
Согласно исследованиям, проверенным Октябрьским филиалом ВНИИКанефтегаза, погрешность показаний ТПР фирмы «Смит» оборудованных устройствами компенсации вязкости перекачиваемой жидкости, составляет 0,33% в диапазоне изменения вязкости (10-5-50)-10’6 м /с. Погрешность измерений, проводимых при помощи ТПР не имеющих устройств компенсации вязкости, может достигнуть 1,2% при изменении вязкости на каждые 10-10-6 м /с. Установлены пределы колебания вязкости, при которых не требуется вводить поправку в показания ТПР для различных видов расходомеров: «Турбоквант» ±3-10 6 м2/с; «Норд» ±5-10 6 м2/с; «Смит» и «Ротоквант» ±10-10 м2/с.
В соответствии с правилами эксплуатации ТПР поправка в показания расходомеров вводится при колебаниях вязкости более чем на ±10-10 м2/с.
Поправочный коэффициент учитывает влияние физико-химических свойств перекачиваемой среды (вязкость, газонасыщенность, степень обводнённости).
В нефтяной промышленности эксплуатируется несколько сотен узлов учета нефти, оборудованных ТПР. На момент поверки относительная погрешность ТПР может достигать 0,25% по объему перекачиваемой нефти.
На магистральных нефтепроводах специальные узлы учета оборудуются между поставщиком и получателем нефти.
Узел учета, как правило, включает счетчики (рабочие, резервные, контрольный), струевыпрямители, фильтры, пробоотборное устройство, манометры, термометры, влагомер, плотномер, задвижки и вентили. Все счетчики, устанавливаемые на одном узле учета - рабочие, резервные и контрольные должны быть одинаковой производительности.
При выборе счетчиков и вспомогательного оборудования для узла учета необходимо учитывать
• свойства перекачиваемой нефти;
• диапазон производительности;
350
, диапазон рабочего давления и максимально допустимую потерю давления на счетчике при его работе с максимальной предполагаемой скоростью потока;
, температурной диапазон, в пределах которого будет работать счетчик, и возможность применения автоматических температурных компенсаторов;
• характер места монтажа для узла учета установки счетчика;
, количество и размер абразивных и коррозионных примесей, которые могут переноситься в потоке жидкости; потребность в электроэнергии для работы вторичных приборов;
• предполагаемые методы поверки счетчиков и технического обслуживания узла учета.
На нефтепроводном транспорте повсеместное распространение получила простейшая коллекторная схема узлов учета нефти, что объясняется большим диаметром (до 1220 мм) используемых трубопроводов. Число измерительных линий на узле учета может достигать 10. Существуют технологические схемы узлов учета с попутным и встречным течением жидкости во входном и выходном коллекторах.
Опыт эксплуатации, экспериментальные и теоретические исследования последних лег показали, что наиболее рациональным решением вопроса по организации учета товарной нефти является автоматизация процесса измерения расхода нефти с помощью счетчиков отечественного или зарубежного производства, таких как «Роквелл» (Rocwell) серии М, «Мерлаб» (Merlab), «Турбоквант» (Turboqvant), «Вольтман» (Well man). «Метер флоу»(Л/еГегДок Ltd) «Ротоквант», «Норд», ТРИ, «Смит» и др. Обладая существенными преимуществами перед другими измерителями, турбинные счетчики имеют и недостатки, снижающие их метрологические характеристики.
Основными факторами, наиболее существенно влияющими на точность измерения счетчиков, являются колебания вязкости измеряемой среды, расхода, температуры, давления, а также наличие в нефти растворенного газа.
Диаметр проходного сечения встраиваемого в трубопровод турбинного расходомера может быть от 6 до 500 мм. Расходомеры этого типа обычно непригодны для измерения очень загрязненных коррозионноактивных или очень вязких жидкостей. Встраиваемые трубопровод турбинные расходомеры представляют собой небольшой турбинный узел, смонтированный на штоке.
В системе обеспечения нефтепродуктами эксплуатируются
турбинные расходомеры типа «Турбоквант» фирмы ММГ-АМ (ВНР).
К эксплуатационным недостаткам объёмных и турбинных расходомеров, в основу которых положен тахометрический способ подсчета количества, жидкости, является недостаточная надежность
351
вследствие наличия подвижных измерительных элементов и трущи опор. Наличие тела, помещаемого в лоток и создающего сопротивле^ движению потока, необходимость установки фильтров перед первичн Ие преобразователем, потери давления на счетчике, а также необходимо^ частого ремонта и замены вращающихся подвижных частей. Поэтому в Ь большее внимание стало уделяться разработке расходомеров новь6 конструкций, оснащаемых эффективными электронными устройствами считывания и обработки сигналов на выходе расходомера.
Казанским филиалом ВНИИФТРИ разработан образцовый ультразвуковой расходомер типа СУ-30 для трубопроводов диаметром 150 и 200 мм с погрешностью до 0,2% для нефти воды и нефтепродуктов.
Специальным конструкторским бюро Транснефтеавтоматика системы Госкомнефтепродукта разработан ультразвуковой счетчик нефтепродуктов СКУ-200, предназначенный для измерения объема светлых нефтепродуктов при наливе их в танкеры. В СКВ проведены исследования новых методов непрерывного измерения расхода нефти и нефтепродуктов, перекачиваемых по магистральным трубопроводам. В результате установлено, что для условий работы магистральных трубопроводов большого диаметра ультразвуковой метод измерения расхода нефтепродуктов, основанный на использовании эффекта смещения ультразвуковых колебаний потоком контролируемой среды,
является предпочтительным.
В настоящее время в СКВ Транснефтеавтоматика разработан ультразвуковой счетчик нефтепродуктов, предназначенный для учета светлых нефтепродуктов, перекачиваемых по трубопроводам, при операциях слива-налива в большие транспортные емкости. В основу схема счетчика положен частично-временный принцип измерения расхода жидкости. Указанная схема по сравнению с известными схемами позволяет получить более высокую разностную частоту при таком же расходе жидкости. На трубопроводе закреплены пьезопреобразователи, к которым присоединены генераторы импульсов. Для проверки счетчиков жидкости в СКВ была использована турбопоршневая установка УТ-1.
В ЦНиЛ Госкомнефтепродукта разработано информационноизмерительное устройство учета массы ИУМ-1, которое решает:
• Информационные задачи'. измерение объемного количества нефтепродукта на потоке V; измерение и индикация их фактической плотности р; вычисления массы нефтепродукта и ее индикация; суммирование значений массы нефтепродукта за определенное количество циклов отпуска; регистрация значения массы на цифропечатающем устройстве (ЦПУ); сигнализация о ходе технологического процесса (ТП).
• Задачи управления ТП'. ввод количественной характеристики ТП -установка дозы в единицах массы; подача сигналов на начало ТП; подача сигнала на окончание ТП после отпуска дозы; подача сигнала на аварийное прекращение ТП.
352
9.3. Система КОР-МАС
На объектах отрасли нашел широкое применение пункт учета нефти (ПУН) типа КОР-МАС (ВНР) - система, служащая для измерения объема, плотности и влагосодержания нефти, протекающей по нефтепроводу, и расчета массы брутто и нетто. ПУН состоит из трубной обвязки, измерительных датчиков, электронного блока обработки сигналов, табличного регистратора и блоков согласования с системой телемеханики.
ПУН изготавливается из трех частей', технологической, приборной и вторичной аппаратуры, кабелей. Технологическая часть состоит из трёх измерительных линий: рабочей, резервной и контрольной. Каждая линия, в свою очередь, содержит фильтр, струевыпрямитель, турбинный расходомер типа «Турбоквант», запорную арматуру, манометры и термометр.
ПУН монтируется на жесткой раме, выполненной в виде салазок, что позволяет производить перемещение пункта на небольшие расстояния волоком, а также облегчает подготовку основания, т.к. в большинстве случаев специального фундамента не требуется. Жидкость подаётся в измерительную линию через входной коллектор и выводится через выходной коллектор в трубопровод. Измерительные линии присоединяются к коллекторам с помощью вертикально смонтированных задвижек. Для облегчения обслуживания узлов на салазках смонтированы площадки обслуживания и переходные трапы. Определение качественных параметров нефти, необходимых для проведения расчётов, облегчается датчиками, установленными в выходном коллекторе ПУН и объединенными в блок качества. Его назначение - отбор средней пробы нефти. Встроенные в блок измерительные приборы измеряют плотность протекающей среды и содержание воды. Электронные блоки обработки сигналов подключаются к датчикам с помощью кабелей. Причем первичная аппаратура может находиться от вторичной на расстоянии до 1 км, вторичная электроника ПУН предназначена для обслуживания приема и обработки сигналов, поступающих от турбинных расходомеров и дистанционных датчиков. А также отображения значений измеряемых и рассчитываемых параметров на аналоговых и цифровых индикаторах.
6.10. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ ТОВАРНО-УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ
6.10.1. Учёт нефтепродуктов на нефтебазах Великобритании
В настоящее время нефтяные фирмы Великобритании заняты внедрением автоматизации товароучётных операций на нефтебазах, особенно при переходе на круглосуточную доставку нефтепродуктов на
353
необслуживаемые раздаточные станции. Электронное оборудОВа позволяет получать мгновенную и точную информацию об yDo продукта в резервуарах, свободном объеме и возможных утеч^ нефтепродукта при сведении суточного баланса, значительно облегчи * работу обслуживающего персонала.
Фирмы-производители электронного оборудования товароучётных операций выпускают определенные системы По конкретные требования заказчика. Как правило, все заказчики требуют высокую точность и повторяемость измерения, Для компенсации температурной погрешности предусматривается измерение средней температуры продукта.
При хранении различных сортов бензина в одном резервуаре возникает необходимость точного определения границы раздела продуктов по их плотности. Дополнительными требованиями могут быть измерение уровня подтоварной воды, аварийная сигнализация верхнего уровня взлива, выдача результатов измерения на дисплей или печать автоматизированная обработка накладных.
В Великобритании наиболее крупными производителями измерительного оборудования для резервуарных парков нефтебаз являются фирмы «Nomond»n CMS. Фирма «Normond» отдает предпочтение гидростатическим системам. По мнению фирмы, ёмкостные датчики хорошо работают только в чистой среде и ненадежны при
наличии осадка, в то время как загрязнения не влияют на сбалансированные камеры гидростатических преобразователей. Они также малочувствительны к изменению удельного веса продукта. Посредством гидростатического преобразователя измеряется высота столба жидкости в резервуаре, затем на основании калибровочной таблицы автоматически вычисляется объем продукта. Таким образом, точность измерения зависит от точности калибровки резервуара. Датчики такого типа надежны и безопасны, т.к. не имеют движущихся частей и не содержат электронные
компоненты непосредственно в резервуаре.
Система фирмы «Normond» может контролировать до 63 резервуаров вместимостью 99999 единиц в диапазоне температур от -10 до +30°С. Точность измерения ±0,1%. В лабораторных условиях повторяемость результатов измерения составила 1 мм в диапазоне 20000 мм.
Блок самодиагностики отключает систему в аварийных ситуациях. Дополнительными возможностями являются: измерение температуры нефтепродукта, уровня подтоварной воды контроль верхнего уровня взлива, распечатка данных измерений на печатающем устройстве.
Фирма CMS использует емкостные датчики, обеспечивающие точность измерения ±0,25% полной вместимости резервуара при разрешающей способности 0,2 мм и повторяемости измерений 0,1%-
354
новной датчик выполнен в виде двух концентрических трубок, °СоЛНяемых нефтепродуктом на уровне взлива в резервуаре, опорный за як аналогичной конструкции размещается в нижней части основного и
пностью заполнен продуктом. Контролер измеряет емкость обоих чиков и на основании калибровочных дачных преобразует эти ^еЛИчины в значение уровня нефтепродукта. Аппаратура CMS 3000 спользует хорошо развитое программное обеспечение, информация может выводиться на 6 дисплеев в подходящем для пользователя формате. Программно контролируются три уровня взлива. В статистическом режиме между сливно-наливными операциями осуществляется обнаружение возможных утечек нефтепродукта. Автоматически распечатываются
расходные накладные и отчеты о поставках.
Данную систему отличает возможность обнаруживать изменения удельного веса нефтепродуктов, что позволяет использовать ее без перекалибровки в резервуарах, предназначенных для хранения различных сортов бензина.
Сегментированные емкостные датчики применяются в оборудовании TLS-250 и TLS-210 фирмы «Veeder-Root». Эти системы обеспечивают
измерение объема продукта, свободное емкости и уровня подтоварной воды. Датчики самокорректируются под конкретный сорт бензина. Контролер системы обслуживает до 8 резервуаров на расстояние до 300 м. Он имеет встроенный блок самодиагностики и стандартный интерфейс RS-232 для связи с ЭВМ. Прибор TLS-250 позволяет обнаруживать утечки нефтепродукта объемом 0,5 л/ч.
Фирма «Enraf-Nonius» использует в своих приборах
секционированные емкостные датчики уровня и измерители средней
температуры, смонтированные в одном корпусе.
Применение большого числа очень малых емкостей делает датчик нечувствительным к изменению диэлектрической постоянной среды.
Точность и измерения уровня нефтепродукта - ± 1 мм, разрешающая способность - ±0,1 мм, повторяемость - ±0,3 мм Точность измерения подтоварной воды - ±5 мм, повторяемость - +2 т, разрешающая способность - ± 1 мм. Средняя температура в резервуаре измеряется с точностью ±1°С. К одному контролеру можно подключить 10 датчиков.
При организации круглосуточной доставки нефтепродуктов на необслуживаемые станции находят применение измерители объема нефтепродуктов, разработанные фирмами «.Whessoe» и «.Drum Engineering». Оборудование «.Whesstation» фирмы «Whessoe» предназначено для установки в подземных резервуарах и использует
принцип отражения электрических импульсов от точки резкого импеданса проводника. Датчик выполнен в виде спирального проводника и подключается к устройству управления взрывобезопасным трехжильным кабелем. К одному контролеру можно подключить 8 или 16 датчиков.
355
Имеются два порта подключения последовательного интерфейса с Эрн системы управления станцией или бензоколонкой. Диапазон измеряет^ уровней - 0-гЗ м, точность измерения ± 1 мм при разрешают''^ способности 1 мм. С той же точностью измеряется уровень подтовапи -воды, дополнительно предусмотрена возможность измерения температ>пИ продукта в диапазоне от -5 до +25°С с точностью ±0,2°С. bI
Аппаратура фирмы «Drum Engineering» предназначена заменить традиционную деревянную мерную линейку. В ней используетСя вибрационный датчик, ранее разработанный фирмой «Marconi Research Laboratories» для контроля уровня в топливных баках авиалайнеров и аккумуляторных батареях атомных подводных лодок. Датчик дополнен встроенной электронной головкой, непрерывно контролирующей плотность и температуру продукта. Датчик калибруется для каждого резервуара по показаниям объемного расходомера. Автономный микрокомпьютер обрабатывает и регистрирует измеряемые данные.
Фирма «Scully UK» (Великобритания) запустила в производство систему телеизмерений для крупных резервуарных парков, выполненную на базе микроЭВМ (фирменное название «Scully Dynanet»). Она может обслуживать до 200 пунктов. Система самодиагностирующая, при появлении неисправностей выдается аварийный сигнал.
Сердцем системы является блок измерения уровней, к которому могут подсоединяться до 12 уровнемеров. Система «Scully Dynanet» комплектуется несколькими такими блоками микроЭВМ управления, последовательной линией связи и щитом отображения информации. Оборудование может работать в составе системы телемеханики или
непосредственно с удаленной ЭВМ.
6.10.2. Ошибки измерений при товарно-учетных операциях
Различные физические потери нефти и нефтепродуктов из-за утечек и испарения и кажущиеся потери (а иногда и приобретения) связанны с ошибками при выполнении товарно-учетных операций при отгрузке или приеме продукта. Трудно выявляемыми ошибками являются следующие-.
S погрешность калибровки резервуаров;
J переток продуктов между резервуарами из-за неисправности запорной арматуры;
J геометрические погрешности, вызванные смещением дна резервуара под действием веса продукта;
J работа счетчиков-расходомеров в условиях, отличных от тех, при которых они калибровались.
Ряд ошибок может быть устранен при тщательном соблюдении методик измерения и анализе получаемых результатов.
356
Расчеты между поставщиками и потребителями нефтепродуктов комендуется производить в единицах массы, приведенной к стандартной Р мПературе. Потери от испарения легких фракций для большинства нефтей с низким давлением паров колеблются от 0,1 до 0,13%. рекомендуется измерять давление паров при загрузке нефти в танкеры, и по данным лабораторного анализа определять зависимость процента потерь от изменения плотности или давления паров.
Важность точного определения температуры продукта для
вычисления стандартного объёма трудно переоценить. Погрешность определения объема нефти и нефтепродуктов от температуры превышает все другие погрешности. Например, для уровня нефти высотой 20 м (плотность 846 кг/м3) ошибка на 1°С приведет к погрешности измерения уровня на 16мм, для бензина плотностью 753 кг/м3 погрешность составит 24 мм. Хотя вариации температуры продукта в резервуаре считаются
минимальными как по вертикали, так и по горизонтали, все же на малых уровнях в резервуарах большого диаметра имеет место значительный градиент температуры. В таких случаях рекомендуется использовать миксерные установки.
При расчетах по массе продукта дополнительную погрешность вносят ошибки измерения плотности. Величина ошибки зависит также от содержания воды и взвешенных механических примесей в продукте.
Например, при измерении массы нефти плотностью 820 кг/м3 при 15°С, содержащей 1% воды по объему, погрешность составит 0,22%, тогда как при объемных измерениях погрешность не превысила бы 0,05%. Отбор проб на воду из резервуаров рекомендуется производить с уровней отбора продукта. При использовании автоматических пробоотборников на трубопроводах необходимо их располагать в зоне турбулентности потока, чтобы исключить эффект стратификации (разделения) потока.
Калибровка резервуаров производится при стандартной температуре 15 или 20°С, поэтому при хранении в стальных емкостях подогретых нефтепродуктов необходимо учитывать ошибку калибровки 0,0022% на 1°С разности температур продукта и калибровочной жидкости. Мерные ленты измерителей уровня калибруются при температуре 20°С, это также необходимо иметь в виду, при хранение «горячих» продуктов.
Величина ошибки измерения, вызванной смещением донной части резервуара, может составлять 0,1+0,5%; перемешиваемого объема. Для ее снижения рекомендуется постоянно поддерживать нижний уровень взлива в диапазоне 2+3 м. Для несмешиваемых жидкостей (кроме авиационного топлива) есть смысл сохранять на определенном уровне подтоварную воду. В противном случае необходимо отремонтировать фундамент резервуара или провести профильные испытания, чтобы установить зависимость смешения от изменения массы жидкости в резервуаре.
357
Ошибки измерения могут возникать при отгрузке малых объемов резервуаров большого диаметра. Так, при отгрузке 1000 м3 продукта И3 резервуара диаметром 50 м при точности измерения уровня 2 мм ощцбКа составит 0,79% объема отгруженной партии, а при той же отгрузке Из емкости диаметром 10 м ошибка не превысит 0,03%. Рекомендуется при отгрузке малых партий из больших резервуаров использовать расходомеры-счетчики.
Обычно для повышения точности измерения в широком диапазоне расхода (21:1) применяют параллельное соединение трех расходомеров Для поддержания оптимальной точности необходимо, чтобы значения
расхода, температуры и плотности продукта в момент отгрузки соответствовали этим параметрам или калибровке счетчиков. При отклонениях рабочих параметров нужно учитывать изменения коэффициентов (Факторов) расходомера по поправочным графикам. Наиболее оптимальна проверка расходомеров в реальных условиях
отгрузки.
6.10.3. Обработка документации на отпущенные нефтепродукты в США
Фирма «Sohio Pipeline» специализируется на распределении нефтепродуктов в восточных штатах США. Нефтепродукты в адрес фирмы поступают по нефтепродуктопроводам от нефтеперерабатывающих заводов, действующих в районах Филадельфии (штат Пенсильвания), Толидо (штат Огайо) и Сонии (провинция Онтарио, Канада), и распределяется на 50 нефтебаз в пяти штатах - Огайо, Мичиган, Пенсильвания, Нью-Джерси и Нью-Йорк. Продуктопроводная система принимает около 20 различных нефтепродуктов, в том числе бензины и масла различных сортов, сжиженные нефтяные газы и ароматические углеводороды примерно от 35 грузоотправителей.
Все насосные станции, нефтебазы и узлы подключения на трубопроводах автоматизированы и управляются из диспетчерского центра Фирмы «.Sohio Pipeline», расположенного в пригороде Филадельфии. В течение 25 лет проводились работы по модификации и расширению системы управления; в настоящее время все задвижки на выходах автоматизированы, а все конечные пункты оборудованы автоматическими устройствами.
На конечных пунктах обеспечена полная автоматизация сдачи нефтепродуктов. Поэтому здесь отпадает необходимость в присутствии какого-либо персонала. Автоматические устройства контролируют изменения уровня в резервуарах, их промывку и изменение сорта продукта.
358
На всех конечных пунктах установлены средства, постоянно сдедяшие за изменениями цвета и массы нефтепродуктов. Это позволяет диспетчеру выполнять все операции с нефтепродуктами без непосредственного участия.
Выписка всех счетов на конечных пунктах или на других трубопроводах производится на измерительных станциях; счета затем обрабатываются на ЭВМ. Начало выписки любой квитанции определяется открытием задвижки на конечном пункте. Обычно диспетчер открывает задвижку у резервуара, а затем оконечную задвижку, что влечет за собой выписку квитанции.
При раздаче, если открывается задвижка у другого резервуара, ранее открытая задвижка у первого резервуара автоматически закрывается и прекращается выписка квитанции на продукт из первого резервуара и начинается составление новой квитанции. При закрытии задвижки на конечном пункте выписка квитанции прекращается, а показания счетчика считываются и вводятся в память ЭВМ.
Ежечасно собираются все данные, связанные с составлением счетов, включая показания счетчиков, давление и температуру. По данным, хранящимся в памяти ЭВМ, все часовые сводки приводятся к температуре 15,5°С.
Приведенный конечный объём отпущенных нефтепродуктов рассчитывается с учетом среднего давления и температуры и значений постоянных коэффициентов расходомеров, соответствующих средней подаче. Оперативная информация с указанием приведенных объемов в виде квитанций поступает к диспетчеру и грузоотправителю.
Все квитанции хранятся в массивах системы обработки данных. Если возникает необходимость в проверке или корректировке любой квитанции, то ее выводят на экран дисплея, производятся необходимые изменения и уточненная квитанция выписывается под тем же номером с добавлением буквы греческого алфавита.
Ежесуточно печатается сводный отчет, в котором указываются все обработанные квитанции. Каждый час контролируется положение границ раздела партий перекачиваемых продуктов и рассчитывается ожидаемое время прибытия партий в различные пункты.
В конце месяца выпускается сводка, в которой суммируются данные всех квитанций об отпущенных нефтепродуктах по каждому участку трубопроводной системы. В начале каждого месяца в ЭВМ вводятся значения цен на соответствующие нефтепродукты. Для каждого грузоотправителя по специальной программе подготавливается счет-фактура на транспортируемые нефтепродукты, сведения об излишках или недостаче. Вместе со счетом-фактурой печатается перечень всех квитанций за прошедший месяц, относящихся к данному грузоотправителю и пункту назначения.
359
6.10.4. Отдельные примеры и сведения об устройствах и методах измерения количества нефти в резервуарах и на потоке для КУ и Qy
6.10.4.1. Система измерения уровня взлива в резервуарах GL-90 фирмы «Enraf Nonius» (Великобритания)
Радиолокационная система измерения уровня взлива в резервуара* GL-90 обеспечивает измерение уровня без погружения в хранящуК)ся среду Прибор наиболее эффективен для резервуаров с вязкими и загрязненными продуктами, а также для резервуаров с повышенной турбулентностью потока, где способы измерения уровня взлива с погружением менее надежны. Точность радиолокационной системы в диапазоне измерения до 40 м и составляет 2 мм.
Радиолокационная система GL-90 состоит из устанавливаемого в верхней части резервуара приемопередатчика, который отделен от резервуара изоляционной лентой из политетрафторэтилена, и мультиплексора связанного с дистанционным указателем или системами определения количества хранимого продукта, выпускаемого фирмой Enraf. Для установки датчика требуется отверстие диаметром 215 мм. Угол луча радара составляет 10°. Горизонтальное положение антенны не имеет существенного значения. Кроме того, для устранения отражения от стенок резервуара луч поляризуется.
Программа обработки сигнала компенсирует доплеровские влияния, связанные с движением жидкости, ложными отражениями от основания и внутренних конструкций резервуара, и взаимовлияния. Таким образом, достигается точное измерение среднего уровня турбулентной жидкости. В отличие от других радиолокационных систем GL-90 не требует установки громоздких отражателей. Вместо этого снятое при пустом резервуаре отображение резервуара хранится в памяти и учитывается для исключения всех помех.
6.10.4.2. Сигнализатор уровня взлива повышенной надежности
В настоящее время фирма «Enraf» вместо механических сигнализаторов, менее надежных, стала выпускать оптоэлектронные сигнализаторы уровня повышенной надежности. Оптоэлектронный сигнализатор уровня не имеет движущихся частей. Он включает светодиод на инфракрасных лучах, кварцевый проводник и фототранзистор. Цепь датчика автоматически контролируется 50 раз в секунду.
Проводник имеет конический наконечник, который отражает инфракрасный луч от светодиода к фототранзистору. При попадании луча на транзистор он отключает светодиод, вызывая пульсирующие импульсы на выходе в нормальном состоянии.
360
При повышении уровня нефти и нефтепродуктов до установленного тИческого уровня конический наконечник погружается в жидкость и Меняется коэффициент поглощения. Соответственно луч рассеивается и И3 может быть воспринят транзистором. На выходе датчика появляется иесТОянный сигнал, который включает сигнал аварии в релейном блоке. редейный блок может быть до 14 индивидуальных каналов. Неисправность светодиода, кварцевого проводника или фототранзистора также вызывает сигнал аварии.
Все элементы датчика, находящиеся в контакте с жидкостью, выполнены из нержавеющей стали или кварца.
6 10.4.3. Определение количества хранимых нефти и нефтепродуктов
Выпускаемые фирмой «Enraf» системы «Entis» и «Microlect» на базе микропроцессоров обеспечивают вычисление не приведённого и приведенного объемов и массы и отображение результатов вычислений на дисплее.
При этом достигается следующая точность расчетов:
• измерение уровня (от верхнего предела) ±0,01%;
• измерение температуры ±0,3°С;
• неприведённый объем (при точности градуировочных таблиц 0,1%) ±0,1%;
• приведенный объем ±0,1%;
• масса (при точности ввода плотности 0,5%) ±0,1%.
Кроме того, системы измерения фирмы «Enraf» могут осуществлять расчет заполнения емкости, величины свободной емкости, уровня подтоварной води, сигнализацию предельных уровней, заданных оператором уровней и т.д., а также производить регистрацию на печатающем устройстве. Эти данные могут использоваться для коммерческих операций без дополнительных измерений вручную.
Измерение уровня взлива производится буйковым прибором типа 811 фирмы «Enraf». При градуировке на поверочной установке фирмы он обеспечивает точность измерений У (мм)
У = (0,5 ± 0,06 Н) мм,
где Я-измеряемая высота, м.
Эта формула верна для поплавка диаметром 140 мм, измеряющего жидкость с плотностью 0,8 т/м3.
Точность измерений уровня взлива нельзя указывать в абсолютных значениях, т.к. точность измерения уровня зависит не только от точности Деления шкалы, но и от таких факторов, как чувствительность повторяемость, допуски на проволоку и барабан, влияние веса на Поддерживающую измерительную проволоку, плотность продукта и Разрешающая способность системы передачи. В эту формулу включена Даже погрешность дистанционной передачи, а индикация уровня на месте является еще более точной.
Повторяемость измерений для этого прибора составляет 0,5 мм.
361
Представляет интерес сравнить точность измерителя универсальным эталонным способом измерения уровня - мерной
По техническим характеристикам точность мерной ленты определяется так:
Уровня Лентой. Длиной
с
L
У = (0,2 + 0,2L) мм
Однако это только точность мерной ленты. Необходимо учиты ошибку оператора при выполнении измерения, связанную Ь турбулентностью, измерением натяжения ленты, считыванием показаний С мениском. В этом случае погрешность измерения с помощь^ калибровочной мерной ленты составляет ±(2,2 + 0,2Ь)мм
Измерение температуры выполняется многоэлементным термометром средней температуры с точностью 0,3°С.
6.10.4.4. Стабилизатор для точных измерений уровня взлива жидкостей
В большинстве выпускаемых фирмой «Enraf» измерителей уровня взлива с сервоприводом применяются стандартные дискообразные поплавки диаметром ПО или 140 мм, однако такие поплавки не позволяют точно измерять уровень взлива при большой турбулентности жидкости.
Стабилизатор, получивший название «Stabigage», представляет собой торпедообразный стабилизирующий пригруз и небольшой малоинерционный поплавок диаметром 60 мм Поплавок и стабилизатор соединены прочным плетеным тросом, покрытым защитной политетрафторэтиленовой гильзой. Поплавок отслеживает любые изменения уровня, вызывая изменения натяжения.
Стабилизирующий пригруз обеспечивает натяжение проволоки даже при условии высокой турбулентности. Возникающие при сильной циркуляции жидкости вихри оказывают при использовании стабилизатора незначительное влияние на измерение уровня. Общий вес стабилизатора с поплавком равен весу стандартного поплавка, поэтому он может использоваться без дополнительной регулировки.
С помощью нового стабилизатора и устанавливаемой в каждом измерители уровня регулируемой схемы интегрирования колебаний обеспечивается непрерывное, надежное и точное измерение уровня взлива жидкости при высокой турбулентности без организации успокоительных колодцев.
6.10.4.5. Измерение температуры
Замеряя, уровень жидкости в резервуаре и используя калибровочные таблицы резервуара, можно рассчитать объем жидкости. Но ДЛЯ сравненения результатов измерения необходимо привести их к одной базисной (референтной) температуре.
362
При коммерческих операциях с нефтью и нефтепродуктами обходим0 точное измерение температуры продукта, т.к. даже знание ы продукта не обеспечивает достаточной информации, поскольку М сса определённого объема продукта зависит от плотности, которая, в свою очередь, связана с температурой. Поэтому для установления количества и качества нефти и нефтепродуктов требуется знание их объема и плотности при стандартной температуре. Т к температура жидкости, хранящейся в большом резервуаре, неодинакова, то требуется выполнять измерение средней температуры по всей высоте столба лсидкостм
Все приемо-сдаточные операции и расчеты ведутся по количеству продукта при нормальном состоянии (за базисную температуру принимают +15°С). За основу расчета обычно принимают формулу (6.12)
0 1 + /ЗАГ I+/3(tci,~tS
На основе приведенного уравнения получается действительный и точный результат только в том случае, если температура среды одинакова во всех ее точках. Если это условие не выполнится, то правильный результат может быть получен только при моделировании измеряемой среды с помощью среда такого те объема с градиентом температуры, равным нулю, т.е. температура этой среды соответствует средней температуре, измеренной в бесконечно многих точках. На практике температура среды в занимаемом объеме различна.
Внутри резервуаров возникают значительные разности температур, достигающие нередко 10д-20°С, которые зависят от многих факторов, например, атмосферных условий, вязкости среды, коэффициента теплопроводности среды, коэффициента теплопередачи материала резервуара и пр. Следовательно, можно заключить, что значение разности температур среды в разных точках объема резервуара никогда не может считаться постоянной величиной. Очевидно, что такие разности температур ведут к возникновению большой погрешности и результаты измерений будут неприемлемы.
Теоретическим решением этой проблемы являлось бы измерение температуры среды в бесконечно многих точках с последующим усреднением результатов. Практическое решение этого вопроса отличается от теоретического только тем, что для измерения используется такой Датчик температуры, который по конструкции и расположению в резервуаре пригоден для локального измерения температуры в определенных конечных точках среды резервуара, и тем самым, для определения среднего значения измеренных величин.
Конструкция датчика должна быть такой, чтобы он обеспечивал измерение практически во всех слоях среды, и в то же время его стоимость
363
была бы в целесообразных пределах. Кроме того, погрешность, вызвацн этим методом измерения температуры при определении объема жидкОст 4 состоящая из погрешностей измерения и усреднения температуры, дь ’ бы, по крайней мере, того же порядка, что и погрешность измерена уровня. Учитывая, что краевые условия дифференциального уравнецця Лапласа, выражающего распределение температуры в стационарно^ режиме, зависят от метеорологических условий и имеют статический характер, то при оценке погрешности усреднения опытных данных.
нужно исходить Из
В соответствии со стандартом ASTMD 10866-607 средняя температура жидкости определяется по трем значениям температуры На трех различных уровнях усреднением трех полученных результатов в Европе применяют два метода измерения средней температуры, которые
принципиально отличаются в конструкции термометров сопротивления.
На рис. 6.9 изображены система автоматического измерения средней температуры, построенная по стандарту ASTM и являющаяся примером первого метода измерения. Система состоит из трех термометров сопротивления, соединенных последовательно. Средний термометр удерживается на половине расстояния между поверхностью жидкости и
U 860 ТХ
Рис. 6.9. Устройство для измерения средней температуры в резервуаре
дном резервуара с помощью поплавка, ленточного блока и троса между поплавком и дном резервуара.
Ленточный блок с термопатроном сопротивления удерживается посредине высоты уровня. Два других сопротивления свешиваются с поплавка на 0,8 м ниже уровня жидкости и на 0,9 м выше дна резервуара. Для препятствия сносу устройства при сильных волнениях служат направляющие тросы и якорная пластина. В этой системе используются стандартные термометры сопротивления на основе M/w, но могут применяться также и термометры на основе элементов PtIOo- Преимуществом этой системы является то, что для нее не требуются селекторные переключатели. Точность замера достигает ±0,3%.
Вторым вариантом измерения средней температуры жидкости является система, использующая многозонный термометр сопротивления. Это устройство состоит из ряда термометров сопротивления с идентичными
364
рактеристиками, но каждый из них имеет шкалу, проградуированную на определенный диапазон уровня
Элементы, заключенные в защитную оболочку, например из нейдона, политетрафторэтилена, или в трубу из нержавеющей стали, па3мешают от днища резервуара, выбирая наиболее длинный погруженный элемент и соединяя с измерительной системой.
Автоматический выбор элемента осуществляется селекторными
переключателями, управляемыми уровнемерами, а включение с помощью сухих частотных реле с целью достижения низкого или постоянного контактного сопротивления для получения необходимой точности измерения. Преимущество этой системы состоит в отсутствии движущихся частей в резервуаре. Небольшой размер многозонных термометров сопротивления позволяет их установку в резервуарах различного объема в закрытом кармане по всей высоте. Для измерения средней температуры в нефтяной промышленности в основном нашел применение второй метод измерения
Фирма «Enraf Nonius-» выпускает термометры сопротивления модели S 228 Термометр состоит из элементов определенной длины, обмотанных по винтовой линии медной проволокой. Они измеряют температуру на всех уровнях жидкости от дна до верхней границы заполнения резервуара. После определения высоты уровня уровнемером автоматики или вручную выбирается самый длинный элемент, соответствующий этому уровню, и присоединяется к измерительному устройству. Каждый элемент имеет сопротивление 100 Ом при 20°С и заключен в пленку из политетрафторэтилена или тефлона, защищенную гибкой внешней оболочкой из нейлона монели или нержавеющей стали. Погрешность термометра сопротивления в диапазоне рабочей температуры равна ± 0,5°С. Для автоматического выбора одного термометра сопротивления состоящий из многих элементов и в зависимости от уровня жидкости в резервуаре служит селектор термометров сопротивления, который вмонтирован в уровнемер серии 801.
Вал узла аварийных контактов приводит в действие коммутатор, соединенный с герконовыми реле, который, в свою очередь, подключает соответствующий термометр сопротивления к преобразователю. Печатная плата селектора содержит 13 ключевых дорожек, одну общую дорожку и Дополнительную ключевую дорожку. Все дорожки покрыты родием. Позиция и длина ключевых 13 дорожек соответствует тем диапазонам Уровня, в которых отдельные термометры сопротивления должны подключаться к усилителю температуры. Для избежания неоднозначности выбора термометров и для компенсации влияния температуры на переходное сопротивление контактов герконовые реле разделены на две группы, попеременно подключаемые ключевой дорожкой общего контакта
365
Выбранный уровнемером элемент термометра сопротивле подключается к усилителю температуры типа ER 503. Сопротивле ИЯ элементов преобразуется в пропорциональный сигнал постоянн Ие тока 1-16 мА. ОГо
Фирма Enraf предлагает несколько систем непрерывного измереНи средней температуры жидкости. Устройство Mid-Temp имеет ОдиЯ термометр сопротивления, помещаемый на середине высоты хранимог продукта. Устройство Tri -Temp включает три термометра сопротивления размещаемых в 1 м от дна резервуара, в середине высоты столба жидкости и на 1 м ниже уровня продукта.
Система Multiple Resistance Thermometer состоит из нескольких термометров сопротивления различной длины. Она соединена с измерителем уровня взлива типа 811 фирмы Enraf, снабженным автоматическим выбросом элемента, и обеспечивает выбор самого длинного из полностью погруженных в жидкость термометров и измерение с его помощью температуры.
Все элементы помещены в гибкие защитные трубы, из нержавеющей стали или рилсана и загерметизированы для предотвращения попадания влаги. Измерение производится по трехпроводной схеме и может быть подключено к микропроцессорам систем Entis или Microlect фирмы Enraf или по интерфейсу RS-232C к любому процессору, имеющему аналогичный вход.
Система Multiple Resistance Thermometer обеспечивает точность измерений 0,3°С и имеет разрешающую способность 0,1 °C.
Фирма Nulectroms (Англия) производит многозонные термометры сопротивления для измерения средней температуры жидкости в резервуарах высотой до 20 м. Эти термометры имеют отличительные особенности. Каждый элемент имеет безиндуктивную намотку, и начало и конец спирали элемента находятся в одной точке в донной части всего узла, что имеет большое значение, т.к. для компенсации сопротивления соединительных кабелей можно применять трехпроводную схему компенсации, уменьшить длину кабелей, снизить погрешность измерения и время, необходимое для настройки элементов. Термометры сопротивления в процессе производства калибруются и поверяются для трех значений температуры, включая значение средней точки рабочего диапазона. Точность измерения, обеспечиваемая элементами, изготовленными из меди, ±0,55°С. Однако фирмой разработана технология производства медных элементов с характеристиками платиновых
термометров в пределах диапазона измерения температур.
6.10.4.6. Метод калибровки резервуара
В Америке в последние годы стал получать распространение простой и точный метод калибровки с построением по внешнему контуру корпуса резервуара эталонных оптических линий, позволяющих быстро
366
еделить отношение длины окружности по внутренней поверхности 0Пяса резервуара к фактическому диаметру резервуара в плоскости п мерений. Такой метод калибровки в равной степени эффективен как для ИезеРвУаР0В с °бЬ1ЧН°й конической крышей, так и для резервуаров с Рдаваюшей крышей или понтоном. Сущность данного метода оедставлена на рис. 6.10. В каждом измеряемом сечении окружность езервуара делится по периметру на четное число равноотстоящих контрольных точек (обычно не менее восьми). Около каждой из этих точек, на определенном расстоянии от корпуса резервуара, создается
вертикальная оптическая линия, после чего в измеряемом сечении фиксируется горизонтальная градуированная планка, подвешенная на опушенном вдоль стенки резервуара намагниченном проводе. По градуированной шкале определяется точное расстояние в данном сечении от линии, образуемой вертикальным оптическим лучом до стенки резервуара. Измерения начинаются обычно с самого нижнего сечения (у днища резервуара), где диаметр резервуара определяется с помощью стандартной мерной ленты.
Рис. 6.10. Оптический метод эталонной калибровки резервуаров 1-базовые оптические линии (ОЛ), 2 - расстояние от ОЛ до вертикального сварного шва, 3 - вертикальный сварной шов, 4 - горизонтальный сварной шов, 5 - начальная линия измерения, 6 - ось установки треножника, 7 - точка начальной установки градуированной планки, 8 - высота пояса резервуара, 9 - 20% от высоты пояса, 10 - головка оптического устройства, 11 - измеренное расстояние от корпуса резервуара, 12 - градуированная горизонтальная планка, 13 - магнит
367
Измеряемые сечения обычно подбираются ранее, как npaBt1;]Q вблизи сварных швов, как это показано на рис. 6.10. Таким образом, мо-^ц ’ построить точное графическое изображение положения корцус° резервуара в вертикальном направлении и определить фактически^ внутренний диаметр резервуара в каждом расчетном сечении. Устройств для формирования вертикального оптического луча может бЬггь смонтировано на треножнике и снабжено упором, предусматривающие проворачивание головки. При составлении калибровочных таблиц поправки на гидростатический напор, изменения температуры вносятся в том же порядке, как и при традиционном методе калибровки.
6.10.4.7. Измерение расхода на потоке
За рубежом находят применение вихревые расходомеры. Принцип работы вихревых расходомеров основан на использовании частоты вихрей которая пропорциональна скорости потока только до определенных значений чисел Рейнольдса. В настоящее время применяется несколько методов детектирования частоты вихрей, каждый из которых основан на регистрации импульсов при прохождении вихрей. Расходомеры этого типа отличаются относительно небольшим перепадом давлений; их можно применять для измерения расхода на трубопроводах большого диаметра (погрешность 2<5%).
В настоящее время рядом зарубежных фирм, такими как «Дженерал электрик», «Дюконде Пемур», «Нусопико» (США), «Сименс» (Германия) и другими, выпускаются серийно ультразвуковые расходомеры и счетчики жидкости для трубопроводов диаметром 70*2000 мм с основной погрешностью до ±0,5% в диапазоне расходов 1:10 при максимальных скоростях потока до 30 м/с. Наблюдается тенденция к совершенствовании конструкции этих приборов.
Ультразвуковые расходомеры «System 960 clampontransit-time» фирмы «Controlotron Corp» (США) обеспечивают точность измерения до 1% мгновенного расхода в диапазоне 1000:1. Преобразователи расхода крепятся на наружных стенках трубопровода, не создают препятствия потоку, не подвержены коррозии и мало изнашиваются. Они могут быть использованы для измерения расхода нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей.
Фирма «Krohne - America» (США) разработала ультразвуковой расходомер, обеспечивающий точность измерения 0,5% от полной шкалы. Счетчик требует установки струевыпрямителя или прямого участка трубы' длиной не более 15 диаметров трубопровода. Оригинальная система компенсирует неравномерность и асимметрию профиля потока. Расходомеры выпускаются с установочным диаметром от 50 до 300 мм.
368
фирма «Controlotron Corp» (США) выпустила серию счетчиков типа 241МР, предназначенных для учета дебита жидкостей, перекачиваемых по трубопроводам различного диаметра Счетчики работают с общим компьютером, снабженным дисплеем
Каждый счетчик закрепляется на наружной стенке трубопроводу и производит измерение дебита жидкости путем пропускания ультразвуковых сигналов сквозь его стенки Для каждого трубопровода необходимо иметь отдельный датчик Получаемые при измерениях данные регистрируются общим компьютером Точность отсчета показаний, экономичность и удобство обслуживания счетчиков типа 24 IMP позволяют устанавливать их на трубопроводах любого типа, не требуя для этого врезки в трубопровод и прекращения перекачки жидкости Счетчик выдает показания в галлонах/мин или в галлонах/час, а также может выдавать контрольные расходные данные и сигнализировать о предельно низкой или высокой скорости потока Помимо этого счетчик позволяет регистрировать общее количество прошедшей по трубопроводу жидкости
Фирма «.Micro Motion» (США) сообщила о выпуске расходомеров, не контролирующих с перекачиваемой средой и обеспечивающих непосредственное измерение массы нефти с точностью ±0,4% Изменения температуры, давления или плотности нефти не влияют на точность измерения Расходомеры монтируют без струевыпрямителей В комплект входят также блок электроники, цифровой индикатор и механический счетчик Отдельно поставляются малогабаритные пруверы
Малогабаритные вставные расходомеры фирмы Electronic Flometers (Великобритания) обеспечивают высокую точность измерения расхода нефти в высоконапорных трубопроводах Рабочее давление для расходомеров V-300 - 5,0 МПа, VT-600 - 10,0 МПа
Для точного измерения вязких нефтепродуктов предназначены объемные шнековые расходомеры «Helix» фирмы Engineering Measurements (США) В качестве измерительного элемента в них использованы два радиально смещенных шнековых ротора, вращающихся в противоположных направлениях Конструкции корпуса и шнеков обеспечивают требуемую герметичность, чем достигается максимальная точность при минимальном падении давления Расходомеры могут применяться также для учета бункерного и дизельного топлив
Фирма «Waugh Controls» разработала объемные расходомеры с шарикоподшипниками для применения на высоковязкой нефти Они могут работать при температуре до 260°С и давлении 10 МПа Расходомеры изготавливаются из различных материалов, включая бронзу, чугун, углеродистую и нержавеющую сталь Максимальный установочный Диаметр - 408 мм
Характерным для систем количественного учета за рубежом является применение вместо набора вторичных приборов процессорной техники
369
Организация выпуска микропроцессоров с малой стоимостью позвод широко использовать их в различных системах и устройствах вме^ привычных измерительных приборов и систем с жесткой логикой. Г°
Наличие микропроцессоров дает возможность повысить точност учета с использованием турбинных и объемных счетчиков. В этом слудае Ь память устройства может быть введена калибровочная характеристика 8 также легко можно выполнить необходимые корректировки По температуре, давлению, плотности и вязкости.
Вычислительное устройство на базе микропроцессора 2233В фирмы «Daniel Electronics» предназначено для вычисления интегрального расхода и массы перекачиваемого продукта, измеряемые тремя турбинными расходомерами. Значения поправочных коэффициентов (факторов) расходомеров и удельного веса для 16 различных продуктов устанавливаются с помощью переключателей, смонтированных на передней панели. По окончании перекачки какой либо партии
автоматически печатаются значения полного расхода, а также средней
температуры и давления по каждому расходомеру.
В пруверных установках фирмы «Brooks Instrument» используются двойная хронометрия, оптические переключатели и микропроцессорное управление, позволяющие получить точность и повторяемость результатов измерения не хуже 0,02%. ЭВМ обрабатывает данные, отображает на индикаторах и печатает поправочные факторы.
6.10.4.8. Система Минилект
Система Минилект производства фирмы является быстродействующей, управляемой с помощью ЭВМ системой передачи данных для централизованного контроля состояния резервуаров данных об уровне заполнения резервуаров, температуре нефти в резервуаре и передачи аварийных сигналов с указанием номера резервуара и расшифровкой причин аварий. В этой системе применены современные коммутационные цепи на элементах диодно-транзисторной логики (ДТЛ) и использованы транзисторные логические схемы со связями на транзисторах (ТТЛ). Система работает в сочетании с прецизионными уровнемерами серии 801 или подключенными дистанционными индикаторами типа 826.
Измерительным элементом служит массивный вытеснитель, причем колебания удельного веса жидкости лишь незначительно влияют на точность измерения. На точность измерения не влияют газовые пузыри или неспокойная поверхность.
Следящая система управления непосредственно приводит в действие местный цифровой индикатор с датчиком для дистанционного цифрового индикатора, аварийный выключатель максимального и минимального
370
овня и селектор измерительных элементов многозонного термометра Противления. Сервопривод обеспечивает максимальную С сплуатаиионную надежность и наивысшую точность измерений в эеЧение длительного времени, а также исключает влияние на результат Измерения механического трения и прочих нагрузок. Встроенное яемпфилирующее устройство в системе управления серводвигателем обеспечивает точное определение уровня при всех рабочих условиях, уровнемер оборудован механическим показывающим счетчиком, приводимым в действие непосредственно от серводвигателя уровнемера. Непосредственно со счетчиком связано электрическое цифровое запросное устройство, которое преобразует положение колесиков механического счетчика в цифровую форму. Ползунки и контакты запросного устройства сделаны двойными. Ползунки изготовлены из сплава 95% золота и 5% никеля, контакты состоят из медного слоя толщиной 35 мкм, слоя никеля толщиной 10 мкм и нанесенного сверху слоя родия толщиной 2 мкм. Подложка изготовлена из стеклопластика на основе эпоксидной смолы. Запросное устройство является десятичным кодирующим устройством, которое в сочетании с системой МИНИЛЕКТ отвечает всем современным требованиям запоминающего устройства. Десятичный выход этого кодирующего устройства, обладающего разрешающей способностью Г100000, с помощью матричной схемы преобразуется в двоичнопятиричный код на выходе. Такое преобразование ограничивает количество передаваемых данных и одновременно гарантирует оптимальную достоверность передачи, которая вообще возможна при передаче десятичной информации.
Передача данных об уровне заполнения резервуаров производится по так называемой системе Highway. Линия передачи в значительной степени нечувствительна к последовательным и параллельным помехам. Система передачи требует небольшого количества жил.
Вторичная аппаратура системы МИНИЛЕКТ, установленная в диспетчерском пункте, включает в себя:
^одно или несколько табло для управления и индикации в настенном варианте или в виде пульта;
центральный приемный блок, вмонтированный в стандартную девятнадцатидюймовую раму высотой шесть футов;
аварийный индикатор максимального или минимального уровня в резервуаре;
систему аварийной сигнализации для контроля температуры;
систему аварийной сигнализации с печатающим устройством;
печатающее устройство для регистрации уровня и температуры;
z интерфейс, входы и выходы которого гальванически изолированы от ЭВМ.
371
Поставляются и устройства для согласования входных и вых кодов как 2 из 5, БСД, с проверкой на четкость или десятичный ДНЬ1Х другие. Блок-схема системы МИНИЛЕКТ показана на рис. 6.11 К°л и
Рис. 6.11. Блок-схема системы МИНИЛЕКТ:
1 - распределительные шкафы, 2 -центральный приемный блок, 3 - Интерфейс, 4 - дисплей, 5 - пульт управления, 6 - панель сигнализации, 7 - цифропечать
Центральный приемный блок включает в себя:
S организационные и временные звенья;
счетчик адресов;
J устройство выбора адресов;
J декадные устройства выбора;
J селекторы температуры;
J устройство контроля данных (контроль хода);
J устройство сравнения уровней;
J телеметрический организационный блок;
J организационный блок разделительного устройства для ЭВМ.
372
Счетчик адресов В состав центрального организационного ойства входят т^и счетчика ^адресов с 2-?5 выходами. Этот счетчик \ азует Декады Ю , 10 и 10 , соответствующие адресам (номерам) ° ервУаР0В Счетчики приводятся в действие от генератора частотой 50кГи
Когда выход счетчика адресов совпадает с запрограммированным песом, выход генератора отключается от входа счетчика адресов, а к нему подается частота 1 Кгц. При этом декадный селектор готов к работе
Аварийный сканер. Счетчик адресов остается в этой позиции всего лишь в течение 1 мс. Одновременно происходит возбуждение специальной линии и осуществляется проверка аварийного сигнализатора выбранного уровнемера на резервуаре, результаты которого передаются к центральному устройству. После получения этой информации система опрашивает следующий адрес
Обработка принятых данных. После получения данных центральное устройство проверяет, представлена ли принятая информация соответствующим кодом Если система придет к отрицательному результату, то обработка полученных данных не производится В этом случае система запрашивает информацию повторно. После нескольких неудовлетворительных попыток декадный селектор отключается от выбранного объекта, и система выдает аварийный сигнал, свидетельствующий об ошибке в закодированной информации. Этот же сигнал может быть подан к ЭВМ для прерывания команды.
Для проверки повторяемости показаний уровнемеров система снабжена передатчиком, который после выбора адреса и нажатия кнопки дистанционной проверки на пульте управления обеспечивает проверку
соответствующего уровнемера.
Термометры сопротивления опрашиваются с помощью температурных селекторов (рид-реле). Опрос осуществляется параллельно с опросом соответствующего уровнемера. Термометры, выбранные температурными селекторами, подключаются к компенсационному измерительному усилителю, который вначале линеаризует измеренные значения, а затем преобразует их в аналоговый сигнал Включенный на выходе аналого-цифровой преобразователь изменяет аналоговый сигнал в Цифровую информацию, регистрируемую на табло управления и на Цифропечатающем устройстве.
Табло управления и индикации состоит из следующих элементов:
• Органов управления выбора адресов:
S три десятиразрядных ряда кнопок для трехдекадного набора;
одна кнопка дистанционной проверки;
одна кнопка индикации температуры;
одна кнопка квитирования аварийного сигнала.
373
• Оптических сигнальных устройств, которые оповещают:
J напряжение включено;
Z отсутствует питающее напряжение уровнемера;
ошибка в передаче данных;
J температура выходит за пределы диапазона работы усилителя;
J выбор несуществующего адреса;
ответный сигнал дистанционной проверки или отсутствие данных калибровке резервуара.
• На табло индицируются следующие параметры:
J адрес - три декады;
J уровень - пять декад;
J температура - четыре декады с указанием знака и младшего разряда в 10'1.
Интерфейс. Устройство сопряжения с ЭВМ обеспечивает полное разделение сигналов между входами и выводами ЭВМ и системой МИНИЛЕКТ. ЭВМ задает системе требуемый адрес с помощью команды пуска, а система МИНИЛЕКТ при наличии требуемой информации отвечает прерыванием программы. В результате экономится машинное время, а сама ЭВМ требует всего лишь простой подпрограммы. Кроме этого, разделительное устройство через отдельные устройства памяти позволяет передавать ЭВМ информацию об аварийном изменении режима с указанием адреса и расшифровкой аварийного сигнала.
В состав системы входит дисплей на электронно-лучевой трубке, регистрирующий до 20 измеренных величин, характеризующих состояние резервуаров.
374
г 1 а В a 7 . ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
71. НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
трубопроводов
7.1.1. Назначение и состав трубопроводов
Трубопровод - сооружение, состоящее из плотно соединенных между собой труб, деталей трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежных деталей, прокладок, материалов и деталей тепловой и противокоррозионной изоляции и предназначенное для транспортировки жидкостей, твердых продуктов (нефтепродуктов) или газов.
К технологическим относятся находящиеся в пределах объекта трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
Условия изготовления и монтажа технологических трубопроводов определяются- разветвленной сетью большой протяженности и различием конфигурации обвязки технологического оборудования; разнообразием применяемых материалов, типов труб, их диаметров и толщине стенок; характером и степенью агрессивности транспортируемых веществ и окружающей среды; различием способов прокладки (в траншеях, без траншей, каналах, тоннелях, на стойках, двух- и многоярусных эстакадах на технологическом оборудовании, а также на разных высотах и часто в условиях, неудобных для производства работ), количеством разъемных и неразъемных соединений, деталей трубопроводов, арматуры, компенсаторов, контрольно-измерительных приборов и опорных конструкций.
Для того чтобы смонтировать 1 т стальных технологических трубопроводов, необходимо помимо труб израсходовать в среднем различных деталей и арматуры в количестве до 22% его массы. Прокладка трубопроводов сложный технологический процесс, который не всегда проходит в благоприятных условиях
375
7.1.2. Условные проходы
Основная характеристика трубопровода - внутренний диам определяющий его проходное сечение, необходимое для прохожде^’ заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатаНИЯ (давление, температура, скорость/ При строительстве трубопроводов дл сокращения количества видов и типоразмеров входящих в соста трубопроводов соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных проходов.
Условный проход Ду - номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода (мм) Труба при одном и том же наружном диаметре может иметь различные номинальные внутренние диаметры. ДПя арматуры и соединительных деталей технологических трубопроводов наиболее часто применяют следующий ряд условных проходов (СТ СЭВ 254-76), мм: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500. Для труб этот ряд - рекомендуемый, и Д} для них устанавливается в проекте, стандартах или технической документации.
При выборе трубы для трубопровода под условным проходом понимают ее расчетный округленный внутренний диаметр. Например, для труб наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки би 16 мм, внутренний диаметр которых соответственно равен 207 и 187 мм, в обоих случаях принимают ближайший из унифицированного ряда Ду, т.е. 200 мм.
Механическая прочность труб, соединительных деталей и арматуры при определенных интервалах температур транспортируемого по трубопроводу вещества или окружающей середы снижается. Понятие «Условное давление» введено для учета изменений прочности соединительных деталей и арматуры трубопроводов под действием избыточного давления и температуры транспортируемого вещества или окружающей среды.
Условное давление Ру - наибольшее избыточное давление при температуре вещества или окружающей среды 20°С, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С. Например, для арматуры и деталей трубопроводов из стали 20, работающих при избыточном давлении 4 МПа и транспортирующих вещество при температуре 20°С, условное давление Ру = 4 МПа, при температуре 350°С, Ру = 6,3 МПа.
Для сокращения количества типоразмеров арматуры к деталей трубопроводов установлен унифицированный ряд условных давлений (ГОСТ 356-80), МПа: 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 160; 250
376
Рабочее давление Рр - наибольшее избыточное давление, при
,оТОром обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и Крталей трубопроводов на прочность и плотность водой температурой не менее 5 и не более 70°С.
На трубопроводы и трубы ГОСТ 356-80 не распространяется, а
является рекомендуемым. Ру и Рр для них устанавливаются проектом, стандартами или технической документацией.
7.1.3. Классификация трубопроводов
Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметром, степени агрессивности среды, месту расположение, категориям и группам
По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы) и др.
По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные (из углеродистой, легированной и высоколегированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые), чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и др.
По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.
По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0°С), нормальные (от 1 до 45°С) и горячие (от 46°С и выше).
По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, среднеагрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии - глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и малоагрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, среднеагрессквной - в пределах
377
от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной - более 0,5 мм/год. Для трубопрово транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества, обыч ’ --------- —=...............----------к стали; транспортирую щиу из углеродистой стали * ..............................................- v- j- прибавки на коррозию), ЙС неметаллических материалов, Футерованные3 вещества, - только и.’ из цветных металлов
применяют трубы из углеродистой среднеагрессивные вещества, - трубы повышенной толщиной стенки (с учетом легированной стали, i транспортирующих высокоагрессивные высоколегированных сталей, биметаллические, неметаллические и футерованные.
По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные
технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.
Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых трубопроводов) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять до 80-5-120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.
Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около З-е-4%, а масса П-образных компенсаторов - около 7%.
Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.
По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на четыре класса опасности (ГОСТ 12.1.005-71 и ГОСТ 12.1.007-76): 1 - чрезвычайно опасные, 2 - высокооласные, 3 - умеренноопасные, 4 - малоопасные.
По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие НГ, трудногорючие - ТГ, горючие - ГР, горючая жидкость -ГЖ, легковоспламеняющаяся жидкость - ЛВЖ, горючий газ - ГГ, взрывоопасные - ВВ.
Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с инструкцией по проектированию технологических
стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа (СН 527-80) подразделяют на пять категорий (I-V) и три группы (А, Б, В), как показано в табл. 7.1.
378
Таблица 7 Л
Классификации технологических стальных трубопроводов по категориям и группам
379
Группа Транспортируемые вещества Категория трубопровода
I II III IV V
Рраб, МПа 1раб> °C Рраб* МПа 1раб> °C Рраб> МПа 1раб> °C Рраб> МПа tpa6> °C Рраб* МПа ?раб> °C
А Вредные:
А) класс опасности 1 и 2; независимо
Б) класс опасности 3 и выше > 1,6 >300 до 1,6 до 300
Б Взрыво- и пожаро- опасные:
А) взрывоопасные вещества (ВВ); горючие газы (ГГ) >2,5 >300 до 2,5 до 300
Б) легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) >2,5 > 300 > 1,6 до 2,5 > 120 до 300 до 1,6 до 120
В) горючие жидкости (ГЖ); горючие вещества (ГВ) >6,8 >350 > 2,5 до 6,3 >250 до 350 > 1,6 до 2,5 > 120 до 250 до 1,6 до 120
В Трудногорючие (ТГ); негорючие (НГ) - - > 6,3 до 10 >350 до 450 > 2,5 до 6,3 >250 до 350 > 1,6 до 2,5 > 120 до 250 ДО 1,6 до 120
Примечания 1) группу и категорию трубопровода следует устанавливать по параметру с более ответственной группой или категорией, 2) класс опасности по ГОСТ 12 1 005-76 и ГОСТ 12 1 007-76 взрыво- и пожароопасность - по ГОСТ 2.1.004-76, 3) вредные вещества класса опасности 4 взрыво- и пожароопасные - Б, негорючие - В, 4) параметры транспортируемого вещества принимать Р1к,г, - избыточное максимальное давление, развиваемое источником давления, или давление, отрегулированое для предохранительных устройств, Тр„с, - максимальная положительная или минимальная отрицательная температура транспортируемого вещества, условное давление - в зависимости от рабочего давления, температуры и материала трубопровода по ГОСТ 306-68.
Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэ полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с инструКЦи ..еНа> проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых П° (СН 550-82) применяют для транспортировки веществ, к кот материал труб химически стоек или относительно стоек'' классифицируют по категориям и группам, установленным для сталь U трубопроводов При этом трубопроводы из пластмассовых запрещается применять для транспортирования вредных веществ 1/ класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородик газов (СУГ). 1Х
Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вредные вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие - к категории 4 или 5 и группе В.
В общем случае категория трубопровода устанавливается проектом при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.
7.2. ТРУБЫ, ДЕТАЛИ И СОЕДИНЕНИЯ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
7.2.1. Стальные трубы и их применение . (
Стальные трубы широко используют для изготовления к монтажа технологических трубопроводов. В зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров транспортируемых веществ применяют стальные трубы различных способов изготовления, марок стали, диаметров и толщине стенок.
По способу изготовления стальные трубы подразделяют на бесшовные (горяче- и холоднодеформированные) и электросварные (прямошовные и спиральные).
Промышленность выпускает большое количество типоразмеров бесшовных и электросварных труб из углеродистой, низколегированной и высоколегированной сталей разных марок. При проектировании и сооружении технологических трубопроводов применение такого широкого ассортимента труб создает значительные трудности в комплектации материалами и деталями трубопроводов. Для сокращения типоразмеров и марок сталей труб СН 527-80, а также ведомственными нормативными документами установлены основные типы труб и пределы их применения для внутрицеховых и межцеховых технологических трубопроводов (табл. 7.2, 7.3; 7.4).
380
< > Таблица 7.2
рабочие параметры применения стальных труб для технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа
Стальные Рабочие параметры
-тдагту и группа поставки Марка стали Размеры, мм МПа Температура, °C
толщина стенки наружный диаметр
Сварные
'гбсГ 10705-80 Группа В 20 14-530 от -40 до 300
гост 20295-74 20 до 12 159-377 4,0 от -40 до 400
Группа В 17 ГС от -40 до 300
ГОСТ 362-75, легкие и обыкновенные независимо 10, 20 До 4,5 17-165 1,6 от Одо 175 «-20» 200
ГОСТ 11068-81 12Х18Н10Т до 4 15-89 1,6 от -70 до 450
Бесшовные
ГОСТ 8732-78 ГОСТ 8731-74 Группа В 10, 20 10Г2 до 18 25-426 10 от -40 до 450 «-50» 450
ГОСТ 8734-75 ГОСТ 8733-74 Г руппа В 10, 20 10Г2 до 6 14-5-108 от -40 до 450 «-70» 450
ГОСТ 550-75 20 10Г2 15Х5М, 15Х5М-У до 18 14-426 10 от -40 до 450 «-70» 450 от -40 до 450
ТУ 14-3-460-75 ГОСТ 9940-81 ГОСТ 9941-81 12X1 МФ 12Х18Н10Т 08Х22Н6Т До 18 до 16 ДО 12 14-426 55-325 15-220 от -40 до 450 от -70 до 450 от -40 до 300
381
Трубы стальные из низколегированных сталей
Таблицу у
Днар> Толщина стенки, мм —
бесшовные горяче-деформированные ГОСТ 8732-78 электросварщ^Г~--холодно-деформированные _ГОСТ 10707-80
25; 28; 32; 38; 42; 45; 50 2,5; 2,8; 3,0; 4,0; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8 1; 1,2; 1,4; 1,5; 1,бГТТ" 2,0; 2,2; 2,5
54; 57; 60; 63,5; 68; 70; 73; 76 3; 3,5; 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10 1,4; 1,5; 1,6; 1,8; 2Д227~ 2,5; 2,8; 3,0; 3,2; 3,5 ’ ’
83; 89; 95; 102 3,5; 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9 2,5; 2,8; 3,0; 3,2; 3,5 Н
108; 114; 121; 127; 133 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 11; 12-14
140; 146; 152; 159 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10; 11; 12-16
168; 180; 194 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10; 11; 12-3-18
203; 219; 245; 273; 299; 325 6-18
351; 377; 402; 426; 450; 480 8-18
Таблица 7.4
Трубы из углеродистых сталей
Диар, мм Марка стали Толщина стали, мм
Сварные прямошовные трубы
426 Сталь обыкновенная ВСт4сп5 7; 8; 9
426 Сталь углеродистая 0,8; 10; 15; 20 7; 8; 9
325 Сталь обыкновенная ВСтЗсп5 8
273 Сталь обыкновенная ВСт2сп5 7; 8
219 6; 7; 7,6
168 6; 7
114 4
Сварные спирально-шовные трубы
377 ВСтЗсп5 6
325 ВСтЗсп5 5; 6
273 ВСтЗГпс5 4,5; 5
219 4; 4,5; 5
159 3,8; 4
382
Трубопроводы наружным диаметром до 426 мм сооружают из адьных бесшовных труб, изготовляемых из углеродистой
и ^рованных сталей, а трубопроводы большего диаметра сооружают из Дальних прямошовных или спиралешовных труб.
В табл. 7.5 приведены технико-экономические характеристики некоторых трубопроводов.
Трубы второго сорта применять для технологических трубопроводов
не допускается.
Таблица 7.5
Технико-экономические характеристики трубопроводов
— Днар’ мм Дв№ ММ 6, мм G 1 м, кг Цена 1 м, руб., на 1987 г. Затраты на монтаж, руб., на 1987 г.
57 50 3,5 4,62 0,82 0,38
76 69 3,5 6,26 1,09 0,43
89 81 4,0 9,39 1,45 0,64
108 100 4,0 10,30 1,76 0,67
114 105 4,5 12,20 2,09 0,68
159 150 4,5 17,20 3,00 0,96
219 209 5,0 26,40 4,57 0,98
273 261 6,0 39,50 6,69 1,47
325 313 6,0 47,20 7,99 1,76
426 414 6,0 62,20 11,40 1,94
7.2.2. Способы и типы соединений трубопроводов
Соединения труб между собой, с арматурой, технологическим оборудованием, контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики бывают неразъемные и разъемные. К неразъемным относятся соединения, получаемые путем сварки, пайки или склеивания, к разъемным - фланцевые, резьбовые, дюритовые, бугельные и др.
Сварные соединения (рис. 7.1) могут быть различных видов: стыковые, раструбные, в некоторых случаях угловые (приварка штуцеров, плоских фланцев).
Фланцевые соединения (рис. 7.2.а) состоят из двух фланцев 3 и 4, прокладки 5 или уплотнительного кольца, соединительных болтов 2 (или
383
шпилек) с гайками Герметичность соединения достигается За прокладок из упругого материала, установленных между торцОв поверхностями фланцев
счет ЫМи
Рис 7 1 Виды неразъемных сварных соединений труб и деталей трубопроводов
а - стыковое продольное с односторонним швом б - стыковое продольное с двусторонним швом в - стыковое поперечное с односторонним швом без скоса кромок г - стыковое поперечное с односторонним швом со скосом кромок д - стыковое поперечное с подкладным кольцом без расточки, е - стыковое поперечное с подкладным кольцом с внутренней расточкой ж - стыковое контактное з - угловое одностороннее без скоса кроток и - угловое двустороннее без скоса кромок
к - угловое одностороннее со скосом кромок, л - раструбное м - раструбное с муфтой
Конструкция фланцев зависит от рабочих параметров и физико химических свойств транспортируемого вещества, материала труб и других факторов Фланцу могут привариваться к трубе или устанавливаться на резьбе Применяют фланцы, свободно сидящие на трубе и удерживаемые на ней за счет отбортовки концов труб или приваренных к трубам колец
384
3 4
Рис 7 2 Фланцевое (а) и муфтовое (б) соединения трубопроводов: 1 6 - трубы 2 - болт с гайкой 3 4 - фланцы 5 - прокладка, 7 - муфта, 8 - контргайка
Недостатки фланцевых соединений большой расход металла, высокая стоимость изготовления, а также меньшая по сравнению с неразъемными сварными соединениями надежность в эксплуатации - при частом изменении температуры или давления транспортируемого вещества возможно ослабление соединения и как следствие, возникновение утечек
385
Рис 7.4 Бугельные соединения трубопроводов' а - с эксцентриковым зажимом труб с выступом, б - с канавкой, в - с оптовым зажимом отбортованных труб,
1 - хомут, 2 - резиновое уплотнение, 3 - эксцентриковый зажим, 4 - болт с гайкой, 5 - внутренний вкладыш
387
Рис. 7.3. Штуцерные соединения трубопроводов:
а - приварные встык, б - приварные в раструб, в - на отбортованных трубах, г-на конической резьбе, д- с врезающимся кольцом,
1 - соединяемые трубы, 2 - ниппель, 3 - накидная гайка, 4 - штуцер,
5 - прокладка, 6 - кольцо
386
7.2.3. Приварные детали трубопроводов
При изготовлении и монтаже стальных технологических трубопроводов используют большое количество приварных деталей которые предназначены для изменения направления потока транспортируемого вещества (отводы) или диаметра трубопровода (переходы), разветвлений (тройники, ответвления), закрытия свободных концов трубопроводов (заглушки, днища). Основные типы и размеры приварных деталей стандартизованы или нормализованы.
Отводы по способу изготовления и конструкции разделяются ца бесшовные круто изогнутые, гнутые, сварные и штампосварные
Бесшовные крутоизогнутые отводы (рис. 7.5.а) характеризуются малым радиусом изгиба (1-5-1,5) Ду, одинаковой толщиной стенки на выпуклой и вогнутой образующих, небольшими габаритами, поэтому их применение при монтаже обеспечивает компактное сооружение трубопроводов и оборудования и, как следствие, экономию производственной площади. Такие отводы изготовляют Ду 40-5-600 мм на Ру до 10 МПа.
Гнутые отводы (рис. 7.5.6) изготовляют Ду 10+400 мм на/^до 10 МПа из бесшовных и электросварных труб гибкой на трубогибочных станках в холодном и горячем состоянии.
а - бесшовный, или штампованный, крутоизогнутый, б - гнутый, в - сварной
388
Сварные (секционные) отводы (рис. 7.5.в) изготовляют
150+1400 мм из бесшовных и электросварных труб путем вырезки отдельных секций и их последующей сборки и сварки. Радиус изгиба сварных отводов обычно небольшой, равный (1+1,5) Ду. Применяют отводы для трубопроводов на Ру до 6,3 МПа и только в тех случаях, когда отсутствуют круто изогнутые или гнутые отводы. Для трубопроводов пара и горячей воды, контролируемых Гостехнадзором, сварные отводы применяют только для трубопроводов III к IV категорий.
Штампосварные отводы изготовляют Ду 600+1400 мм из листовой стали путем штамповки полу отводов на прессах с последующей сборкой и сваркой двух продольных швов. Такие отводы используют для трубопроводов Ду 600 мм и более вместо сварных секционных.
Ответвления и тройники по конструкции подразделяются на равнопроходные - без уменьшения диаметра ответвления и переходные - с уменьшением диаметра ответвления.
Разнообразие конструкций ответвлений и тройников вызвано тем, что прочность участка трубопровода в местах образования отверстия резко снижается. В зависимости от запаса прочности трубопровода и соотношения диаметра ответвления и диаметра основной магистрали требуется местное его усиление, что достигается применением укрепляющих элементов.
Равнопроходные сварные ответвления, в которых наблюдается наибольшее снижение прочности трубопровода, получают путем врезки без укрепляющих элементов (рис. 7.6.а). Такие ответвления Ду до 400 мм применяют обычно на Ру до 1,6 МПа.
Переходы по конструкциям подразделяют на концентрические (рис 7.7.а), которые применяют преимущественно для трубопроводов, расположенных вертикально, и эксцентрические (рис. 7.7.6) - для трубопроводов, расположенных горизонтально.
Использование эксцентрических переходов позволяет избежать образования «мешков» в трубопроводе, облегчает удаление продукта из трубопровода при его отключении.
Фланцы - наиболее распространенная деталь разъемного соединения трубопроводов, что объясняется простотой конструкции, легкостью сборка и разборки, простотой изготовления и распространенностью фланцевой трубопроводной арматуры.
Для того, чтобы создать необходимую герметичность фланцевого соединения трубопровода, между фланцами устанавливают прокладку, а соприкасающимся уплотнительным поверхностям придают специальную форму. В зависимости от давления и физико-химических свойств
389
Рис. 7.6. Ответвления и тройники:
а - врезка без укрепляющих элементов, б - врезка с усиленным штуцером, в - врезка с усиленным корпусом (сварной тройник), г - врезка с накладным воротником, д - штампованный тройник, е - отбортованный в трубе штуцер, ж - врезная седловина, з - накладная седловина
транспортируемого вещества предусмотрено шесть типов уплотнительных поверхностей фланцев (рис. 7.8.). Чтобы обеспечить взаимозаменяемость фланцев всех типов, их присоединительные размеры (наружный диаметр, диаметр болтовой окружности, количество и диаметр болтовых отверстий) и размерь! уплотнительных поверхностей стандартизованы ГОСТ 12815-80 и приняты одинаковыми при одних и тех же условных давлениях и проходах независимо от конструкции и материала фланца-
390
Рис. 7.7. Переходы:
/ - бесшовные, 11 - сварные, а - концентрический, б - эксцентрический, в - вальцованный, г - лепестковый
а б
Рис 7.8. Уплотнительные поверхности фланцев: а - без выступов, б - с соединительным выступом, в - с выступом и впадиной, г - с шипом и пазом, д - под прокладку овального сечения, е - под линзовую прокладку
391
7.2.4. Опоры, подвески и опорные конструкции
Опоры предназначены для крепления горизонтальных вертикальных стальных трубопроводов к зданиям, сооружения ** оборудованию и другим объектам. По назначению и устройству и’ подразделяют на неподвижные и подвижные опоры: по способу крепления к трубе - на приварные и хомутовые.
Неподвижные опоры (рис. 7.9.) должны жестко удерживать участок трубопровода и не допускать его перемещения относительно поддерживающих конструкций. Такие опоры воспринимают вертикальные
Рис. 7.9. Неподвижные опоры трубопроводов: а - приварная, б, в - однохомутовая, г - двуххомутовая, д - бескорпусная
нагрузки от веса трубопровода и продукта, осевые нагрузки от тепловых деформаций трубопровода и сил трения подвижных опор, а также нагрузки от гидравлических ударов, вибрации и пульсации. Корпуса неподвижных опор приваривают идя прикрепляют болтами к несущим конструкциям трубопровода. При использовании хомутовых неподвижных опор, чтобы предотвратить проскальзывание трубы в опоре, к трубе приваривают специальные упоры. В зависимости от осевых сил, воспринимаемых опорой, упоры могут быть выполнены с одним или двумя хомутами или скобами.
392
Подвижные опоры (рис. 7.10) должны поддерживать трубопровод и беспечивать свободное его перемещение под влиянием тепловых деформаций- Подвижные опоры подразделяют на скользящие, катковые, управляющие, пружинные, шариковые и другие. Наиболее широко применяют скользящие опоры, которые перемещаются вместе с трубой по поверхности несущих конструкций трубопровода. Чтобы уменьшить треНие между пятой опоры и опорной поверхностью, используют катковые (роликовые) опоры, которые отличающиеся от скользящих наличием катков.
д
Рис. 7.10. Подвижные опоры трубопроводов:
а - скользящая приварная, б - скользящая хомутовая, в - скользящая для трубопроводов с хладагентом, г - катковая хомутовая, д - бескорпусная
Подвески служат для крепления горизонтальных (рис. 7.11.а, б) и вертикальных (рис. 7.11.в) линий трубопроводов к конструкциям зданий, сооружений и оборудованию или специальным конструкциям. Длина тяги 4, регулируемая гайками или муфтами, устанавливается проектом, при этом ее рекомендуется принимать от 150 до 2000 мм с шагом 50 мм.
393
Рис. 7.11. Подвески:
а - жесткая с одной тягой для горизонтальных трубопроводов, б - пружинная с одной тягой для горизонтальных трубопроводов, в - пружинная для вертикальных трубопроводов,
1 - хомут, 2 - серьга, 3 - ушко, 4 - тяга, 5 - блок пружин, 6 - диски,
7 - пружина, 8 - упор
Все вышеперечисленные конструкции являются важными элементами трубопроводов и поэтому следует внимательно относиться к этим конструкциям.
7.2.5. Трубы, детали и соединения трубопроводов из пластмасс
Использование неметаллических материалов для технологических трубопроводов позволяет снизить расход стали и цветных металлов, повысить срок службы трубопроводов, уменьшить расходы на их
394
аНтикоррозионную заиР'тУ и тепловую изоляцию. В последние годы для технологических трубопроводов все шире используют пластмассовые трубы, что обусловлено следующими факторами: высокой коррозионной стойкостью, меньшей по сравнению с металлическими массой (в 6+8 раз легче), меньшим гидравлическим сопротивлением, благодаря чему их пропускная способность повышается на 25+30%; простотой обработки и соединений; меньшей трудоемкостью и себестоимостью транспортирования и монтажа. Недостаток большинства пластмассовых труб - их сравнительно небольшая теплостойкость и ползучесть под воздействием температуры и длительных постоянных нагрузок.
Пластические массы разделяют на термопластичные (термопласты) и термореактивные (реактопласты). К термопластам относят такие материалы, которые способны размягчаться при нагревании и затвердевать при охлаждении. Их можно перерабатывать в изделия методами экструзии, формования, прессования и сварки. К реактопластам относят такие материалы, которые при нагревании легко переходят в вязкотекучее состояние, а при продолжительном нагревании -в твердое нерастворимое состояние, после чего не могут больше размягчаться и перерабатываться.
Для изготовления труб и деталей трубопроводов широко применяют термопласты: полиэтилен (ПЭ), поливинилхлорид (ПВХ), полипропилен (ПП), фторопласт к ограниченно - реактопласты: стеклопластики и фаолит.
7.2.6. Резинотканевые трубопроводы
Кроме стальных труб применяют рукава резинотканевые и металлические с подвижным швом. На техническую характеристику рукавов (табл. 7.6) влияют условия применения и среда (сорт нефтепродукта), для которой они предназначены.
Напорно-всасываюшие маслобензостойкие рукава с закрытой проволочной спиралью используются для перекачки авиационных и автомобильных бензинов, реактивных и дизельных топлив, авиационных и автотракторных масел, работающих в интервале температур окружающей среды и перекачиваемого продукта от -45 до +(60+80)°С. Эти рукава выдерживают без деформаций и отслаивания внутреннего слоя разряжение не менее 530 мм. рт. ст.
Эксплуатация рукавов должна производиться в строгом соответствии с техническими данными и инструкциями, разработанными Для каждого типа рукавов. Нельзя использовать одни и те же рукава для перекачки нефтепродуктов, агрессивных жидкостей, подачи воздуха или воды.
395
Таблица 7.6
Техническая характеристика резинотканевых рукавов
Внутрен. диаметр, мм Длина рукава, м Рабочее давление, МПа Масса 1 м рукава^ кг Миним. радиус изгиба, мм Испытат. давлен., МПа Разрушат Давлен., МПа ’
1 2 3 4 5 6
9 10 и более 0,154-2,5 - - -
12 10 и более 0,154-2,5 - - - —
16 10 и более 0,154-2,5 - - - ——.
16 2 4-18 5,0 0,68 160 6,2 15^0
18 10 и более 0,154-2,5 - - - -—-
20 24-18 0,35; 1,0 - 250 - —
25 24-18 0,35; 1,0 1,40 250 -
25 до 18 0,5 1,70 300 1,0 1,5
25 10 и более 0,154-2,5 - - - -
25 до 20 0,6 - - 1,2 2,4
25 3 4,5 1,31 250 5,6 13,5
32 до 18 0,5 2,10 300 1,0 1,5
32 24-18 0,35; 1,0 1,70 300 - -
32 10 и более 0,154-2,0 - - - -
32 3 4,5 1,95 320 5,6 13,5
38 до 18 0,5 2,40 300 1,0 1,5
38 2-18 0,35; 1,0 2,00 300 - -
38 10 и более 0,15-2,0 - - - -
38 до 20 0,4 - - 0,8 1,6
38 3 4,0 2,10 400 5,0 12,0
50 до 18 0,5 3,00 400 1,0 1,5
50 10 и более 0,154-2,0 - - - -
50 до 20 0,4 - - 0,8 1,6
50 38,5 0,85 1,50 - 1,5 2,2
50 3 4,0 2,60 500 5,0 12,0
65 до 18 0,5 5,00 - 1,0 1,5
65 2-18 0,35: 1,0 3,50 - - -
65 10 и более 0,154-1,5 - - -
65 до 20 0,6 - - 1,2 2,0
75 9 0,5 4,00 400 1,0 1,5
75 до 18 0,5 4,50 500 1,0 1,5
75 2-18 0,35; 1,0 4,00 - - -
75 10 и более 0,154-0,35 2,00 - - -
75 38,5 0,85 - - 1,5 2,2
75 3 2,5 3,50 700 3,1 7,50
396
Продолжение таблицы 7.6
Г""? 2 3 4 5 6 7
"Тбб 9 0,8 6,00 600 1,6 2,4
^Тоо 2+18 0,35+1,0 5,40 - - -
''"'iob 10 и более 0,15; 0,35 - - - -
—боб до 18 1,0 3,30 - 1,2 1,8
^Тбб 40 1,0 2,80 - 1,5 3,0
"Тоб 3 1,5 4,20 1000 1,9 4,5
"’’’"'125 2+18 0,35; 1,0 7,50 - - -
125 10 и более 0,15+0,35 - - - -
125 3 1,5 6,00 1250 1,9 4,5
150 2,4; 8 0,35; 1,0 8,50 - - -
150 10 и более 0,15+0,35 - - - -
150 до 18 1,0 6,30 - 1,2 1,8
150 3 1,5 8,50 1500 1,9 4,5
175 2,4; 8 0,35; 1,0 9,80 - - -
200 2,4; 8 0,35; 1,0 11,50 - - -
200 3 1,5 11,50 2000 1,9 4,5
225 2,4; 8 0,35; 1,0 13,50 - - -
250 2,4; 8 0,35; 1,0 15,30 - - -
250 3 1,0 - 2500 1,3 3,0
275 2,4; 8 0,35; 1,0 17,20 - - -
300 2,4; 8 0,35; 1,0 19,20 - - -
325 2,4; 8 0,35; 1,0 21,50 - - -
Сроки эксплуатации резинотканевых маслобензостойких рукавов зависят от продолжительности их хранения (до начала эксплуатации) и условий дальнейшей эксплуатации (температура окружающей среды и перекачиваемого продукта, вид продукта).
Температурное воздействие - это воздействие от нормативного температурного перепада, определяемого как разница между наивысшей и наинизшей возможной температурой стенки труб в процессе эксплуатации и температурой стенок труб в процессе строительства.
При всем этом не рекомендуется хранить и эксплуатировать резинотканевые трубопроводы под непосредственным воздействии солнечных лучей, из-за которых происходит быстрое старение и выход из строя резинотканевых трубопроводов, вследствии их разрушения и изменения их эксплуатационных свойств, хотя в последнее время появились резинотканевые трубопроводы в которых существенно снижено влияние солнечных лучей на трубопроводы.
397
Как показала практика эксплуатации, резинотканевые nv
РУКава обладают существенным недостатком: кондиционные топлива даже по непродолжительного их нахождения в рукавах (20-5-30 мин) теряют Сп качества вследствие контакта топлив с внутренним резиновым ело И рукава. Происходит вымывание из резины наполнителей, добавляемых нее для улучшения физико-механических показателей.
7.3. ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА, ДЕТАЛИ КОНТРОЛЬНО ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И КОМПЕНСАТОРЫ
7.3.1. Классификация и применение арматуры
Трубопроводной арматурой называют устанавливаемые на трубопроводах или оборудовании устройства, которые предназначена для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ.
По назначению арматуру подразделяют на:
• запорную - для отключения потока транспортируемого вещества (вентили, задвижки, краны и поворотные затворы);
• регулирующую - для регулирования параметров вещества путем изменения его расхода (регулирующие вентили и клапаны, регуляторы давления прямого действия и смесительные клапаны);
• предохранительную - для предохранения оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные, пропускные и обратные клапаны, а также разрывные мембраны);
• функциональную - для выполнения различных функций (конденсатоотводники, смотровые фонари, ловушки и др.).
По принципу действия арматура может быть:
• управляемой, рабочий цикл которой выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями или приборами; управляемая арматура по способу управления подразделяется на арматуру с ручным приводом, приводную и дистанционное управление;
• автономной, рабочий цикл которой совершается рабочей средой без каких-либо посторонних источников энергии (регуляторы давления прямого действия, конденсатоотводчики).
Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насажденных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или передающих движение через редуктор.
398
Приводная арматура снабжена приводом, который установлен
^посредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, с мембранным или электрическим исполнительным механизмом, пневматическим, сильфонным, пневматическим, гйДравлическим и пневмогидравлическим. Арматура под дистанционное
управление имеет управление от привода, который не устанавливается непосредственно на ней
В зависимости от области и условий применения
трубопроводную арматуру разделяют на две группы:
, общетехнического назначения, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируют неагрессивные и малоагрессивные жидкости и газы при рабочих температурах и давлениях; корпусные детали такой арматуры изготовляют из серого и ковкого чугуна, латуни, углеродистой или легированной стали,
• специального назначения для особых условий работы, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах,
транспортирующих продукты с такими свойствами или параметра, которые требуют применения легированных и высоколегированных сталей, бронзы, чугуна, обладающих высокой коррозионной стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или
неметаллических материалов
По способу присоединения к трубопроводам арматура подразделяется на' фланцевую, имеющую присоединительные патрубки с фланцами и применяемую для любых технологических трубопроводов; приварную, имеющую патрубки для сварки с трубопроводом и применяемую для трубопроводов с повышенными требованиями к плотности соединения, муфтовую, имеющую на присоединительных концах внутреннюю резьбу и цапковую - наружную; цапковая арматура иногда снабжается накидными гайками под отбортованные трубы; муфтовую и цапковую арматуру из чугуна применяют для трубопроводов Ду до 100 мм, транспортирующих вещества группы Б, а из стали - для
трубопроводов Ду до 40 мм, транспортирующих любые вещества.
Арматуру из стали используют для любых давлений и температур и изготовляют из углеродистой, легированной и высоколегированной сталей, а также с внутреннем покрытием коррозионно-стойкими материалами.
Арматуру из чугуна не допускается применять для трубопроводов, подвергаемых вибрации, работающих на растяжение, а также эксплуатируемых при резко переменном температурном режиме.
Арматуру из цветных металлов и сплавов используют только в тех случаях, когда физико-химические свойства транспортируемого вещества ие допускают использования арматуры из чугуна или стали.
399
Трубопроводную арматуру поставляют с заводов-изготовитр испытанном на прочность и плотность, комплектно с ответик фланцами, прокладками и крепежными деталями. и
7.3.2. Виды, обозначение и отличительная окраска арматуры
Вид арматуры. По способу перемещения запорного или регулирующего органа и его конструкция арматура подразделяется на задвижки, вентили, клапаны, краны и т.д.
У задвижек запорный или регулирующий орган перемещается вдоль уплотнительных поверхностей корпуса перпендикулярно оси потока продукта. Задвижки могут быть полнопроходными и суженными в последних диаметр отверстия уплотнительных колец меньше диаметра трубопровода.
Рис. 7.12. Задвижки-а - клиновая С выдвижным шпинделем, б - клиновая с невыдвижным шпинделем, 1 - корпус, 2 - крышка, 3 - клин (затвор), 4 - шпиндель,
5 - маховик
По форме запорного органа задвижки подразделяются на клиновые и параллельные (рис. 7.12). Преимущество задвижек - малое гидравлическое сопротивление (в 3(Н40 раз меньше, чем у вентилей). Это достигается тем, что при вращении шпинделя 4 диск 1 или клин 9 полностью выдвигается в
400
верхнюю часть корпуса 2. Задвижки по сравнению с вентилями имеют меньшие размеры и массу, что позволяет их устанавливать в труднодоступных местах. Задвижками управляют вручную или с помощью электропривода 10, обычно с дистанционным управлением.
У вентилей запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока транспортируемого вещества (рис 7 13).
Рис. 7.13. Запорные вентили: >
а - ранцевый, тип 15ч14бр, б - приварной, тип 15с65бк,
1 - уплотнительная поверхность, 2 - затвор, 3 - крышка, 4 -шпиндель, 5 - уплотнение, 6 - втулка, 7 - маховик
Вентили имеют сальниковое уплотнение 5 шпинделя 4. Затвор 2 соединяется со шпинделем шарнирно к отрывается от седла без скольжения, благодаря чему исключается повреждение уплотнительных поверхностей 1 В отличие от кранов и задвижек вентили имеют повышенное гидравлическое сопротивление, т.к. потоку рабочей среды приходится менять свое направление. Чтобы уменьшить гидравлическое сопротивление, применяют прямоточные вентили, у которых золотник в открытом положении не мешает проходу рабочей среды.
Клапаны по назначению подразделяются на запорные, Регулирующие, предохранительные, обратные, перепускные, отсечные, Дыхательные
401
Запорные клапана предназначены для перекрытия потока транспортируемого вещества.
Регулирующие клапана служат для регулирования давления и:,и количества транспортируемого вещества.
Предохранительные клапаны предназначены для защиту трубопроводов и оборудования от недопустимого давления путем сброСа транспортируемого вещества. Они приводятся в действие либо давлением
Рис. 7.14. Предохранительные малоподъемные клапаны: а - однорычажный фланцевый, тип 17чЗбр, б - пружинный фланцевый, тип 17с11нж, 1 - корпус, 2 - затвор, 3 - шпиндель, 4 -крышка, 5 - рычаг, 6 - груз, 7 - пружина
среды на клапан, либо посредством импульса (побудителя) от вспомогательного клапана небольшого диаметра.
Предохранительные клапаны бывают рычажные (рис. 7.14.а) и пружинные (рис. 7.14.6) - одинарные и двойные. У двойных клапанов два запорных органа (два затвора) размещены в одном корпусе.
402
Обратные клапаны пропускают транспортируемое вещество только в одном направлении и автоматически закрываются при его обратном движении Клапаны предохраняют трубопроводы, аппараты и машины от попадания в них при прекращении работы продукта из потока обратного направления
3
б
Рис. 7 15 Обратные фланцевые клапаны:
а - подъемный, тип 1бчЗбр, б - поворотный, тип 19ч1ббр, 1 - корпус, 2 - подъемный затвор, 3 - крышка, 4 - поворотный затвор
Обратные клапаны подъемные (рис 7.15.а) и поворотные (рис 7 15.6) изготовляют Ду от 15 до 1000 мм на различные давления и температуру Обратные клапаны в основном устанавливают на трубопроводах для газовых и жидких сред.
403
Перепускные клапаны поддерживают давление рабочей со требуемом уровне путем перепуска ее через ответвление трубопров^' На
Отсечными называются клапаны, предназначенные для перекрытия потока вещества. ыстРого
Дыхательные клапаны предназначены для выпуска накопивцщх паров или воздуха и предотвращения образования вакуума. Ся
Кранами называется арматура, в которой запорный Ид регулирующий орган в форме тела вращения или части его поворачивается вокруг своей оси, перпендикулярной оси потока транспортируемое вещества. По конструкции затвора краны подразделяются на конусные (рис. 7.16.а), шаровые (рис. 7.16.6) и цилиндрические. Шаровые краны широко применяемые, имеют шаровую пробку б, которая обеспечивает малое гидравлическое сопротивление и высокие эксплуатационные качества. По способу уплотнения затвора краны могут быть натяжные и сальниковые. В натяжных кранах затвор уплотняется подтягиванием гайки, навернутой на нижний конец пробки, которая проходит через дно корпуса: в сальниковых (см. рис. 7.16.а) - подтяжкой сальника 2.
Рис. 7.16. Фланцевые сальниковые краны:
а - пробковый, тип 11ч8бк, б - шаровой, тип 11ч37п,
1 - втулка, 2 - сальник, 3 - корпус, 4 - конусная пробка, 5 - отжимный болт, 6 - шаровая пробка
Обозначение и отличительная окраска. Знание условных обозначений и отличительной окраски трубопроводной промышленной арматуры позволяет правильно определить ее тип и материал, условия применения в трубопроводах и тем самым обеспечивает возможность контроля и грамотное выполнение монтажных работ.
404
Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насажденных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно рди передающих движение через редуктор.
Приводная арматура снабжена приводом, который установлен непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, с мембранным или электрическим исполнительным механизмом, пневматическим, сильфонным, пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим. Арматура под дистанционное управление имеет управление от привода, который не устанавливается непосредственно на ней.
В последние годы для технологических трубопроводов все шире используют пластмассовые трубы, что обусловлено следующими факторами: высокой коррозионной стойкостью, меньшей по сравнению с металлическими массой (в бэ-8 раз легче), меньшим гидравлическим сопротивлением, благодаря чему их пропускная способность повышается.
Условное обозначение, или шифр, арматуры состоит из цифровых и буквенных знаков, включающих пять элементов, расположенных последовательно Например, 30ч925бр. Первое двузначное число обозначает тип арматуры: кран - 11; запорное устройство указателя уровня - 12; вентиль - 13, 14, 15; обратный подъемный клапан - 16; предохранительный клапан - 17; обратный поворотный клапан - 19; задвижка - 30 и 31; конденсатоотводчик - 45 и т.д.
Первое буквенное обозначение указывает материал корпуса', сталь углеродистая - с; сталь легированная - лс; сталь нержавеющая - нж; чугун серий - ч; чугун ковкий - кч; латунь или бронза - б; пластмассы (кроме винипласта) - п.
Однозначное число указывает привод: механический с червячной передачей - 3; то же, с цилиндрической - 4; то же, с конической - 5; пневматический - 6; гидравлический - 7; электромагнитный - 8; электрический - 9. При отсутствии привода число не ставится.
Следующее двузначное число - конструкция данного вида арматуры (номер модели) по каталогу.
Буквы в конце условного обозначения указывают материал уплотнительных колец (буквенное обозначение): латунь и бронза - бр; нержавеющая сталь - нж; кожа - к; эбонит - э; резина - р; пластмассы (кроме винипласта) - п; без вставных или направленных колец - бк.
В том случае, если арматура имеет внутреннее покрытие, обозначение материала этого покрытия объединяется с обозначением материала уплотнительных колец: гуммирование - гм; эмалирование - эм; футерование пластмассой - п; освинцовывание - св.
Для арматуры с электроприводом во взрывозащищенном исполнении в конце обозначения добавляют букву Б (например, 30ч906брБ), а в тропическом исполнении - букву Т (ЗОчббрТ). В отдельных случаях после
405
букв, обозначающих материал уплотнительных поверхностей, добавл цифру, указывающую на вариант исполнения изделия.
ЯЮт
1. Индекс 15с916нж1, где 15 - вентиль, с - корпус выполнен углеродистой стали, 9 - привод электрический, 16 - номер по каталога нж - уплотнительные поверхности изготовлены из нержавеющей стали 1 ’ вариант исполнения.
2. Индекс 11б9бк, где 11 - кран, б - корпус выполнен из латуни или бронзы, 9 - номер по каталогу, бк - уплотнительные поверхности изготовлены непосредственно на самом корпусе, т.е. затвор без вставных колец.
Отличительную окраску чугунной и стальной арматуры наносят на необработанные поверхности (корпус, крышку, сальник, кроме приводных устройств). Арматуру из углеродистой стали окрашивают в серый цвет, из легированной - в синий, с корпусом из кислотостойкой и нержавеющей стали - в голубой, из чугуна серого и ковкого - в черный. Арматуру из цветных металлов и пластмасс не окрашивают.
В зависимости от материала уплотнительных деталей затвора используют дополнительную отличительную окраску приводного устройства арматуры (маховика, рычага): если уплотнительное устройство изготовлено из бронзы или латуни - в красный цвет, из нержавеющей стали - в голубой, из алюминия - в алюминиевый, из баббита - в желтый, из кожи и резины - в коричневый. Арматуру, футерованную или имеющую внутреннее покрытие (кроме диафрагмы), дополнительно окрашивают: эмалированную - в красный, гуммированную - в зеленый, покрытую пластмассой - в синий цвет.
7.3.3. Компенсаторы
Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям (удлинению, укорочению).
Вследствие теплового удлинения в трубопроводе возникают значительные продольные усилия, которые оказывают давление на конечные закрепленные точки (опоры), стремясь сдвинуть их с места. Эти усилия настолько значительны, что могут разрушить опоры 1 (рис. 7.15.а), вызвать продольный изгиб трубопровода 2 или привести к нарушению фланцевых и сварных соединений.
Для защиты трубопровода от дополнительных нагрузок, возникающих при изменении температуры, его проектируют и конструктивно выполняют так, чтобы он мог свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала и соединительных труб. Способность трубопровода к
406
деформации под действием тепловых удлинений в пределах допускаемых напряжений в материале труб называется компенсацией тепловых удлинений.
Способность трубопровода компенсировать тепловые удлинения за счет конфигурации участка линии к упругих свойств металла без специальных устройств, встраиваемых в трубопровод, называется самокомпенсацией (рис. 7.17.6). Самокомпенсация осуществляется благодаря тому, что в линии трубопровода 2, кроме прямых участков между неподвижными опорами 1, имеются повороты или изгибы (отводы). Расположенный между двумя прямыми участками поворот или отвод обеспечивает компенсацию значительной части удлинения благодаря эластичности конструкции, а остальная часть компенсируется за счет упругих свойств металла прямого участка трубопровода.
Рис. 7.17. Деформации трубопровода и их компенсация:
а - трубопровода без компенсатора, б - самокомпенсация Z-образного трубопровода, в - трубопровода с П-образным компенсатором,
1 - неподвижная опора, 2 - трубопровод, 3 - направляющая опора, 4 - пружинная подвеска, 5 - П-образный компенсатор
В зависимости от конструкции, принципа работы компенсаторы делятся на П-образные, линзовые, волнистые и сальниковые.
П-образные компенсаторы, обладающие большой компенсирующей способностью (до 700 мм), широко применяют при надземной прокладке технологических трубопроводов независимо от их диаметра. Преимущества таких компенсаторов - простота изготовления и удобство эксплуатация; недостатки - повышенное гидравлическое сопротивление, большой расход труб, значительные размеры к необходимость сооружения дополнительных опорных конструкций.
П-образные компенсаторы изготовляют с применением гнутых (рис. 7.18.а), крутоизогнутых (рис. 7.18.6) и сварных (рис. 7.18.в)
407
отводов. П-образные компенсаторы в зависимости от соотношения длИ11 прямого участка спинки Р и прямого участка имеют различную компенсирующую способность.
Рис. 7.18. П-образные компенсаторы с отводами: а - гнутыми, б - крутоизогнутыми, в - сварными
Линзовые компенсаторы (рис. 7.19.а) состоят из нескольких последовательно включенных в трубопровод линз. Линза сварной конструкции состоит из двух тонкостенных стальных штампованных полулинз 1 и благодаря своей форме легко сжимается. Компенсирующая способность каждой линзы сравнительно небольшая (5+8 мм). Число линз компенсатора выбирают в зависимости от его необходимой компенсирующей способности. Чаще всего применяют компенсаторы, состоящие из трех или четырех линз. Чтобы уменьшить сопротивление движению рабочей среды, внутри компенсатора помещают стаканы 3 (рис. 7.19.6).
Компенсаторы со стаканами используют на прямых участках трубопроводов для восприятия только осевых нагрузок, а компенсаторы без стаканов применяют в тех случаях, когда они работают в качестве шарниров. На горизонтальных участках трубопроводов конденсаторы устанавливают с дренажными штуцерами 2, которые вваривают в нижних точках каждой линзы. Для восприятия распорных усилий, возникающих в трубопроводах, приваривают стяжки 5 (рис. 7.19.в).
Линзовые компенсаторы применяют на Ру до 2,5 МПа для трубопроводов Ду от 100 до 1600 мм, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества. К трубопроводам линзовые компенсаторы присоединяют на сварке или на фланцах. Преимущества линзовых компенсаторов по сравнению с П-образными - небольшие размеры и масса; недостатки - небольшие допускаемые давления, малая компенсирующая способность и большие распорные усилия, передаваемые на неподвижные опоры.
408
1
Рис 7.19. Линзовые компенсаторы:
а - трехлинзовый без стакана, б - трехлинзовый со стаканом, в - сдвоенный со стяжкой 1 - полулинза, 2 - штуцер 3 - стакан, 4 - тяга, 5 - стяжка
Волнистые компенсаторы - наиболее совершенные устройства, обладающие большой компенсирующей способностью и небольшими габаритами. Основная отличительная особенность волнистых компенсаторов по сравнению с линзовыми - гибкий элемент, представляющий собой эластичную и прочную гофрированную оболочку. Гибкий элемент в зависимости от направления нагрузки, прикладываемой к его концам, получает деформации различного характера (рис. 7.20): сжатие, растяжение, изгиб, смещение оси.
В зависимости от назначения и условий эксплуатации волнистые компенсаторы изготовляют различных типов: осевые, угловые, шарнирные и т.д.. Компенсаторам каждого основного типа соответствует определенный характер деформации гибкого элемента. Гибкий элемент осевых компенсаторов работает на сжатие и растяжение вдоль продольной оси на величину Д/2 по отношению к его начальному положению.
409
Рис. 7.20. Схемы деформации гибкого элемента волнистого компенсатора:
а - начальное положение, б - сжатие по продольной оси, в - растяжение по продольной оси, г - изгиб под углом, д - смещение продольной оси при параллельности плоскостей
Волнистые компенсаторы предназначены для работы при температуре от -70 до +700 °C на Ру до 6,3 МПа. Применение волнистых компенсаторов вместо П-образных сокращает расход труб и тепловой изоляции на 15^25%. снижает гидравлическое сопротивление и уменьшает количество опор и опорных конструкций, поддерживающих трубопровод. По сравнению с линзовыми компенсаторами волнистые имеют более широкий диапазон допускаемых давлений, большую компенсирующую способность и значительно меньшие продольные усилия, передаваемые на неподвижные опоры.
Сальниковые компенсаторы (рис. 7.21) представляют собой трубу 1, вставленную в корпус 4. В зазоре между ними установлено уплотнительное кольцо 3 с грундбуксой 2. По конструкции тальниковые конденсаторы подразделяют на одно- и двусторонние. Компенсаторы соединяются с трубопроводом на сварке или на фланцах. Сальниковые компенсаторы изготовляют на Ру до 1,6 МПа, температуру до 300°С пДу от 100 до 1000 мм.
410
Рис. 7.21. Сальниковый компенсатор:
1 - труба, 2 - грундбукса, 3 - уплотнительное кольцо, 4 - корпус компенсатора
Сальниковые компенсаторы отличаются высокой компенсирующей способностью, небольшими размерами. Однако из-за трудности герметизация сальниковых уплотнений в технологических трубопроводах их применяют редко, а для трубопроводов горючих, токсичных и сжиженных газов их использование не допускается. Основные недостатки сальниковых компенсаторов - необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации, сравнительно быстрый износ сальниковой набивки и. как следствие, отсутствие надежной герметичности.
7.3.4. Контроль качества сварных соединений
Качество сварных швов трубопроводов проверяют путем систематического пооперационного контроля, внешнего осмотра и измерения, неразрушающих методов контроля, испытаний механических свойств образцов пробных стыков и металлографических исследований. Результаты контроля сварных соединений фиксирует в соответствующих документах.
Пооперационный контроль включает в себя: проверку состояния и качества подлежащих сварке труб, деталей к элементов трубопроводов, арматуру и сварочных материалов, а также проверку правильности подготовки кромок и чистоты их поверхностей; контроль качества сборки стыков под сварку, смещений кромок, зазоров и величины несоосности; контроль технологии и параметров режима в процессе сварки.
Внешнему осмотру и измерению подлежат все сварные стыки для выявления возможных дефектов: трещин, выходящих на поверхность шва или основного металла в зоне термического влияния; наплывов и подрезов в зоне перехода от основного металла к сплавленному: прожогов и
411
кратеров; неравномерности усиления сварного шва по ширине и высоте а также его отклонения от оси (перекосов); непроваров в случаях, если сварное соединение можно осмотреть изнутри трубопровода-несоответствия геометрических размеров швов требованиям чертежей’ проекта и ГОСТов.
Внешний вид сварных швов, выполненных дуговой сваркой, должен удовлетворять следующим требованиям. Поверхность швов должна быть слегка выпуклой и гладкой (при ручной сварке - мелкочешуйчатой)-ноздреватость, пористость, грубая чешуйчатость не допускаются. Переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным. Швы не должны иметь трещин, прожогов, кратеров и подрезов глубиной более 0,5 мм.
К неразрушающим методам контроля, с помощью которых выявляют в сварных соединениях возможные наружные, не доступные для внешнего осмотра, и внутренние дефекты (трещины, непровары, поры шлаковые включения и др.), относят радиографический с применением рентгеновских и электрографических аппаратов, гамма-дефектоскопов, а также ультразвуковой с использованием ультразвуковых дефектоскопов УДМ-3, ДУК-66П, УД-ЮМ, УД-24, УД-20УА и «ЭХО».
В качестве рентгеновских аппаратов непрерывного действия применяют РУП-120-5-1, РАП-150-7, РАП-150-03, РАП-160-6П, РУП-200-5-2, РАП-150/300 и РУП-400-5/1 и импульсных - МИРА-1Д, МИРА-2Д и МИРА-ЗД. Для гаммаграф ирования используют радиоизотопные источники и гамма-дефектоскопы: Гаммарид-192/40Т, Гаммарид-170/400 и Стапель-5М. Из электрорадиографических аппаратов наибольшее применение нашли ЭРГА-ПС, ЭРЕНГ, ЭРГА-П2 и АРЕКС-2.
7.4. МОНТАЖ СТАЛЬНЫХ МЕЖЦЕХОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
7.4.1. Способы прокладки межцеховых трубопроводов
Межцеховые трубопроводы прокладывают надземным или подземным способом. Способ прокладки определяется проектной организацией. В пределах границы промышленного предприятия прокладку межцеховых трубопроводов и паропроводов проектируют преимущественно над землей.
Надземным способом межцеховые трубопроводы прокладывают, как правило, на эстакадах (рис. 7.22.а); отдельно стоящих стойках; балочных одноярусных эстакадах (рис. 7.22.6), в которых трубопроводы прокладывают по поперечным траверсам; опирающимся на балки;
412
балочных двухъярусных (рис. 7.22.в), в которых трубопроводы прокладывают по поперечным траверсам, опирающимся на балки или стойки эстакады; многоярусных с пролетными строениями ферменного типа (рис. 7.22.г), а также на низких опорах, шпалах и др.
Рис. 7.22. Типы эстакад межцеховых трубопроводов: а - отдельно стоящая стойка, б - балочная одноярусная, в - балочная двухъярусная, г - многоярусная
Для обеспечения свободного проезда внутризаводского транспорта и беспрепятственного прохода людей минимальная высота до низа трубопроводов или пролетных строений высоких эстакад на территории предприятия должна быть (м): над внутризаводскими железнодорожными путями (от головки рельсов) - 5,5; над автомобильными дорогами и проездами - 4,5 и над пешеходными проходами - 2,5.
413
Высоту от уровня земли до низа труб (или поверхности изоляции), прокладываемых на низких опорах, принимают с учето* возможности производства ремонтных работ, но не менее: при Щириц1 группы труб до 1,5 м - 0,35 м; при ширине 1,5 м и более - 0,5 м. е
Для того чтобы использовать несущую способность трубопроводов прокладываемых на стойках, к ним крепят трубопроводы меньщи^ диаметров (с обязательной проверкой расчетом труб большего диаметра на допускаемый прогиб). Такой способ закрепления не допускается ца трубопроводах: транспортирующих высокоагрессивные, ядовитые токсичные вещества и сжиженные газы; работающих под давлением от 6,3 МПа и более; транспортирующих вещества температурой выше 300°С
При многоярусном расположении трубопроводов на верхнем ярусе эстакад или опор размещают трубопроводы больших диаметров транспортирующие горючие и инертные газы, а такие пар. Трубопроводы транспортирующие кислоты, - ниже всех остальных трубопроводов.
Межцеховые трубопроводы прокладывают также в открытых лотках и укладывают на железобетонные шпалы по дну в один ряд. Чтобы можно было выполнять монтажные и ремонтные работы, лотки прокладывают
вдоль внутризаводской дороги с одной или двух сторон. Основные дороги приподнимают на 0,7+0,8 м над уровнем земли, что позволяет при
пересечении лотков с другими дорогами и проходами устраивать переезды и переходные площадки. Такой способ прокладки снижает стоимость монтажных и ремонтных работ, а также улучшает условия эксплуатации трубопроводов.
При подземном способе трубопроводы прокладывают в проходных, полупроходных и непроходных подземных каналах (рис. 7.23), непосредственно в грунте (бесканальная прокладка).
Подземную прокладку технологических трубопроводов на территории промышленных предприятий, особенно в непроходных
подземных каналах, выполняют в тех случаях, когда сооружение надземных эстакад экономически нецелесообразно или практически неосуществимо. Подземная бесканальная прокладка, а также прокладка в подземных непроходных каналах трубопроводов для горючих и сжиженных газов не разрешается Бесканальную прокладку применяют в основном для одиночных трубопроводов, транспортирующих вещества температурой не более 150°С и в благоприятных грунтовых условиях.
Подземные трубопроводы укладывают непосредственно в грунт обычно на глубине, несколько превышающей глубину промерзания грунта, но не менее чем на 0,6 м (от верха трубы до планировочной отметка).
При пересечениях с внутризаводскими железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы прокладывают в защитных патронах (футлярах) из стальных труб большого диаметра. При таких пересечениях глубина заложения
414
одземных трубопроводов от подошвы шпалы или поверхности дорожного Укрытия до верха защитного патрона трубопровода должна быть не менее 1 м. При выборе пересечения следует пользоваться методом оптимального проектирования.
а
Рис. 7.23. Подземная прокладка трубопроводов в каналах: а - проходном, б - непроходном, 1 - подающая теплосеть, 2 - обратная теплосеть, 3 - трубопроводы горячего водоснабжения, 4 - электрокабель, 5 - водопровод, 6 - сборные железобетонные конструкции
7.4.2. Монтаж надземных трубопроводов
Надземные трубопроводы монтируют укрупненными блоками или секциями. Монтаж межцеховых трубопроводов отдельными трубами допускается только в тех случаях, когда из-за стесненных условий прокладка секциями становится невозможной.
По виду укрупнения блоки могут быть из строительных конструкций, трубопроводные и комбинированные.
Блоки из строительных конструкций используют при возведении сборных железобетонных и металлических эстакад балочного и форменного типов и в их состав входят балки, траверсы, переходные мостики и их ограждения, фермы, элементы связей.
В состав трубопроводных блоков могут входить: прямые участки трубопроводов, состоящие из одной или нескольких секций (в пределах температурного блока); спутники: П-образные линзовые или сальниковые Компенсаторы; теплоизоляция.
415
Комбинированный блок - это собранное пролетное строе1) эстакады с установленными и закрепленными трубопроводными блока- '
Выбор вида блока и степени его укрупнения определяется Г] пр зависимости от конструктивных решений эстакад, количества расположения трубопроводов, их диаметров, наличия грузоподъемщ механизмов и транспортных < производства работ. Обычно комбинированными блоками.
Укрупнительную сборку площадках - перемещаемых или зоне действия монтажного крана.
Трубопроводные блоки собирают в следующей последовательности-
средств, монтаж
|це :ам И.
‘в и
1Ь1Х а также местных условий ведут трубопроводными и
блоков стационарных, которые располагают в
производят на сборочных
грузят, транспортируют и разгружают арматуру, детали, узлы и секции-устанавливают стеллажи или стенды; подготавливают кромки секций под сварку; строят секции, поднимают и укладывают их на стеллажи-собирают и сваривают стыки, контролируют качество сварных соединений; размечают места установки опор и закрепляют опоры; контролируют качество, маркируют и принимают блоки.
Комбинированные блоки монтируют в такой последовательности:
грузят, транспортируют и разгружают укрупненные элементы строительных конструкций и секций трубопроводов; собирают трубопроводные блоки; раскладывают и фиксируют нижние балки; устанавливают фермы; устанавливают верхнее стойки, крепят «елочки»; укладывают и временно закрепляют трубопроводные блоки, размещаемые внутри контура поперечного сечения блока; устанавливают верхние балки, полубалки и связи верхнего пояса; устраивают элементы жесткости; маркируют и принимают блок.
Временные элементы жесткости (распорки или связи) должны предотвращать возможности поломки и деформации блоков при их
транспортировании и монтаже.
Все блоки до выверки временно закрепляют монтажными болтами, струбцинами и другими инвентарными приспособлениями. Стропы снимают после проверки правильности монтажа и закрепления монтируемых блоков. Окончательно крепят технологические трубопроводы и арматуру, а также сваривают монтажные стыки после монтажа участка эстакады, составляющего температурный блок. При этом взаимно смещают стыкуемые секции и блоки трубопроводов до образования необходимого зазора.
На вновь сооружаемых эстакадах оставляют свободные места для прокладки дополнительных линий трубопроводов на случай возможного расширения предприятия.
К монтажным работам по прокладке надземных межцеховых трубопроводов на отдельно стоящих опорах или эстакадах приступают
416
только после получения от строительной организации актов о полном соответствии опорных конструкций проекту и техническим условиям, а также проверки фактического выполнения этих работ представителями монтажных организаций.
7.4.3. Монтаж подземных трубопроводов
Бесканальная прокладка в траншеях. При бесканальной прокладке трубопроводы монтируют укрупненными секциями и плетями. При бесканальном способе обязательна предварительная гидроизоляция трубопроводов до укладки их в траншею.
Изолированные трубопроводы укладывают на деревянные брусья-лежки или валики вынутого грунта. Это необходимо для удобства захвата трубопровода монтажными полотнищами при укладке в траншею, для выполнения сборочных и сварочных работ, а также для контроля качества изоляции. Перед укладкой трубопровода проверяют соответствие размеров траншеи и отметок проектным. Дно траншеи после рытья должно быть спланировано так, чтобы трубопровод на всем протяжении имел заданный проектом уклон и лежал на грунте без провисания (провисание создает дополнительные напряжения в его стенках).
При укладке трубопровода, покрытого антикоррозионной изоляцией, необходимо принимать меры, предупреждающие нарушение целостности изоляционного покрытия. Для этого при подъеме применяют инвентарные мягкие полотенца, состоящие из стального каната с внутренней защитной оболочкой из прочного белтинга или прорезиненной ткани.
В летнее время центрирование и сверку монтажных стыков, а также укладку и засыпку трубопроводов следует производить в самое прохладное время суток (утром), т.к. при укладке в жаркое время трубопровод удлинится и будет защемлен засыпанным грунтом. В дальнейшем при охлаждении металла труб, особенно в зимнее время, в сварных стыках возникнут значительные растягивающие напряжения.
В зимнее время трубы укладывают в траншею сразу же после подчистки дна траншеи и засыпают талым грунтом на глубину не менее ЗО-ь5О см над верхом трубы.
Секции трубопровода опускают на дно траншеи плавно, без рывков и ударов о стенки и дно траншеи.
После укладки в траншею трубопровод на всем протяжении должен опираться на нетронутый или плотно утрамбованный грунт. Траншею засыпают в два приема. Сначала присыпают, подбивают пазухи трубопровода и частично засыпают траншею на высоту 0,25-5-0,3 м над верхом труб, оставляя свободными сварные стыки. Затем трубопровод подвергают гидравлическому испытанию, на которое составляют акт. После испытания траншею засыпают окончательно.
417
Прокладка трубопроводов в каналах. Трубопроводы прокладыв в каналах на бетонных подушках с применением металлилеаК>Т приварных или хомутовых опор. Свободное расстояние от дна канала*41* низа трубы или тепловой изоляции должно быть не менее Юо Д° Мм
низа трубы или тепловой изоляции должно быть не независимо от диаметра трубы.
Обычно трубопроводы монтируют при открытом устанавливаемые на дне каналов, закрепляют так, препятствовали свободному стоку воды.
канале. Опоры чтобы они нё
При укладке в каналах работы по окончательному закреплению трубопроводов в каждом температурном блоке ведут от неподвижных опор.
Секции трубопроводов, укладываемых в каналах, необходимо до укладки в проектное положение изолировать, оставляя свободными сварные стыки, которые изолируют после испытаний. Опоры крепят к секциям заранее, до монтажа, по снятой с натуры схеме расстановки опор, а такте до их тепло изоляция. Такой способ снижает трудоемкость монтажа и теплоизоляционных работ и повышает их качество.
Прокладка трубопроводов в футлярах. На пересечениях с внутренними железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы укладывают в футляры из стальных труб большого диаметра, концы которых должны выступать на 2 м в каждую сторону от крайнего рельса или от края проезжей части автомобильной дороги. Концы футляров уплотняют просмоленной прядью и заливают битумом. Внутренние диаметры футляров обычно на
100+200 мм, больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов.
Футляр воспринимает давление грунта и подвижных нагрузок от работы транспорта. Футляры укладывают двумя способами: без нарушения нормальной работы транспорта (бестраншейный или закрытый) и с прекращением движения транспорта (открытый). Применение того или иного способа прокладки трубопровода зависит от категории дорог и путей.
Сооружение перехода трубопровода как открытым, так и закрытым (бестраншейным) способом состоит из следующих операций: разработки грунта, установки защитного футляра внутри разработанного грунта (одновременно с его разработкой или после), протаскивания через футляр изолированного трубопровода с установкой его на опоры, засыпки трубопровода и восстановления участка пересекаемой дороги. Сооружение перехода оформляют актом.
418
7 4.4. Монтаж компенсаторов
Перед установкой компенсаторов в проектное положение их контролируют внешним осмотром. Как правило, все компенсатору перед окончательным присоединением к трубопроводу должны быть предварительно растянуты или сжаты на величину, указанную в проекте, и установлены на трубопроводы вместе с распорным (или сжимающим) приспособлением, которое снимают лишь после окончательного закрепления трубопроводов на неподвижных опорах. Растяжку применяют для «горячих» линий трубопровода, а сжатие - для «холодных».
При монтаже трубопроводов широко применяют П-образные, линзовые, волнистые и сальниковые компенсаторы.
П-образные компенсаторы, как правило, устанавливают в горизонтальном положении и. как исключение, вертикально или наклонно. При установке таких компенсаторов вертикально или наклонно в нижних точках с обеих сторон компенсатора размещают дренажные штуцера для отвода конденсата, а в верхней части - воздухоотводчики.
Для обеспечения нормальной работы компенсатор устанавливают не менее чем на трех подвижных опорах, а обе стороны трубопровода закрепляют на неподвижных опорах.
Линзовые компенсаторы устанавливают на трубах, узлах или блоках до подъема в проектное положение. Собранный узел или блок с линзовыми компенсаторами необходимо на время транспортирования, подъема и установки предохранять от деформаций и повреждений. Для этого применяют дополнительные жесткости на компенсаторах. После установки узлов на опоры и закрепления временные жесткости удаляют. Линзовые компенсаторы при монтаже растягивают на половину их компенсирующей способности после их сварки или окончательного соединения на фланцах с трубопроводом.
Волнистые компенсаторы перед установкой осматривают, расконсервируют и проверяют соответствие температурного изменения участка трубопровода проекту с допускаемой компенсирующей его способностью. Для угловых компенсаторов проверяют также величину изгиба. Гибкие элементы компенсаторов необходимо защищать от резких механических нагрузок, от скручивающих нагрузок и от попадания искр при сварке
Последовательность монтажа волнистых осевых компенсаторов зависит от наличия в их конструкции приспособлений для предварительной растяжки. Для обеспечения надежной работы
419
компенсатора направляющие и неподвижные опоры устанавливают Та чтобы соосность патрубков или фланцев компенсатора составляла 2 ’
взаимное отклонение осей патрубков компенсатора - не более 1 а каждые 200 мм монтажной длины компенсатора.
При монтаже вертикальных участков трубопроводов с волнистыми линзовыми компенсаторами, для того чтобы исключить возможность сжатия (растяжения) под действием силы тяжести на период монтажа ца трубопроводе закрепляют поддерживающие скобы.
Сальниковые компенсаторы необходимо устанавливать строго по оси трубопровода без перекоса, величина растяжки их задается по проекту и определяется рисками, нанесенными на стакане и корпусе компенсатора
7.4.5. Монтаж трубопроводов с обогревом
Трубопроводы с обогревом применяют при транспортировании легкозастывающих или выпадающих из растворов в виде кристаллов продуктов (например, расплавленные сера и нафталин), а также для поддержания заданной температуры продукта
Для обогрева технологических трубопроводов в качестве теплоносителя используют горячую воду от системы теплофикации или пар от технологических паропроводов низкого давления.
Если к обогреву предъявляются специальные требования, то применяют и другие теплоносители, например, антифризы или масло.
В зависимости от интенсивности обогрева технологических трубопроводов существуют два способа обогрева - внешний и внутренний. Для внешнего обогрева применяют трубопроводы с рубашкой или со спутником. При внутреннем обогреве паропровод представляет собой прямую трубу или змеевик, размещенный внутри технологического трубопровода. Такой способ обогрева применяют редко, т.к. в этом случае затрудняется очистка трубопровода.
Способ обогрева и его конструктивное решение устанавливаются проектом на основании соответствующих тепловых расчетов и технологических требований.
Трубопроводы с рубашкой используются только при необходимости интенсивного обогрева или точного регулирования температуры.
Трубопровод с рубашкой (рис. 7.24) состоит из двух труб разного диаметра, а часто и разного материала, одна из которых вставлена в другую. Пар для обогрева подают в наружный корпус рубашки 2, а по внутреннему трубопроводу 3 транспортируется продукт.
420
12 3 4
Рис. 7.24. Схема участка трубопровода с рубашкой: 1 - штуцер, 2 - рубашка, 3 - обогреваемый трубопровод, 4 - фланец плоский приварной, 5 - обводная труба
Пускают пар и отводят конденсат через штуцер 7. В местах фланцевых соединений трубопроводов рубашки соединяют обводными трубами 5.
Трубопровод с рубашкой выполняют из коротких отрезков труб с фланцами на концах (рис. 7.25). Концы корпуса, образующего рубашку 2. подкатывают и приваривают к основным трубам около фланцевых соединений 3.
Рис. 7.25. Узел фланцевого соединения трубопровода с рубашкой:
1 - обогреваемый трубопровод, 2 - рубашка; 3 - фланцевое соединение;
4 - обводная труба, 5 - фланцевое соединение обводной трубы
Равномерность обогрева транспортируемого продукта в значительной степени зависит от качества центрирования труб.
Гнутье труб с рубашкой производят на станках с нагревом токами высокой частоты или в холодном состоянии. При совместном изгибе в холодном состоянии трубы вставляют одна в другую, наполняют межтрубное пространство песком или канифолью. Иногда, чтобы
421
сохранить в месте изгиба постоянный зазор, на внутреннюю приваривают центровочные перфорированные кольца (в 3-М местах) У
При прокладке трубопроводов из нержавеющей Ст трубопроводов высокого давленая и в других случаях, когда прива И’ рубашки к обогреваемой трубе не допускается, необходимое уплотнен 3 достигается с помощью сальников. Вместо рубашки для обогрева mo»Hq использовать электронагревательные элементы в виде эластичных лент которые спиралью наматываются на трубопровод. ’
При монтаже обводные трубки на горизонтальных участках трубопроводов помещают строго горизонтально, чтобы не образовалась мешки. На трубопроводах с уклоном участки обводных трубОк присоединяемые к штуцерам рубашек, располагают горизонтально, а уклон средней части - в соответствии с уклоном трубопровода. При сборке фланцевых соединений обводных трубок нельзя допускать
принудительного натяга и перенапряжения в штуцерах.
При укладке трубопроводов на неподвижные опоры к ним крепят основную (обогреваемую) трубу, а в рубашке в этих местах делают разрывы с обводными трубками. Крепить рубашки к неподвижным опорам
не следует.
Трубопроводы со спутниками выполняют в виде трубы, которую прокладывают рядом с основным обогреваемым трубопроводом. Спутники по конструкции бывают одиночные, состоящие из двух или трех труб, в виде спирали, навитой на основной трубопровод, и в виде двухканальной трубы специального профиля. Наиболее широко применяют одиночные трубы-спутники, которые размещают параллельно основному трубопроводу снизу или сбоку. Диаметр спутников, определяемый тепловым расчетом, равен 20-5-50 мм
При горизонтальном расположении трубопровода спутники устанавливают под ним (при двух-трех спутниках - симметрично вертикальной оси).
Трубопроводы со спутником (рис. 7.26) обычно закрепляют к основному трубопроводу на хомутах 3 или вязальной проволокой через каждые 0,4-ь0,5 м. При этом труба-спутник 4 должна плотно прилегать к основному трубопроводу. В местах установка арматуры и фланцев 2 трубу-спутник изгибают и делают компенсатор 5 с фланцевым разъемом, чтобы можно было разбирать и ремонтировать соединение. Неподвижные крепления трубопроводов для спутников необходимо выполнять на общей опоре с основным трубопроводом.
Крепление обогревающих спутников к опорам и обогреваемому трубопроводу должно обеспечивать свободную дополнительную компенсацию тепловых удлинений спутника. В необходимых случаях на обогревающих спутниках предусматривают дополнительные компенсирующие устройства.
422
Рис 7.26 Схема участка трубопровода со спутником: а - на горизонтальных участках трубопровода, б - в месте установки арматуры, 1 - обогреваемый трубопровод, 2 - фланец, 3 - хомуты, 4 - труба-спутник, 5 - компенсатор спутника, 6 - арматура, 7 - спуск конденсата
Для укладки обогревающих спутников с Ду 40 и 50 мм снизу трубопровода делают вырез в подвижных и неподвижных опорах.
Перед испытанием рубашки и отдельные участки трубопроводов-спутников продувают. При испытании трубопроводов с рубашкой сначала испытывают на прочность рубашку трубопровода, причем испытательное давление должно составлять 1,25 рабочего давления теплоносителя в рубашке. При испытании рубашки фланцевые соединения обогреваемых труб не затягивают, чтобы можно было проверить отсутствие испытательной воды или воздуха в основном трубопроводе, которые могут попасть туда из-за прожога стенки трубы при приварке рубашки. Трубопроводы со спутником испытывают раздельно. По окончании испытаний трубопроводы покрывают общей теплоизоляцией.
423
7.4.6. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии
очень
При подземной прокладке стальные трубопроводы подвергаю почвенной коррозии. В грунтах почти всегда содержатся соли, кислоть* щелочи и органические вещества, которые вредно действуют на стенк ’ стальных труб. В некоторых случаях такая коррозия может вызвать с-быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и этим вывести трубопровод из строя. Такие разрушения происходят особенно часто трубопроводах, уложенных без достаточной защиты от коррозии.
в
Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозия может быть активной и пассивной. К активным средствам защиты подземных трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной ~
устраняют причины, вызывающие коррозию.
Катодная защита (рис. 7.27.а) заключается в наведении на трубопровод специальными установками внешнего электрического поля, создающего катодный потенциал на поверхности трубы. При такой защите коррозионному разрушению подвергается электрически подключенный к защищаемому трубопроводу 1 анод 3, изготовленный из
электропроводных материалов.
При протекторной защите (рис. 7.27.6) к защищаемому трубопроводу 1 присоединяют металлический протектор 5 (анодный электрод), и имеющий более вязкий электрический потенциал, чем потенциал металла трубопровода. С применением протекторной защиты трубопровод принимает полярность катода, а протектор - анода.
Средства защиты выбирают на основе данных о коррозионной активности грунтов (агрессивности грунтов по отношению к стальным трубам), а также технико-экономических обоснований, Коррозионная активность грунтов в зависимости от их состава может быть низкой, средней и высокой. Песчаные грунты, если они не содержат каких-либо химических загрязнений, относятся к грунтам низкой коррозионной активности, солончаковые и глинистые с известковыми примесями -средней, а торфяные и черноземные - высокой.
Наиболее распространенный способ пассивной защиты почвенной коррозии - нанесение изоляционного покрытия трубопроводов.
Обычно используют покрытие из негодных битумов с наполнителями, из липких поливинхлоридных и стабилизированных сажей
полиэтиленовых лент.
424
a
б
Рис 7.27. Схема установки защиты:
а - катодной б - протекторной, 1 - трубопровод, 2 - катодная сетевая станция, 3 - анодное заземление, 4 - соединительный проводник,
5 - протектор, 6 - наполнитель
По степени коррозионной активности грунтов применяют нормальное и усиленное изоляционное покрытия (табл. 7.7).
Для того, чтобы защитное битумное покрытие прочно пристало к поверхности трубопроводов, его перед нанесением изоляции очищают от ржавчины, земли, пыли, влаги, копоти и окалины, поддающейся механической очистке. Очищенную поверхность, которая должна иметь серый цвет с проблесками металла, чтобы не было коррозии, сразу же грунтуют Чтобы усилить прилипаемость изоляционного покрытия к Металлу трубопровода, грунтовку наносят на сухую поверхность ровным слоем, без пропусков, сгустков, подтеков и пузырей.
425
Таблица 7 7
Тип и конструкция изоляционного покрытия
Тип покрытия Конструкция покрытия Толщина покрытия беззащитной обертки, мм, не менее Применение изоляции
Нормальное
Из полимерных лент Грунтовка, липкая полимерная лента в 1 слой, защитная обертка 0,35 Для трубопроводов, — укладываемых в грунты с низкой и средней коррозионной активностью
Битумное Битумная грунтовка, слой битумнорезиновой мастики 3 мм, стеклохолст в 1 слой, защитная обертка 4,00
Усиленное
Из полимерных лент Грунтовка, липкая полимерная лента в 2 слоя, защитная обертка 0,65 Для трубопроводов, укладываемых в грунты с высокой коррозионной активностью, на участках пересечения ж/д путей и а/т дорог, на переходах через реки, затапливаемые поймы рек, болота и т п
Битумное Битумная грунтовка, слой битумнорезиновой мастики 2-3 мм, стеклохолст в 1 слой, слой битумнорезиновой мастики 2-3 мм, стеклохолст в 1 слой, защитная обертка
Битумное Битумная грунтовка, слой битумнорезиновой мастики 5-6 мм, стеклохолст в 1 слой, защитная обертка
Примечания 1) Допускается применение других изоляционных покрытии (эпоксидных, каменноугольных, кремнийорганических и силикатных эмалей*, обладающих требуемой сплошностью, адгезией и механической прочностью 2) Допускаемое отклонение толщины битумных покрытий до 4 №1 не должно превышать 0,3 мм, более 4 мм - 0,5 мм
426
7.4- 7. Тепловая изоляция трубопроводов
Тепловую изоляцию технологических трубопроводов применяют для зашиты горячих и холодных поверхностей от потерь теплоты и холода, для сохранения температуры транспортируемого вещества, предотвращения его застывания, конденсации, для защиты от ожогов, если температура поверхности трубопроводов выше 60°С в местах возможного нахождения эксплуатационного персонала
Рис 7 28 Полносборные теплоизоляционные конструкции:
I - минеральный цилиндр 2 - асбестоцементный полуцилиндр, 3 - полносборная конструкция из минерале ватного цилиндра и асбестоцементных полуцилиндров 4 - металлическое покрытие,
5 - полносборная конструкция из минераловатного цилиндра и покрытия скрепленного самонарезающими винтами 6 - жесткие полуцилиндры, 7 - полносборная конструкция из полуцилиндров с покрытием пленкой стянутая стальными бандажами
Тепловую изоляцию применяют для прокладываемых в помещениях и туннелях трубопроводов, если температура транспортируемого вещества 45°С и выше
427
Для тепловой изоляции трубопроводов широко используют типовы детали, полносборные и комплектные теплоизоляционные конструкци заводского изготовления, допускающие выполнение монтажа индустриальными методами. Детали и конструкции изготовляют различных теплоизоляционных материалов (минеральной ваты, диатомита перлита, асбеста, стеклоцемента, стеклопластика, ячеистых материалов). ’
Для изоляции трубопроводов выпускают большое количество комплектных и полносборных изделий (рис. 7.28): Цилиндру полуцилиндры (скорлупы), плиты из различных теплоизоляционных материалов (минеральной ваты, диатомита, перлита). Для покрытия изоляции применяют оболочки из листового металла, асбестоцемента стеклотары, стеклоцемента и стеклопластика.
Большое распространение получки изделия из минеральной ваты температуростойкость которой не менее 600°С. Минераловатные цилиндры на синтетическом связующем используют для тепловой изоляция трубопроводов диаметром от 25 до 219 мм, длиной от 500 до 1500 мм при температуре изолируемой поверхности от -30 до +300 °C.
7.4.8. Приемка и техническое освидетельствование смонтированных трубопроводов
По окончании монтаж или ремонта линии трубопровода, а также отдельного блока производится поузловая сдача - приемка При этом проверяют
• правильность выполнения всех монтажных работ и их соответствие проекту, включая термическую обработку и контроль качества сварки, соответствие типов установленной арматуры проектные, правильность монтажа арматуры и дистанционных приводов к ней, легкость открывания и закрывания арматуры;
• законченность и правильность расположения и установки дренажей, воздушников, сливных линий, штуцеров и диафрагм бобышек для измерения ползучести, реперов для изменения тепловых удлинений трубопровода;
• наличие и величину зазоров между параллельно проложенными трубопроводами, строительными конструкциями и трубопроводами в местах прохода через перекрытия и стены;
• наличие площадок и лестниц для обслуживания арматуры, расположенной в труднодоступных местах;
• соответствие проекту типов опор и подвесок, мест их расположения и правильность монтажа;
• наличие и правильность оформления монтажной технической документации.
428
Поузловая приемка производится прорабом с представителем
заказчика
При техническом освидетельствовании смонтированного трубопровода проверяют монтажную техническую документацию, подвергают трубопровод наружному осмотру и гидравлическому испытанию. При наружном осмотре проверяют готовность трубопровода к проведению испытаний.
Техническое освидетельствование трубопровода, включая
трубопроводы, на которые распространяются требования ПУГ-69, а также трубопроводов пара и горячей воды IV категории производится руководство, монтажного участка при участии представителя технического надзора заказчика.
Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей
воды, на которые распространяются требования Госгортехнадзора, для
трубопроводов I категории с Ду более 70 мм и трубопроводов II и III категорий с Ду более 100 мм проводит инженер-контролер местного управления Госгортехнадзора.
7.4.9. Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление
Все технологические трубопроводы после монтажа перед сдачей их в эксплуатацию подвергают испытанию на прочность и плотность. Для особо ответственных трубопроводов, кроме испытания на прочность и плотность, производят испытание их на герметичность.
При испытании на прочность в трубопроводе создают давление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникают повышенные напряжения, которые вскрывают его дефектные места.
При испытании на плотность в трубопроводе создают рабочее давление, при котором производят осмотр и обстукивание с целью выявления неплотности системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д. При испытаний на герметичность в трубопроводе воздухом или инертным газом создают рабочее давление, которое выдергивают в течение длительного времени (не менее 12 ч). При этом по манометру определяют величину падения давления за время испытания, по которой судят о герметичности системы. Этот вид испытания позволяет выявить мельчайшие неплотности системы.
Испытание трубопроводов на прочность и плотность обычно производят одновременно гидравлическим или, пневматическим способом, а испытание на герметичность - только пневматическим При испытании на прочность и плотность используют преимущественно гидравлический способ как наиболее безопасный. Пневматический способ
429
предусматривают в следующих случаях: когда опорные конструкции или газопровод не рассчитаны на заполнение его водой: если температура воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающие замораживание системы: гидравлический метод недопустим или невозможен по технологическим или другим требованиям.
Трубопроводы испытывают только при полностью смонтированных линиях или отдельных участков, после проверки исполнительной схемы внешнего осмотра и получения разрешения заказчика.
Пневматическое испытание трубопроводов на прочность не разрешается проводить в действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены другие трубопроводы, находящиеся в работе.
Таблица 7.8 Испытательное избыточное давление для стальных технологических трубопроводов
Вид трубопровода и его параметры На прочность и плотность, МПа На герметичность с определ-ем падения давления, МПа
Трубопроводы с абсолютным давлением от 0,095 МПа до избыточного рабочего давления 0,5 МПа при температуре среды до 400 °C 1,50 Рраб> но не менее 0,2 Рраб
Трубопроводы с рабочей температурой среды выше 400 °C независимо от рабочего давления 1,50 Рраб, но не менее 0,2 Рраб
Трубопроводы для пара и горячей воды 1,25 Рраб -
Трубопроводы для горючих, токсичных и сжиженных газов с рабочим давлением, МПа:
до 0,005 изб. - 0,02
Свыше 0,0051 до 0,05 изб. - Рраб+О^А
Свыше 0,051 до 0,1 Рраб, НО Не менее 0,85^
от 0,001 до 0,95 абс. (вакуум) 0,2 0,1 "ZJ
Вид и способы испытаний, значения испытательных давлении указывают в проекте для каждого трубопровода. При отсутствии этих указаний способ испытания (гидравлический или пневматический) выбирает монтажная организация и согласовывает с заказчиком, а вид 11
430
значения испытательных давлений принимают в соответствии с указанием СНиП 3 05 05 84, ПУГ-69 или правилами Госгортехнадзора Испытательное давление для стальных технологических трубопроводов на прочность и плотность как гидравлическим, так и пневматическим способом приведено в табл 7 8
При наличии на трубопроводе арматуры из серого чугуна пневматическое испытание на прочность допускается давлением не более 0,4 МПа независимо от диаметра трубопровода
Испытанию следует по возможности подвергать весь трубопровод Если испытанию подвергают отдельные участки, то их разбивку производит монтажная организация, в соответствии с необходимыми требованиями
Смонтированные трубопроводы, как правило, испытывают до их изоляции, т к невозможно под изоляцией обнаружить дефекты трубопровода Разрешается проводить испытания трубопроводов из бесшовных труб или заранее изготовленных и испытанных блоков независимо от вида труб с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения оставляют неизолированными и доступными для осмотра Трубопроводы пара и горячей воды, подконтрольные Госгортехнадзору, испытывают с нанесенной изоляцией (кроме сварных и фланцевых стыков) после получения разрешения местного органа Госгортехнадзора
Трубопроводы для пара и горячей воды подвергают только гидравлическим испытаниям
7.4.10. Защитная и опознавательная окраска трубопроводов
Наружную поверхность трубопроводов окрашивают для защиты от коррозии Окраска бывает различной в зависимости от места прокладки, наличия тепловой изоляции и температуры транспортируемого продукта
Защитной окраске подлежат все надземные трубопроводы из Углеродистой стали с тепловой изоляцией покрытой кожухами или без "ее прокладываемые как на открытом воздухе так к в помещениях Исключение составляют изолированные трубопроводы, покрытые асбестоцементной штукатуркой, асбестоцементными формованными изделиями, а такие имеющие кожух из коррозионно-стойких металлов (алюминия, оцинкованного железа и др )
окрашивают масляной краской, эмалями и лаками эпоксидными) Применяют также способ
Металлизации алюминием, цинком и другими защитными средствам в зависимости от условий, в которых работает трубопровод Трубопроводы,
Трубопроводы (перхлорвиниловыми,
431
прокладываемые в непроходных каналах, неизолированные и имеющй тепловую изоляцию, при рабочей температуре поверхности трубы или изоляции до 25°С окрашивают битумным лаком. При более высоких температурах поверхностей такие трубопроводы не окрашивают.
Помимо основной защитной окраски, все технологические трубопроводы должны иметь опознавательную цветную окраску.
Опознавательную окраску (ГОСТ 14202-69), предупреждающие знаки и маркировочные щитки трубопроводов применяют для того, чтобы определить содержимое трубопровода.
Таблица 7.9 Опознавательная окраска
Вещество, транспортируемое по трубопроводу Цвет окраски трубопровода
Вода Зеленый
Пар Красный
Воздух Синий
Газы горючие и негорючие Желтый
Кислоты Оранжевый
Щелочи Фиолетовый
Жидкости горючие и негорючие Коричневый
Прочие вещества Серый
Противопожарные трубопроводы независимо от содержимого (вода, пена, газ, пар) окрашивают по всей поверхности, включая запорно-регулирующую арматуру, в красный цвет.
Окраска трубопроводов в отличительные цвета может быть сплошной по всей поверхности или отдельными участками в виде поясов шириной не менее трех наружных диаметров трубопровода. Опознавательные пояса при окраске участками наносят в наиболее ответственных местах трубопроводов (на ответвлениях у мест соединений, фланцев, мест отбора, арматуры и контрольно-измерительных приборов, в местах перехода трубопроводов через стены, перегородки и перекрытия) не реже чем через 10 м внутри производственных помещений и на наружных установках и 30^-60 м на наружных магистральных линиях.
Для обозначения наиболее важных свойств транспортируемых веществ на трубопроводах наносят предупреждающие сигнальные кольца', красного цвета - для обозначения легковоспламеняющихся, огнеопасных и взрывоопасных веществ; желтого - опасных и вредных (ядовитых, токсичных, вызывающих химические или термические ожоги, находящихся под высоким давлением или глубоки вакуумом); зеленого -безопасных и нейтральных. По степени опасности транспортируемого в
432
трубопроводе продукта для жизни и здоровья людей или эксплуатации предприятия на трубопровод наносят разное количество предупреждающих колец - от одного до трех.
Для дополнительного обозначения вида веществ и их параметров, необходимых по условиям эксплуатации, применяют буквенные и цифровые надписи, которые наносят непосредственно на трубопроводы иди специальные маркировочные щитки, а также на поверхности конструкций, к которым прикреплены трубопроводы.
Направление потока веществ, транспортируемых по трубопроводам, указывают острым концом маркировочных щитков или стрелками, наносимыми непосредственно на трубопроводы.
Для обозначения трубопроводов с особо опасным для здоровья и жизни ладней или эксплуатации предприятия содержимым, а также при необходимости конкретизировать вид опасности дополнительно к цветным предупреждающим кольцам наносят предупреждающие знаки треугольной формы с изображением черного цвета на желтом фоне. Такие знаки изготовляет из листовой стали, пластмассы, прессованного картона я древесины Эти знаки навешивают на трубопровод или устанавливают на конструкциях, к которым они прикреплены.
В том случае, если от воздействия протекающих веществ может измениться оттенок отличительных цветов, обозначение на трубопроводы наносят с помощью маркировочных щитков.
Во всех производственных помещениях, где проложены трубопроводы, на хорошо доступных для обозрения местах вывешивают схемы опознавательной окраски трубопроводов с расшифровкой цветов, предупреждающих знаков и прочих условных обозначений, принятых для маркировки трубопроводов.
7.4.11. Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию
Перед сдачей и приемкой трубопроводов в эксплуатацию окончательно проверяют выполнение всех строительных, монтажных и специальных работ, а также наличие монтажной технической Документации на выполненные работы.
Технологические трубопроводы сдают в эксплуатацию одновременно с промышленными установками, агрегатами, цехами и другими объектам, к которым они относятся.
Межцеховые трубопроводы, обслуживающие несколько объектов, Можно сдавать самостоятельно по окончании всех относящихся к ним строительных, монтажных и специальных работ.
При сдаче в эксплуатацию технологических трубопроводов на Условное давление до 10 МПа монтажная организация обязана представить
433
заказчику следующую техническую документацию: акты проверКи внутренней очистки трубопроводов; паспорта на арматуру и акту испытания трубопроводной арматуры (если оно проводилось: акты на укладку патронов, журналы сварочных работ (для трубопроводов I и Ц категорий); акты испытания трубопроводов на прочность и плотность-акты промывки и продувки трубопроводов; акты дополнительного пневматического испытания трубопроводов на плотность; акты готовности траншей и опорных конструкций к укладке трубопроводов; заключение о качестве сварных соединений; протоколы механических испытаний сварных образцов, сертификаты на трубы и сварочные материалы; списки сварщиков участвовавших в сварке трубопроводов, с указанием номера удостоверения и клейма; исполнительные схемы трубопроводов (для трубопроводов I категории); акты на предварительную растяжку (сжатие) компенсаторов.
Для регистрации трубопровода пара и горячей воды монтажная организация представляет в местные органы Госгортехнадзора: паспорт трубопровода, содержащий данные о его характеристике, рабочих параметрах, результатах освидетельствования и др.; свидетельство о качестве изготовления узлов трубопроводов; свидетельство о качестве монтажа трубопроводов; аксонометрическую схему трубопровода.
Свидетельство о качестве изготовления узлов и монтажа трубопроводов; паспорта арматуры; сертификаты на применяющиеся при, монтаже электроды; удостоверения и данные о результатах проверки электросварщиков; данные о результатах испытаний пробных образцов сварных стыков; журнал термообработки сварных стыков из легированной стали; протокол испытания сварных стыков неразрушающими методами контроля; журнал измерений диаметров паропроводов для наблюдения за ползучестью металла; журнал фиксации оси трубопровода; журнал исходных измерений положения паропровода по реперам термического перемещения.
7.5. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Эксплуатация технологических трубопроводов невозможна без использования насосных станций, которые являются важнейшими объектами нефтебазы и предназначены для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов из одной группы резервуаров в другую, для налива и слива железнодорожных и автомобильных цистерн и наливных судов.
Насосные станции могут быть стационарными и передвижными-
434
Стационарные насосные станции наиболее распространены и по своему положению относительно поверхности земли могут быть наземными, полуподземными и подземными.
Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапаны, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и систему управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП II. 106-79 и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением. Если число основных рабочих насосов (не считая резервных и вспомогательных) на насосной станции не более пяти для нефтебаз I и II категорий и не более десяти для нефтебаз III категория, то задвижки системы управления для переключения технологических трубопроводов, собранные в блоки (манифольды), разрешается размещать в одном помещении с насосами.
При размещении задвижек системы управления вне здания насосной их следует устанавливать не ближе 1 м от глухой стены насосной и 3 м от стены с оконными или дверными проемами. На всасывающих и нагнетательных трубопроводах, подходящих к насосной станции, необходимо устанавливать также аварийные задвижки на расстоянии 10-50 м от здания насосной
Конструктивно здания стационарных насосных станций выполняют с раздельной или совместной установкой насосов и электродвигателей. Совместную установку применяют при взрывозащищенном исполнении электродвигателей, пригодных для эксплуатации в помещениях класса В-1а Во всех остальных случаях помещения насосов и электродвигателей разделяются капитальной стеной с исковыми устройствами для промежуточных валов.
Стационарные насосные станции обычно располагают в наиболее низких местах площадки нефтебазы, чтобы улучшить всасывания насосов.
Плавучие насосные станции применяют на прибрежных нефтебазах расположенных на берегах рек и озер с большим колебанием уровня воды. В этих условиях береговые насосные станции могут откачивать нефтепродукты из нефтеналивных судов при низких горизонтах воды. Применение плавучих насосных станций, смонтированных на баржах или понтонах, пришвартованных к борту нефтеналивного судна, позволяет производить перекачку независимо от уровня в водоеме.
Плавучие насосные станций оборудуют, как правило, грузовыми насосами для выкачки нефтепродуктов, зачистными насосами для зачистки танков нефтеналивного судна, балластные насосы - для заполнения водой и опорожнения балластных отсеков (танков) и пожарными насосами. С береговыми трубопроводами плавучие насосные станции соединяются при помощи гибких шлангов или трубопроводов с шаровыми соединениями.
435
Морские и речные танкеры выгрузку нефтепродуктов производят собственными насосными установками.
Передвижные насосные установки монтируются на шасси автомашин и прицепов и служат для перекачки нефтепродуктов на временных складах горючего, для временной замены вышедших из строя стационарных насосных станций, для сбора разлившегося продукта при авариях трубопроводов и резервуаров.
Привод насосов на передвижных насосных установках может осуществляться от электродвигателя, подключаемого в энергосеть нефтебазы.
Основным оборудованием насосных станций являются насосы и привод к ним. К вспомогательному оборудованию относятся системы для подачи масла к узлам трения, охлаждения, пожаротушения, вентиляции подачи сжатого воздуха к приборам и устройствам управления.
Для перекачки нефтепродуктов и нефтей используются центробежные, поршневые и шестеренчатые насосы. Область применения насосов каждого из указанных типов определяется вязкостью перекачиваемого продукта, требуемой подачей насоса и другими условиями перекачки.
Наибольшее распространение получили центробежные и поршневые насосы.
Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации.
При монтаже обвязочных трубопроводов центробежных насосов большое значение имеет правильная установка всасывающих трубопроводов, исключая образование воздушных мешков. Особенно ваяно правильно установить горизонтальные линии всасывающих трубопроводов, на которых не должно быть участков, расположенных выше, чем верхняя точка всасывающего штуцера насоса. Всасывающие трубопроводы должны быть смонтированы таким образом, чтобы воздух не мог скапливаться в трубопроводе (рис. 7.29).
Поршневые насосы используют на насосных станциях для перекачки высоковязких нефтепродуктов, а также газожидкостных смесей, образующихся, например, при зачистке резервуаров.
В настоящее время для перекачки высоковязких нефтепродуктов наряду с поршневыми применяют и винтовые насосы, которые могут соединяться с электродвигателями без промежуточных редукторов Бинтовые насосы выпускают подачей 2-5-500 м3/ч и давлением до 20 МПа при КПД до 60-80%.
Технические показатели насосов приведены в табл. 7.10-5-7.14.
436
Рис. 7.29. Схемы подключения всасывающих линий трубопроводов центробежного насоса: а - правильное б - неправильное
437
Таблица 7.1о
Технические характеристики нефтяных насосов
Насос Q, м3/ч Н, JVI Hs,.w КПД, % Дн, ММ П , мин ! Мдв, кВт МассаТка"
насоса 1 агрегата.
8НД 6x1 190 90 6,0 65 265 2950 55-100 330 1680
175 75 5,7 65 245
160 65 5,5 58 225
8НД 9x2 210 94 5,0 67 200 2950 75-160 878 2935'
200 84 5,0 66 190
6004-400 35-42 3,8-6,5 79-78 525 960 ПО 735 2150'
500-400 33-36 5,5-6,5 80-79 500 960 250 735 3438
500-400 28-32 5,5-6,5 80-79 470 960 160 750
720-540 89-94 1,4-4,0 - 525 1450 75 750
720-540 76-84 1,4-4,0 500 1450 55 750
720-540 67-74 1,4-4,0 47 1450 75 750
10НД6х1 450 58 5,4 81 435 2950 40-312 765 2325
435 54 5,5 420
410 49 5,8 400
390 44 6,0 380
370 39 6,2 360
360 37 6,2 348
12НДС-НМ 1000-650 24-30 36316,0 88 460 960 55-250 1150 3858
900-600 22-27 6,0 83 430 960
900-720 18-21 6,0 83 400 960
1260-900 64-70 3,6-5,0 88 460 1450
1260-900 44-51 3,6-5,0 89 400 1450
1260-900 55-60 3,6-5,0 88 430 1450
14НДСН 1260-900 37-42 5,0 87-85 540 960 110-160 1554 4742
1260-900 32-37 5,0 85 500
1080-800 32-33 5,0 88-84 480
4Н 5x2 55 106 3,5 62 220 7-55 350 1170
52 94 208
47 80 194
42 68 180
438
Таблица 7.11
Технические характеристики консольных насосов для перекачки жидкостей р=1 ООО кг/м3, v=106 м2/с
Насос Q, М /ч н, м кпд, % Ah (±0,5), м NM, кВт Диаметр и ширина рабочего колеса DH/Dj, мм
а б В Г
НКЗЗ/5О 35 50 55 2,8 4-13 245/5,91 225/6,3 210/6,6 195/6,85
НК35/80 35 80 52 2,8 5-22 245/11,8 232/12,3 218/12,8 202/13,4
НК65/50 65 50 63 3,1 5-17
НК65/80 65 80 60 3,1 7-30
НК 120/50 120 50 72 4,0 7-30
НК 120/80 120 80 70 4,0 10-55 245/10,3 232/11,08 215/12,5 195/15,1
НК 360/50 360 50 76 4,8 13-90
НК 360/80 360 80 75 4,8 22-132 250/29,6 235/32,6 225/35,4 210/40,6
НК 600/50 600 50 80 5,8 30-132
НК 600/80 600 80 80 5,8 40-200
НК 1000/80 1000 50 82 5,0 40-200
НК 1000/80 1000 80 82 5,0 75-315
НК 1600/50 1600 50 84 6,0 75-315
НК 1600/80 1600 80 84 6,0 110-500
Таблица 7.12
Технические характеристики центробежных насосов (tnp<90 °C. v<104m2/c)
Насос Q. М /ч н, м Нн, м N„, кВт КПД, % М Габариты, мм Масса, кг Масса насоса, кг
1 h 8
Д 200-95 (4НДв) 200 95 280 85 70 6,5 1905 670 795 1063 210
100 23 10 70 3,5 1905 799 845 1207 250
Д 320-70 (бНДс) 320 70 242 90 78 6,0 1674 746 796 898 270
Д 200-36 (5НДв) 200 36 350 35 72 5,5 1905 966 892 1225 370
Д 320-50 (бНДв) 320 50 405 76 76 4,5 2545 1060 ИЗО 2871 620
Д 520-65 (ЮНДв) 500 65 465 135 76 5,5
Д 630-90 (8НДв) 630 90 525 265 75 6,5 2645 1170 1200 3273 880
500 36 94 75 6,0
. Д 800-57 (12Д-9) 800 57 432 177 82 4,0
Д 1250-65 (12НДс) 1250 65 460 314 86 6,0
Д 1250-125 (14Д6) 1250 125 625 620 76 4,5
Д 1600-90 (14НДс) 1600 90 540 500 87 7,0 3160 1250 1220 4922 1710
1000 40 148 87 4,0 2800 1418 1282 3060
Д 2000-21 (16НДс) 2000 21 460 150 86 5.0 2800 1418 1282 3066 1500
1250 14 460 100 86 3,0 2782 1485 3381 1630
Д 2500-62 (18НДс) 2500 60 700 500 87 7,5 3557 2080 1615 7862 2480
2000 34 87 7,0 3685 1760 1785 7050 2940
439
Примечания (табл 7 12) 1) В скобках указаны обозначения насосов действовавшие ранее 2) I, b, h, - длина, ширина, высота насосной установки 3) Характеристики приведены для одноступенчатых насосов двухстороннего входа
Таблица 7.13
Технические характеристики нефтяных насосов типа К (v<10 4 м2/с)
Hs, м кпд, % Дн, мм П, мин ! NH, кВт Мдв, кВт Габариты, мм Масса установки, кг
L h 8
6 44 128 2900 0,7 1,1 752 240 317 48
6 - 129 - 1,2 1,5 768 257 321 52
6 - 162 - 1,8 1,5 788 257 321 58 "
6 - 168 - 4,6 4,0 940 304 378 94
5 - 148 - 5,6 5,0 970 30 373 105
6 63(56) - - П(8) 13(10) 1340 535 495 310(295)
5 65(62) - - 33(28) 45(37) 1590 575 680 515(490)
5 73(67) - - 19(16) 22(17) 1360 515 525 350(335)
5 77(70) - - Н(9) 22(10) 1310 535 495 295
6 81 - 1450 11,0 13,0 1350 515 525 365
6 78(71) - - 18(15) 30(19) 1450 575 555 465
6 73 - - 8,1 10,0 1370 535 495 340
6 83 - - 16,6 30,0 1565 575 535 510
6 82(78) - - 28(21) 37(30) 1640 575 630 560
6 80 - - 14,0 17,0 1445 515 525 410
6 44 - - 0,7 1,5 532 225 267 60
6 56 128 2900 0,6 2,2 560 250 267 59
6 53 129 - 1,8 4,0 568 257 290 78
6 63 162 - 10,5 17,0 777 454 413 196
6 56 - - 7,5 17,0 777 454 413 196
5 73 - - 18,5 22,0 815 485 413 204
5 67 - - 16,8 17,0 777 489 413 197
5 77 - - 10,8 17,0 777 473 412 195 _
5 70 - - 9,2 17,0 777 473 412 195
6 81 - 1450 10,9 13,0 807 543 413 230
6 73 - 1450 8,1 13,0 807 543 413 230 ]
Примечания 1) I, h, 8 - длина, ширина, высота насоса соответственно, 2) п -частота вращения, 3) Н, - высота всасывания, 4) Nh, N/>e - мощность насоса и двигателя соответственно, 5) К, КМ-с отдельной стойкой и моноблочные соответственно
440
Таблица 7.14
Технико-экономические характеристики насосов
Насос Hg, м Мдв> кВт Цена, руб- Монтаж, руб- QxH, м3/ч
Насосы для светлых нефтепродуктов
'НКГбО/120 5 НО 1290 164 160x87, 200x87, 240x84, 280x79, 320x73
По’НД 6x1 4 ПО 2725 46 250x64, 300x64, 350x62, 400x60, 4505x73, 575x55
10 НД 6x2 4 220 5450 91 250x130, 300x126, 350x124, 400x120, 4505x114, 575x110
6 НДв-Б (Д-405) 6 150 1745 40 150x57, 200x56, 250x55, 290x53, 330x50, 370x46, 400x45
СЗР (ФРГ) 4 90 5200 150 150x60, 200x60, 250x60, 300x60, 350x60, 400x60
Насосы для темных нефтепродуктов
Ш 40-6 (18/4Б-9) 5 7,5 470 26 18x40
Ш 80-6 (36/256-9) 5 14 565 26 36x40
Ш 120-6 5 21 700 26 58x60
ЭНН 100/63 (100) 5 30 2290 40 100x63
ЭНП 100/63 (63) 5 30 2290 40 63x80
ЗВ 65/25 5 22 1035 26 47x60
ЗВ 125/16 5 45 1500 40 90x60
ЗВ 320/16 5 55 5370 40 250x40
МВН-10 5 35 503 150 40x250
МВН-25 5 83 757 100 90x250
Н (Япония) 5 75 5200 150 150x400
7.6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ
Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, отпуску и внутрибазовым перекачкам нефтепродуктов (рис. 7.30).
Для составчения технологической схемы необходимо иметь: данные по грузообороту объекта с разбивкой по отдельным группам продуктов и одновременность проведения технологических операций, а также перспективы развития объектов.
441
Рис 7 30 Технологическая схема нефтебазы
А - основной блок, Б - раздаточный блок светлых нефтепродуктов, В - раздаточный блок темных нефтепродуктов, 1,2,3,4 5,6- резервуары для дизельного топлива, автобензина, керосина, масел, моторных топлив, авиабензинов (соответственно), 7 - резервуары для утечек, 8 - помещения для задвижек, 9 - НС, 10-разливочная, 11 - автоэстакада, 12 - манифольды, 13, 14 - железнодорожные эстакады для светлых и темных нефтепродуктов
Для нефтебаз технологическая схема должна обеспечить внутрибазовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом в пределах определенной группы нефтепродуктов с сохранением их качества и количества и предусматривать возможность перекачки по одному
442
трубопроводу нефтепродуктов одной группы, близких по своим физико-химическим свойствам.
Технологическая схема называется двухпроводной, когда к каждому резервуару подсоединено два трубопровода, позволяющих производить одновременно закачку и выкачку нефтепродуктов, зачистку и удаление осадка из резервуара и др.
Однопроводные коммуникации применяют в основном на временных передвижных нефтебазах, которые должны быстро развертываться, а также для резервуаров небольшой емкости и раздаточных резервуаров при малой производительности отпуска
Технологическая схема позволяет оператору производить управление технологическими операциями, а проектировщику - сделать заказ на запорную арматуру.
На технологической схеме каждая линия трубопроводов имеет свое обозначение, а запорная арматура - нумерацию.
Внутренние трубопроводы работают периодически к их протяженность ограничивается пределами территории объекта.
На основании технологической схемы я генерального плана составляется технологический план, представляющей технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план объекта.
Рис. 7.31 Примерный профиль трассы трубопровода
На основании технологического плана для каждого трубопровода составляют продольный профиль трассы (рис. 7.31), при помощи которого можно определить фактическую длину и отметки начала и конца
443
трубопровода (что необходимо для выполнения гидравлического расчет \ подсчитать объем земляных работ при прокладке трубопроводов проверить работу всасывающее трубопроводов, выявить наличие мест накопления воды, конденсата или остатков продукта в трубопроводе мешающих их удалению. ’
7.7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
Технологический расчет трубопроводов заключается в решении следующих основных вопросов определение оптимальных параметров трубопроводов (диаметр, толщина стенки); подбор насосного оборудования, расчет режимов эксплуатации трубопроводов определение температурных напряжений и способы их компенсации.
Трубопровод выполняет свое назначение в том случае, если он обеспечивает перекачку необходимого количества нефтепродукта. Это зависит от ряда факторов: диаметра труб; давления, создаваемого в трубе насосом; разности отметок начала и конца трубопровода; температуры перекачиваемого продукта. Изменение любого из перечисленных факторов неизбежно приведет к изменению пропускной способности. Вследствие этой же взаимозависимости некоторые из факторов при выполнении технологических расчетов не могут быть определены однозначно, т.е. без учета влияния других факторов.
При эксплуатации трубопроводных коммуникаций часто изменяются условия использования существующего трубопроводно-насосного оборудования. Например, появляется необходимость перекачивать по трубопроводам другие нефтепродукты, по своим свойствам отличающиеся от тех, на которые первоначально было запроектировано оборудование, меняются схемы перекачки и т.д. Это вызывает иногда необходимость реконструкции трубопроводно-насосной системы (установка дополнительных насосов или замена имеющихся насосов, замена трубопроводов одного диаметра на трубопроводы другого диаметра, изменение их протяженности и т.д.).
Для технически правильной эксплуатации объекта необходимо иметь гидравлические характеристики трубопроводно-насосных систем, без которых нельзя правильно решать вопросы производительности трубопроводов, а следовательно, и сроков слива и налива нефтепродуктов.
При сооружении или коренной реконструкции существующих объектов гидравлические расчеты и характеристики трубопроводно
444
насосных систем выполняют проектные организации. На действующих нефтебазах эту работу проводит технический персонал.
7.7.1. Механический расчет трубопроводов
Механический расчет технологических трубопроводов производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева.
В редких случаях производится расчет трубопроводов на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, (которых в нефтебазовых трубопроводах практически не бывает).
Толщина стенки технологических трубопроводов определяется по
формуле:
п ' Р Р>н
2 •(/{, + п • Р)
(7.1)
где п - коэффициент перегрузки по внутреннему давлению; Р -внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа; /?/ - первое расчетное сопротивление материала труб, МПа; DH~ наружный диаметр, м.
Первое расчетное сопротивление материала определяется по следующей формуле:
где Ri - первое нормативное сопротивление, соответствующее пределу прочности материала труб, МПа; т - коэффициент условия работы трубопроводов, и т.к. все технологические трубопроводы относятся к высшей категории, то /и=0,6; kt - коэффициент безопасности по материалу труб (для нефтебазовых трубопроводов обычно Лу=1,34 или Е= 1.4); км - коэффициент надежности, зависящий от диаметра труб (для труб диаметром dy< 1200 мм к=1).
Обычно толщина стенки, полученная по формуле (7.1), значительно меньше минимальной толщины труб данного диаметра, выпускаемых заводами-изготовителями. Поэтому расчет трубопровода на прочность обычно не производится, диаметр трубопровода определяется из гидравлического расчета, а толщина стенки принимается минимальной для данного диаметра.
Температурные напряжения, возникавшие в стенках трубы, определяются по формуле:
<те =-а -1(/,) (7.3)
где а - коэффициент линейного расширения; Е - модуль упругости, Н/м'; tj - максимальная или минимальная рабочая температура стенок
445
трубы в процессе эксплуатации; 1ф - температура фиксации расчетн -схемы трубопровода (температура укладки).
Необходимым условием для возникновения температурНЬ1х напряжений является жесткая заделка трубопровода. При в стенках возникают сжимающие напряжения, а когда г:><гг/, - растягивающие. При подземной укладке трубопровода в нем возникают силы трения грунта о поверхность трубы, которые будут противодействовать растяжению или сжатию трубы от действия температурных напряжений. Сила трения приходящаяся на единицу длины трубопровода, будет равна:
(7Д)
где D„ - наружный диаметр трубопровода, м;/- коэффициент трения наружной стенки труба о грунт; q,.p - удельная нагрузка на трубу от веса грунта, Н/м.
Сила трения противодействует осевой силе, возникающей от действия температурного напряжения, и при определенной длине трубы осевая сила полностью уравновешивается силой трения. Искомая длина
определится из условия:
Т •1 = К I' (7.5)
где Fo - площадь сечения металла трубы.
Отсюда
, c,-F„ \-а-Е^-1ф\71’1)х-8 a-E-Et-8
1 = = -------пг----------= —7-------- (7.6)
Т n-DH-f-q,p f-q^
Если фактическая длина трубопровода больше i элученной длины, то температурных напряжений в нем возникать не будет.
При рассмотрении напряженного состояния подземного трубопровода необходимо знать его возможное удлинение. Ввиду того, что часть осевой силы подземных трубопроводов компенсируется силой трения, то при одинаковых колебаниях температуры они удлиняются по-
разному.
Усилие от сил трения на участке трубопровода dx будет равно Т- dx. Напряжение, возникающее в трубе от действия сил трения, будет равно Т ' . Это напряжение можно выразить через закон Гука:
Т dx ----------= Е • d £ (7.7)
где de- бесконечно малое относительное удлинение подземного трубопровода на участке dx.
de = d (А”-*) (7.8)
X
446
где An з - абсолютное удлинение трубопровода.
На основании формул (7.7) и (7.8) имеем
Т х dx „ с/(Дл.з.)
= Е х —- F-----------------х
(7.9)
Разделяя переменные и интегрируя, найдем абсолютное удлинение подземного трубопровода:
Л Т , T-F (7,-F-l а,1
&п.з. =--- xdx=---------= —-—-— = —— (7 10)
Р„Е^ 2-F„-E 2-F„-E 2-Е (
Абсолютное удлинение наземного трубопровода:
, . , а • Аг Е , <7,-1
Ан=а-А<-1 =----------1=-^— (7.11)
Е Е
Т.е. при одинаковых температурных условиях подземный трубопровод укорачивается или удлиняется в два раза меньше по сравнению с наземным. Отсюда можно сделать вывод, что в подземных трубопроводах надо компенсировать начальные или концевые его участки.
В наземных трубопроводах для снятия температурных напряжений
используют различного вида компенсаторы.
Технологические трубопроводы очень часто укладываются на высоких опорах. Такой трубопровод можно представить в виде многопролетной балки. Основной задачей для многопролетной балки является определение допустимой величины пролета. Под действием силы, действующей в пролете, трубопровод прогибается, образуя дугу с радиусом кривизны р, величина которого приближенно равна:
1г
’ (7л2)
где I - длина пролета;/- стрела прогиба.
От изгиба в стенках трубопровода возникает напряжение, величина которого:
=------р--------
Из курса «Сопротивление материала» известно, что максимальная величина прогиба равна:
Е DH 4 Е DH f
где q - удельная расчетная нагрузка от веса металла, изоляции, продукта, снежного покрова и гололеда, Н/м; J - осевой момент инерции трубы, м4.
Подставив выражение (7.14) в (7.13), получим
447
5 DHq-l2
(У = --- . -—-------
н 96 J (7.15)
Максимальная величина пролета определяется из условия:
96 0,9-A"-J
5 ' q-D, (7-17)
7.7.2. Гидравлический расчет изотермических трубопроводов
Для технически правильной эксплуатации необходимо иметь гидравлические характеристики трубопроводно-насосных систем, без которых нельзя правильно решить вопросы производительности трубопроводов.
Конечная цель гидравлического расчета трубопроводов на нефтебазах - обеспечение заданной производительности перекачки. При применении насосной установки рассчитывается рабочий режим насосной установки, определяют мощность двигателя. При самотечных трубопроводах определяют требуемую разность отметок для необходимой производительности при заданном, диаметре труб или необходимый диаметр трубопровода при заданной разности отметок и производительности.
Исходными данными для гидравлического расчета являются: расход, физические свойства нефтепродуктов (вязкость, плотность, давление насыщенных паров, температура), профиль и план трассы, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопроводов.
Гидравлический расчет трубопроводов, перекачивавших нефтепродукта, выполняется для наиболее неблагоприятных условий.
Расчет всасывающих трубопроводов для транспортировки светлых нефтепродуктов с высокой упругостью паров (бензин и др.) необходимо вести при максимальной температуре продукта, чтобы взбежать разрыва струи и обеспечить нормальную работу насоса. Всасывающие трубопроводы для темных нефтепродуктов рассчитывают для наиболее низкой температуры нефтепродукта, при которой потери напора на трение будут наибольшими.
Расчет нагнетательных трубопроводов для перекачки светлых и темных нефтепродуктов ведется по минимальной температуре нефтепродуктов для наиболее удаленных и высоко расположенных точек коммуникаций и объектов.
448
Следует иметь в виду, что при выполнении технологических операций один и тот же трубопровод может быть как всасывающим, так и наги етател ьн ы м.
Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока по формуле:
d = лк— (7.18)
V ТГ • V
где Q - производительность трубопровода, м3/с, определяемая в зависимости от сроков слива или налива, грузоподъемности судов и маршрутов и т.д.; v - скорость движения жидкости в трубах, м/с, принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов (табл. 7.15).
Таблица 7.15
Кинематическая вязкость Средняя скорость, м/с
нефтепродуктов vxlO6, м2/с для всасывания для нагнетания
1,0+1,4 1,5 2,5
11,4+28,4 1,3 2,0
^28,4+74,0 1,2 1,5
74,0+148,2 1,1 1,2
148,2+444,6 1,0 1,1
444,6+889,2 0,8 1,0
По сортаменту на трубы подбирается ближайший больший наружный диаметр трубы.
Фактический внутренний диаметр трубопровода будет равен:
<„=<,-2'5 (7.19)
где d„ - наружный диаметр трубы, м; <5 -толщина стенки трубы, м. Фактическая скорость движения жидкости в трубопроводе:
42
Vlb ----
(7.20)
Общие потери напора в трубопроводе равны:
H = hm/,+h^+\Z (7.21)
где hmp - потери напора на трение в трубопроводе, м; hCK -скоростной напор жидкости в трубопроводе, м; 4Z - разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода, м.
Потеря напора на трение в трубопроводах определяются по Формуле Дарси - Вейсбаха:
"V <L 2-g
(7.22)
449
где Л - коэффициент гидравлического сопротивления- / приведенная длина трубопровода, м.
Коэффициент гидравлического сопротивления Л зависит характера движения жидкости в трубопроводе и относительной шероховатости стенок труб.
Характер движения жидкости в трубопроводе определяется безразмерным параметром Рейнольдса:
Re т л d„„ • v (7-23)
Относительная шероховатость стенок труб:
2-А
е~— (7.24)
“ен
где А - абсолютная высота выступов шероховатости, м (табл. 7.16).
При ламинарном режиме движения жидкости (/?е<2320) коэффициент Л зависит только от критерия Re и определяется по формуле Стокса:
, 64
(7-25)
Таблица 7.16
Абсолютная высота выступов шероховатости
Трубы А, мм
Новые цельнотянутые стальные 0,05-0,15
Стальные с незначительной коррозией 0,20-0,30
Новые чугунные 0,30
Асбоцементные 0,30-0,80
Старые стальные 0,50-2,00
При турбулентном режиме движения (2320<Re<Re, =—^-)
£-л
коэффициент Л определяется по формуле Блазиуса (зона гидравлически гладких труб):
. 0,3164
Л----;--
vRe
(7.26)
„ „ n 665-765 1g£A
При турбулентном режиме (Rei s Re < Ке2 =------------------------)
коэффициент Л определяется по формуле Черникена:
1 р У'093 RS'
4= = -1,83 -lg — +^- (7.27)
41 IP’4 J ReJ
450
При турбулентном режиме (Re> Re2) коэффициент Л зависит только от степени шероховатости труб и определяется по формуле Никурадзе (квадратичная зона):
(1,74-2-lge)2 (7'28)
Приведенная длина трубопровода 1„р определяется по формуле
1пР =1ф +h (7.29)
где 1ф - фактическая длина трубопровода, м; I, - длина эквивалентная местным сопротивлениям, м.
Эквивалентная длина определяется по формуле:
= (7.30)
Л , = 1
где - коэффициент, соответствующий местному сопротивлению (табл. 7.17).
Для ламинарного режима значения коэффициентов местных сопротивлений определяются:
(7.31)
где коэффициент (р в зависимости от значения параметра Re принимается по табл. 7.18.
Скоростной напор жидкости в трубопроводе рассчитывается по формуле:
, Ч/,
h‘^=^ ' ' (7-32)
Расчет всасывающей и нагнетательных частей трубопровода производится раздельно с целью проверки работы насоса на всасывание.
Условием бесперебойной работы насоса при всасывании является: Нм<Нкит (7.33)
где На - потери напора на всасывающей линии насоса, м; Нвс - допустимая высота всасывания насоса, м.
Проверяя работу насоса на всасывание при перекачке светлых нефтепродуктов, необходимо учитывать упругость паров:
Н,к +Нпрп<НК1ик (7.34)
Если расчетная высота всасывания окажется больше допустимой, уменьшения ее можно достигнуть:
1) расположением насосной ближе к резервуарам, чтобы уменьшить Длину всасываемого трубопровода;
2) увеличением диаметра всасывавшего трубопровода для снижения скорости движения жидкости;
3) заглублением насосной для уменьшения разности нивелирных отметок;
451
4) установкой воздушного колпака на всасывающем трубопроводе при работе поршневых насосов;
5) уменьшением температуры перекачиваемой жидкости для снижения упругости паров;
6) увеличением высоты фундамента резервуара, если производится выкачка из резервуара.
Таблица 7.17 Значения коэффициентов местного сопротивления
№ п/п Сопротивления
1 2 3
1. Выход из резервуара без хлопушки 0,50
2. Выход из резервуара через хлопушку 0,90
3. Выход из резервуара через подъемную трубу 2,20
4. Колено сварное под углом 45° 0,30
5. Колено сварное под углом 90° 1,30
6. Фильтр для светлых нефтепродуктов 1,70
7. Фильтр для темных нефтепродуктов 2,20
8. Приемный сетчатый фильтр 9,50
9. Гидравлический затвор 53 мм 3,50
" 80,5 мм 2,00
10. Счетчик 10,04-15,0
11. Обратный клапан в зависимости от диаметра трубы, мм:
40 22,00
50 18,00
65 13,50
80 10,00
100 8,00
125 7,00
150 6,50
200 5,50
250 4,50
300 3,50
350 3,00
400 2,50
450 2,00
500 1,80
12. Вентиль при полном его открытии:
Прямоточный 0,44-?0,80_
Нормальный 2,904-5,00]
452
Продолжение таблицы 7.17
Г1 2 3
Тз. Задвижка в зависимости от степени ее открытия:
Полностью открытая 0,05
Закрытая на 1/8 0,07
Закрытая на 2/8 0,26
Закрытая на 3/8 0,81
Закрытая на 4/8 2,06
Закрытая на 5/8 5,52
Закрытая на 6/8 17,00
Закрытая на 7/8 97,80
14 Кран в зависимости от угла поворота пробки (в градусах).
10 0,25
20 1,56
30 5,47
40 17,30
50 52,60
60 206,00
65 486,00
15. Дроссельный клапан в зависимости от угла поворота (в градусах):
10 0,52
20 1,54
30 3,91
40 10,80
50 32,60
60 118,00
70 751,00
16. Тройник в зависимости от направления течения жидкости:
0,05
1,00
_^1Ч_ 1,50
3,00
0,05
_L—_. 0,10
0,15
2,00
3,00
453
Продолжение таблицы 7 17
1 2
17. Внезапное расширение потока при отношении меньшей площади сечения к большей:
0,9 одо"'
0,7 ОДО"'
0,5 ОДО"'
0,3 0,49
0,1 0,8Т"'
0,01 0Д8 '
18. Внезапное сужение потока при отношении меньшей площади сечения к большей:
0,9 0,09
0,7 0,20
0,5 0,30
0,3 0,38
0,1 0,47
0,01 0,50
19. Диафрагма при отношении меньшей площади сечения к большей:
0,9 0,06
0,7 0,79
0,5 3,77
0,3 18,30
0,1 243,00
20. Компенсаторы:
круглый, лирообразный 2,50
П-образный 2,00
Сальниковый 0,50
линзовый со вставкой 0,30
Таблица 7.18
Re <Р Re <Р Re <Р
200 4,20 1000 3,22 1800 2,90
400 3,81 1200 3,12 2000 2,84
600 3,53 1400 3,01 2200 2,48
800 3,37 1600 2,95 2320 2,26
454
Во многих случаях потери напора на трение удобнее вычислять во
формуле Лейбензона, представляющей разновидность формулы Дарси -
Вейсбаха, в которой принимается Л = . Тогда
h _ A L V2 = A-v’” L l"v ~ Re'” ' d 2g ~ vm -dm d
= A r"' L = — "2g [nd2) 'd,w!' " 2g
A16 a2~'"-v'" L_
~ 2g-7i2-"'-4"'' d5-'"
S-A o Обозначая-------;-----= p, получим
4"'тг- '" v'"
V- _ A v"m-vm 2g" 2g' dm+i 42-"’. £)2 ” 1>l,!
7r2""-rf4'2z" "d^'L~
8 • A Q2"” vm 4’"-n2^'"-g d5~m ' (7-35)
(7.35a)
где Д и m - коэффициенты, зависящие от режиматечения жидкости.
7.7.3. Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов
На нефтебазах имеются трубопроводы, по которым перекачиваются нефтепродукты, предварительно подогретые до температуры, значительно превышающей температуру окружающей среды. Такие трубопроводы имеют ту особенность, что вследствие неизотермичности потока вязкость нефтепродукта увеличивается по длине трубопровода, а следовательно, возрастают и потери напора на трение, приходящиеся на единицу длины трубопровода. Для коротких трубопроводов, например, технологических трубопроводов, потери напора на трение могут быть рассчитаны по формулам изотермического режима, с той лишь разницей, что расчетную вязкость следует принимать при средней температуре t4;.
1 2
=3Л+3Л (7’36)
где tcp - начальная температура перекачиваемого нефтепродукта, °C; С - конечная температура перекачиваемого нефтепродукта, °C, определяемая по формуле Шухова
455
_kn d I
t — t (t — t Ye Qpcp
1k ~ Wh c (7.37)
где t0 - температура окружающей среды, °C; к - коэффИцИент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду, —
пг град ’ ~
внутренний диаметр трубопровода, м; д - длина трубопровода, м; Q _ объемный расход в рассматриваемом трубопроводе, м3/с; р - плотность нефтепродукта, кг/м3; Ср - теплоемкость перекачиваемого продукта Дж/кг- град.
Коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего 07 и внешнего «2 коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления трубы, изоляции, отложений и т.д.:
1 1____у 1 , Д ! 1
к d a, d 2Л, П d, + ot2 П„ (7'38)
где п - число слоев, учитываемых при расчете; Л, - коэффициенты теплопроводности отложений, стали, изоляции и т.д., вт/м- град; - соответственно внутренний и наружный диаметры каждого слоя, м; D„ - наружный диаметр трубопровода, м.
7.7.4. Гидравлический расчет коллекторов
Коллекторы представляют собой трубопроводы с переменным по длине расходом. Потери напора в таком коллекторе складываются из
потерь напора на трение на каждом участке:
1~п
hk="£h, (7.39)
1=1
где п - число участков длиной /(; й, - потери напора на трение на i-ом участке коллектора.
Коллекторы имеют постоянный диаметр с отбором нефтепродукта через равные промежутки длиной I, определяемые расстоянием между
сливно-наливными стояками.
Для удобства расчета коллектора потери напора h, лучше вычислять по формуле Лейбензона:
, aQ2~m*vm , I (7.40)
Тогда потери напора в коллекторе можно записать следующим образом:
*
где q - расход нефтепродукта в одном сливно-наливном стояке.
(7.41)
456
Приняв qn=Q, т.е. максимальному расходу нефтепродукта в коллекторе, a nl=L, т.е. расчетной длине коллектора, можем записать т ft i-ti \ h, =/}.v -' I I
(JA2)
d>~"' (n
Выражение в скобках показывает, во сколько раз потери напора в коллекторе с переменным расходов меньше потерь напора в трубопроводе той же длины с постоянным расходом Q.
Исследуем полученное уравнение (7.42) для различных режимов
течения.
128
При ламинарном режиме (т=1, /3 =--):
я g
1 1 /. , _ х И+1
(1 + 2 + з + ... + л)=-— (7.43)
/1 fl A-'l
.. n + l 1
Поскольку Hm —— = —, то
»-»“ 2/г 2
, 1 о б* Т
hk=^P'-^--L (7.44)
Т.е. в коллекторах с переменным расходом при ламинарном режиме потери напора на трение примерно равны 1/2 гидравлического
сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом.
8 • Л
При развитом турбулентном режиме течения (т= 0 и /3 = ——): л g
1 И , 2\ (2л + 1)-(л + 1)
(l + 2-+y+... + „2) = A--у------> (7.45)
fl fl Xjft
(In + 1) (И + 1) 1
Поскольку hm--------------------= -, то
”->те 6л" 3
1 8Л 62 L_1 А L ( 4Q Y 1
3 я2 -g d' 3 d [л-d2 J 2g
(7.46)
Т.е. при развитом турбулентном режиме потери напора на трение в коллекторе с переменным расходом в 3 раза меньше потерь напора в трубопроводе с постоянным расходом.
7.7.5. Гидравлический расчет сифонных трубопроводов
Сифонным трубопроводом называется трубопровод, часть которого располагается выше уровня откачиваемой жидкости в
457
емкости. Сифонные трубопроводы используются при верхнем маловязких нефтепродуктов через горловину железнодорожных цистерн
Нормальная работа сифонного трубопровода возможна при услови когда остаточное давление в любой его точке больше давлени' насыщенных паров сливаемого нефтепродукта при температуре перекачки В противном случае нарушается сплошность потока нефтепродукта.
Расчет сифонного трубопровода сводится к построению графиков остаточных напоров и вакуумов, в результате которого определяется правильность выбора диаметров отдельных участков этого трубопровода по средним скоростям (и=1,5ч-2,5 м/с).
Для построения графиков остаточных напоров и вакуумов необходимо предварительно подсчитать гидравлические сопротивления отдельных участков сливной коммуникации. Графики строят для наиболее неблагоприятного случая, когда атмосферное давление наименьшее температура наибольшая, а уровень нефтепродукта в цистерне наинизший.
Сначала вычерчивают сливную коммуникацию в масштабе, а затем вверх от зеркала нефтепродукта (см. рис. 7.32) откладывают отрезок,
равный
на=-^-
Pg
(7.47)
где Ра - минимально возможное атмосферное давление, Па; р - плотность нефтепродукта, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.
Потери напора на каждом участке складываются из потерь напора на трение и на преодоление высотных отметок.
Остаточный напор в любой точке коммуникации определяется из уравнения
\ = (7.48)
z=l
где AZax - разность нивелирных отметок начальной точки а i=n
трубопровода и точки х; - сумма потерь напора на трение на i=i
участках трубопровода, расположенных до рассматриваемой точки х.
458
Рис 7 32 График остаточных напоров и вакуумов:
ab - участок гибкого шланга; Ьс - горизонтальный или наклонный участок сливного стояка; cd - вертикальный участок сливного стояка;
de - коллектор; ef- отводная труба от коллектора к насосу
Ломаная линия, соединяющая точки a', b', с', d' е', f' есть линия падения напора в сливной коммуникации. Любая ордината между линией падения напора и коммуникацией представляет остаточный напор в данной точке трубопровода.
Линию упругости паров откладывают ниже и эквидистантно линии падения напора на расстоянии Н,.=Р,/р%, где Ру - давление упругости, [аров сливаемого нефтепродукта для самой высокой температуры для данной местности. Если линия упругости паров не пересекает линию р
459
коммуникации, то система запроектирована правильно и СЛиа осуществляется нормально. Если линия упругости паров пересекает коммуникацию, то образования газовых пробок в трубопроводе Можно избегать одним из следующих методов:
• Изменением конфигурации сливного стояка.
• Увеличением диаметра отдельных участков коммуникации.
• Уменьшением длины последнего участка коммуникации.
• Заглублением насосной станции.
• Применением погружного эжектора, с помощью которого уменьшается высота всасывания.
Если линию падения напора отложить под уровень нефтепродукта то получится линия вакуума a”b"c”d”e”f”. Любая ордината, проведенная между линией вакуума и линией коммуникации, представляет собой величину разряжения в данной точке коммуникации. Ордината ff" характеризует разряжение, которое должен создать насос для выкачки нефтепродуктов с заданной производительностью. Если линия вакуума пересекает коммуникацию, то это означает, что участки трубопровода, лежащие ниже линии вакуума, находятся под избыточным давлением.
7.7.6. Гидравлический расчет разветвленных трубопроводных коммуникаций
Насосные и компрессорные станции обычно имеют сложную систему трубопроводов, и один или несколько насосов или компрессоров могут одновременно обслуживать несколько трубопроводов и резервуаров.
При работе насоса на один или несколько последовательно соединенных трубопроводов требуемая подача насоса Q„ принимается равной заданной пропускной способности такого трубопровода. Суммарная характеристика Q-H последовательно соединенных нескольких трубопроводов получается сложением напоров.
При работе насоса на несколько параллельно соединенных и одновременно работающих трубопроводов требуемая подача насоса принимается равной сумме пропускных способностей этих трубопроводов. При этом суммарная характеристика этих трубопроводов получается сложением подач.
На примере рассмотрим работу центробежного насоса на параллельные трубопроводы: центробежный насос из резервуара а (рис. 7.33) перекачивает нефтепродукт в резервуары бив
460
Рис. 7.33. Построение совмещенной характеристики при работе насоса на параллельные трубопроводы
Поскольку трубопроводы 1 и 2 работают параллельно, их суммарная характеристика 1+2 строится горизонтальным сложением от уровня нефтепродукта в резервуаре а Характеристику параллельно работающих трубопроводов 3+4 строят от соответствующих уровней в резервуарах б и в, а их суммарную характеристику 3+4 находят горизонтальным сложением.
Полная характеристика системы трубопроводов 1 +2+3+4 находится вертикальным сложением характеристик 1+2 и 3+4, как для последовательно работающих трубопроводов. Точка пересечения О характеристики Q-Н насоса с характеристикой 1 +2+3+4 трубопроводов определяет фактическую подачу насоса Qp и напор Нр. Снося по вертикали рабочую точку 0 на характеристики 1 +2 и 3+4, а с них - по горизонтали на характеристики 1, 2. 3, 4, определим фактическую пропускную способность отдельных трубопроводов (g;, Q2, Q}, Q4). Если окажется, что рабочей будет точка т, то нефтепродукт в резервуар в поступать не будет, и перекачка будет производиться только в резервуар б. Если рабочей окажется точка п, то нефтепродукт в резервуар б будет подаваться насосом и самотеком из резервуара в.
461
Глава 8. КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
8.1. ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ
В настоящее время большинство объектов нефтегазового профили эксплуатируются более 20+25 лет и являются потенциальными загрязнителями окружающей среды Общество обеспокоено сложной экологической ситуацией, связанной с промышленной деятельностью человека, и, в первую очередь, с работами в областях добычи транспортировки и переработки углеводородного сырья. Эти регионы расположены большей частью в Западной Сибири, где заболоченная местность с большим количеством рек и озер обуславливает высокую уязвимость экосистем, остро нуждающихся в природоохранных мероприятиях.
Постановлением Правительства РФ № 632 от 28.08.92 ‘‘Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия ’’ установлено два вида базовых нормативов платы:
• за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов, другие виды вредного воздействия в пределах допустимых нормативов;
• за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов, другие виды вредного воздействия в пределах установленных лимитов.
Сверхлимитное загрязнение, при расчете платежей имеющее пятикратный коэффициент, вынуждает многие фирмы вести разработку “Программ экологической безопасности”, которые в свою очередь направлены на обеспечение надежности работы основного оборудования НС и линейной части.
До перехода к рыночным отношениям государственные предприятия в обязательном порядке планировали такие работы, а вот частные или акционерные предприятия подчиняются только общим требованиям природоохранного законодательства. Более того, новый собственник не заинтересован (особенно в период накопления капитала) расходовать средства на неприбыльные природоохранные мероприятия, охрану труда и безопасность жизнедеятельности.
Несмотря на значительные преимущества трубопроводного транспорта, происходит загрязнение атмосферы, водоемов и почвы.
462
Основными причинами этих загрязнений являются: выбросы легких углеводородов и сернистых соединений при заполнении резервуаров и температурных колебаниях газового пространства резервуаров и поверхности нефти, испарения нефти с поверхности загрязненных источников вод, испарение из различных емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов, очистных сооружений, средств налива, технологического оборудования и т.д.
Анализ причин загрязнения окружающей среды нефтью и нефтепродуктами показал, что углеводороды в процессе сбора, подготовки и транспорта нефти, нефтяного газа и воды попадают в окружающую среду из-за технического несовершенства оборудования и в результате аварийных выбросов.
Федеральным законом “Обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов", принятым Госдумой 20 мая 1997 г., устанавливается обязательность разработки соответствующих деклараций на основе всесторонней оценки риска аварий и связанной с ней угрозы, анализа принятых мер по предупреждению аварий с учетом разработки методов локализации и ликвидации последствий аварий, снижения масштаба аварии, размера ущерба и т.д.
В зарубежной практике широко используется независимая оценка риска, представляемая компетентным органам объективную информацию о состоянии безопасности промышленного объекта в целом и потенциально опасных его участков, а также о наличии и уровне опасных и вредных производственных факторов.
В российском законе “Обеспечение промышленной безопасности " определены и используются следующие понятия:
• промышленная безопасность опасных производственных объектов (далее - промышленная безопасность) - состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий,
• авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ;
• инцидент - отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.
463
Опасными производственными объектами в соответствии настоящим Федеральным законом являются предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, на которых:
1. Получаются, используются, перерабатываются, образуются хранятся, транспортируются, уничтожаются следующие опасные вещества:
воспламеняющиеся вещества - газы, которые при нормальном давлении и в смеси с воздухом становятся воспламеняющимися и температура кипения которых при нормальном давлении составляет 20°С или ниже;
S окисляющиеся вещества - поддерживающие горение, вызывающее воспламенение и (или) способствующие воспламенению других веществ в результате окислительно-восстановительной экзотермической реакции;
S горючие вещества - жидкости, газы, пыли, способные самовозгораться, а также возгораться от источника зажигания и самостоятельно гореть после его удаления;
J взрывчатые вещества - вещества, которые при определенных видах внешнего воздействия способны на очень быстрое самораспространяющееся химическое превращение с выделением тепла и образованием газов;
/ токсичные вещества - способные при воздействии на живые организмы приводить их к гибели и имеющие следующие характеристики:
- средняя смертельная доза при введении в желудок от 15 мг на 1 кг до 200 мг на 1 кг включительно;
- средняя смертельная доза при нанесении на кожу от 50 мг на 1 кг до 400 мг на кг включительно;
- средняя смертельная концентрация в воздухе от 0,5 мг/л до 2 мг/л включительно;
высокотоксичные вещества - способные при воздействии на живые организмы приводить к их гибели и имеющие следующие характеристики:
- средняя смертельная доза при введении в желудок не более 15 мг/кг;
- средняя смертельная доза при нанесении на кожу не более 50 мг/кг;
- средняя смертельная концентрация в воздухе не более 0,5 мг/л;
J вещества, представляющие опасность для окружающей природной . среды - характеризующиеся в водной среде следующими показателями острой токсичности:
- средняя смертельная доза при ингаляционном воздействии на рыбу в течение 96 часов не более 10 мг/л;
- средняя ингибирующая концентрация при воздействии на водоросли в течение 72 часов не более 10 мг/л;
464
2. Используется оборудование, работающее под давлением более О 07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 °C;
3. Используется стационарно установленные грузоподъемные механизмы, эскалаторы, канатные дороги, фуникулеры и т.д.
Требованиями промышленной безопасности предусматривается, что организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:
•/ соблюдать положения настоящего Федерального закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности и иметь лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта;
/ допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;
/ обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;
организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;
/ обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;
J обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, а также обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ;
S разрабатывать декларацию промышленной безопасности;
J заключать договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта.
Опасные и вредные производственные факторы по характеру воздействия подразделяют на следующие группы: физические, химические, биологические, психофизиологические.
Группа физических опасных и вредных производственных факторов включает в себя опасные (движущиеся машины и механизмы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования; передвигающиеся изделия; заготовки, материалы) и вредные (повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; повышенная и пониженная температура поверхностей оборудования и материалов, воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума и вибрации на рабочем месте; повышенная или пониженная влажность и подвижность воздуха; повышенные уровни статического электричества и электромагнитных излучений; недостаточная освещенность) факторы.
465
Группа биологических опасных и вредных производственн факторов включает в себя биологические объекты (бактерии, вируС1* грибки, простейшие, растения, животные и др.), воздействие которых ца работающих приводит к травмам или вызывает заболевания.
К группе психофизиологических опасных и вредны производственных факторов относят физические (статические и динамические), нервно-психологические (умственное перенапряжение монотонность труда) и эмоциональные перегрузки.
В группу химических опасных и вредных производственных факторов входят общетоксические, раздражающие, канцерогенные и другие вещества (по характеру воздействия на организм человека), а также вещества, действующие через дыхательные пути, пищеварительную систему, кожный покров (по пути проникновения в организм человека).
Сущность опасностей при работе на предприятиях трубопроводного транспорта углеводородов заключается в некоторых свойствах перекачиваемого продукта. В первую очередь можно отметить следующие: нефть и нефтепродукты легко воспламенятся; имеют низкую температуру вспышки; способны накапливать электрические заряды, создающие реальную угрозу поражения людей электрическим током; образуют с серой пирофорные соединения, способные самовоспламеняться при попадании на воздух; углеводородные газы взрывоопасны и токсичны; тяжелее воздуха в 3-М раза и способны скапливаться в пониженных местах (котлованах, колодцах, приямках, оврагах и т.п.) и продолжительное время удерживаться там. Существующие конструкции трубопроводов не исключают попадания перекачиваемого продукта в водоем. Следовательно, в реки и другие водоемы могут быть сброшены большие количества нефти, газа, аммиака и др. Попадание в реку аммиака может оказать катастрофическое воздействие - отравить в ней все живое на протяжении десятков километров ниже по течению. Разрушение трубопроводов на речном или озерном переходе приводит к попаданию в реку объемов нефти, керосина и других нефтепродуктов. При этом погибает часть фауны в зоне распространения нефтяного пятна, загрязняются берега водоема. В данном случае тяжесть последствий от аварии трубопровода определяется соотношением между размерами водоема и количеством попавшей в него нефти. Последствия такого воздействия могут ощущаться длительное время (более года).
При разрушении трубопровода вредность воздействия на окружающую среду зависит от состава перекачиваемого продукта. Газы, содержащие вещества, растворяющиеся в воде и вредно действующие на животную и растительную среду, могут при попадании в водоемы привести к отравлению флоры и фауны на больших участках.
Последствия перечисленных воздействий даже при проведении специальных восстановительных работ сказываются на биологическом режиме открытых водоемов от нескольких месяцев до 24-3 лет, а на закрытых - значительно дольше.
466
На тюменском Севере в связи с его промышленным освоением в в0доемы сбрасывается большое количество сточных вод, содержащих вредные компоненты. Известно, что один литр нефти способен испортить миллион литров воды настолько сильно, что она становится непригодной для жизни живых организмов и для хозяйственного потребления. Содержание только 0,2ч-0,4 мг/л нефти придает воде специфический запах, который не исчезает даже при ее хлорировании и фильтровании. Один грамм нефти убивает все живое в 1 м’ воды. Одна капля нефти образует на поверхности воды пятно диаметром 150 см, являющееся существенной преградой для газообмена между воздухом и водой. В водоемы области в значительных объемах сбрасываются нефть, газовый конденсат, нефтепродукты. Попадая на пойму, нефтепродукты загрязняют нерестилища, что особенно опасно для рек, славящихся ценными породами рыб. Воды рек Западной Сибири обладают меньшей способностью к самоочищению, чем реки европейской территории страны. Если в средней полосе европейской части России вода в реке может самоочиститься, пройдя 200+300 км от места загрязнения, то здесь ей потребуется для этого не менее 2 тыс. км.
Наряду с загрязнением нефтепродуктами рек и морей может происходить загрязнение подземных вод, состав и физические свойства которых ухудшаются по сравнению с подземными водами данного района, не затронутого антропогенным влиянием.
Источники загрязнения подземных вод подразделяются по виду и происхождению загрязняющих веществ, по условиям их поступления в водоносный горизонт. В загрязненных подземных водах обнаруживаются ароматические углеводороды, нефтепродукты, фенолы, поверхностноактивные вещества, тяжелые металлы и др. Загрязнение подземных вод нефтепродуктами не только ухудшает качество воды, делая ее непригодной для питьевых и других целей, но также может привести к взрывам и пожарам. Предприятия отрасли выбрасывают в атмосферу загрязняющих веществ ежегодно около 9+10% валового выброса в целом по Российской Федерации. Велики объемы нарушенных земель. Ежегодно нарушается 40 тыс. га земель, а рекультивирована лишь пятая часть.
Принятые в России нормативы воздействия на окружающую среду устанавливают требования к источнику вредного воздействия, ограничивая его определенной пороговой величиной. Ими являются предельно допустимые нормы химического, физического, биологического, радиационного воздействия, нормы выброса, сброса вредных веществ, предельно допустимые экологические нагрузки, лимиты выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду и захоронения (складирования) отходов и т.д.
Существует несколько разновидностей нормативных показателей:
предельно допустимые концентраиии (ПДК), рекреационная емкость (РЕ), ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ),
467
ориентировочные допустимые концентрации (ОДК), пределен допустимые остаточные количества (ДОК), предельно допустимы уровни (ПДУ), общесанитарный показатель вредности экологической нагрузки, характеризующий влияние химического вещества На самоочищающую способность почвы и почвенный микробиоценоз (ОС) предельно допустимые выбросы и сбросы (ПДВ и ПДС)
Современные нефтепродуктопроводы характеризуются большой протяженностью и высокой пропускной способностью, наличием значительных объемов и, к сожалению, большими объемами вредных выбросов в окружающую среду.
“Сколько вытекло продукта из пробитой трубы? Какова была мощность взрыва? Сколько их было вообще - один, два, три? И, главное неизвестно, от чего возникла утечка продукта. Бракованная труба? Нарушение режима перекачки? Общие дефекты трубопровода, сданного, как известно, досрочно? А может зацепил трубу пьяный тракторист? Во всяком случае, слишком много “случайностей” привело к катастрофе. Такого не увидишь в самом страшном сне: черный выгоревший пустырь посреди зеленого леса, вагоны, отброшенные от полотна железной дороги, обгоревшие, измятые страшной силой, перекрученные рельсы, вырванные шпалы... Сколько жертв унесла эта трагедия? Восемьсот? Тысячу? Пока нельзя сказать точно - многие сгорели дотла в тысячеградусном пламени. И теперь по двадцать-тридцать человек каждый день умирают в больницах .. ” - так прокомментировала газета АИФ № 452 события, произошедшие на продуктопроводе “Нижневартовск-Нефтекамск” в Башкирии Правительственная комиссия, спустя год, установила, что число погибших составило 1250 человек, причины, приведшие к катастрофе различны: здесь не обошлось без нарушения правил строительства и технической эксплуатации продуктопровода, не были учтены специфические свойства продукта, склонность его к интенсивному испарению и образованию взрывоопасных смесей, не были предусмотрены заградительные барьеры и аварийные котлованы, не было установлено достаточное количество регистрирующих приборов и т.д. Возможно, эти все причины являются основными статьями “сэкономленных” средств. Ущерб, нанесенный катастрофой, оценить практически невозможно.
Несмотря на ужесточение правовых и нормативных требований эксплуатации, трубопроводы представляют собой серьезную угрозу природной среде, особенно актуальна данная проблема в случае нефтегазового загрязнения природного комплекса. В рамках данной работы не представляется возможным, дать полную характеристику углеводородным смесям и их компонентам с точки зрения опасности, далее будут рассмотрены лишь основные из них, на наш взгляд, представляющие большую значимость.
468
8.2. ОПАСНЫЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ
Опасные характеристики нефтей и нефтепродуктов не следует путать с эксплуатационными свойствами, под которыми понимаются свойства топлив, смазочных материалов и технических жидкостей, проявляющиеся при использовании продукта непосредственно в двигателе, механизме и в их системах (бензосистеме, маслосистеме, гидросистеме). Эти свойства подробно изучаются на специальных дисциплинах.
Нефть и нефтепродукты - хорошие диэлектрики и способны сохранять электрические заряды в течение длительного времени. Значение относительной диэлектрической постоянной g = 2, что в 3,5 раза меньше такого изолятора как стекло (g = 7). У безводных, чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна. Это свойство широко используется на практике. Так, твердые парафины применяются в электромеханической промышленности в качестве изолятора, а специальные нефтяные масла - для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры в электро- и радиопромышленности.
Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Образование статического электричества может произойти от ряда самых разнообразных причин. При перекачке нефтепродуктов с большой скоростью в результате трения о трубы или в результате ударов жидкой струи при заполнении емкостей возникают заряды, иногда очень высокого напряжения.
Если изолированные металлические емкости или трубопроводы примут высокие потенциалы относительно земли, то между ними и заземленными предметами возможен искровой разряд, который может вызвать загорание или взрыв нефтепродуктов и нефтей.
Для предупреждения возникновения опасных искровых разрядов статического электричества с поверхности нефти и нефтепродуктов, оборудования, а также с тела человека, необходимо предусматривать меры, уменьшающие величину возникающего заряда и обеспечивающие его стекание.
Для снижения интенсивности накапливания электрических зарядов нефтепродукты должны закачиваться в резервуары и цистерны без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. В резервуары нефтепродукты должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта. Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до конца приемного сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. Скорости движения жидких углеводородов по трубопроводам не
469
должны превышать предельно допустимых значений, которые зависят вида проводимых операций, физико-химических свойств содержания размера нерастворимых примесей и свойств материала стенок трубопровода. Для нефтепродуктов с удельным электрическим сопротивлением не более 109 Ом скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с. При заполнении порожнего резервуара нефти должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.
Для обеспечения стекания возникшего электрического заряда все металлические части аппаратуры, насосов и трубопроводных коммуникаций заземляются, и осуществляется постоянный электрический контакт тела человека с заземлением. Емкости, находящиеся под наливом и сливом пожароопасных нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющим устройствам.
Токсичность - способность вещества вызывать отравление живого организма. Наиболее токсичным является оксид углерода, значительное количество которого имеется в искусственных газах. Оксид углерода препятствует усвоению кислорода красными кровяными шариками. Сильное вредное воздействие оказывают сероводород, оксиды серы и азота (табл. 8.1). Метан и другие углеводородные газы не ядовиты. Природные и нефтяные горючие газы, сжиженные углеводородные газы, ШФЛУ, углеводородные конденсаты, углеводородные фракции относятся к слаботоксичным веществам 4 класса опасности в соответствии с классификацией по ГОСТ 12.1.007-76 (за исключением сырых природных и попутных нефтяных газов, содержащих сероводород).
В соответствии с санитарными нормами вредные вещества по степени воздействия на организм человека делят на четыре класса:
• вещества чрезвычайно опасные (ртуть металлическая, свинец, фтористый водород, тетраэтилсвинец и др.);
• вещества высоко опасные (окислы азота, анилин, мышьяковистый водород, сероводород, сернистый ангидрид, окись этилена и др.);
• вещества умеренно опасные (метанол, уксусная кислота, окись цинка и др.);
• вещества мало опасные (ацетон, бензин, изобутилен, керосин, этиловый спирт, этиловый эфир и др.).
Вредные вещества могут поступать в организм человека тремя путями: через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт и кожный покров. Наиболее часто вредные вещества попадают в организм человека через дыхательные пути. Т.к. поверхность поглощения легочной ткани велика, непосредственно в кровь через органы дыхания поступает большое количество токсичных веществ. В желудочно-кишечный тракт вредные вещества попадают через продукты питания или воду.
470
Таблица 8.1
Действие вредных веществ на организм человека
Газ Содержание Длительность и характер воздействия
об % мг/л
Оксид углерода 0,1 1,25 Через 1 ч - головная боль, тошнота, недомогание
0,5 6,25 Через 20<30 мин. сильное или смертельное отравление
1,0 12,50 Через 1-5-2 мин. сильное или смертельное отравление
Сероводород 0,014-0,015 0,154-0,23 Через несколько часов легкое отравление
0,02 0,31 Через 5+8 мин. сильное раздражение глаз, носа, горла
0,14-0,34 1,544-4,62 Быстрое смертельное отравление
Сернистый газ 0,001-0,002 0,029^0,058 При длительном воздействии -раздражение горла и кашель
0,05 1,46 Кратковременное воздействие опасно для жизни
Оксиды азота 0,006 0,29 При кратковременном воздействии -раздражение горла
0,010 0,48 Продолжительное воздействие опасно для жизни
0,025 1,20 При кратковременном воздействии смертельное отравление
Для предупреждения неблагоприятных последствий загрязнения воздуха содержание вредных веществ в атмосфере регламентируется соответствующими нормативными документами. Допустимой считается концентрация вредного вещества, которая не оказывает прямого или косвенного вредного и неприятного действия на организм человека, не снижает его работоспособности, не ухудшает самочувствия. Недопустимыми являются такие концентрации вредных веществ, которые оказывают влияние на растительность, климат местности, прозрачность атмосферы, условия жизни населения.
Гигиеническая сторона проблемы требует определения предельно допустимых концентраций (ПДК) выбросов в атмосферу и ее приземный слой, а также организации служб контроля за составом воздушной среды.
Под предельно допустимыми концентрациями следует понимать такие концентрации различных токсических химических веществ, содержащихся в выбросах промышленных предприятий в виде газов, паров и пыли, которые при ежедневном воздействии в течение рабочего дня не вызывают патологических изменений или заболеваний, обнаруживаемых современными средствами исследования.
471
Таблица 8.2
Предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе населённых мест (по СН 245-71)
Вещество ПДК, мг/м1 Вещество ПДК, мг/м*
максим, разовая среднесуточная максим разовая среднесуточная
Аммиак 0,2 0,2 Сернистый ангидрид 0,5 0,05
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчёте на углерод) 5 1,5 Сероводород Углерода оксид Хлор 0,008 3 0,1 0,008 1 0,03
Бутан 200 - Этанол 5 5
Метанол 1 0,5 Этилен 3 3
При санитарной оценке чистоты воздуха различают два предельно
допустимых показателя загрязненности: максимально разовая и среднесуточная концентрации, устанавливают также нормативы для предельно допустимых выбросов (ПДВ). Максимально-разовая ПДК учитывает залповые, массивные выбросы в атмосферу вредных веществ вследствие особенностей технологии, аварийных ситуаций. Среднесуточная ПДКучитывает пиковые и наименьшие концентрации атмосферных загрязнений, которые имеют место в течение суток. Эта концентрация представляет собой среднюю арифметическую из всех проб, отобранных в населённом пункте в течение суток. Предельно допустимая концентрация в воздухе населённых мест установлена для максимального разового и среднесуточного значений. Для воздуха производственных помещений установлена норма только максимальной разовой концентрации. Для производственных помещений, где человек находится ограниченное время, ПДК выше, чем ПДК для воздуха населённых мест (табл. 8.2). При их установлении принимают коэффициенты запаса от 2 до 100 для разных вредных веществ, что создаёт дополнительную гарантию безопасности.
В России нормативы ПДК в атмосфере узаконены и обязательны, они учитывают ряд более тонких, скрытых проявлений организма. При выработке обоснований используют высокочувствительные методы, принимают высокие коэффициенты запаса. Поэтому, если проанализировать действующие нормативы, то окажется, что России почти для 50% веществ допустимые пределы концентраций в 10^-100 раз ниже, чем в США. Например, ПДК окиси углерода в воздухе городов США составляют 100 см3/м3, в Англии - 50, а в России - 17 см3/м3.
472
Здесь можно отметить достаточно низкие значения установленных ПДК для паров нефтепродуктов, около 0,01% (0,3 мг/л). Предельно допустимые выбросы (ПДВ) несколько выше и составляют 0,07% (2,1 мг/л) или около 5% от нижнего предела взрываемости (НПВ).
Для водоемов различного назначения установлены показатели предельно допустимых концентраций вредных веществ. Эти показатели устанавливаются по наиболее чувствительному организму.
Существует станоарт общих требований к составу и свойствам воды водоемов у пунктов питьевого и культурно-бытового водопользования Эти требования следующие
• содержание взвешенных веществ в воде водоемов после спуска сточных вод не должно увеличиваться больше, чем на 0,25ч-0,75 мг/л. На поверхности водоема не должно быть плавающих примесей (пленок, пятен минеральных масел и др.);
• вода не должна приобретать запахов и привкусов интенсивностью более двух баллов, обнаруживаемых непосредственно или при последующем хлорировании;
• окраска не должна изменяться в столбике воды высотой 1(R20 см;
• температура водоема летом в результате спуска сточных вод не должна превышать температуру воды наиболее жаркого месяца более, чем на 3°С,
• реакция не должна выходить за пределы/>Н6,5-?8,6;
• после смешивания сточных вод с водой количество растворенного кислорода в водоеме в любой период года не должно быть ниже 4 мг/л в пробе, отобранной до 12 часов дня;
• биохимическая потребность в кислороде (БПК) (количество кислорода, необходимое для биохимического окисления загрязнений аэробными бактериями, определяется лабораторно) при 20°С не должна превышать 3 мг/л для водоемов хозяйственно-питьевого водоснабжения и 6 мг/л для водоемов, используемых для купания, спорта и отдыха населения;
• вода не должна содержать возбудителей заболеваний; сточные воды, содержащие болезнетворные организмы, подвергаются
обеззараживанию после предварительной очистки;
• должны строго соблюдаться нормы предельно допустимых концентраций радиоактивных и других ядовитых веществ в воде.
Природные газы (не содержащие сероводород) не оказывают серьезного токсикологического действия на организм человека. Однако следует подчеркнуть, что при концентрациях углеводородов в воздухе, снижающих содержание кислорода до 154-16 об. %, наступает удушье. В то же время жидкие углеводородные смеси (конденсаты, керосин и т.п.) и их пары оказывают вредное воздействие на центральную нервную систему,
473
раздражают слизистую оболочку и кожу человека. А попадание на к сжиженных углеводородов (С?-гС4, конденсатов и ШФЛУ) может вызв^ обморожение из-за их быстрой испаряемости с местным охлаждени ** ткани. Пары углеводородных топлив обладают слабым наркотически1" действием, тогда как пары сжиженных углеводородных газов действуют на человека с более ярко выраженным наркотическим эффектом (эт0 может быть связано с тем, что углеводороды С3 и изо-С4 являются газами легко образующими газовые гидраты). Поэтому и устанавливается предельно допустимые концентрации (ПДК) всех вышеуказанных веществ в воздухе рабочей зоны.
Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК, устанавливаемых по ГОСТ 12.1.005-88. Их
содержание в пересчете на углерод подлежит систематическому контролю для предупреждения возможности превышения предельно допустимых концентраций. По ГОСТ 12.1.005-88 устанавливается предельно допустимая концентрация природного (и углеводородов метанового ряда) в воздухе рабочей зоны, равная 300 мг/м3. Тогда как для непредельных углеводородов С<+С4 величина ПДК в три раза ниже. ПДК сероводорода составляет 10 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеводородами Ci+Cs в воздухе рабочей зоны не более 3 мг/м3 При одновременном содержании в воздухе рабочей зоны нескольких вредных веществ разнонаправленного действия ПДК остаются такими же, как и при изолированном воздействии. Но при одновременном содержании в воздухе рабочей зоны нескольких вредных веществ однонаправленного действия сумма отношений фактических концентраций каждого из них (yh у2, уп) в воздухе к их ПДК (ПДК,, ПДК2, ... ПДКП) не должна превышать единицы, т.е.:
г! ПДК
В табл. 8.3 представлены ПДК веществ, пары которых могут оказаться в рабочих помещениях.
С увеличением молекулярной массы токсичные свойства предельных углеводородов возрастают. Предельно допустимые концентрации для метана - 10 мг/м3, а для гептана только 2 мг/м3. Первые признаки отравления парообразными углеводородами - недомогание и головокружение. Вслед за этим наступает опьянение, сопровождаемое смехом, галлюцинациями и потерей сознания.
Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород. Сероводород (H2S) - бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху - 1,19. Человек чувствует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 1,4+2,3 мг/м3. Однако, даже при непродолжительном пребывании человека в сероводородной среде, его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызывающим паралич органов дыхания и сердца.
474
Концентрация H2S 6 мг/м3 при четырехчасовом дыхании вызывает головную боль, слезотечение, светобоязнь, насморк. При концентрации оКОло 200-Н280 мг/м3 наблюдается жжение в глазах, светобоязнь, слезотечение, раздражение в носу и зеве, металлический привкус во рту, тО1цнота, и концентрация более 1000 мг/м3 приводит к острому отравлению (судороги, потеря сознания и быстро наступающая смерть).
Таблица 8.3 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, ГОСТ 12.1.005-88
№ п/п Вещество ПДК, мг/м^ воздуха
1 Природный газ, в пересчете на углерод 300
2 Углеводороды алифатические предельные СрСю, в пересчете на углерод (а также ШФЛУ, конденсаты, бензины и т. п.) 300
3 Сероводород в смеси с углеводородами Cj-Cj 3
4 Оксид углерода 20
5 Метанол 5
6 Этанол 1000
7 Пропанол и изопропанол 10
8 Сероводород, моноэтиловый эфир 5+10 (по разным источникам)
9 Этиленгликоль 5
10 Диэтиленгликоль 10
И Пропиленгликоль 7
12 Ацетон 200
13 Нефть 10
14 Ингибитор коррозии И-1А 2
15 Аммиак 20
16 Тетроэтилсвинец 0,005
Углекислый газ - бесцветный, практически без запаха. Общий характер действия на организм - наркотический и раздражающий кожу и слизистые оболочки. В высоких концентрациях вызывает быстрое удушье вследствие недостатка кислорода. При содержании 4+6% углекислого газа в воздухе у человека раздражается слизистая оболочка дыхательных путей и глаз, появляется кашель, головокружение, повышается кровяное давление. При вдыхании весьма высоких концентраций углекислого газа наступает смерть от остановки дыхания (при 20% газа в воздухе смерть наступает через несколько секунд).
475
Метиловый спирт (метанол) - бесцветная прозрачная жидкость (плотность 792 кг/м3, температура кипения 64,5°С), по запаху напоминающая запах этилового спирта. Он растворим в спиртах и других органических соединениях, смешивается с водой во всех соотношениях, легко воспламеняется (температура вспышки 16°С), при испарении взрывоопасен (пределы взрывоопасных концентраций метилового спирта в воздухе 6,72+36,5 об. %). Предельно допустимая концентрация метанола в воздухе рабочей зоны производственных помещений 5 мг/м3. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно, на нервную и сосудистую системы. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и даже через неповрежденную кожу. Особенно опасен прием метанола внутрь: 5+10 г его могут вызвать тяжелое отравление, 30 г являются смертельной дозой. Симптомы отравления следующие: головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в желудке, общая слабость, раздражение слизистых оболочек, мелькание в глазах, в тяжелых случаях - потеря зрения и смерть.
Чтобы ошибочно не употребить метанол в качестве спиртного напитка, в него необходимо добавлять этилмеркаптан в соотношении 1:1000. керосин в соотношении 1:100, химические чернила или другой краситель темного цвета, хорошо растворяющийся в метаноле, из расчета 2+3 л на 1000 л метанола.
К работам с метанолом допускают лица не моложе 18 лет, прошедшие специальный инструктаж о свойствах метанола и соответствующих мерах безопасности.
Сернистый ангидрид - бесцветный газ с острым запахом, ощутимый человеком уже при концентрации 5+7 мг/м3 воздуха. Концентрация 20+50 мг/м3 вызывает раздражение слизистой оболочки глаз и дыхательных путей, более высокая концентрация - одышку и расстройство сознания. Максимальное время пребывания в воздухе с содержанием сернистого газа 120 мг/м3 не превышает 3 мин., с содержанием 300 мг/м3 - 1 мин. Во влажном воздухе сернистый газ соединяется с капельками воды и образует аэрозоль серной кислоты с резким запахом, порог ощущения которого 0,60+0,85 мг/м3. При вдыхании аэрозоль вызывает раздражение слизистой оболочки дыхательных путей. Рефлекторные изменения дыхания отмечаются при концентрации аэрозоля 3,5+5,0 мг/м3.
Керосин и дизельные топлива действуют на организм человека значительно слабее, чем бензин. Хронические отравления парами керосина возможны при длительной работе с ним.
Бензин относят к числу наиболее токсичных нефтепродуктов. Концентрация паров бензина в воздухе, равная 30+40 г/м3, опасна для
лсизни человека при вдыхании в течение нескольких минут. При меньших концентрациях отравление происходит не сразу: сначала пострадавший ощущает головокружение, сердцебиение, слабость, иногда развивается состояние опьянения, затем наступает потеря сознания. Если пострадавшему своевременно не обеспечен приток свежего воздуха и не оказана необходимая помощь, может наступить смерть. Хронические отравления бензином могут появиться даже при содержании в воздухе относительно небольших концентраций его паров. Они сопровождаются головными болями, головокружением и другими нервными расстройствами. При воздействии на кожу бензин обезжиривает ее и может вызвать кожные заболевания (дерматиты и экземы).
Смазочные масла практически не оказывают общего вредного воздействия на организм, т.к. их летучесть при обычной температуре невелика. Однако, они могут плохо воздействовать на кожу человека.
Обнаружить токсичное парообразное вещество весьма сложно. Если сероводород, аммиак, азот, диоксид серы имеют специфический запах, то оксид углерода, пары ртути и углеводородов и др. бесцветны и без запаха. Можно сказать, что при отравлении парами или газами в большинстве случаев облегчение приносит вдыхание кислорода и применение средств, способствующих повышению скорости кровообращения, см. табл. 8.4-?8.5. Первая помощь при отравлении жидкими веществами приведена в табл. 8.6.
Температура вспышки - температура, при которой смесь паров нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней источника зажигания, но сам нефтепродукт не загорается. Данная характеристика является основной, по которой судят о степени огнеопасности продукта. В соответствии с международными рекомендациями к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) следует относить продукты с температурой вспышки tBCn ниже 61°С, к горючим - с tBcn более 61°С. К пожароопасным продуктам обычно относятся нефтепродукты сгдгя<45°С.
К ЛВЖ относятся автомобильные и авиационные бензины, спирты (Глгту = 30-ь40°С), керосины (tBcn = 28-ь60°С), к горючим -дизельные топлива (tBcn = 60-ь80°С), масла (tBcn = 13(R200oC) и более тяжелые фракции.
Большинство нефтей имеют температуру вспышки паров ниже 0°С. Анализируя углеводородный состав нефтей можно заметить, что чем больше в продукте легких фракций, тем ниже температура вспышки и воспламенения t„, тем легче они воспламеняются (табл. 8.7-*-8.9).
477
Таблица 8 4
Токсичные газообразные вещества
Вещество Свойства Токсичное действие, симптомы отравления Первая помощь
Аммиак Бесцветный газ с резким запахом Растворим в воде,ограниченно растворим в спирте ТКип-33,4°С Воспаление слизистых оболочек глаза, одышка, жжение в горле, затрудненное глотание, рвота, приступы удушья Свежий воздух, затем воздух, увлажненный парами горячей воды Вдыхание паров уксусной кислоты, промывание глаз водой
Диоксид азота Газ красно-бурого цвета с резким запахом Водой разлагается Растворим в азотной и серной кислотах ТКип - 21,3°С Разлражение слизисгых оболочек глаз и дыхательных путей, сухость в горле, кашель, тошнота, возможен отек легких Обладает скрытым зарядом действия Дышать чистым кислородом" Полный покой, тепло (одеяло, теплые компрессы) Пить молоко (лучше небольшими порциями) или каждые 10 мин по 2-3 глотка воды, содержащей хлороформ (2-3 капли хлороформа на стакан воды)
Озон Бесцветный газ с характерным приятным запахом Ткип-112°С Тошнота, головные боли,кровотечение из носа, воспаление глаз, затрудненное дыхание Свежий воздух, покой, тепло, вдыхание кислорода
Оксид углерода Бесцветный газ, без запаха Растворим в водном спирте, в воде (20 мл в 100 мл воды) Ткип-192°С Головные боли, слабость, рвота, шум в ушах, судоро! и, потери сознания Свежий воздух, тепло (одеяло, грелки), вдыхание чистого кислорода, или кислорода, содержащего 5% диоксида углерода
Сернистый газ Бесцветный газ, с запахом зажженной спички Растворим в серной кислоте, спирте, ограниченно - в воде Сильное раздражение слизистых оболочек дыхательных путей Кашель, чихание, расстройство обоняния и вкуса Свежий воздух, покой Промывание носа и рта 2%-ным раствором бикарбоната натрия В тяжелых случаях -вдыхание кислорода
Сероводород Бесцветный газ с запахом тухлых яиц Растворим в воде, сероуглероде, ограниченно - в спирте ТКип-61,8°С Г оловокружение, головные боли, слабость, потеря сознания Свежий воздух В тяжелых случаях - искусственное дыхание, вдыхание кислорода, содержащего 5-7% диоксида углерода
Синильная кислота Бесцветный газ с запахом горького миндаля Смешивается с водой, спиртом, эфиром ТКип-28°С Общее отравление, возможен смертельный исход Посинение кожных покровов, особенно губ, ногтей Принять 1%-ный раствор тиосульфата натрия или 0,025%-ный раствор перманганата калия (по 2-3 глотка) Вызвать рвоту, немедленно вдыхать с ваты амилнитрит Медицинские средства (камфара, кофеин), кислород
478
Таблица 8.5
Токсичные пары веществ
Вещество Свойства Токсическое действие, симптомы отравления Первая помощь
Анилин и его гомологи Бесцветны, характерный запах Растворимы в спирте и эфире, ограниченно - в воде Сильная головная боль нарушение равновесия, рвота Посинение губ Свежий воздух, холодные обливания, вдыхание кислорода Большое количество молока, кофе
Бензол толуол бензин Бесцветны, специфический запах Растворимы в спирте и эфире Поражают центральную нервную систему, при хроническом воздействии -кроветворные органы Рвота, сильная слабость Свежий воздух, покой, тепло
Этилированный бензин То же То же Промывание желудка, молоко, 10-15% раствор магнезия
Бром Оранжево-крйсные пары, ре «ий запах TVcTBopuM в спирте эфире сероуглероде, ограниченно - в воде Поражают слизистые оболочки дыхательных путей и глаз При легком отравлении -вдыхание паров аммиака (3-5% в воздухе) Промывание глаз, рта и носа 5%-ным раствором бикарбоната натрия или разбавленным этиловым спиртом Вдыхание паров этилового спирта Свежий воздух (в лежачем положении), покой
Ртуть Бесцветна без запаха Нерастворима в воде и в органических растворигелях Раздражение слизистой оболочки желудочно-кишечного тракта, расстройство нервной системы Головная боль недомогание Принять яичный белок и касторовое масло (1 столовая ложка)
Сероуглерод Бесцветен, специфический запах Хорошо растворим в спирте и эфире, слабо - в воде Легко восплам-ся При легком отравлении - чувство уг нетения и опьянения, при сильном - потеря сознания Свежий воздух, в тяжелых случаях -искусственное дыхание
479
Таблица 8.6
Первая помощь при отравлении жидкими веществами
Вещество _ _ _ Первая помощь ~ ——
Раствор аммиака Пить 1 %-ный раствор уксусной кислотыи^— лимонный сок, вызвать рвоту, принять 1^2 столовые ложки растительного масла, молоко или яичный белок
Бензол Вызвать рвоту, принять слабительное,"сделать^ искусственное дыхание и вдыхать кислороп
Минеральные кислоты Полоскать рот водой и 5%-ным раствором ' двууглекислого натрия. Выпить большое количество воды. Принять молоко и взвесь окиси магния (10 г оксида магния в 150 мл воды), или известковую воду и растительное масло, или жидкое мучное тесто
Мышьяк или сурьма Вызвать рвоту. Принять слабительное (сульфат магния), принимать по одной чайной ложке через каждые 10-И 5 мин смесь, приготовленную растворением в 300 мл воды 100 г сульфита окисного железа и 20 г оксида магния, растертого в 300 мл воды (смесь сильно взбалтывать). Пить молоко
Наркотики: хлороформ и др. Принять 0,03 г фенамина или 30 капель кордиамина, или 0,5 г бромистой камфары. Выпить крепкий чай или кофе. При необходимости делать искусственное дыхание
Соединения ртути (сулема) Немедленно принять три сырых яйца в молоке (около 1 л). Вызвать рвоту. Принять смесь состава: 1 г гипофосфата натрия, 5 мл 3%-ной перекиси водорода и 10 мл воды; указанные количества берутся на каждые 0,1 г хлорированной ртути, попавшие в желудок
Соединения свинца Принять большое количество 10%-ного раствора поваренной соли (не менее стакана)
Щавелевая кислота Вызвать рвоту; принять известковую воду, касторовое масло
Ацетон, формалин, метиловый и спирты Вызвать рвоту, затем принять молоко и белок куриного яйца
Метиловый спирт Энергичное промывание желудка 2%-ным раствором соды или перманганата. Полный покой, тепло. Вдыхание кислорода. Обильное щелочное питье (3%-ный раствор соды)
480
Таблица 8.7
Показатели газов при нормальных условиях
Газ Температура воспламенения смеси, "С Пределы взрываемости газов, %
С воздухом с кислородом в смеси с воздухом в CMC кисло ;си с эодом
нижний верхний нижний верхний
Ацетон (пары) 305 295 1,95 82,0 29 93
Бензол (пары) 740 662 1,40 8,0 - -
Бутан/н-бутан 405/462 460 1,50 8,5 - -
Водород 510 450 4,00 75,0 4,5 95
Метан 537 645 5,00 15,2 5 60
Окись углерода 610 590 12,50 75,0 13 96
Пентан н-пентан 287/427 - 1,1 8,0 - -
Пропан 466 490 2,1 9,5 - -
Сероводород 290 220 4,3 45,5 - -
Этан 510 500 2,5 15,0 3,9 50,5
Этилен 450 485 2,5 34,0 3,0 80
Гексан г-С7Я/б - - 1,0 6,0 - -
Н-гексан п-СгНн) - - 2,5 80,0 - -
Природный газ отн. плотностью 0,6 - - 4,5 14,5 - -
Природный газ заданного состава Определяется расчетом по приложению 4 к ГОСТ 12.1.044-89
Топливо зажигалок по ТУ 51-291-86 - - 1,8 9,5 - -
Фракции газоконденсата (ТУ 51-275-91,51-499-90) - - 0,76 5,16 - -
Конденсат газовый нестабильный по ТУ 05751745-02-88 - 0,8 5,8 - -
481
Все нефти и нефтепродукты в зависимости от температур^ вспышки делят на 4 класса (табл 8 8)
Пожаровзрывоопасность веществ и материалов - совокупность свойств, характеризующих их способность к возникновению и распространению горения. Номенклатура показателей детально регламентирована ГОСТ 12.1.044-89. Пожароопасность наряду с взрывоопасностью является одним из специфических свойств нефтепродуктов.
Таблица 8.8 Классификация нефтепродуктов по температуре вспышки
Классы нефти и нефтепродуктов Температура вспышки паров, °C ' Нефть, нефтепродукты
I 28 и ниже Бензин, нефть, конденсат ~~
П 28-5-61 Керосины: тракторный, осветительный; дизельное топливо ДА; топливо для реактивных двигателей
Ш 614-120 Дизельные топлива, мазуты
IV 120 и выше Масла, битумы, асфальты, парафин
Таблица 8.9
Характеристики товарных ЛВЖ
Вещество Температура, °C
кипения ВСПЫШКИ самовоспламенения
Диэтиловый эфир 35 -41 164
Петролейный эфир, фракция 304-70 -18 246
Г ексан 68 -20 484
Циклогексан 80 -18 260
Бензол 80 -11 534
Толуол 110 +4 536
Метиловый спирт 64 +8 464
Этиловый спирт 78 +13 365
Конденсат 904110 +18 340
Бутиловый спирт 117 +34 345
Ацетон 50 -18 564
Температурой самовоспламенения называют наименьшую температуру, при которой газ с воздухом воспламеняется при нагревании без внесения пламени в смесь, лишь за счет превышения тепловыделений над теплоотводом. Температура самовоспламенения teg - температура, при
482
которой быстро нарастают химические реакции и нефтепродукт загорается, контактируя с воздухом, без поднесения пламени, как видно из табл 8 6-8 7 Обычно t( я составляет 260-350°С В зависимости от температуры самовоспламенения по Правилам изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования (ПИВРЭ) установлены пять групп взрывоопасных смесей группа Т1 - если температура самовоспламенения более 450°С, Т2 - 300-450°С, ТЗ - 2ОО-ЗОО°С, Т4 - 135-200°С, Т5 - 100-135°С
На практике необходимо считаться с данной характеристикой и, особенно, в тех случаях, когда технологией предусматривается хранение или транспорт нефтепродуктов при высоких температурах (например, подогрев масла в цистернах) У эфиров - 200°С, у бензинов ten > 250°С, у дизельных топлив = ЗОО-ЗЗО°С, у бензола = 660°С Температура самовоспламенения зависит от объема, концентрации газа, давления и ряда других факторов Следует иметь ввиду, что с увеличением давления температура самовоспламенения уменьшается
Одним из характерных является свойство в определенном соотношении с воздухом образовывать взрывоопасную (гремучую) смесь Наименьшее и наибольшее содержание паров в смеси с воздухом, при которых возможен взрыв при внесении в эту смесь высокотемпературного источника, называют соответственно нижним и верхним пределами взрываемости (табл 8 7-8 9) и интервал между ними - зоной взрываемости При концентрации паров в воздухе менее нижнего предела взрываемости - смесь не взрывается и не горит, более верхнего предела - смесь горит, а изменение ее состава в процессе горения (выгорание горючей смеси и снижение ее концентрации до предела взрываемости) может привести к взрыву, рис 8 1
Горение и взрыв - однотипные химические процессы, но резко отличающиеся по интенсивности протекающей реакции При взрыве реакция происходит очень быстро в замкнутом пространстве без доступа воздуха к очагу воспламенения взрывоопасной газовоздушной смеси Скорость распространения детонационной волны горения при взрыве (900-3000 м/с) в несколько раз превышает скорость звука в воздухе при комнатной температуре Сила взрыва максимальна, когда содержание воздуха в смеси становится теоретически необходимым для полного сгорания
При содержании инертных газов в смеси газов возрастают пределы их воспламенения, на что влияет природа инертного газа Так, при одном и том же содержании в газе СО2 и N2, азот в большей степени повышает пределы воспламеняемости, чем углекислый газ Практически для всех углеводородных паров с повышением давления смеси пределы ее взрываемости изменяются с расширением зоны взрываемости, см рис 8 2 Струя газовой смеси с концентрацией газа выше верхнего
483
предела воспламенения, поступая в объем воздуха и смешиваясь с ним сгорает спокойным пламенем. Скорость распространения фронта волны горения при атмосферном давлении составляет около 0,3-?2,4 м/с (нижнее значение скоростей - для природных газов, верхнее - ддя водорода). Можно считать, что скорость реакции горения увеличивается в 2 раза при увеличении температуры на каждые 15°С.
Рис. 8.1. Характеристики опасных свойств паров с относительной плотностью по воздуху - 3,5 нефти (фракция 20+200°С)
При постепенном насыщении газового пространства, например, можно
испарении, особую опасность представляет НПВ, который рассчитать аналитически:
N = ——, Л 1, ’
У А N, где yt - объемное содержание углеводородов в смеси при пределе воспламеняемости, S yt = 100; N, - нижний воспламеняемости каждого компонента, об. %.
нижнем
предел
484
Рис. 8.2. Влияние давления на пределы воспламеняемости смеси газа с воздухом
В зависимости от способности передачи взрыва через фланцевые зазоры из оболочки электрооборудования установлены четыре категории взрывоопасных смесей.
Категории Зазор между поверхностями фланцев шириной 25 мм, при котором частота передачи взрывов составляет 50% общего числа взрывов при объеме оболочки 2,5 л, мм
1 Более 1
2 0,65+1
3 0,35+0,65
4 0,35 и менее
Категории и группы взрывоопасной смеси определяют взрывозащищенность электрооборудования, имеющее различное исполнение. В зависимости от вида исполнения, а также от наивысшей категории и группы взрывоопасной смеси, для которых электрооборудование признано взрывозащищенным, установлены следующие условные обозначения взрывозащищенности электрооборудования, наносимые на его корпусе'. В -взрывонепроницаемое; М - маслонаполненное; Н - повышенной надежности против взрыва; П - продуваемое под избыточным давлением; И - искробезопасное (с наименованием газа или пара, в котором оборудование испытано), С - специальные.
485
8.3. ВЫБРОСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ИХ ТРАНСПОРТЕ и ХРАНЕНИИ
В условиях изменившегося распределения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов действующие нормы естественной убыли не обеспечивают объективный учет потерь от выбросов и достоверную оценку эффективности проводимых мероприятий, разработки и внедрения средств предотвращения и устранения потерь нефтепродуктов при транспортировании и хранении, и порядок применения этих норм целесообразно пересмотреть. За последнее двадцатилетие в нашей стране произошло существенное перераспределение фактических потерь нефти и нефтепродуктов доминирующая доля потерь этой продукции наблюдается уже не при складском хранении (как это было ранее), а при транспортировке магистральными нефтепродуктопроводами и другими видами транспорта.
Источники основных выбросов можно классифицировать на три вида: постоянные, периодические и аварийные. Основные источники загрязнения в процессе эксплуатации трубопроводов - утечки углеводородов через негерметичные соединения или при разрывах трубопроводов; сжигание нефти и нефтепродуктов, разлитых по поверхности в результате аварии на нефте- и продуктопроводах; утечки и испарение при хранении и сливно-наливных операциях, пожары на нефтепроводах и при выжигании разлитой в результате аварии нефти. Основными загрязнениями воздушного бассейна являются легкокипящие углеводороды, твердые частицы и окислы серы, углерода и азота. В результате промышленных выбросов в атмосферу теряется значительное количество ценных продуктов, а загрязнение атмосферного воздуха приводит и к гибели животных, подавлению роста растительности, оказывает отрицательное воздействие на здоровье людей.
Следует выделить две группы выбросов углеводородного сырья, характеризующих естественную убыль и безвозвратные потери при авариях. Согласно “Нормам естественной убыли...” под естественной убылью понимается потеря, являющаяся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения, относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным выбросам относят также потери, вызванные природными, стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
486
По данным Госкомстата РФ в 1994 г. было зарегистрировано 1804 случая залповых аварийных выбросов (сбросов) загрязняющих веществ. Причиненный при этом ущерб окружающей среде составил 380,9 млрд, руб., а взысканные по искам к виновным штрафы для возмещения причиненного ущерба составили 22 млрд. руб. Только за последствия аварии на Усинском нефтепроводе в 1994 г. АО “Коминефть” предъявлен иск за загрязнение окружающей среды на сумму 311 млрд. руб. До этой аварии, с 1991 г. АО “Коминефть” выставлялись аналогичные иски на сумму 1,4 млрд. руб. (из них выплачено лишь 640 млн. руб.) и 700 млн. руб. Выплачивая по искам, АО “Коминефть” задолжало по зарплате своим работникам более 25 млрд. руб. и вынуждено было обратиться за помощью в Правительство России на финансирование работ по ликвидации последствий аварий в сумме 40 млрд. руб.
В ряде стран, например, аномальность режима перекачки нефти или нефтепродукта фиксируется уже при снижении рабочего давления в трубопроводе на 1%. В этом случае перекачку продукта временно прекращают для полного обследования и устранения причин аномальности. Что касается нефтепровода “Возей - головные сооружения”, то из-за наличия утечек его эксплуатация осуществлялась в течение нескольких лет при вынужденно сниженном рабочем давлении до 40-45% от нормального. И только гипертрофированные масштабы разлития нефтесодержащей жидкости и загрязнения территории, которые невозможно было не заметить, в том числе из космоса, вынудили обратить на себя внимание уже не только нефтяников, но и широкой общественности, как в России, так и за рубежом.
Сокращение нормативных и сверхнормативных выбросов нефти все еще остается одной из “вечных” проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,0+1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развития технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно, можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом только 75% выбросов происходит от испарения и 25% от аварий и технологических утечек.
В работах Ф.Ф. Абузовой показаны изменения в распределении потерь по объектам хранения. Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн в 6 раз превышают потери из резервуара. Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании также оцениваются в размере 0,4+0,6% и достигают 120000 т/год. Имеющиеся установки регенерации паров
487
путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны Ведется разработка новых, более совершенных с использованием фильтрования через углеродную насадку
При перекачке нефти или нефтепродуктов по магистральным трубопроводам расчет естественной убыли производится по нормам естественной убыли, которая дается в кг на 1 тонну перекачиваемого количества на 100 км линейной части трубопровода в зависимости от диаметра Проведение различных мероприятий по снижению аварийных и нормируемых потерь дает положительный эффект По официальным данным видно, что величина, даже нормативных выбросов, еще очень велика Так, например, в РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн (см табл 8 10-8 11)
Таблица 8 10
Естественная убыль (ЕУ) в резервуарных парках по РНПУ
Наименование объектов, тип РВС Режим, К Норма убыли, е Темп коэф-т к. Осн норма потерь, кг/т, Ke Ki Тем-ра в РВС, °C ft тыс тонн ЕУ, тонн
НПС “Западный Сургут’’-I, РВС -500x8 ГУС не эффективна С подключением 0,3 0,35 1,5 0,3х0,35х Х1,5=0,1575 23,0 1235 195
НПС “Западный Сургут”-!!! ГУС не эффективна 0,3 0,20 1,0 0,Зх0,20х х 1,0=0,06 10,6 5925 355
Оценочные расчеты позволяют сделать заключение о соизмеримости выбросов нефти в резервуарных парках НПС с нормативными (естественной убылью) выбросами на линеинои части нефтепровода Этот расчет отчасти можно объяснить высокими значениями давления насыщенных паров нефти и нарушением технологии подготовки П И Тугуновым изучался газовый фактор нефти на входе и выходе из насосной станции
В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5-3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары Расчеты для двух магистральных трубопроводов показали, что выбросы за счет выделения растворенного в нефти газа при перекачке от месторождения до НПЗ могут составить 0,05-0,10% объема перекачки Если по длине трубопровода такая нефть попадает в резервуары с обычной дыхательной арматурой, то потери нефти возрастают в 2,0-2,5 раза Сведения, полученные в работе, позволили авторам указать на несовершенную технологию подготовки нефти на промыслах и
488
возможности разгазирования товарной нефти в магистральном нефтепроводе. Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода.
Таблица 8.11
Естественная убыль (ЕУ) при перекачке по магистральным трубопроводам по РНПУ(е=0,11)
Наименование нефтепровода Длина L, км Норма ЕУ, кг/т, 0,01хеХТ 0, тыс,тон ЕУ, тонн
Нефтеюганск-УБ-УБ-Оренбург 124 - “Зап. Сургут” 0 720 “Зап. Сургут - 233” 0 720 (резервн.) 148-ь225 0 1020 Итого по Усть-Балык- Оренбург 96 12 75 0,1056 0,0132 0,0825 1 114 1235 2 539 118 16 209 343
УБН-УБКУА 124 - “Зап. Сургут” 0 1020 “Зап. Сургут” 0 1020 148-225 0 1020 Итого по УБКУА 95 12 77 0,1045 0,0132 0,0847 693 1 807 6 294 72 24 533 629
НКК 370-5-477 0 1220 370-477 0 1220 Повх-Покачи-Урьевск Итого по НКК 77 57 0,0847 0,0627 7 092 1 028 601 65 666
Холмогоры-Зап. Сургут-СГП 129 32 77 0,1419 0,0352 0,0847 671 2 087 6011 95 73 509 677
136-“Зап. Сургут” 0 820 “Зап. Сургут - 34” 223-300 0 1220 Итого по СГП
Холмогоры-Клин 126-296 0 1220 296-327 0 1220 Итого по Х-К 170 32 0,1870 0,0352 1 978 3 838 370 135 505
Итого по линейной части 2 820
Всего по РПНУ 3 370
По данным СибНИИНП в 1 м3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м3 растворенного и окклюдированного газа.
489
При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а, попадая в резервуар, выбрасывается в атмосфес через дыхательную арматуру. у
Таким образом, современные нефтепроводы характеризуются большой протяженностью и высокой пропускной способностью наличием значительных объемов и, к сожалению, все еще большими объемами вредных выбросов в окружающую среду.
8.4. ПРОБЛЕМЫ МОНИТОРИНГА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Вопросы охраны природы и рационального использования природных ресурсов тесно связаны с рядом наук. Этими вопросами в настоящее время занимаются ученые различных специальностей. Теоретические вопросы разрабатывают главным образом экологи. Результаты экологических исследований используются для определения оптимальных отношений между человеком и биосферой и установления границы, за которую человек не должен заходить в своем активном преобразовании природы.
Термин “экология” (гр. okios - местообитание, дом; logos - наука) был предложен немецким биологом Эрнстом Геккелем еще в прошлом веке. Экология изучает взаимосвязи организмов между собой и окружающей их косной средой. Технология теперь не мыслится без экологии. Разработка новых малоотходных технологических процессов, снижения уровня отрицательных воздействий производств на окружающую среду - это ступени экологизации производства.
Мероприятия по охране окружающей природной среды будут иметь успех только в том случае, если будет хорошо организован и действителен государственный контроль за состоянием природной среды и источниками загрязнения
Научной основой такого контроля является всесторонний анализ состояния природной среды и слежения за происходящими в ней изменениями, получивший название мониторинга.
В общем случае, под мониторингом понимается система непрерывного наблюдения и контроля. Мониторингу могут подвергаться отдельные части объекта, весь объект, комплекс объектов. Если под комплексом объектов понимать природную среду (т.е. почву, воздух, воду, биосферу) всего земного шара, то для проведения такого глобального мониторинга потребуется объединение национальных технических средств. Следующий по объёму территории уровень мониторинга может включать только одно государство или группу государств. Мониторинг может проводиться также и на региональном и местном уровне (край,
490
область, район, город, район в городе, отдельное предприятие, подразделение или объект на предприятии).
Мониторинг включает следующие основные направления деятельности:
• наблюдение за факторами, воздействующими на окружающую среду, и за состоянием среды;
• оценку фактического состояния природной среды;
• прогноз состояния природной среды и разработку методов и средств снижения вредных выбросов.
Отраслевой мониторинг должен стать основным звеном системы по управлению риском и природоохранной деятельностью. Основные функции мониторинга по мере его создания могут изменяться, а в настоящее время представляются следующими:
• инвентаризация источников загрязнения и технико-технологический контроль работы промышленных предприятий;
• оперативный контроль состояния природных комплексов (воздух, вода, почва, геологическая среда) с анализом и последующим принятием решения по восстановлению или стабилизации экологической обстановки;
• проведение тщательной экологической экспертизы действующих и проектируемых предприятий отрасли;
• экономическое и правовое воздействие на производственную деятельность для обеспечения материальной заинтересованности предприятий в охране природной среды и рациональном использовании природных ресурсов.
В сфере экологии к необходимой информации относятся, в первую очередь, данные, получаемые с помощью различных аналитических методов и дающие объективную картину содержания в воздухе и почве основных загрязняющих веществ. Систематизированный сбор и анализ таких сведений называется экологическим мониторингом.
Экологический мониторинг незаменим во многих отношениях. Постоянно имея точную оперативную информацию о состоянии окружающей среды, можно, если не предсказать экологическое бедствие, то, по крайней мере, вовремя узнать о нем и принять соответствующие меры. Если загрязнение уже произошло, экологический мониторинг может представить наиболее объективную и подробную картину его последствий и по мере проведения механической, химической и микробиологической очистки территорий будет поставлять исчерпывающую информацию об эффективности принятых природоохранных мер. Результаты мониторинга следует систематизировать, подчинив их положениям международных решений. Выводы о природоохранной деятельности должны служить
491
основой для выбора технологических процессов и масштабов использования в отрасли на конкретных территориях. Их
8.4.1. Проблемы мониторинга природной среды
Организация в РФ системы мониторинга поручена Правительству и в частности - Госкомгидромету В регионах эту работу должны проводить местные органы исполнительной власти через свои соответствующие структуры.
Объём или уровень мониторинга определяет необходимый набор технических средств. Это могут быть: космические системы, системы на летательных аппаратах, стационарные и передвижные лаборатории и пункты наблюдения, автоматические посты.
Основные проблемы мониторинга можно условно разделить на четыре группы финансовые, технические, организационные и информационные.
Финансовые проблемы объясняются общим состоянием экономики и степенью готовности общества и государственного аппарата осознать необходимость и важность проблемы. Технические проблемы -необходимость создания точных, удобных и дешёвых приборов контроля отдельных параметров окружающей среды, объединения этих приборов в комплексы. Организационные - преодоление сохраняющейся ведомственной разобщённости, создание стройной организационной системы подразделений, включающей все заинтересованные организации, распределение полномочий и ответственности.
Информационные проблемы включают процессы получения, обработки и передачи информации от множества источников в один или несколько центров для анализа, учёта и принятия мер. Весьма важно создание информационно-аналитических центров мониторинга в регионах, где состояние среды может внезапно измениться. Отдельно можно выделить проблему математического компьютерного моделирования состояния среды и прогнозов её развития.
Все четыре проблемы взаимосвязаны, но и внутри отдельных проблем есть свои сложности.
8.4.2. Понятия и термины экологической безопасности
Ниже считаем уместным привести некоторые положения правовых норм, экономических, природозащитных и инженерно-технических требований, при которых достигается предотвращение или ограничение опасных для жизни и здоровья людей, разрушительных для хозяйствующих субъектов и окружающей среды последствий
492
экологических катастроф, вызываемых повседневным загрязнением окружающей среды, стихийных бедствий и техногенных катастроф.
Экологический норматив - степень максимально допустимого негативного воздействия хозяйственной деятельности человека на окружающую природную среду, обеспечивающая сохранение экологических компонентов и безопасность населения.
Экологический паспорт объекта - нормативный документ, включающий в себя характеристику основных источников загрязнения окружающей природной среды в результате работы хозяйствующего субъекта, представляющих угрозу жизни и здоровью людей и оказывающих негативное влияние на окружающую среду.
Экологическое преступление - общественно опасное деяние, посягающее на установленный специальным законом режим пользования природными ресурсами, охраны окружающей среды, обеспечения экологической безопасности и причиняющее вред окружающей среде или здоровью человека, либо создающее реальную угрозу такового причинения.
Экологический ущерб - нарушение взаимоотношений живых организмов и микроорганизмов между собой и с окружающей средой.
Технологическая катастрофа - опасное происшествие, возникающее вследствие нарушения технологического процесса, повлекшее за собой гибель людей и ущерб персоналу, а также нанесшее значительный прямой или косвенный ущерб материальным ценностям и окружающей среде.
Чрезвычайная ситуация - совокупность опасных событий или явлений на определенной территории или объекте, возникших в результате стихийного бедствия, аварии или катастрофы, эпидемии, эпизоотии и эпифитории, приведших к человеческим жертвам, ущербу здоровью людей и нанесших материальный ущерб хозяйству и окружающей среде.
Экологическая угроза - разрушение среды обитания в результате неконтролируемого и непродуманного развития экономики и техники при крайне недостаточном экономическом и технологическом обеспечении мероприятий по защите окружающей среды.
Экологическая опасность (ущерб), выраженная в категориях экологического ущерба, является производной не только технического состояния магистрального нефтепровода, но и от природных и социально-экономических условий территории, на которой размещены объекты. Соответственно, ожидаемый экологический ущерб складывается из ущерба от истощения или снижения качества природных ресурсов, ущерба от ухудшения условий среды обитания живых организмов, социального.
Определение степени ущерба основывается на оценке произошедшего или ожидаемого воздействия на окружающую природную среду (ОВОС).
493
Экологическое обследование - вид природоохранной деятельное целью которого является разработка природоохранных мероприяти“' снижающих экологический ущерб от воздействия объектИ'
нефтепроводного транспорта, на основе оценки состояния объект экологического обследования (ОСОЭО).
В современных условиях утвердилась область научного познания _ природопользование. Однако из этой масштабной и многоплановой сферы общественной деятельности в самостоятельный отдел следует выделить область ресурсопользования, под которой понимается сфера обращения материальной ресурсной массы в общественном производстве с отражением взаимодействия общества и природы в непосредственной связи между ними. Ресурсопользование включает следующие важные хозяйственные процессы: вовлечение природных ресурсов в хозяйственный оборот, их использование; образование и использование отходов; выведение в природную среду отходов; охрана природной среды от этих отходов.
Рациональное ресурсопользование включает в себя только те процессы, которые обеспечивают оптимальное и комплексное расходование природных ресурсов по сравнению с другими подобными процессами природопользования, тем самым, минимизирует воздействие на окружающую среду.
Совокупность методов, которыми пользуется человек и которые направлены на преобразование природы, определяется общим понятием -технология. Экология и технология - две области отношений, взаимное влияние которых друг на друга усиливается с развитием общества и его производительных сил. Вершиной развития технологии должна стать ее экологизация. Разработка экономических методов охраны окружающей среды и сокращение материальных потерь нефти могут стать одним из важных направлений рационализации использования природных ресурсов и, в частности, нефти.
Под экономическими методами рационализации природопользования, прежде всего, понимается разработка теоретических проблем определения экономического ущерба, причиняемого загрязнением окружающей среды; экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий; экономической оценки природных ресурсов и платы за их загрязнение. В качестве практических решений экономические методы рационализации природопользования предусматривают создание методик расчета ущерба от загрязнения окружающей среды; эффективности капиталовложений экономического назначения, введение платы за загрязнение на основе научно- обоснованных экономических оценок природных ресурсов.
Имеющиеся в некоторых практических расчетах оценки экономического ущерба не совсем точны, т.к. не все статьи издержек можно оценить в денежном выражении, кроме того, статистическая информация, необходимая для таких расчетов, не отвечает предъявленным требованиям. Однако, даже приближенные оценки экономического ущерба говорят об огромных потерях, которые несет народное хозяйство в результате загрязнения окружающей среды, решение такой проблемы, как определение экономического ущерба, требует совместной работы специалистов различных отраслей знаний: медиков, биологов, метеорологов, социологов, экономистов.
Загрязнение окружающей среды в большинстве случаев вызывает в различных отраслях увеличение расходов (капитальных вложений, эксплуатационных затрат, или тех и других одновременно), необходимых для воспроизводства той продукции, которая теряется или не может быть произведена в результате загрязнения среды. Увеличиваются затраты, необходимые на строительство и расширение сооружений по подготовке воды, на проведение мероприятий по оздоровлению русел рек, на использование незагрязненных источников, на воспроизводство рыбы, сельскохозяйственных культур, лесов.
При расчете ущерба от загрязнения окружающей среды следует учитывать трудовые затраты, связанные с ликвидацией последствий загрязнения, а также ухудшение социально-гигиенических условий. При экономической оценке следует учитывать тот ущерб, который имеет стоимостную оценку. Подобный ущерб имеет место практически во всех отраслях экономики.
При социально-гигиенической оценке ущерба учитываются потери, возникающие от снижения оздоровительной, спортивной и эстетической ценности водных ландшафтов (поддающиеся денежной оценке). Загрязнение природной среды может вызвать заболевание людей или ухудшить ее эстетическое восприятие и гигиенические условия. В настоящее время нет общепризнанной методики оценки социального ущерба в зависимости от загрязнения различных экономических сред; но его размер, очевидно, значителен.
Потери материальных и трудовых ресурсов выражаются затратами на мероприятие по ликвидации последствий загрязнения окружающей среды, т.е. затратами на очистку загрязненной воды до требуемого качества, на воспроизводство потерянной продукции (рыбы, кормовых запасов, сельскохозяйственных культур и др), на рекультивацию земель, лесов. Материальный ущерб связан со снижением материальных ценностей окружающей среды и с затратами на устранение воздействия вредных выбросов.
Зная количественную оценку ущерба, можно правильно решать, какие мероприятия по предотвращению воздействия следует предпринять,
495
дать прогноз на аварийно-восстановительные работы. Подводя итог изложенному в данном разделе, можно сказать, что ущерб - результат воздействия загрязнения, отражающийся на окружающей среде. Во многих публикациях предлагается классификация ущерба, в том числе и рекреационного. Понятие рекреационного ущерба несколько уже, чем социального или социально-гигиенического, т.к. отражает потерю только оздоровительных функций. Воздействие же природы на организм в частности на человека, более многогранно. В классической социологии есть специальный раздел - социальная экология, в котором рассматриваются взаимоотношения человека и среды. Можно полагать что термин социальный ущерб более применим к эксплуатации нефтетранспортной системы (НТС).
Многовариантный и многокритериальный подход к обоснованию принимаемых решений, составляющих ядро концепции продления жизненного цикла объектов НТС, обусловлен комплексом - технической надежностью НТС, энергоресурсосбережением и безопасностью жизнедеятельности и опирается на сохранение экологии и решение природоохранных проблем.
Общепринятой единицей измерения опасности является величина риска - совокупность двух величин: вероятности возникновения неблагоприятного события (аварии) и возможных потерь (экономического ущерба).
Риск или степень риска - это сочетание частоты (или вероятности) и последствий определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента: частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствие этого события. Под степенью риска следует понимать интегральный показатель, учитывающий вероятность (частоту) и тяжесть последствий аварийных ситуаций (утечек нефти, пожара, взрыва, экологических последствий и др.) для людей, материальных объектов и окружающей среды.
Приемлемый риск - риск, уровень которого допустим и обоснован, исходя из экономических и социальных соображений. Риск эксплуатации промышленного объекта является приемлемым, если его величина настолько незначительна, что ради выгоды, получаемой от эксплуатации объекта, общество готово пойти на этот риск.
Оценка риска - процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды. Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание.
Опасность - источник потенциального ущерба, вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба.
Идентификация опасности - процесс выявления и признания, что опасность существует, и определение ее характеристик.
496
Анализ риска, или риск-анализ - процесс идентификации опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды.
Аналитически решить данную проблему, во всяком случае на сегодняшний день, не представляется возможным. В данном случае можно воспользоваться соответствующими критериальными оценками, приоритет которых устанавливается экспертно и определяется численно, например, следующим образом. Мерой или количественной оценкой ущерба может быть интегральный критерий, отражающий такие компоненты, как материальный, социальный и экологический ущерб, уровень надежности или безопасности, энергоресурсосбережение и т.д., то есть т т
к, = У К,с = У (Кс'эж + Ксг,„г + Кс'н + (8.1)
i=i >=|
где К, - компоненты ущерба, опасность в количественном выражении для региона; С - экспертная оценка значимости компонента для данного региона с учетом требований времени “цивилизованности”.
Несмотря на ужесточение правовых и нормативных требований, эксплуатация и строительство трубопроводов представляет собой серьезную угрозу природной среде, особенно актуальна данная проблема в случае нефтяного загрязнения природного комплекса.
Решению проблемы посвящено значительное количество научных трудов В.И. Зоненко, Л.Г. Телегина, Д.Х. Кима, Ю.И. Блохина, П.П. Бородавкина, Б.И. Кима, П.И. Мазура, В.П. Тронова, В.С. Яковлева, Г.С. Кессельмана, Г.Е. Панова, К.А. Забелы, О.А. Ткачева, В.Д. Шантарина, Г.В. Стариковой, Л.С Кучмент, В.П. Антонова и многих других.
Активно работают в этом направлении различные отделения РАН, ведущие предприятия и институты: НИПИнефть, ВНИИОЭНГ, ВНИИгаз, Башнефть, ТомскНИПИнефть, АК “Транснефть”, ВНИИСТ, ИПТЭР, ТюменНИИгипрогаз, ФЦГС “Экология” и т.д. И тем не менее, предприятия трубопроводного транспорта все еще являются крупными источниками загрязнения окружающей среды, всех трех компонентов: почвы, воды, атмосферы. Аварии, чаще всего, происходят неожиданно и практически невозможно полностью сократить ущерб.
Продолжительное время экологические проблемы, возникающие при освоении нефтегазоносных районов, либо оставались незамеченными, либо просто замалчивались. Административно-командные методы управления народным хозяйством не способствовали возникновению у субъектов промышленной деятельности экономической ответственности за экологические издержки, что приводило к истощению отдельных видов важных природных ресурсов, загрязнению водного и воздушного бассейнов, почв и к резкому росту заболеваемости населения.
497
В период с 1970 по 1995 г от развития нефтегазового комплекса особенно пострадала окружающая среда Западной Сибири За 20 лет в хозяйственную деятельность вовлечено более 500 тыс га лесных массивов, в результате чего потеряно свыше 47 млн м3 древесины Ущерб от потерь промысловых диких животных оценивается в 12 млн руб (в ценах середины 80-х годов) Только на полуострове Ямал было уничтожено более 6 млн га пастбищ
Складывающееся положение осложнялось тем, что экология как действующая система, требовала и системного подхода к изучению механизма взаимодействия человека с окружающей средой Для обеспечения условий устойчивого экологического равновесия необходимо обоснованное нормирование показателей экологической безопасности, например, представленных в табл 8 12
Таблица 8 12
Показатель экологической безопасности
Показатель Содержание 1
1 Вероятность отказов трубопровода с заданным уровнем экологического ущерба а) по компонентам окружающей природной среды -вода, воздух, почва (грунт), б) по видам популяций -флора, фауна Вероятность того, что при отказе трубопровода уровень воздействия на окружающую природную среду не превысит предельно допустимого, установленного нормативными требованиями соответственно по компонентам природы
2 Возможные (максимальные) потери окружающей среды при отказах трубопровода по причинам а) проекта; б) производства (строительства), в) эксплуатации Максимально возможное значение ущерба окружающей среде при отказах трубопровода, обусловленных действием различных причин
Использование рассмотренных показателей на уровне нормативных требований, предъявляемых к проектированию, сооружению и эксплуатации нефтетранспортных объектов для различных природно-климатических зон и территорий освоения, позволит полномасштабно реализовать систему обеспечения экологической безопасности нефтепроводов. Структура такой системы предложена И И Мазуром и представлена на рис 8 8
498
Рис. 8.3. Структура системы обеспечения экологической безопасности российских нефтепроводов
Для реализации всего комплекса мероприятий по снижению аварийности и повышению надежности и экологической безопасности действующих российских трубопроводов необходима специальная комплексная федеральная программа, аналогом которой может служить программа "Высоконадежный трубопроводный транспорт".
Современная нормативно-правовая документация (НПД) охраны окружающей среды и анализа риска в РФ только создается. Используемые до сих пор далекие от совершенства и повсеместно невыполняемые нормы и правила хозяйственного развития, заимствованные для целей охраны природы из различных сфер и областей деятельности или базирующиеся
499
на зарубежных методиках и руководствах, наряду с другими факторами привели к неудовлетворительному состоянию природной среды.
За последнее время ситуация значительно изменяется к лучшему Перечень нормативно-правовой и методической документации по охраце окружающей среды, насчитывающий уже более 40 наименований Опубликовано много предложений о том, как и с помощью какого оборудования могут обнаруживаться в рамках эмиссионного контроля (определения концентраций) вредные компоненты и, в первую очередь такие, как СО, H2S, SO2, NO, NO-,, углеводороды и т.д. Установленные допустимые концентрации подобных веществ находятся на уровне мировых стандартов. За превышение ПДК предприятия облагаются серьезными штрафами. Однако, все еще остается ряд вопросов требующих скорейшего решения: совершенствование приборов ддЯ измерения концентраций, разработка и внедрение единой автоматизированной системы контроля загрязнения окружающей среды и стационарных источников выбросов и т.д.
Наряду с перечисленными выше проблемами, несомненно важными и актуальными, следует отметить и такую, как улучшение экологической обстановки при аварийных выбросах быстроиспаряющихся нефтегазоконденсатных смесей при их трубопроводном транспорте. В ряде случаев последствия оказываются трагедией государственного масштаба. Максимальный экологический эффект при решении подобных вопросов дает повышение надежности транспортных систем. Тем не менее, полностью устранить аварии не представляется возможным, и в настоящее время с этим положением вопроса следует считаться.
Крупные промышленные выбросы обострили экологические проблемы, сложность которых заключается в том, что люди и вся природа не поочередно и не строго дозировано испытывают на себе действие всех антропогенных радио-, химико-, биотоксических и иных факторов, а вместе и в разных сочетаниях по мере их накопления.
Формируется стрессовая среда с “вхождением” в новую экологию, для которой уже известны некоторые характеристики:
• потенцирование, нарушающее иммунную и другие системы гомеостазиса (способность экологических систем противостоять влиянию факторов внешней среды, сохраняя общую систему функционирования);
• действие малых доз радиации и различных химических веществ;
• накопление “памяти” о всевозможных нарушениях в хронически облученных и химизированных клетках живых организмов с нарастанием наследственной и другой патологии;
• особая чувствительность (группа “риска”) к загрязнениям природной среды у детей, беременных и кормящих женщин;
• изменение структуры патологии населения и смертности.
500
К сожалению сегодня говорить ( том что мы обладаем совершенной системой мониторинга и сово тностью НПД для решения этих вопросов еще рано Для решения данно задачи Минприродои России с заинтересованными министерствами и ведомствами разработана федеральная целевая программа Экологиче <ая безопасность России", в соответствии с которой НПД создает i по всем направлениям хозяйственной деятельности проект фование, строительство, экологический контроль, экологическг экспертиза, экономика природопользования (разработка ГОСТ >в, СНиПов, отраслевых норм и т д)
8 5. КОНТРОЛЬ ЗА ЗАГРЯЗНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОР
8.5.1 Загрязнение водных участков
Нефть издавна транспортируется з большом количестве по внутренним водным путям Загрязнение рек и водоемов нефтью представляло серьезную проблему еше в фошлом веке В 1725 году Петром 1 был создан указ о правилах торгов х перевозок нефти по Волге
Источники загрязнения водоемов многочисленны и весьма разнообразны В подземные и поверхног 1ые воды нефть попадает с нефтесодержащими сточными водами пр вымывании их с дневной поверхности земли, в результате аварий и эксплуатации нефтетранспортных средств Значительны! вред водной фауне и флоре наносят залповые загрязнения Сейчас отни ниток нефтепроводов пересекают водные пути акваторий Рос .ии Участки трубопроводов подвержены серьезным механическим повреждениям Кроме материального ущерба наносится значительный вред окружающей среде от испарения нефти и проникновения ее в воду Поэтому, водным объектам независимо от их назначения без соблюдения соответствующих требований может быть нанесен непоправимый ущерб
Загрязнения воды нефтью затрудняет все виды водопользования Влияние нефти и нефтепродуктов проявляется в ухудшении физических свойств воды (замутнения изменение цвета, вкуса, запаха), отравлении воды токсическими веществами, образовании поверхностной пленки нефти и осадка на дне водоема, понижающего содержание кислорода Характерный запах и привкус наблюдаются при концентрации нефти и нефтепродуктов 0,5 мл/л Исследования показали, что 1 г нефтепродуктов портит 100 л воды
501
Наиболее угрожают чистоте водоемов нефтяные масла. Эти очень стойкие загрязняющие вещества могут распространяться на расстояние более 300 км от источника, образуют пленку, изолирующую и затрудняющую газообмен. При толщине нефтяной пленки 4,1 мм и концентрации нефти в воде 17 мг/л количество растворенного кислорода за 20-5-25 суток снижается на 40%. Уменьшается проникновение света необходимого для фотосинтеза, а также снижается скорость переноса кислорода и углекислого газа через пленку. Нефть или нефтепродукт массой 1 кг может загрязнить поверхность воды площадью 1 км2. Пленка нефти обладает большой подвижностью, стойка к окислению. Средние фракции нефти образуют взвешенную водную эмульсию, а тяжелые (например, мазут) оседают на дно водоемов, вызывая токсическое поражение придонной фауны.
Нефть в воде теряет первоначальные качества и превращается в комплекс углеводородов, которые воздействуют на живой мир водоемов не так, как нефть. Наличие в воде даже небольшого количества нефти приводит к тому, что одни водные организмы перестают жить в традиционном районе обитания, другие приспосабливаются к новым условиям, а третьи начинают развиваться более интенсивно. Иными словами, меняется видовой состав обитателей водоема, происходит разрушение экологического равновесия организмов, которые приспособились друг к другу и зависят один от другого. При длительном пребывании в воде с содержанием нефтепродуктов 0,1 мг/л и потреблении загрязненного корма рыбы приобретают нефтяной привкус.
Река и водоем считаются загрязненными, если состав или свойства воды изменились под влиянием производственной деятельности, в результате чего они стали не пригодными для водопользования. Различают следующие виды водопользования хозяйственно-питьевые, культурно-бытовые и рыбохозяйственные. В соответствии с ними нормируются состав и свойства воды и предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества.
Здесь имеются в виду только те показатели, которые изменяются под воздействием нефти, нефтепродуктов газов, транспортируемых по магистральным трубопроводам. Приведенные показатели качества воды показывают, что любая авария нефтепровода, особенно подводного, может привести к утрате водоема как объекта одного или нескольких видов водопользования. Возможные последствия загрязнения усугубляются высокой стойкостью нефти и токсичностью ее фракций.
Вследствие гидрофобности нефть, растекаясь на поверхности, образует тонкую пленку, которая перемещается со скоростью, значительно
502
большей, чем скорость течения воды. При соприкосновении с берегом и прибрежной растительностью нефтяная пленка оседает на них. При распространении по поверхности воды легкие фракции нефти частично испаряются, а тяжелые опускаются на дно, образуя донное загрязнение. Распределение нефти между толщей воды, пленкой, донными отклонениями, берегами и прибрежной растительностью затрудняет установление прямой связи объема утечки с последствиями загрязнения. Из-за многообразия последствий оценка даже прямого ущерба затруднительна. Важное значение для его определения имеет классификация нефтяного загрязнения.
По данным водной группы ЦНИЛа ООО “Сургутнефтегаз” (см. табл. 8.134-8.15) в последнее время наблюдается тенденция к росту содержания нефтепродуктов в воде водоемов Сургутского района. Во многих случаях среднее загрязнение выбросами нефтей значительно превышает ПДК, а на Сургутском рыбокомбинате приходилось неоднократно закрывать инкубационный цех, по той причине, что в воде, используемой для целей этого цеха, содержание нефтепродуктов в несколько раз превышало ПДК = 0,05.
Таблица 8.13 Загрязнение сибирских рек
Наименование водоема Нефтепродукты (мг/л)
1981 1982 1983 1984 1985 1986 1994
р. Обь 0,16 0,28 - 0,1 0,13 0,43 0,41
р. Калиновая 0,43 0,19 0,43 0,5 0,22 0,38 0,39
р. Остяцкий Живец 0,30 0,48 0,52 0,12 0,24 0,34 0,55
Протока Ионина 0,12 0,12 0,21 - 0,25 0,47 0,50
р. Минчимкина 0,13 0,16 0,32 0,25 0,20 0,38 0,44
р. Быстринка - 0,17 0,25 0,21 0,15 0,72 0,69
р. Почечуйка 0,12 0,14 0,22 - 0,15 0,72 0,69
р. Моховая 0,17 0,44 0,21 - 0,12 0,49 0,55
р. Малая Черная 0,18 0,07 0,13 - 0,11 0,41 0,34
р. Черная 0,17 0,21 0,37 - 0,14 0,43 0,53
р. Меудек-Ягун 0,27 0,21 0,51 0,20 0,18 0,63 0,59
р. Пим 0,23 - 0,24 - 0,10 0,49 0,60
о. Безымяное 0,19 - 0,14 - 0,05 0,27 0,29
503
Таблица 8.14
Среднегодовое содержание нефтепродуктов в воде малых рек по месторождениям, мг/л
Месторождение 1982 1983 1984 1985 1986 1994
Западно-Сургутское 0,29 0,66 0,14 0,21 0,38 0,37
Солшенское 0,15 0,56 0,16 0,25 0,42 0,60
Федоровское 0,29 0,38 0,15 0,13 0,41 0,54
Быстринское 0,24 0,45 0,22 0,17 0,55 0,63
Лянторское 0,24 0,30 0,14 0,10 0,49 _0,70
Только с 1990 по 1995 годы в акватории рек Тюменской области ежегодно попадало окою 400 тонн нефтепродуктов (официальные данные Сургутской гидрохимлаборатории, отчеты формы 2ТП-Водхоза).
Загрязнение нефтью и нефтепродуктами носит постоянный характер и многие водоемы уже не могут переработать такое количество загрязняющих веществ.
Таблица 8.15 Характеристика загрязнения рек Тюменской области
Река Превышение ПДК (%) среднегодовое
нефтепродукты фенолы железо медь
Обь 600 - 1400 1200 - 2700 600 - 1200 200-1000
Иртыш 1100-5000 600 - 1700 1000 - 1300 800- 1500
Тобол 800 - 3500 400 - 1600 800 - 1400 900- 1500
Ишим 1500 - 4200 200 - 1400 700 - 1400 800 - 1500
Тура 700 - 1600 500 - 600 1000- 1100 1400 - 2200
И сеть 300 - 3500 200- 1100 900 - 2000 600-1900
Очищение воды от нефти и нефтепродуктов происходит в результате их химического окисления, испарения легких фракций и биологического разрушения микроорганизмами, обитающими в водной среде. Химическое окисление нефти затрудняется высоким содержанием в ней предельных углеводородов. Сокращение нефти в пленке в первые дни после ее образования происходит, преимущественно, за счет испарения. При температуре воды 20-25°С потери нефти в результате испарения в первые три дня достигают 30%, а при 25°С - 15%. Т.к. окисляются и испаряются в основном легкие фракции средней плотности, происходит накопление в воде тяжелых трудноокисляемых фракций нефти, образующих донное загрязнение.
Нефтяные отложения на дне водоема в анаэробных условиях (при дефиците кислорода) сохраняются длительное время и являются источником вторичного загрязнения. Полное окисление нефти в аэробных
504
условиях продолжается не менее 100-150 дней, а в анаэробных длится еще дольше, что приводит к загрязнению значительных участков реки или водоема.
Загрязнение вод рек и озер Севера более опасно, чем загрязнение водных объектов средней полосы. Летом открытый водный поток соприкасается с воздухом и в результате самоочищается. За длинную зиму качество воды снижается из-за расхода кислорода: реакция среды становится кислой - pH ниже 6,5, что ведет к гибели рыбы. Если в средней полосе вода в реке может самоочищаться на расстоянии менее 300 км, на Севере, в условиях длительного периода с отрицательными температурами, на это требуется 1500-^2000 км и более.
Исходя из всего этого можно определить причины, усугубляющие последствия загрязнения водоемов нефтью и нефтепродуктами: возможность нарушения кислородного баланса в результате биохимического окисления нефти, что, в свою очередь, может привести к гибели обитателей водоема; низкая скорость биохимического окисления при низких температурах увеличивает продолжительность отрицательного химического, физического, токсического воздействия нефтяного загрязнения, рыбные запасы, сосредоточенные зимой на небольших неперемерзших участках реки в условиях острого недостатка кислорода.
Принцип платности природопользования не встречает возражений, однако, до настоящего времени остается дискуссионным вопрос о выборе методического подхода к определению платы за воду и ее загрязнение. Введение платежей за использование и загрязнение вод будет материально заинтересовывать предприятия отраслей в выполнении планов охраны природы и осуществлять в хозяйственном механизме природопользования следующие функции:
• исключать влияние на оценку работы предприятий факторов, связанных со спецификой природоохранной деятельности;
• способствовать перенесению на предприятия - источники загрязнения природных вод, возникающие при нанесении ущерба среде;
• уменьшать часть прибыли, на которой образуются фонды экономического стимулирования, и тем самым, непосредственно затрагивать интересы предприятий, отрицательно действующих на окружающую среду;
• делать выгодной очистку отходов производства до экономически и экологически оправданного предела по сравнению со сбросом их в окружающую среду;
• учитывать индивидуальные условия производства, вскрывать резервы и этим способствовать снижению существующего загрязнения.
505
Взаимодействие нефти и воды характеризуется сложными физико химическими процессами, протекающими с различной интенсивностью на разных стадиях формирования нефтяного загрязнения. Основные из них -растекание, испарение, диспергирование, эмульгирование, окисление биодеградация и седиментация.
Растекание нефти по поверхности воды обуславливается действием сил гравитации и поверхностного натяжения и является доминирующим процессом начального периода (примерно 6-4-10 часов) формирования нефтяного загрязнения. Испарение легких фракций приводит к уменьшению объема нефти в пленке, снижению воспламеняемости и токсичности, но увеличивает вязкость и плотность остатка. Растворение нефти в воде, главным образом легких фракций, протекает с незначительной скоростью, зависящей от состава и физико-химических свойств нефти, толщины пленки, температуры воды и состояния водоема. Диспергирование заключается в образовании мелких капель нефти вследствие механического перемешивания пленки волнами. Поэтому, скорость диспергирования зависит от состояния водоема и свойства нефти. Эмульгирование сопровождается увеличением первоначального объема в несколько раз. Углеводороды относятся к достаточно устойчивым к окислению соединениям. Однако в контакте с водой в присутствии света процессы окисления заметно активизируются. Биодеградация обусловливается использованием нефти отдельными микроорганизмами в качестве источника энергии. Скорость биодеградации зависит от свойств нефти, температуры воды и т.п. Седиментация происходит вследствие увеличения плотности нефти минеральными частицами, содержащимися в воде.
Масштаб загрязнения определяется, при прочих условиях, процессами растекания и испарения. На различных стадиях растеканию противодействуют силы инерции и вязкого трения, причем инерционная составляющая преобладает в начальный период растекания. В соответствии с этим процесс растекания условно можно разделить на три последовательные фазы, определяемые взаимодействием сил: первая -гравитации и инерции; вторая - гравитации и вязкого трения; третья -поверхностного натяжения и вязкого трения.
Гравитационная составляющая пропорциональна разности плотностей воды и нефти, толщине слоя нефти и градиенту толщины. Силы инерции зависят также от плотности воды, толщины пленки и ускорения частиц нефти при растекании. Поверхностное натяжение представляет собой результирующую сил поверхностного натяжения на границе вода-нефть, нефть-воздух и вода-воздух. Трение обусловливается вязкостью нефти и зависит от ее кинематической вязкости и скорости движения.
506
Блокер дал математическое объяснение процесса растекания нефти, а затем Берридж и его сотрудники вычислили теоретическую толщину слика для промежутка времени продолжительностью 27 часов после растекания. Некоторые данные расчетов сведены в табл. 8.16.
Таблица 8.16
Характеристики нефтей и расчетные данные по их растеканию
Тип нефти Плотность при 16° С Кинематическая вязкость 38 С, сСт Поверхностное натяжение, дн/см Изменение толщины слика после разлива 100 м3 нефти, мм
Время т, с
102 103 ИГ КР
Киркук 0,845 4,75 23,7 2,57 0,55 0,12 0,03
Брега 0,829 4,13 23,1 2,28 0,49 0,11 0,02
Кувейт 0,869 9,60 24,1 2,10 0,45 0,10 0,02
Тиа-Хуана 0,896 25,0 24,1 2,55 0,55 0,12 0,03
Герсаран 0,869 8,83 24,3 3,27 0,70 0,15 0,03
Впоследствии те же авторы провели экспериментальные исследования по растечению различных нефтей в опытном бассейне. Данные экспериментов представлены на рис. 8.4.
Рис. 8.4. Распространение нефтей по поверхности воды при 1^=2272 • 10 V
Кривые 1, 2. 3, 4, 5 - для нефтей Брега, Кувейт, Тиа-Хуана, Киркук, Герсаран (по данным Нельсон-Смитта), соответственно
507
После растекания нефти до критической толщины 8 Мм определяющим фактором становится поверхностное натяжение в дальнейшем растекание существенно замедляется и в большей степени начинают проявляться'силы вязкости. Фей вычислил, что в опытах с малыми разливами такое состояние достигается через 60 с, а 10000 т нефти через то же время на спокойной поверхности образует слик диаметром 0,6 км с высотой разлива Zi=3 см, а в течение недели высота взлива должна уменьшиться в 2 раза.
Растекание нефти по поверхности, как утверждают ряд исследователей, можно определить по скорости ветра. Так, скорость распространения нефти составляет 2,54-4,0% от скорости ветра.
Высокая скорость распространения нефти в значительной степени затрудняет локализацию загрязнения. Выбор схемы локализации загрязнения и бонового заграждения зависит от аварийной ситуации. Следует отметить, что наиболее эффективно применение боновых заграждений с надводной частью 10-4-18 см.
Судьбу нефти, попавшей в воду, невозможно описать во всех подробностях. Во-первых, минеральные масла, попадающие в воду, имеют разный состав и разные свойства; во-вторых, на них действуют разные факторы: ветер различной силы и направлений, волны, температура воздуха и воды. Испарение нефти с водной поверхности вследствие небольшой высоты разлива происходит особенно интенсивно. Компоненты с низкой температурой кипения испарялись очень быстро, увлекая за собой более высококипящие фракции, в результате до 8 атомов уносились в атмосферу, причем фракции с температурой кипения 2004-230°С. Бензин полностью испаряется с поверхности воды за 104-15 часов. За сутки испаряется не менее 10% сырой нефти, а примерно за 20 дней - 50%. Но более тяжелые нефтепродукты почти не испаряются, эмульгируются и диспергируются, разбиваясь на мелкие частицы, создавая эмульсии типа “нефть в воде” и “вода в нефти”. При этом сплошной ковер нефти разрывают капельки, плавающие, частично растворяющиеся и оседающие на дно. Нефть, исчезнувшая благодаря этим явлениям с поверхности воды, подвергается медленным процессам, ведущим к ее разложению, -биологическому, химическому и механическому. Немалую роль играет биологическое разложение. Известно более ста видов бактерий, водорослей и губок, способных превращать углеводороды в двуокись углерода и воду. В благоприятных условиях вследствие деятельности этих организмов на квадратном метре за сутки при температуре 20^-30 град, разлагается от 0,02 до 2 г нефти. Легкие фракции распадаются за несколько месяцев, но комки битума исчезают лишь через несколько лет. Под действием солнечного света углеводороды нефти окисляются кислородом воздуха, образуя безвредные, растворимые в воде вещества.
508
Сложные взаимодействия этих факторов еще не изучены во всей полноте. Поэтому, определению потерь нефтей при ее разливах по водный поверхности должно уделяться особое внимание, тем более, что за счет солнечной радиации ежедневно может быть окислено всего лишь 2 т на 1км“. Нефть на чистой поверхности воды способна к обширному растеканию до молекулярного слоя. На практике такое значение достигается довольно редко, хотя типичный радужный отблеск поверхности воды свидетельствует об образовании очень тонких пленок. Для оценки степени загрязнения используют флуоресцентные > исследования и инфракрасную спектроскопию (табл. 8.17-8.19).
Таблица 8.17
Характеристика нефтяных пленок на воде по данным АНИ
Характеристика пленки Толщина пленки, мкм Количество нефти, л/км2
Едва заметная 0,038 44
Серебристый отблеск 0,076 88
Следы окраски 0,152 176
Яркоокрашенная 0,305 352
Тусклоокрашенная 1,016 1170
Темноокрашенная 2,032 2340
Таблица 8.18
Оценки массы нефтяной пленки (по С.М. Драчеву)
Внешний вид нефтяной пленки Толщина пленки нефти, мкм Кол-во нефти, т/км2
Отдельные пятна, едва видимые при хорошей освещенности 0,038 0,032
Отдельные пятна с серебристым блеском 0,076 0,065
Пятна и радужные пленки нефти на поверхности воды, отдельные промазки по берегам и по прибрежной растительности 0,152-0,304 0,129-0,258
Пятна и пленки нефти на большей части поверхности воды; берега и прибрежная растительность вымазаны нефтью, нефть всплывает при взмучивании дна 1 0,85
Коричневая пленка нефти (видна и при сильном волнении); берега и прибрежная растительность вымазаны нефтью; нефть всплывает при взмучивании дна 2 1,7
509
Таблица 8.19
Классификация нефтяного загрязнения водоемов (по ВНИИОЭНГ)
Степень загрязнения Характеристика загрязнения Содержание нефти, мг/л
В грунте в воде
Слабое Нефтяная пленка отсутствует, привкус слабый, запах не ощущается. Загрязнение не влияет на газовый режим, минерализацию, окисляемость и ВПК воды. Рыба в водоеме обитает нормально, но имеет привкус нефтепродуктов. Влияние незначительно менее 0,1 менее 0,1
Среднее Вода имеет запах и привкус, поверхность покрыта отдельными нефтяными пленками. Влияние на газовый режим, минерализацию незначительно. Рыба в водоеме обитает, но имеет привкус нефтепродуктов. Наблюдаются случаи гибели личинок рыб и нарушение нормального развития икры и представителей бентоса и планктона 0,1+0,5 1- 10
Сильное Вода имеет запах и привкус нефтепродуктов, отдельные участки поверхности покрыты нефтяной пленкой, изменение газового режима, минерализации, окисляемости воды. Личинки рыб и икра гибнут. Планктон и бентос отсутствуют 10-30 -
Очень сильное Вода имеет запах и привкус нефтепродуктов, поверхность покрыта нефтяной пленкой. Берега и растительность с нефтью. Иногда дно покрыто тяжелыми фракциями нефти. Рыба и планктон в воде отсутствуют. Вода не пригодна для пользования 1,5-3,0 Более 30
Своевременное установление нефтяного загрязнения в значительной мере предопределяет правильность выбора метода и средств локализации и удаления загрязнителей с поверхности воды Наиболее простой -визуальный способ оценки нефтяного загрязнения основан на наблюдении за внешними признаками, сопровождающими процесс распространения нефти по поверхности воды. Руководствуясь этими признаками, можно ориентировочно определить степень загрязненности водоема.
Более точно оценивают содержание нефти в воде лабораторным анализом пробы воды с помощью специальных приборов
510
Оперативную ориентировочную оценку нефтяного загрязнения вдоль течения можно выполнять по методике, предложенной Институтом прикладной геофизики Госкомгидромета. В основу ее положены гидрологические закономерности движения воды в реке и распределения нефтепродуктов на водной поверхности. При этом используются следующие предпосылки. В качестве типовой принята равнинная река, подчиняющаяся степенным зависимостям среднего многолетнего расхода воды
Qm„„ = 0,0039 *2,83N ', (8.2)
где N - параметр, для крупных рек равный 124-14, и длины реки от истока
Lmm = 0,8 * 1,83NI
На основе приведенных зависимостей можно построить график изменения расхода воды по длине реки (рис. 8.5.а).
Концентрация нефтепродуктов в конкретной реке на основе типовых условий может быть вычислена по формуле
С мах (?) ~ 3С н , Хо ~ х), (8.3)
где а, - коэффициент, учитывающий отличие ожидаемого расхода воды Q(x) в растворе х рассматриваемой реки от типового расхода воды на том же удалении от начального места загрязнения х0 [а/ - Qmim (г) / Q(x)]; д2 ~ коэффициент, учитывающий изменение во времени доли нефтепродуктов в речной воде (рис. 8.5.6), а3 - коэффициент, учитывающий отличие фактического попадания нефтепродуктов Ро от типового (йц = А/100), Си (Qo, хо - х) - концентрация, соответствующая сбросу 100 т нефтепродуктов в типовую реку в створе с расходом Qg (определяется по данным, приведенным на рис. 8.5.в).
Для получения C„(Qg , хо - х) (см. рис. 8.5.в) использованы следующие зависимости:
если 10 < go <100;
IgCu (Qo ,x0-x) = (yt-y2)( ЮО - Qo)/9O + y2,
если 100 < Qo < 1000;
lgC„(Q0 ,x0-x) = (y2-y3)(1000 - Qo)/9OO + yy (8.4)
где yh y2 , уз - точки пересечения кривых 1, 2, 3 с прямой, параллельной оси ординат и отстоящей от нее на расстоянии, равном удалению рассматриваемого створа х от створа х0.
Предложенный метод можно использовать при незначительном изменении расходов воды в условиях, близких к стационарным условиям течения в меженный период [Забелла].
Поскольку распределение нефтепродуктов в речных потоках крайне неравномерно и зависит от многих факторов, точно прогнозировать распределение загрязнения невозможно. Для ориентировочных расчетов площади загрязнения в единицу времени можно использовать формулу
а) = 0, 077 [ 0,085v/ln (b/Н)]0'269, (8.5)
где V, - скорость течения; b, Н - ширина и глубина водоема.
511
Для изменения во времени доли нефтепродуктов в речной воде -формулу
М (т)=а2(т)М0, (8.6)
где Мо- масса разлитого нефтепродукта.
Рис. 8.5. Графики для оценки степени загрязнения водоемов: а - изменение расхода воды по длине типичной равнинной реки по Н А Рэаницину, б - функция, аппроксимирующая изменение во времени доли нефтепродуктов в воде, в - завимимость Сн при различном расходе воды в створе сброса, L( - расстояние от места аварии
lgCH
Изложенное позволяет сделать вывод о том, что в настоящее время имеются не только предпосылки, но и опыт в решении задач охраны природных ресурсов на межотраслевом уровне.
8.5.2. Загрязнения почвенно-растительного слоя земли
Рациональное использование почв - одна из важнейших проблем современности. Почвенно-растительный комплекс подвергается таким воздействиям как механическое и тепловое разрушение рельефа. Источниками загрязнения являются технические средства, технология строительства и эксплуатация трубопровода; утечки нефти и нефтепродуктов. Последствия - активизация криогенных процессов; развитие эрозии, оползней, оврагов, изменение рельефа; заболачивание территории; снижение биологической продуктивности почвенного растительного комплекса; уничтожение культурных посевов; развитие безлесных ландшафтов.
512
Загрязнение нефтью приводит к значительным изменениям физико-химических свойств почв Снижается водонепроницаемость почвы За счет углерода нефти в загрязненных почвах резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что приводит к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого режима растений
ЦНИЛОМ объединения "Сургутнефтегаз" проведены экспериментальные работы по определению влияния различных концентрации нефти на лесные растительные сообщества, а также по определению скорости, глубины проникновения нефти и процессов ее разложения. Результаты анализов почв, отобранных на участках с различной концентрацией нефти (0,984-15,5) л/м2, позволили подтвердить выводы о нарушении соотношения азота, фосфора с углеродом на всех экспериментальных участках при всех испытанных концентрациях. При слабом загрязнении (до 1л/м2) выживаемость растений колеблется от 75 до 97% в первый год и уменьшается до 52% на второй год. При средней загрязненности площадки от 2 до 5 л/м выживаемость растений в первый год ниже, чем при слабой, на 25^-81%, ко времени второго учета снижается до 84-25%. При сильном загрязнении (9,8 л/м2) отчет не получится однозначным. В вариантах опыта процентное колебание выживаемости растений от 81 до 20% в первый год и остается на уровне 20% ко времени второго учета.
Количественное содержание растений на опытных площадках уменьшалось по мере проникновения нефти вглубь. Разложение нефти в почвах северных районов идет медленно, в основном, путем переработки ее микроорганизмами.
Косвенное влияние нефти на почвенно-растительный комплекс обусловливается отсутствием методов сбора и удаления нефти на болотистых участках трассы В связи с этим нередко нефть, разлившуюся по дневной поверхности, сжигают, что приводит к выжиганию леса. На участках многолетнемерзлых грунтов такие пожары могут привести к развитию криогенных процессов.
В отличие от районов с относительно умеренным климатом загрязнение нефтью и нефтепродуктами на Крайнем Севере имеет гораздо больше последствий. Низкие температуры воздуха и грунтовой среды, сильные ветры, небольшая продолжительность теплового периода, во время которого активизируются биологические процессы, обусловливают чрезвычайно строгий режим функционирования наземного растительного покрова. Поэтому, всякое нарушение режима может привести к необратимым последствиям.
В Сургутском районе на 01.01.94 г. эксплуатируемые месторождения занимают 568 тыс. га земли, что составляет 5,4% общей площади района. По данным ООО “Сургутнефтегаз” площадь загрязненных нефтью земель составляет около 0,048% площади месторождений и 0,026% от размеров
513
региона 10500 га. Проблема рекультивации земель, загрязненных неЛ для нефтегазодобывающих районов Среднего Приобья актуальна с ЬЮ’ и еще полностью не решена. Тем более, что аварийная ситуация нефтепроводе характеризуется не только величиной утечки ц0 На площадью нефтяного пятна и глубиной проникновения нефти в гп * Установлено, что площадь распространения пролитой нефти зависит проницаемости слагающих грунт пород, свойств нефти, периода года водонасыщености грунта и т.д. Известную формулу для расчета площади нефтяного пятна:
S = 53,5-Q0S9, где Q - величина утечки, м3, нельзя признать удачной.
Во-первых, она не учитывает рельеф местности. Во-вторых, свойства нефти и грунта также могут существенным образом влиять на динамику распространения пятна. Во многих публикациях рекомендуется оценка площади загрязнения по данным аэрофотосъемки и приборного обследования, при экспресс-анализе может быть использован также метод
экспертных оценок.
Разлитые продукты распространяются как горизонтально, так и вертикально, и “султан” загрязнения образует по форме перевернутый конус, достигающий подземных вод. Считается, что среднее проникновение нефти в грунт достигает 25-?40 см, а в трещинно-карстовых структурах она профильтровывается на глубину 10-?12 м, может попадать в водоносный горизонт
В зимний период распространение нефтяных загрязнений существенно замедляется из-за повышения вязкости нефтяных веществ, формирования снежного покрова и промерзания почвы. Однако, при этом нельзя не учитывать метаморфоз снежного покрова, возможности оттепелей и различия в водонепроницаемости мерзлой почвы. В период
снеготаяния на впитывание талой воды в почву значительное влияние
оказывает влажность почвы перед переходом температуры воздуха через 0°С, содержание жидкой влаги (незамерзающей при отрицательных температурах), глубина промерзания почвы. Интенсивность инфильтрации нефти в талую и мерзлую почву, сорбция нефтяных веществ в почвогрунтах, их биологическое разложение во многом зависят от химического состава нефти и физико-химических особенностей земли. Поэтому, для детального описания процессов миграции нефтяных веществ в почвогрунтах и их горизонтального переноса водными потоками, необходимы натурные и лабораторные наблюдения, позволяющие задать значение многочисленных физико-химических констант, которые характеризуют взаимодействие вытекшей нефти с окружающей средой. Решение этих задач возможно лишь при тесном взаимодействии специалистов в области моделирования гидро-экологических процессов и широкого круга специалистов в области проектирования, строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов.
514
Компьютерные модели распространения нефтяных загрязнений должны включать:
• оценку объемов инфильтрации нефтяных веществ в мерзлые и талые почвогрунты, их распределение по глубине и возможное поступление на поверхность грунтовых вод;
• описание переноса растворенных и эмульгированных нефтяных веществ талыми и дождевыми водами по поверхности водосброса и выноса нефтяных веществ поверхностными водами;
• описание водной эрозии поверхностного слоя почвы с содержащимися в ней загрязненными нефтью частицами;
• описание движения растворенных, эмульгированных и адсорбированных нефтяных веществ в русловой сети.
Точность и надежность таких моделей в значительной степени связана с наличием информации о свойствах природной среды (коэффициенте фильтрации и ряде других констант почвогрунтов, данных о рельефе, геометрических и гидравлических характеристиках водотоков), данных гидрометеорологических наблюдений. Часть необходимых констант может быть получена на основе литературных данных, другая часть может быть найдена путем калибровки моделей на основе имеющихся измерений, однако, во многих случаях потребуются и дополнительные натурные исследования.
Все увеличивающиеся требования к экологической безопасности создают необходимость предвидения возможных масштабов экологических последствий таких аварий и разработки мероприятий по уменьшению возможного ущерба в результате распространения нефтяных загрязнений при различных физико-географических и гидрометеорологических условиях.
При определении потерь нефти от инфильтрации в грунт с дневной поверхности и из аварийного земляного амбара целесообразно пользоваться лабораторным методом, который заключается в определении шурфованием глубины протирки грунта нефтью, с последующим определением объема нефтенасыщенного грунта. Данный метод достаточно прост, однако, для получения адекватной информации необходимо предъявлять высокие требования к отбору кернов. Действительно, шурфование должно быть проведено равномерно по всей площади, залитой нефтью, что весьма трудоемко, а при больших площадях загрязнения практически не осуществимо.
В таких случаях целесообразно провести разбиение общей площади загрязнения 5д на равновеликие площади (удельные площади) AS. При этом число шурфов для каждой площадки должно оставаться постоянным.
Удельную площадь нужно подбирать из условий практически возможного числа номера шурфов и требуемой точности расчетов, то есть
AS = Sj/N, (8.7)
где N= Юч-20
515
Площадь AS можно определить по ограничивающим эту площадку (см. рис. 8.6)
В общем случае
радиусам
окружности,
Д5 = д(г,2-г,_,2), где i - номер удельной площадки (/ = 1,2...N). Из (8.8) с использованием (8.7.) имеем
(8 8)
(8.9)
(8 10)
Рис. 8.6. Схема расчета места шурфования
Расстояние от центра площади 5# до места шурфования можно определить по следующей формуле.
или с учетом (8.10.):
Например^ при i = 1; г, / = г0 = 0, тогда
' 2 У nN 2
516
В случае, когда площадь загрязнения велика (5д > 50G0 м2), величина д5 все же не должна превышать 500 м2 Количество шурфований, которые необходимо осуществить в одном направлении от центра 8д, определяются по формуле
N^Sjt/500 (8.13)
Например, для случая, когда площадь нефтяного пятна > 5000 м2, удельная площадь 4S = 500 м2, то расстояния до точек шурфования от центра разлива принимают следующие значения.
/7 = 6,3м, /з= 15,2м 1з ~ 21,1м, /^ = 24,6 м;
/5 = 27.7 м; /б — 30,4 м; I? — 32,9 м; /§ ~ 36,4 м;
19 = 38,5 м; 1ю = 40,5 м. •
Среднюю глубину пропитки грунта по всей площади 5д можно определить по формуле n h
hCP (8.14)
где h,( i> - средняя глубина пропитки на <-той площадке AS, п - число направлений, по которым проводится шурфование.
N
Yh,
h,CP = -^----, (8.15)
п
Практически достаточно принять п = 2-4
После определения средней глубины пропитки по (8.14) представляется возможным определить величину потерь от инфильтрации в грунт'
Мфд = ha> Sji Gh (8.16)
Нефтенасыщенность определяют в лабораторных условиях и с помощью прибора Закса ЛП-4. Цилиндр с предварительно взвешенным образцом исследуемой породы устанавливают над горловиной колбы с растворителем, в качестве которого применяют толуол с температурой кипения 110°С. При подогреве колбы электропечью до кипения толуола происходит одновременное испарение воды из образца. Пары воды и растворителя охлаждаются холодильником, и, конденсируясь, стекают в ловушку. Вода, будучи тяжелее растворителя, стекает в колбу При этом растворяет нефть, содержащуюся в образце, и через пористое дно Цилиндра попадает в колбу Процесс экстрагирования продолжается до установления постоянного уровня воды в ловушке и достижения прозрачности растворителя (прекращения окрашивания растворителя нефтью) Образец породы затем высушивают в сушильном шкафу при температуре 102М05°С и взвешивают
517
Объём нефти в образце
Ч =l.[(G-(7)-4rJ,
I II
где G и G’ - масса образца, соответственно, до экстрагирования после его высушивания; ч - объём воды, накопившейся в ловушке1 Yh, Yb _ объёмный вес, соответственно, нефти и воды.
Отсюда нефтенасыщенность породы а>н = , где v„ - объём пор в образце.
Существуют чисто расчётные методы, позволяющие с различной точностью определять площадь загрязнения, исходя из объёмного расхода поступления нефти, свойств грунта и времени процесса. Применяются эти методы, в основном, для предварительной оценки, а также для контроля данных о загрязнениях, представляемых заинтересованной стороной.
Для приблизительных, но оперативных расчетов, можно пользоваться экспериментальными данными С И Челомбитко (ТюмГНГУ), согласно которым нефтеемкость грунтов определяется их типом и расположением на глубине (почвенный слой принят равным до 30 см от поверхности). Данные приведены в табл. 8.20.
Таблица 8.20 Максимальная нефтеемкость грунтов (кг нефти / кг грунта)
Тип грунта Нефтеемкость
почвенный слой подстилающий слой
Песок 0,26 0,21
Супесь 0,35 0,30
Суглинок 0,45 0,31
Глина 0,48 0,31
0,94 0,78
Нефтенасыщенность грунта Gh целесообразно определять на основании более простого лабораторного анализа. Для этого отобранную пробу грунта помещают в стеклянную колбу с плотно притертой пробкой и заливают четыреххлористым углеродом (1/1 по объему). Содержимое встряхивают в течение 5 минут и отстаивают. Эту операцию повторяют 3-?4 раза. После последнего отстаивания экстракт нефти переносят в другую колбу. Пробу грунта заливают свежей порцией ССД (1/1 п0 объему) и извлечение углеводородов повторяют аналогичным образом. Экстракт фильтруют через бумажный фильтр, а осадок снова промывают четыреххлористым углеродом. Объединенные экстракты подвергаются анализу на содержание нефти.
518
Для этой цели используют также метод колоночной хроматографии с ИК-спектрометрическим окончанием методом газовой хроматографии либо метод тонкослойной хроматографии с ИК-, УФ-сПектроскопическим и люминесцентным окончанием. Почвенные образцы рекомендуется определять также в соответствии с РД-39-0141098-015-90 “Инструкция по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтепрома”.
Нефтенасыщенность пробы грунта определяют по формуле
GHl=G/Vn., (8.17)
где G - количество в экстракте, кг; Уц> - объем пробы грунта, м3.
Ориентировочно нефтенасыщенность грунта можно определить также с учетом возможной нефтеемкости Кщ (см. табл. 8.21), используя следующее соотношение:
Gm =~ Кн/ Уц> рИ
Таблица 8.21 Значение нефтеемкости грунтов, Кщ-
Грунт Влажность, %
0 20 40 60 80
Гравий (диаметр частиц 2~20 мм) 0,30 0,24 0,28 0,12 0,06
Пески (0 частиц 0,05-?2лш) 0,30 0,24 0,18 0,12 0,06
Кварцевый песок 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05
Супесь, суглинок 0,35 0,28 0,21 0,14 0,07
Суглинок легкий 0,47 0,38 0,28 0,18 0,10
Глинистый грунт 0,20 0,16 0,12 0,08 0,04
Торфяной грунт 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10
Тогда средняя по всей поверхности 8ц нефтенасыщенность грунта может быть рассчитана:
G„ (8-18)
Величину потерь нефтепродукта от фильтрации в грунт в земляном амбаре Мфа можно определить также по формуле (8.18), только объем насыщенного грунта определяют на основании равномерного шурфования поверхности земляного амбара.
Обычно процесс загрязнения талой грунтовой среды при утечках нефти на дневной поверхности разделяют на три последовательные во времени стадии. Первая, начальная, стадия характеризуется преимущественно образованием поверхностного ареола загрязнения и незначительной инфильтрации нефти в грунтовую среду. На второй
519
стадии происходит главным образом вертикальная инфильтрация нефти И, наконец, третья стадия характеризуется боковой миграцией нефти грунтовой среде.
Скорость загрязнения определяется проницаемостью грунта его составом и положением зеркала грунтовых вод и временем. При высокой проницаемости боковая фильтрация происходит лишь вблизи зеркала грунтовых вод. В менее проницаемой среде боковая фильтрация значительна и у дневной поверхности. В неоднородной грунтовой среде состоящей из различных по проницаемости слоёв, фронт загрязнения определяется расположением этих слоёв. При наличии градиента грунтовых вод, т.е. уклон зеркала воды не равен нулю, наблюдается смещение нижней части фронта загрязнения в сторону движения грунтовых вод. Изучение процесса фильтрации показало, что тяжёлые
Рис. 8.7. Распространение нефти в проницаемой грунтовой однородной (а, 6) и неоднородной (в) среде:
it-коэффициент фильтрации, остальные цифры - продолжительность фильтрации, мин
520
фракции нефти проникают на незначительную глубину и задерживаются верхними слоями грунта. Более лёгкие фракции, обладающие меньшей вязкостью, проникают в нижележащие слои. Следовательно, загрязнение грунтовых вод может происходить главным образом лёгкими фракциями нефти, что необходимо учитывать при разработке мероприятий по охране грунтовых вод вблизи трасс магистральных нефте- и продуктопроводов.
Границы и глубины проникновения нефти и нефтепродуктов в грунт устанавливают с помощью шурфов, закладываемых вблизи источника утечки по контуру поверхностного ареала загрязнения. Для оценки степени загрязнения используют коэффициент нефтенасыщенности извлечённых керноотборником пород, численно равный отношению объёма нефти в образце породы к суммарному объёму его пор (рис. 8.7).
8.5.3. Методы расчета выбросов углеводородов в атмосферу
На основании анализа комплекса экспериментальных исследований проведенных в ТюмГНГУ предложены аналитические зависимости и номограммы, позволяющие определить величину выбросов углеводородов в атмосферу в процессе испарения при различных аварийных ситуациях.
Например, для условий массоотдачи с небольшой высотой взлива h (например при растечении по воде) рекомендована формула, представленная в следующем виде
.. _ 0,01 Ф • т • М н
U " 1292-Ф<2-Ге°’38>р-1’3Х’68+т’ (819)
где М, - потери нефтепродукта от испарения, кг; т -продолжительность испарения, час; у„ - скорость ветра на поверхности испарения, м/с; tcp - средняя за т температура продукта, °C; Мн -количество нефтепродукта, находящегося на водной поверхности, кг; Ф -содержание в продукте углеводородов, выкипающих до 200°С, % вес.
С точностью, достаточной для практических расчетов, высоту слоя нефтепродукта можно определять экспериментально или по величине утечки и площади нефтяного пятна 8д
h=Vy/8Д, (8.20)
где Ц, - утечка нефтепродукта, м3.
При оперативных расчетах можно воспользоваться номограммами, например, приведенной на рис. 8.8.
521
Рис. 8.8. Номограмма для определения выбросов нефти при испарении из тонкого слоя или при растечении по водной поверхности
Изучению процесса растечения нефти по поверхности земли при аварии посвящены обширные теоретические и экспериментальные исследования.
В ТюмГНГУ установлены основные закономерности распространения нефтяного загрязнения в зависимости от рельефа местности, физико-химических свойств нефти и почвы, времени года, состояния подстилающей поверхности, объема утечки и других факторов. Например, если высота h не превышает 0,25 м, то массу испарившейся нефти Мид можно определить по номограмме (см. рис. 8.8.) или используя формулу
44,7-Ю-4-Ф-Л0,65-S.-p-T
w 743-Ф(2-Гв°'25)ЛЛ+'Г' - (821)
Многообразие земляных котлованов, используемых для временного хранения нефтепродуктов во время аварии, вызвано различными способами их сооружения, свойствами грунтов, характеристиками землеройной и строительной техники. Поэтому, прогнозировать их
522
размеры и форму представляется нецелесообразным Для расчета выбросов при испарении жидких углеводородов достаточно знать свободную поверхность нефти в амбаре Sa и среднюю высоту взлива Л„.
Площадь испарения в котловане, имеющем трапециидальную форму, можно определить также по формуле
S„=b l+2-ha ctga(b+l+2ha ctga), или S„=b0 lo, (8.22)
где l0,, l и b0, ,b - длина и ширина емкости, замеренные по свободной поверхности нефти и по основанию, соответственно, м; а - угол наклона боковых стенок котлована, град.
Тогда среднюю высоту взлива можно определять по формуле
Количество испарившейся нефти Миа при хранении ее в аварийном котловане рекомендуется определять по формуле (8.23), которую для данного случая можно представить следующим образом
„ _ 36-1 (Г4 Ф -Sa -ha°’16 -р-т
Mua ~ ЧОЭ S А °>2 °’25/ "2,1 , (8'23)
□ • Ф ( 1 - Vg )na tcp ’ + Т
Средства измерения для гидрогеологических исследований при определении выбросов целесообразно выбирать в соответствии с ГОСТ 25893-83. Для определения контура нефтяного пятна необходимо пользоваться дальномерами по ГОСТ 19223-82 или измерительными приборами по ГОСТ 502-80. При определении температуры воздуха, почвы, воды и нефти достаточно использовать термометры в соответствии с ГОСТ 112-78Е и ГОСТ 2045-71, а скорость ветра рекомендуется определять термоанемометром или анемометром согласно ГОСТ 7193-74.
Для упрощения расчета выбросов углеводородов при испарении с открытой поверхности в ТюмГНГУ составлены и апробированы программы расчета для ПЭВМ. Для экспресс расчетов также могут быть использованы номограммы, например, представленные на рис. 8.9.
Изучение кинетики массоотдачи нефтяных фракций на примере стабильного конденсата Уренгойского месторождения свидетельствует об имеющихся отличительных особенностях процесса. Отмечается существенный разброс экспериментальных данных, особенно в первые 4-?6 часов испарения. Воспроизводимость опытов удовлетворительна только для проб конденсата с одинаковым углеводородным составом.
На стадии предварительных экспериментов было отмечено, что влияние hHJ конденсата менее значимо, чем для нефтей. Тем не менее, установлено, что при непродолжительном испарении (до 96 часов) за основу можно взять фракции, выкипающие до 220°С, или массовую долю углеводородов до октана включительно, т.е
Ф = 100-(7о, (8.24)
где Go - доля углеводородов д, % масс.
523
Хотя испарение конденсата, вследствие значительного содержания в нем легких углеводородов, характеризуется рядом особенностей, величину выбросов можно также рассчитать по формулам (8.194-8.24). Полученные аналитические зависимости различного вида (логарифмические, степенные и др.) оказались равноточными с приведенными выше и согласуются с экспериментальными данными в пределах 204-25%. Следует отметить высокое значение коэффициента множественной корреляции R = 0,98 который статистически значим с доверительной вероятностью Ра = 0,99.
524
Скорость испарения нефти и нефтепродуктов определяется их углеводородным составом Чем больше смесь содержит низкокипящих углеводородов, тем выше скорость ее испарения. На практике анализ фракционного состава различных видов топлив и нефтей проведен рядом исследователей. На основе исследований динамической и статической испаряемости нефтепродуктов установлено, что в испарении участвуют лишь фракции с температурой кипения до 230°С (при температуре воздуха 100°С). При повышении tB до 130°С в динамическом испарении участвуют фракции, выкипающие до 240°С.
По своему фракционному составу неиспарившийся остаток относится к лигроиновой фракции, т. е. выкипающей после 200°С. И.П. Бударов установил, что если выбросы от испарения бензина, например А-66, принять за единицу, то в тех же термодинамических условиях выбросы авиационного бензина Б-150 будут в 1,8 раза, дизельного топлива в 65 раз, а топлива Т-1 уже в 92 раза меньше. Потери от испарения изопентана в 100 раз больше, чем лигроина и в 1500 раз мазута. Н.Д. Ивановым также отмечается, что наибольшая скорость испарения наблюдается у бензинов, потери которых в 50ч-100 раз выше, чем у керосинов и дизельных топлив.
В исследованиях, проведенных ТюмГНГУ, установлено, что предельные значения потерь от испарения нефтей различных месторождений Тюменской области из тонкого слоя соответствуют содержанию фракций, выкипающих до температур 180ч-220°С, что также можно использовать для экспертных оценок выбросов.
В заключение заметим, что описанная проблема решена еще далеко не полностью, здесь необходимы дополнительные исследования и, вероятно, предпочтение будет отдано методам расчета выбросов конденсатов сравнением их углеводородного состава до и после испарения или методам моделирования фазовых переходов в условиях динамического испарения. Попадание каких-либо примесей, оказывающих отрицательное влияние на биосферу, квалифицируется как нарушение Закона “Об охране атмосферного воздуха”, Закона "Об охране окружающей природной среды ”, международных соглашений, подзаконных актов (например, ГОСТ 17.2.1.04-77 и др.) и влечёт ответственность вплоть до уголовной.
8.6. ПРОБЛЕМЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
8.6.1. Законодательство Российской Федерации о защите окружающей природной среды
В Минтопэнерго РФ работа по совершенствованию правовых документов ведётся в рамках "Межотраслевой программы охраны окружающей среды ТЭК".
525
Федеральное законодательство по вопросам охраны среды включает в себя ряд основополагающих законов:
• Конституция России.
• Закон “О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения”.
• Земельный Кодекс РСФСР (в частях, не противоречащих новым законодательным актам).
• Закон “О недрах”.
• Закон “Об охране окружающей природной среды” и некоторые другие.
В связи с важностью последнего Закона рассмотрим его краткое содержание.
Закон “Об охране окружающей природной среды” введён в действие 19.12.1991 года и содержит 15 разделов (94 статьи). Закон охватывает практически все основные стороны природоохранной деятельности в России.
Например, статьи 5, 6, 7, 8, 9, 10 раздела 1 устанавливают компетенцию органов власти, начиная с верховной законодательной и кончая местным самоуправлением.
В разделе 2 (ст. 11ч-14) устанавливается право граждан и пути реализации этого права на здоровую и благоприятную окружающую природную среду (ОПС).
Раздел 3 (ст 15ч-24) описывает экономический механизм охраны ОПС. Раздел нуждается в подробном изучении.
Раздел 4 посвящён нормированию качества ОПС. Нормы не указаны в конкретных цифрах, а даётся порядок их установления.
Раздел 5 посвящён Государственной экологической экспертизе.
Раздел 6 определяет экологические требования при размещении, проектировании, строительстве, реконструкции и вводе в эксплуатацию предприятий, сооружений и иных объектов.
Раздел 7 определяет те же требования при эксплуатации объектов.
Раздел 8 посвящён чрезвычайным экологическим ситуациям.
Раздел 9 определяет понятие и статус особо охраняемых природных территорий и объектов (государственных природных заповедников, заказников, национальных природных парков, памятников природы).
Раздел 10 носит название “Экологический контроль”. Устанавливает систему и охраны контроля, их права и обязанности.
Раздел II “Экологическое воспитание, образование, научные исследования”. Впервые установлена обязательность преподавания экологических знаний во всех учебных заведениях. Обращается особое внимание (ст. 75) на экологическую подготовку руководящих работников и специалистов предприятий.
526
Разделы 12 и 13 определяют порядок разрешения споров в области охраны ОПС, виды ответственности за нарушения. Впервые закон предусматривает уголовное наказание.
Раздел 14 “Возмещение вреда, причинённого экологическими правонарушениями”.
Раздел 15 трактует вопросы международного сотрудничества. При этом устанавливается принцип верховенства международных договоров над национальным законодательством.
Постановлением Совета Министров - Правительства РФ № 943 от 22.09.93 “О специально уполномоченных государственных органах РФ в области охраны окружающей природной среды” установлено, что Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ и его территориальные органы являются специально уполномоченными государственными органами РФ и в пределах своей компетенции координируют деятельность специально уполномоченных государственных органов РФ, осуществляющих эти функции в соответствующих сферах управления: Комитета РФ по геологии и использованию недр; Комитета РФ по земельным ресурсам и землеустройству; Комитета РФ по рыболовству; Федеральной службы геологии и картографии России; Федеральной службы лесного хозяйства России; Федеральной службы России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды; Комитета по водному хозяйству при Совете Министров - Правительстве РФ.
Во всех развитых странах мира в основу экологического законодательства положен принцип “охрана природы - экономически выгодна”. С этим нельзя не согласится, т. к. если нарушен этот принцип, то никакие репрессивные меры не спасут природу от уничтожения, а нацию - от вымирания.
8.6.2. Характеристика питьевой воды
В воде открытых и подземных природных источников содержатся механические частицы, органические и неорганические химические соединения и живые организмы (микроводоросли, бактерии и т.д.)
Состав воды оценивают по физическим, химическим и санитарнобиологическим показателям.
К физическим показателям относятся температура воды, содержание в ней вредных веществ, цветность, запах и привкус. Наличие в воде взвешенных веществ обуславливает её мутность. Количество взвешенных веществ (в мг/л) определяют весовым методом. Мутность воды (в мг/л) определяется путём сравнения с мутностью стандартных растворов или нефелометрами. Прозрачность воды определяется толщиной слоя воды
527
(в см), через который ещё можно читать текст, напечатанный стандартным шрифтом (прозрачность по Снеллену), или видеть изображение креста.
Хозяйственно-питьевая вода, подаваемая для производственных вспомогательных, жилых и общественных зданий, по качеству должна удовлетворять следующим требованиям:
Бактериологические показатели
Общее число бактерий на 1 мл неразбавленной воды, не более 100
Число бактерий группы кишечной палочки
- определяемой по плотной элективной среде с применением
концентрации бактерий на мембранных фильтрах в 1 л воды
(колииндекс), не более
- при использовании жидких сред накопления (колититр), не 3
менее
300
Органолептические показатели
Запах при 20°С и при подогревании воды до 60°С, не более, баллы 2
Привкус (при 20°С), не более, балчы 2
Цветность по платинокобальтовой или имитирующей шкале, не более, градусы 20
Мутность по стандартной шкале, не более, мг/л 1,5
Токсические и химические показатели (в мг/л) веществ воды
Бериллий 0,0002
Молибден 0,5
Мышьяк 0,05
Нитраты 10,0
Полиакриламид 2,0
Свинец 0,1
Селен 0,001
Стронций 2,0
Фтор 0,7-1,5
Уран 1,7
Радий 226, кг/л 1,2 1010
Стронций 90, кг/л 4 10 15
Допустимые концентрации в воде химических веществ (в мг/л)
Сухой остаток 1000
Хлориды 350
528
Сульфаты 50
Марганец 0,1
Медь 1.0
Цинк 5 0
Остаточный алюминий 0,5
Гексаметафосфат 3.5
Общая жесткость, мг-экв/л 7,0
Примечания 1) Водородный показатель (pH) должен быть в пределах 6,5-8.5 2) При использовании подземных вод без установок по обезжелезиванию воды по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы содержание железа в воде, поступающей в водопроводную сеть, допускается до 1 мг/л
После хлорирования вода не должна иметь хлорфенольных запахов. В состав воды в виде различных соединений входит около 50 элементов, однако, некоторые из них содержатся в небольших количествах и не оказывают влияние на её свойства. Наиболее распространены в воде хлориды - соли соляной кислоты и сульфаты - соли серной кислоты. Содержание солей кальция и магния определяет жёсткость воды (в мг-экв/л). Для определения жёсткости воды количество вещества (в мг/л), находящегося в воде и обуславливающего жёсткость, делят на его эквивалентную массу.
Жёсткость может быть измерена в градусах: 1° жёсткости соответствует 0,357 мг-экв/л, а в 1 мг-экв/л равен 2,8° жёсткости.
Химически чистая вода почти не проводит электрического тока. Её удельная электрическая проводимость при 18°С равна 4,3-1015 Ом/м. Любое увеличение удельной электрической проводимости воды свидетельствует о её загрязнении электролитами.
В качестве санитарно-бактериологического показателя воды принят коли-титр (мин. кол. воды, в котором содержится одна кишечная палочка) и коли-индекс (количество кишечных палочек в 1 л воды), а также общее число содержащихся в воде бактерий. Под воздействием микроорганизмов происходит минерализация, т.е. распад органических соединений до углекислого газа и воды
Все микроорганизмы делятся на аэробные и анаэробные. Аэробные развиваются только в присутствии кислорода, анаэробные - в бескислородной среде.
Степень загрязнённости воды органическими веществами, содержащимися в растворе в виде неоседающей взвеси и коллоидов, может быть установлена по количеству кислорода, потребляемого на биохимическое окисление этих веществ, и может быть оценена биохимической потребностью в кислороде (ВПК). Обычно ВПК (в мг/л) определяют по пятисуточной пробе (ВПК5).
529
Биохимическая потребность в кислороде не учитывает стойкие органические вещества, не затрагиваемые биохимическим процессом, а часть веществ, идущих на прирост бактерий; поэтому для полной оценки количества органических веществ в сточной воде определяют (кроме БПК) химическое потребление кислорода (ХПК).
Для этого испытуемую пробу воды смешивают с химически чистой концентрированной серной кислотой и добавляют йодат калия (КЮ3) или соли хромовой кислоты, отдающей свой кислород для окисления. Окисление ведется при кипячении. Количество химически потребляемого кислорода, эквивалентное расходу окислителя, выражается в мг кислорода на 1 л анализируемой жидкости. Окисляемость в двадцатисуточной пробе (БПК20) бытовых сточных вод составляет примерно 86% ХПК.
По европейским показателям вода оценивается примерно по 160 показателям.
8.6.3. Методы очистки сточных вод
Промышленные методы подготовки ('очистки) сточных вод включают механические, физико-механические, биологические способы и дезинфекцию (обеззараживание).
Механическая очистка
Этот способ применяется для выделения нерастворимых примесей путём процеживания, отстаивания, фильтрования и центрифугирования.
Отстаивание применяют для выделения примесей, плотность которых больше (тогда они опускаются вниз) или меньше (тогда они поднимаются вверх), чем очищаемая вода. Используются песколовки, нефтеловушки и различного рода отстойники (рис. 8.10-8.12).
Процеживание применяют для задерживания крупных механических и, частично, взвешенных примесей. Используются решётки и сита различных конструкций
Фильтрование применяют для выделения наиболее мелких частиц. Размеры уловленных частиц зависят от конструкции фильтра и, главным образом, от фильтрующего материала. Например, современные трековые мембраны, обработанные на ускорителях тяжелых частиц на молекулярном уровне, имеют поры размером 0,2-*-0,4 микрона и могут задерживать даже некоторые виды бактерий. В промышленности используются более грубые фильтры из тканей, сеток, слоя зернистых
530
материалов (песок, гравий) и пористых химических материалов (как искусственного происхождения, так и естественного).
Центрифугирование (обработка воды в гидроциклонах) при правильном применении различных типов гидроциклонов (открытых и напорных, многоярусных и высокопроизводительных) может значительно ускорить процесс очистки и выделить как лёгкие, так и тяжёлые механические примеси Этот способ весьма перспективен, но требует высокой технологической культуры и хороших средств автоматического регулирования режимов работы гидроциклонов, которые весьма чувствительны к изменениям скоростей потока и давлениям
Рис 8.10 Схема горизонтальной песколовки:
1 - решетки, 2 - шибер, 5 - эжектор, 4 - пульпопровод,5 - напорный водопровод
531
Рис. 8.11. Схема нефтеловушки:
1 - распределительная камера, 2 - трубопровод, 3 - электродвигатель, 4 - скребковый транспортер, 5 - водослив, 6 - отстойная камера
Рис. 8.12. Схема пруда дополнительного отстаивания:
1 - колодец для выпуска сточных вод, 2 - распределительный коллектор, 3 - шарнирная нефтеотстойная труба, 4 - лебедка, 5 - трубы, 6 - трубчатый выход;
7 -сбросовый колодец
532
Рис 8 13. Схема очистки сточных вод на установке “Кристалл”: / - резервуар, 2 - насос, 3 - виброфильтр, 4 - резервуар, - емкость первичной очистки 6 - камера, 7 - резервуар, 8 - сборник
Механические способы очистки, как правило, предшествуют другим, но могут применяться и повторно, после физико-химической и биологической очистки, если требования к очищенной воде повышены. Дополнительная механическая очистка в таких случаях производится обычно фильтрованием через многослойные песчаные фильтры или микрофильтры (рис. 8.13).
Физико-химическая очистка
Физико-химические очистки заключаются в том, что в очищаемую воду вводят какое-либо вещество - реагент (коагулянт или флокулянт) Вступая в химическую реакцию с находящимися в воде примесями, эти вещества способствуют более полному выделению нерастворимых примесей, коллоидов и части растворимых соединений. При этом уменьшается концентрация вредных веществ в сточных водах, растворимые соединения переходят в нерастворимые или в растворимые, но безвредные, изменяется реакция сточных вод (происходит их нейтрализация), обесцвечивается окрашенная вода. Физико-химические методы дают возможность резко интенсифицировать механическую очистку сточных вод. В зависимости от необходимой очистки сточных вод физико-химический метод может
533
быть окончательным или второй ступенью очистки перед биологической.
Применяются обычно два способа - флотация и озонирование.
Флотация - процесс образования пены, захватывающей частицы примесей, удерживающей и удаляющей эти частицы. Получение пены может осуществляться;
• путём механического дробления воздуха (турбинами-импеллерами, форсунками, пористыми пластинами и каскадным методом);
• путём образования пузырьков из перенасыщенного раствора газа в воде (вакуумная, напорная флотация);
• электрофлотация (образование пузырьков водорода на электроде в процессе электролиза воды).
Основная задача при любом методе флотации - получение пузырьков оптимального размера
Оптимальным размером считается диаметр пузырька 15-г-ЗО микрометров (можно до 100 мкм). В этом - основные трудности при механическом образовании пены. При вакуумном способе требуется понижение давления в камере флотатора ниже атмосферного. Флотация проходит очень эффективно, но сложно создать вакуум в большом объёме из-за необходимости хорошей герметизации системы и усиления конструкции установки. В целом способ применяют редко. При напорной флотации вода сначала насыщается воздухом под давлением 3,9-105+5,9-105 Па. При температуре 20+25°С в этих условиях в воде растворяется 30+50 л/м’ воздуха. На второй стадии насыщения воздухом вода подаётся во флотационную камеру с нормальным атмосферным давлением, где и происходит образование пены.
При применении электрофлотации, кроме электролиза воды с образованием пузырьков водорода, происходит целый ряд сложных электрохимических процессов: поляризация частиц, электрофорез, окислительно-восстановительные реакции, реакции между образовавшимися продуктами при растворении электродов и др.
Сочетание всех этих процессов при оптимальном их использовании может дать очень хорошие результаты. Сточные воды с содержанием нефти до 100 мг/л при обработке электротоком с напряжением 5+10 В и плотностью 100+600 А/м2 в течении 30 минут очищаются до 12+22 мг/л.
Озонирование - пропускание через воду трёхатомного кислорода О} - озона. Вследствие высокой химической активности озон окисляет примеси, обесцвечивает растворы, дезодорирует и дезинфицирует воду. Добавление других химических реагентов не требуется. Озон получают обычно при высоковольтном газовом разряде при напряжении переменного тока 7+10 тыс. вольт и последующем тихом полукоронном
534
или коронном разряде. Озон токсичен, его ПДК в рабочей зоне составляет 0,00001 мг/л. Доза озона в воде 0,6^3,5 мг/л.
Биологическая очистка
Биологические методы очистки основаны на жизнедеятельности микроорганизмов, которые способствуют окислению или восстановлению органических веществ, находящихся в сточных водах в виде тонких суспензий, коллоидов, в растворе и являются для микроорганизмов источником питания, в результате чего и происходит очистка сточных вод от загрязнений.
Очистные сооружения биологической очистки можно разделить на два основных типа:
• Сооружения, в которых очистка происходит в условиях, близких к естественным.
• Сооружения, в которых очистка происходит в искусственно создаваемых условиях
К первой группе относятся сооружения, в которых происходит фильтрование очищаемых сточных вод через почву (поля орошения и поля фильтрации) и сооружения, представляющие собой водоёмы (биологические пруды) с проточной водой. В таких сооружениях питание организмов кислородом происходит за счёт непосредственного поглощения его из воздуха. В сооружениях второго типа микроорганизмы питаются кислородом, главным образом, за счёт диффундирования его через поверхность воды (реаэрация) или за счёт механической аэрации.
В искусственных условиях биологическую очистку применяют в аэротанках, биофильтрах и аэрофильтрах. В этих условиях процесс очистки происходит более интенсивно, т.к. создаются лучшие условия для развития активной жизнедеятельности микроорганизмов.
Как любой процесс жизнедеятельности, биологическая очистка -сложный и противоречивый процесс Используя в качестве пищи вещества, содержащиеся в воде, микроорганизмы лишают себя этой пищи и погибают. Только хорошо зная фазы физиологического развития клеток, тонко регулируя и учитывая внешние факторы жизнедеятельности организмов, можно успешно использовать данный метод
Одна из основных задач успешного метода - получение активного ила и поддержание его жизнедеятельности. Активный ил - это сложный комплекс микроорганизмов различных групп (бактерии, грибы и простейшие).
8.6.4. Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов
При определении необходимой степени очистки руководствуются Законом РФ “О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения ",
535
Законом РФ “Об охране окружающей природной среды", подзаконными актами (СНиП П-32-74 и др)
Выбор схемы канализации и состава очистных сооружений должен осуществляться в зависимости от мощности предприятия, количества образующихся сточных вод, их загрязнённости и места сброса, требования контролирующих органов к качеству очистки. Если сточные воды перекачиваются для очистки на очистные сооружения соседних предприятий, то необходимо организовать сбор сточных вод и предварительную очистку в соответствии с требованиями предприятия, принимающего стоки. Если стоки выпускаются в городскую канализационную сеть, в этом случае выполняются требования к сточным водам городской очистной станции. В зависимости от требований к степени очистки сточных вод применяют ту или иную схему очистки и выбирают методы очистки.
Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях, приведена в табл. 8.22.
Выбор рациональной системы канализации и схемы очистки сточных вод имеет первостепенное значение для уменьшения загрязнённости водоёмов. При поступлении сточной воды в водоём, качество воды в нём постепенно изменяется. До известного предела, называемого допустимым экологическим сдвигом, качество воды изменяется столь незначительно, что для дальнейшего использования она остаётся такой же безвредной, как и при полном отсутствии загрязняющих примесей.
Таблица 8.22 Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов на различных сооружениях
Сооружение Содержание н/продуктов в воде, мг/л
поступающей в сооружения очищенно й
Нефтеловушка 400-15000 50-5-100
Флотационная установка (с коагуляцией) 50-5-100 15-20
Пруд-отстойник 50-5-100 15-30
Станция биологической очистки 20-50 5-10
Установка озонирования (две ступени) 10-15 1-3
536
8.6.5. Методы подготовки питьевой воды
Вода хозяйственно-питьевого назначения должна отвечать требованиям, приведённым в разделе 8.6.2.
Методы очистки практически не отличаются от методов очистки сточных вод, особенно, если водозабор осуществляется из открытых водоемов. Исключение представляет биологическая очистка, которая обычно заменяется дезинфекцией. Следует учитывать, что понятие “очистка воды” является более узким, чем “подготовка” или “обработка”, т.к. последним подразумевают ещё и умягчение воды (обессоливание, обезжелезивание), нормализацию кислотно-щелочного баланса, обесцвечивание, дегазацию (выделение избыточных и вредных газов). Необходимым является и устранение запахов и привкусов, что может достигаться сорбционным фильтрованием через активированный уголь или цеолиты, добавлением пермаганата калия.
Умягчение воды - процесс достижения её жёсткости, обусловленной наличием солей кальция и магния.
Методы:
• реагентный или метод осаждения (известковый, содовый, натриевый, фосфатный). Основан на переходе солей кальция и магния в малорастворимую форму с последующим осаждением.
• катионный. Основан на способности ионнообменных материалов обменивать катионы кальция и магния на ионы натрия или водорода, не придающих воде жёсткость.
• термохимический (обычно с применением извести и соды). Основан на подогреве воды под давлением до 165°С в присутствии реагента. Применяется в технических целях.
Обессоливание воды - устранение, по возможности, практически всех растворённых солей. Методы: дистилляция (термический метод), ионно-обменный, электродиализ, осмос, сорбция. Электродиализ -переход молекул воды через полупроницаемую ионообменную мембрану под действием постоянного тока. Осмос - переход молекул воды через полупроницаемую мембрану. Сорбция - поглощение солей развитой пористой поверхностью (активированный уголь, цеолиты и т.д.).
Дегазация воды - удаление избыточных газов. В условиях Тюменской области - удаление растворённого в подземных водах метана. Часто необходимо удаление избыточного кислорода, углекислого газа, сероводорода В некоторых местностях удаляют избыточный фтор, который в других местах приходится в воду добавлять.
537
Практически во всех населённых пунктах, особенно там, где хотя бы частично используются воды открытых водоёмов, водопроводную воду лучше доочищать с помощью бытовых фильтров (водоочистителей). Известный бытовой фильтр “Родничок” без смены угля работает не более 2 недель (на воде г. Тюмень). С 1 января 1995 года обязательно все бытовые очистители должны иметь Гигиенический сертификат (ГС) и Сертификат соответствия (СС).
8.6.6. Способы сбора нефти с водной поверхности
Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов - сложные и трудоёмкие процессы вследствие малой толщины нефтяной плёнки и относительно высокой скорости её распространения.
Для локализации распространения применяют плавучие и подводные заграждения. Принцип действия плавучего бонового заграждения заключается в создании механического барьера, препятствующего горизонтальному перемещению или распространению тонкого верхнего слоя воды вместе с нефтяной плёнкой. Конструкция бонового заграждения состоит из плавучей 1, экранирующей 2 и балластной 3 частей (рис. 8.14, 8.15).
Готовые заграждения используют при скорости течения воды до 1,2 м/с и высоте волны до 0,5 м.
Рис. 8.14. Типичные конструкции боновых заграждений
538
Рис. 8.15. Клиновидная (а) и оконтуривающая (б) схемы установок боновых заграждений:
1 - растяжка, 2 - неподвижный якорь, 3 - 6epei реки, 4 - боновое заграждение, 5 - пленка нефти, 6 - катер, 7 - подвижный якорь
Пример заграждения подводного типа - пневматический барьер, принцип работы которого заключается в создании препятствия в верхнем слое воды при непрерывной подаче воздуха через перфорированную трубу, уложенную на дно водоёма. Конусообразная завеса пузырьков воздуха, поднимающихся со дна с большой скоростью, вызывает образование выпуклого валика, который и удерживает плёнку нефти от дальнейшего продвижения. Удерживающая способность пневматического барьера определяется скоростью и углом подачи воздуха, течением воды и степенью волнения. Достоинство метода - возможность свободного прохода судов
Сбор и удаление нефти с поверхности воды осуществляют нефтесборщиками, скиммерами (сепараторами) различной конструкции и сорбирующими материалами.
Технология сбора нефти с поверхности воды абсорбирующими материалами довольно проста. Абсорбирующий материал разбрасывают в сыпучем виде. Он впитывает нефть и образует “густое” нефтяное пятно на поверхности воды В качестве абсорбентов применяют пенополиуретан, торф, торфяной мох, опилки, солому и другие вещества, обладающие избирательной абсорбирующей способностью к нефти и нефтепродуктам. Так, например. 1 кг торфяного мха поглощает 8,5 кг трансформаторного масла, 9,8 кг сырой нефти и 12,9 кг бензина. Некоторые искусственные материалы, например пенополиуретан, поглощает нефть и нефтепродукты
539
весом почти в 20 раз превышающие их собственный вес. Такой пенопласт может поглотить с поверхности слой нефти толщиной 10 мм и снизить концентрацию нефти в воде с 4000+6000 до 10+14 мг/л.
Значительный интерес представляет для сбора нефти с поверхности воды гидрофобного адсорбента на основе вспученного перлита. Поглотительная способность обработанного перлита составляет более 800% собственной массы и максимальна при размере фракций 0,2+0,4 мм.
В зоне загрязнения адсорбент подают из-под воды с помощью гидроэжекторной установки. По сравнению с распылением адсорбента на загрязнённую поверхность подача его из-под воды исключает потерю поглотителя, а также повышает эффективность его применения.
Сбор насыщенного нефтью сорбента и отделение его от воды проводят с помощью специального судна - нефтесборщика. Насыщенный нефтью сорбент вместе с водой всасывается через заборное устройство и подаётся по трубопроводу в гравитационный сепаратор, где происходит отделение воды. Адсорбированная нефть накапливается в ёмкости, расположенной на нефтесборщике. В качестве сорбирующего материала можно применять также пластмассовые микробаллоны - пламилоны, разработанные БашНИПИнефтью. Пламилоны получают путем распыления в сушильных камерах смеси, состоящей из синтетической термоактивной смолы, газообразователя и отвердителя.
Микробаллоны рекомендуют для удаления с поверхности воды нефтяной плёнки толщиной 0,5+1,5 мм.
Особые трудности встречаются при очистке водоёмов с малыми глубинами, особенно на болотах.
В этих случаях пятно нефти обычно обваловывают и стараются всеми мерами не допустить дальнейшего распространения. Применяют все возможные способы сбора, вплоть до ручных с применением ограниченного числа видов техники, специально предназначенных для работ на болотах. Иногда пятно нефти можно отвести на место, удобное для сбора, прорыв траншею и котлован.
Метод выжигания нефти (“быстрое окисление’’) не только опасен в пожарном отношении, но часто невозможен из-за позднего обнаружения пятна, когда нефть уже смешалась с водой. Кроме того, будет нарушено состояние атмосферы.
Очень прогрессивным является способ ликвидации загрязнений с помощью бактериальных препаратов, пригодный для очистки как водных поверхностей, так и почвы.
Одним из лучших в мире является отечественный препарат “Путидойл”, запатентованный в США, Австралии, Аргентине, ФРГ, Канаде, Финляндии, Испании. Препарат разработан в Западно-Сибирском научно-исследовательском геологоразведочном институте. Работы по применению препарата ведёт АО “Экогеос-1” (625670, Тюмень,
540
Володарского, 56, тел.: 26-11-50). Результаты применения “Путидойла” можно оценить как в высшей степени успешные в климатических зонах от Якутии до Шпицбергена и Ближнего Востока.
8.6.7. Способы очистки земель от нефтяных загрязнений
Загрязнение грунтовой среды при отказе магистрального нефтепровода происходит с момента возникновения утечки до устранения её при малых утечках или до перекрытия его в месте повреждения временными герметизирующими материалами и устройствами при больших утечках.
Разлившуюся нефть отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, траншеи или оконтуривают земляными дамбами. Эту процедуру выполняют параллельно с основными работами по ликвидации аварии. Отвод нефти в естественные понижения не всегда возможен из-за отсутствия их или ввиду загрязнения новых площадей по траектории движения нефти.
Сечение защитных, как временных, так и постоянных дамб принимают треугольной или трапециидальной формы. Расчёт размеров дамб аналогичен расчётам земляных плотин. Однако, принимая во внимание назначение защитных дамб, - ограничение площади загрязнения и хранение разлившейся нефти, отметим, что обычно защитные дамбы из однородного грунта можно применять только в течение непродолжительного периода времени. Причина этого - фильтрация нефти по мере её накопления с внутренней стороны дамбы.
При устройстве дамбы на водопроницаемом основании необходимо учитывать дополнительную фильтрацию через основание.
Очистка от нефтяного загрязнения талых грунтов с нормальной влажностью при пониженном уровне грунтовых вод особых затруднений не представляет, если эти работы выполняют своевременно. В настоящее время основной способ восстановления таких грунтов - срезка загрязнённого нефтью слоя грунта и замена его привозным.
В тех случаях, когда эти работы выполняют со значительным запозданием, глубина загрязнения в результате инфильтрации нефти существенно возрастает, что вызывает соответственно увеличение объёма и стоимости рекультивации. Однако, наибольшие трудности возникают при загрязнении водонасыщенных, обводнённых грунтов, или грунтов с высоким уровнем грунтовых вод. Такие грунты, как правило, обладают низкой несущей способностью и оказываются непроходимыми для землеройной техники. Кроме того, при высоком уровне грунтовых вод существенно возрастает опасность их загрязнения нефтью или нефтепродуктами.
541
Сбор нефти с поверхности обводнённых грунтов, даже при условии сооружения грунтовых дамб, также сложен из-за наличия мелкого кустарника, кочек, воды и т.д. В подобных ситуациях наиболее эффективной представляется следующая технология выполнения работ по регенерации (очистке) грунтовой среды и подземных вод: отвод нефти с дневной поверхности за пределы или к границе загрязнённого участка и закачка её в ёмкость; регенерация грунтовой среды и подземных вод.
Отвод нефти целесообразно осуществлять по направлению естественного уклона местности в предварительно подготовленные земляные амбары, траншеи, котлованы или другие емкости
Для регенерации грунтов и предохранения или очистки грунтовых вод рекомендуется способ промывки, заключающийся в следующем. В пределах контура загрязнённого нефтью участка закладывают одну или несколько скважин-колодцев (назовём их отсасывающими), которые соединяют системой трубопроводов с коллектором, подключённым к какой-либо ёмкости (ёмкостью может быть и земляной амбар) за пределами участка загрязнения. Ещё одну или несколько скважин -колодцев (назовём их питающими) закладывают за контуром загрязнения и присоединяют к распределителю системой трубопроводов. При откачке воды из отсасывающих колодцев нефть или нефтепродукт в пределах зоны влияния каждого колодца будет перемещаться по направлению к колодцу, извлекаться наружу и далее через коллектор закачиваться в ёмкость. Питающие скважины в это время подают незагрязнённую воду через распределитель на поверхность загрязнённого участка, которая путём инфильтрации насыщает грунт, вымывает из грунта нефть и через отсасывающий колодец подаётся в ёмкость. Происходит промывка грунта и очищение грунтовых вод.
Другие методы очистки - выжигание, применение сорбентов и биопрепаратов - аналогичны методам при сборе нефти с водных поверхностей.
8.6.8. Определение объёмов работ при рекультивации земель
Рекультивацией называется комплекс мероприятий по приведению нарушенных сельскохозяйственных земель и лесных угодий в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве, а при производстве строительных работ на других землях - в состояние, пригодное для использования их по назначению.
В соответствии с основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных и строительных работ рекультивацию следует проводить в ходе строительства, а при
542
невозможности этого - не позднее, чем в течение года после завершения работ.
Объём работ по рекультивации зависит от диаметра трубопровода и мощности плодородного слоя. Эти факторы определяют и технологию производства работ. Так, согласно Инструкции по рекультивации земель при строительстве трубопроводов (ВСМ 179-85), для трубопроводов диаметром до 820 мм необходимо выполнить следующие операции-.
• снятие плодородного слоя почвы шириной 3,5 м роторным экскаватором ЭТР-254-05 по оси траншеи, предварительно размеченной вешками. При этом отвал почвы устраивают на расстоянии 5-^7 м от края полосы рекультивации до середины отвала;
• разработку траншеи экскаватором и обратную засыпку трубопровода бульдозером ДЗ-18 или ДЗ-27;
• распределение избыточного минерального грунта по полосе рекультивации и его уплотнение продольными проходными бульдозерами или автогрейдером ДЗ-40Б. После уплотнения поверхность полосы рекультивации должна располагаться ниже отметок смежных участков и иметь выраженные края;
• возвращение плодородного слоя почвы из отвала хранения бульдозерами и окончательную планировку полосы продольными проходами.
Согласно Рекомендациям по снятию плодородного слоя почвы при производстве горных, строительных и других работ рекультивацию плодородного слоя следует проводить на всю толщу их залегания.
При диаметрах трубопровода 1020+1220 мм технология рекультивации имеет естественные отличия, связанные с увеличением объема работ В любом случае вся полоса рекультивации делится на ряд зон, ширина которых нормализуется. Это, например, зона непосредственно над траншеей (зона Д), зона складирования плодородного грунта (зона Б), зона складирования неплодородного грунта (зона Г), промежуточные зоны (А, В), отделяющие зоны складирования грунта друг от друга и от края полосы рекультивации и т.д.
Как правило, при строительстве и ремонте нефтепроводов, когда не произошло разлива нефти, рекультивация заканчивается операцией обратной засыпки плодородного слоя. Дальше природа справляется сама, за исключением тундровых зон, где слой мха восстанавливается 100+300 лет.
Гораздо сложнее рекультивировать территорию, где производились ремонтные работы при разливе нефти. Тогда принимаются во внимание:
543
полосу проведения ремонтных работ, площадь и глубину загрязнённого слоя грунта, характер утечки нефти (на дневной поверхности или под ней) характер грунта и рельеф, характер растительности и категория участка (сельскохозяйственное назначение или другое).
8.6.9. Источники загрязнения атмосферного воздуха на НПС и меры борьбы с ними
Источниками загрязнения на НПС могут быть: выбросы при авариях; резервуарные парки и отдельные резервуары при испарении нефти и выбросы паров через дыхательные клапаны; открытые ёмкости с нефтью, например, нефтеловушки; разлитая нефть; помещения насосных цехов при разгерметизации насосов и других неисправностях; задвижки, колодцы и т.д.; пожары и возгорания при ликвидации разливов нефти.
Основным видом загрязняющих выбросов являются пары нефти, а для дизельных электростанций и котельных - продукты сгорания топлива, шлак, сажа.
К наиболее опасным загрязнителям атмосферы относят окись углерода и сернистый ангидрид, образующиеся в результате сгорания природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также сжиженные газы -аммиак, метан, этилен, этан, пропан, бутан и др.
8.6.10. Метод определения ущерба от загрязнения окружающей среды
Под экологическим ущербом, наносимым окружающей среде, понимают выраженные в стоимостной форме фактические и возможные убытки или дополнительные затраты на компенсацию этих убытков.
Отчасти природа сама может самостоятельно компенсировать нанесенный ей вред, так загрязненный воздух рассеивается и перемешивается со свежим, твердые частицы (пыль, сажа) осаждаются, что снижает их концентрацию в воздухе. Загрязнению водоемов противодействует разнообразная водная биота (водоросли, микроорганизмы, беспозвоночные). Самоочищению воды способствует ее разбавление свежей Однако, при переходе определенных границ загрязнения, природа не в состоянии восстановиться своими силами. Если сверхнормативное загрязнение не прекращается, природный объект погибает. Полный годовой ущерб от загрязнения согласно “Временной типовой методике Научного совета АН РФ” можно определить по формуле:
1 = 1атм- а + Ц • р + Лем • Y+ /« 7) (8.25)
544
где lamv, I„, I!e„, 1„ - соответственно, удельный экономический ущерб, причиняемый выбросами в атмосферу, воду, почву и недра; а, /3, у, у - безразмерные коэффициенты, определяемые нормативами отраслей промышленности.
Оценка загрязнения атмосферного воздуха
В формуле (8.25) величина 1„т., определяется по формуле:
Iam. = (8.26)
где г - константа, зависящая от роста цен (устанавливается в зависимости от темпов инфляции); ст - коэффициент относительной опасности, зависящий от типа территории, например, для курортов и заповедников - 10, для пригородных зон отдыха - 8, для населенных мест с плотностью населения п чел/га - 0,1-л, для лесов - 0,2+0,0025, для пашен - 0,25, для садов - 0,5;/- безразмерный множитель, учитывающий характер рассеивания примесей в атмосфере (выбирается в зависимости от скорости оседания частиц, высоты выброса, его температуры); М -приведенная масса годового выброса от источника загрязнения (за год); Величина ст определяется:
где S, - площадь г-й части зоны активного загрязнения (ЗАЗ) определенного типа территории (лес, пашня, населенный пункт и др.); 5заз - площадь зоны активного загрязнения; ст, - коэффициент относительной опасности для данного типа территории.
Величина М определяется.
М= £ А,-т„
где N - общее число загрязнителей; А, - безразмерный показатель относительной активности примеси z-го вида, например, для оксида углерода А = 1, для сернистого ангидрида - 22, для сероводорода - 54,8, для паров фтора - 980, для коксовой и агломерационной пыли - 100 и т.д.; т, - масса годового выброса z-ro вида.
Оценка загрязнения водоемов
Величина/,, в формуле (8.25) определяется по формуле
/„ = r„-ak-M (8.27)
где г„ - константа, аналогичная г в формуле (8.26), но для водоемов; СТ* - константа ценности водоема.
Величина М в формуле (8.27) определяется как
М = У А, т, (8.28)
545
» где А - показатель относительной опасности сброса, А, = 1г/м3 / ПДК-/и, - масса /-го выброса на 1 т выпускаемой продукции.
Оценка загрязнения земельных ресурсов
Величина 1Ж„ в формуле (8.25) определяется:
Лем = [(+ 1в + Im ) $н ] /Q, (8.29)
где /о,„„ - ущерб от загрязнения атмосферы:
lamu — Vtl ' Ca ' k ‘ h ' Z ,
где V„ - количество пылегазообразных выбросов с 1 га земель (тонн); Са - удельная оценка ущерба от выбросов; к - коэффициент, учитывающий зональные особенности территории; h - коэффициент, зависящий от высоты выбросов; z - коэффициент, учитывающий характер использования территории в зоне влияния нарушенных земель;
1„ - ущерб от загрязнения водоемов из-за нарушения земель
4 = К Св,
где V„ - объем выноса загрязняющих веществ в водоем в 1 га; С„ -удельный ущерб;
1т-ущерб от отчуждения земель, рассчитываемый по формуле: /„=i р„(сп1-сп2),
где Рп - годовое количество недоданной сельхозпродукции данного вида п, возникшее из-за нарушения земель; С„/ и Сп2 - себестоимость п-го вида продукции, получаемой в контрольной зоне и зоне нарушенных земель, соответственно.
В формулу (8.29) входят также S„ - площадь нарушенных земель и <2„ - количество выпускаемой полезной продукции (в тоннах).
Оценка загрязнения недр
Величина /„ в формуле (8.25) рассчитывается:
1ц = 1щ.р + 1;аг (8.30)
где 1„аР и 1мг - ущерб от нарушения и загрязнения недр.
8.6.11. Топливно-энергетический комплекс и окружающая среда
Анализ статистических данных и оценки специалистов показывают, что в разных публикациях величины выбросов вредных веществ отраслями ТЭК сильно различаются Это говорит о низкой достоверности отчетных показателей и прямой их фальсификации Информация о реальных объемах выбросов загрязнителей скрывается, хотя по закону "Об охране окружающей природной среды” этого не должно быть. Этим объясняется тот факт, что в приведенных ниже таблицах некоторые цифры даны через дробь. В числителе дается цифра
546
выбросов из “Государственного доклада о состоянии окружающей природной среды РФ в 1996 г.”, а в знаменателе - из “Отчета по охране ОПС РАО Газпром” за тот же год.
Таблица 8.23
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу ( в тоннах на 1млн.т.у.т)
Отрасли ТЭК Твердые вещества SO2 СО NOX
Газовая 6 74/68 310/853 40/280
Угольная 480 265 380 100
Нефтедобывающая 75 47 1140 41
Таблица 8.24
Выбросы углеводородов и летучих органических соединений (ЛОС) в отраслях ТЭК в 1996г.
Отрасли ТЭК Углеводороды (тыс.т / млн. т.у.т.) ЛОС (т / млн. т.у.т)
Газовая 8,9-11,7 0,026
У гольная 2,16-8,84 0,001
Нефтедобывающая 1,24 0,49
Таблица 8.25
Использование свежей воды и сброс загрязненной (млн. м3 на 1 млн. т.у.т.)
Отрасли ТЭК Использовано свежей воды Сброшено загрязненной воды
Газовая 0,08/0,58 0,009 / 0,012
Угольная 1,5 4,1
Нефтедобывающ ая 1,75 0,058
При составлении таблиц учитывалось, что добыча за 1996 г составила: газа - 564,7 млрд, м3 (643,8 млн. т.у.т.), угля - 255 млн. т (160 млн. т.у.т.), нефти - 301,2 млн. т (430 млн. т.у.т.).
Перемножив эти данные и соответствующую цифру из таблиц, можно получить абсолютные показатели, а затем, поделив их на 146 млн. человек, составляющих население России, получить хорошую пищу для размышлений
Выбросы в атмосферу от стационарных источников по Тюменской области в целом составили за 1996г. 1695530 тонн. Из них -
547
углеводородов - 46,1%, окиси углерода - 38,6, окислов азота - 8,9%, летучих органических соединений (ЛОС) - 3,5%, твердых частиц - 2% диоксида серы - 0,8%. Из этого количества выбросов с помощью пылегазоочистных установок уловлено 1,4% газовых выбросов и 41% выбросов твердых частиц. Поступление загрязняющих выбросов от автотранспорта за тот же период составило в целом по области 2188770 тонн. Из них: оксид углерода - 1637110 т, окислы азота - 157100 т, углеводороды - 341520 т. В области эксплуатировалось в этот период 666205 единиц автотранспорта. Из них в ХМАО - 345841, ЯНАО - 13012, в южной зоне - 212352.
Из 147 млн жителей России дышат загрязненным воздухом 109 млн Из них 40^50 млн человек испытывают влияние 10-кратного превышения ПДК, а 55^60 млн - 5-кратного превышения. К городам с такими концентрациями вредных выбросов относятся: Ангарск, Архангельск, Биробиджан, Бийск, Каменск-Уральский, Комсомольск-на-Амуре, Кызыл, Магадан, Москва, Мытищи, Новодвинск, Норильск, Прокопьевск, Самара, Сыктывкар, Ульяновск, Уссурийск, Челябинск, Черемхово, Щелково. Пять лет находятся в этом списке: Братск, Волжский, Екатеринбург, Зима, Иркутск, Кемерово, Красноярск, Курган, Липецк, Магнитогорск, Нижний Тагил, Новокузнецк, Новосибирск, Омск, Ростов-на-Дону, Саратов, Селенгинск, Ставрополь, Тольятти, Улан-Удэ, Усолье-Сибирское, Хабаровск, Чита, Шелехов и Южно-Сахалинск.
548
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Абдулаев Л Л Бланк В В Юфин В А Контроль в процессах транспорта и хранения нефтепродуктов - М. Недра, 1990
2. Абузова Ф Ф, Бронштейн И С, Саттарова Д М и др О температурах закипания нефтей и бензинов в емкостях транспорта и хранилищ // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1984. - № 5.
3. Абузова Ф Ф, Бронштейн И С, Новоселов ВФ и др Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. - М.: Недра, 1981.
4. Александров И А Перегонка и ректификация в нефтепереработке. -М. Химия, 1981
5. Алиев Р А, Белоусов В Д, Немудрое А Г и др Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.. Недра, 1988.
6. Атев Т М и др Информационные системы в нефтяной промышленности. - М.. Недра, 1972
7. Алиев Т М, Тер-Хачатуров А А Информационно-измерительные системы количественного учета нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра, 1977.
8. Антипьев В Н, Земенков Ю Д, Кудрявцева НА и др Методика расчета потерь нефти при авариях на магистральных нефтепроводах. - Тюмень УМН 3 и СЗС, 1985
9. Антипьев В Н, Земенков Ю Д Контроль утечек при трубопроводном транспорте жидких углеводородов. - Тюмень: ТГНГУ, 1999.
10. Антипьев В Н, Земенков Ю Д, Забавное А И, Чепурский В Н Особенности эксплуатации конденсатопроводов в условиях Западной Сибири. - М . ВНИИЭгазпром, 1991.
11. Антонов ВП Нормативно-техническая документация по охране окружающей среды и ее применение в нефтегазовой промышленности // Трубопроводный транспорт - 1997. - № 3.
12. Арзунян АС, Афанасьев В А, Прохоров АД Сооружение нефтегазохранилищ: Учебник для техникумов - М : Недра, 1986.
13. Арутюнов В Г Эксплуатация нефтебаз. - М • Недра 1983.
14. Афанасьев В А, Иванцов О Н, Поповский Б В, Сафарян Н К Сооружение газохранилищ и нефтебаз. - М.: Недра, 1973.
15. Афанасьев В А . Березин В Л Сооружение газохранилищ и нефтебаз: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986.
16 Ахатов И Н, Черняев В Д, Векшейн М Г и др Аварийновосстановительное обслуживание магистральных нефтепроводов. -М,- ВНИИОЭНГ, 1978.
17. Басниев К С Добыча и транспорт газа и газового конденсата. - М.: Недра, 1982
549
18. Белозерова 3 Л, Ращепкин К Е, Ясин Э М Надежность магистральных нефте- и продуктопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов- Обз. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968.
19. Беннетт К О, Майерс Д Е Гидродинамика, теплообмен и массообмен - М : Недра, 1966
20. Вернадский А Е Приборы для измерения уровня. - М.: Недра, 1966
21. Бобровский С А Определение времени простоя нефтепроводов при ликвидации аварий. - М.: Недра, 1963.
22. Большаков Г Ф Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. - М.: Недра, 1988.
23. Борзенков В А , Воробьев М А , Кузнецов И А и др Нефтепродукты для сельскохозяйственной техники. - М.: Химия, 1988г.
24. Боровая М С, Нехамкина Л Г Лаборант нефтяной и газовой лаборатории: Справочное пособие. - М.: Недра, 1990г.
25. Бородавкин П П, Ким Б И Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1981.
26. Босняцкий Г П Отраслевой природоохранный мониторинг в новых условиях деятельности предприятий // Газовая промышленность. -1992. - № 2.
27. Бударов И П Потери от испарения моторных топлив при хранении. -М.: ВНИИСТ, 1961г
28. Бунчук В А Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа -М.: Недра, 1977.
29. Вераакин С И, Ржавский Е Л Повышение надежности резервуаров, газгольдеров и их оборудования. - М.: Недра, 1980.
30. Викторов В А Резонансный метод измерения уровня. - М.: Энергия, 1969.
31. Вязу нов Е В, Дышииц Л А Методы обнаружения утечек из магистральных нефтепродуктопроводов И Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979.
32. Галеев В Б, Карпачев М 3, Храменко В И Магистральные нефтепродуктопроводы. - М/ Недра, 1986.
33. Гараттер Ф Ф, Тушл В В Системы обнаружения утечки для трубопроводов//Нефть и газ - 1996. -№ 1.
34. Гендель Г Л, Куцын П В Планирование аварийных мероприятий на газохимических комплексахУ/Техника безопасности и охрана труда: Обз инф. - М.: ВНИИЭгазпром, 1983.
35. Головинский А Г Опыт трассового обследования дефектов магистрального нефтепровода/УБезопасность труда в промышленности. - 1996. - № 2
36. Гриценко А И, Александров Я А , Галанин И А Физические методы переработки и использования газа. - М.: Недра, 1981.
550
37. Гросс С А , Янов Б Г Определение расхода и времени вытекания жидкости из щели при разрыве стенки трубопровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1982. - № 11.
38. Губин В Е, Губин В В Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра. 1982.
39. Гужов А И, Титов В Г. Медведев В Ф и др Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. - М.: Недра, 1978.
40. Гумеров А Г, Бронштейн И С, Батталов А 3 и др Методические подходы к нормированию естественной убыли И Трубопроводный транспорт. - 1998 -№12.
41. Гусеин-заде МА. Юфин В А Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. - М.: Недра, 1981.
42. Дегтярев В Н Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводах // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 6.
43. Допей К Г, Черникин В И Самотечное опорожнение трубопровода от вязких нефтей и нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефти. -1963. -№ 11.
44. Евланов Л Г, Кутузов В А Экспертные оценки в управлении. - М.: Экономика, 1978.
45. Евтихин В Ф. Риздвенко А Н, Риттер Е А Сферические резервуары для хранения углеводородных газов. - М.: Недра, 1976.
46. Едигаров С Г. Михайлов В М .Прохоров А Д и др Проектирование и эксплуатация нефтебаз. - М • Недра, 1982.
47. Еременко П Т. Воробьев Н А Развитие трубопроводного транспорта в СССР и за рубежом. - М.: Недра, 1989.
48. Забела К А Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов. -М.. Недра, 1986.
49. Зайцев Л А Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1982.
50. Зверева Т В Технические средства диагностирования магистральных нефтепроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987.
51. Земенков Ю Д Испарение нефтей с открытой поверхности при отказах на магистральных нефтепроводах: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Уфа: УНИ, 1986.
52 Земенков Ю Д Испарение нефтей с открытой поверхности: диссертация кандидата технических наук. - Тюмень: ТюмИИ, 1986.
53. Земенков Ю Д, Коваленко Н П, Малюшин Н А Контроль и восстановление качества нефтей и нефтепродуктов. Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.
54. Земенков Ю Д, Лощиник А Е. Маркова Л М Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов: Методические указания. Тюмень: ТюмИИ, 1988г.
551
55. Земенков Ю Д, Хойрыш Г А Анализ отказов насосно-силового оборудования нефтепроводов Западной Сибири // Нефть и газ Западной Сибири. Тюмень: ТГНГУ, 1996.
56. Зеркалов О В Экономия нефтепродуктов. Справочное пособие. - М.: Недра, 1990.
57. Зоненко В И, Ким Б И Статистическая оценка данных об отказах и восстановлениях магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - 1988. - № 5.
58. Иванов Н Д Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродуктов и борьба с ними. - М.. Недра, 1973.
59. Иванцов О М Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1985.
60. Истомин В А , Пульное А И, Сулейманов Р С, Шампурова Л И Продукция газовой промышленности: основные требования к качеству и методы контроля качества. - М.: ИРЦ Газпром, 1994.
61. Касперович А Г Исследование свойств смесей нефтей и конденсатов северных месторождений для условий их транспорта и переработки.-Тюмень: ТюменНИИГИПРОгаз, 1984.
62. Кесельман Г С, Махмудбеков Э А Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1981.
63. Ким Д X, Блохин Ю И Оценка объема поверхностного и подземного распространения нефти при крупных авариях на нефтепроводе // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 12.
64. Киселев Л И Топливо-смазочные материалы для строительных машин: Справочник. - М.: Стройиздат, 1988.
65. Коротков В П, Конради В В, Туманян Б Г, Челинцев С И Итоги промышленного эксперимента по перекачке по МН Уса-Ухта-Ярославль высокозастывающей смеси нефтей, обработанной депрессоной присадкой // Трубопроводный транспорт. - 1996. - № 12.
66. Коатес А К, Васильев Г Г, Кленин В И Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 8.
67. Коваленко Н И, ГабдрауповД Д, Земенков Ю Д Контроль дефектов и утечек на магистральных нефтепроводах: Инструкция для ИТР. -Тюмень: АООТ «Сибнефтепровод», 1998.
68. Коваленко НП, Габдраупов ДД, Земенков ЮД Опасные производственные факторы: Инструкция для ИРТ. - Тюмень: АООТ «Сибнефтепровод», 1998.
69. Коршак А А, Забавное А И, Новоселов В В и др Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.
70. Креммер В Н Система контроля утечек нефти и нефтепродуктов из трубопроводов/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1987. - № 4.
552
71. Кублановский Л Б Определение мест повреждений напорных трубопроводов. - М.: Недра, 1978.
72. Кумылганов А С Состояние и перспективы капитального ремонта магистральных нефтепроводов/ЛГрубопроводный транспорт нефти. -1995. - № 5.
73. Кучмент Л С О прогнозировании возможного загрязнения окружающей среды при авариях на магистральных нефтепроводах И Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 12.
74. Ливанов М В, Мартынюк В Ф, Печеркин А С и др Перспективы нормативного обеспечения анализа риска магистральных нефтепроводов/ЛГрубопроводный транспорт. - 1996. - № 8.
75. Лосенков А С. Русаков А Н, Трефилов А Г и др Система обнаружения утечек по волне давления И Трубопроводный транспорт. - 1998. - №12.
76. Лосенков А С, Трефилов А Г, Нархов В П и др Экспериментальная проверка алгоритмов прикладного программного обеспечения по диагностике утечки нефти на нефтепроводах // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. - № 7.
77. Лыщенко Л 3, Сидорова Н В, Николов Г Повышение надежности эксплуатации нефтепроводов/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М.:ВНИИОЭНГ, 1982.
78. Мазур И И Катастрофу еще можно предотвратить//Нефть России. -1995.-№3
79. Мазур И И Разработка инженерно-экологических решений при строительстве и эксплуатации нефтегазотранспортных геотехнических систем: автореферат диссертации кандата технических наук. - М.: ГАНГ им. И.И. Губкина 1995.
80. Малюшин И А, Чепурский В Н Магистральные трубопроводы Западной Сибири. - Тюмень: ИИА Пульс, 1996.
81. Мацкин Л А , Черняк И Л, Илембитов М С Эксплуатация нефтебаз -3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1975.
82. Мельников Н П Металлические конструкции. Современное состояние и перспективы развития. - М.: Стройиздат, 1983.
83. Мукук К В Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем. - Ташкент: Изд-во Фан, 1980.
84. Панарин В В, Зайцев Л А Автоматизированные системы управления в трубопроводном транспорте нефти. - М.; Недра, 1986.
85. Панов Г Е, Петряшин Л Ф, Лысяный Г Н Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1986.
86. Попова 3 А, Рхавский Е Л Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов. - М : Недра, 1972.
87. Поповский Б В, Лихое В С Применение цилиндрических резервуаров за рубежом- Обзор зарубежной лит. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976.
88. Порецкий Л Я Справочник. - М.: Недра, 1988.
553
89. Приступа В В, Петров А Г, Мулюков Ф Г, Пашкин Г Е Новая методика диагностики состояния изоляции магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. - № 8.
90. Рыбак Б М Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: Гостоптехиздат, 1962.
91. Рыбаков К В, Карпенкина Г П Повышение чистоты нефтепродуктов. - М.: Агропромиздат, 1986.
92. Рябиев Н И Природные и искусственные газы. - М.: Стройиздат, 1967.
93. Сафарян М К Современное состояние резервуаростроения и перспективы его развития. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992.
94. Сполдинг Д Б Конвективный массоперенос. - М.: Энергия, 1965.
95. Столяров Р II, Ращепкин К Е, Гумеров А Г Вопросы организации аварийно-восстановительной службы на магистральных нефтепроводах. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979.
96. Сточярова Л В, Бирюкова С М Межотраслевой подход при проектировании водоохранных мероприятий Западно-Сибирского территориально-производственного комплекса. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986.
97. Суханов В П Переработка нефти. - М.: Высш, школа, 1979.
98. Тавастшерна Р И Изготовление и монтаж технологических трубопроводов. - М.: Высшая школа, 1985.
99. Тарачев В Н, Куликов В Д, Яковлев В И, Шибнев А В Вопросы организации аварийно-восстановительной службы на магистральных нефтепроводах. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989.
100. Телегин Л Г, Ким Б И, ЗоненкоВ И Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. - М.: Недра, 1988.
101. Теляшева Г Д, Дьяченко Н В Давление насыщенных паров бензинов при различных соотношениях паровой и жидкой фаз // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1983. - № 7.
102. Тер-Хачатуров А А , Щербинин Ю В Автоматический контроль веса нефтей и нефтепродуктов в резервуарах. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974.
103. Ткачев О А , Тугунов П И Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. - М.: Недра, 1988.
104. Тугунов П И, Новоселов В Ф Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. - М.: Недра, 1973.
105. Авенов Н Н, Матросов В II, Шевлюк В В и др Диагностика линейной части магистральных трубопроводов в сложных физико-географических условиях. - М.: ВНИИЭгазпром, 1996.
106. Царюпов В Т Нефтяное товароведение. - М.: Недра, 1972.
107. Черняев В Д, Галлямов А К, Юкин А Ф и др Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. - М.: Недра, 1990.
108. Черняев В Д, Яковлев Е И, Казак А С и др Трубопроводный транспорт углеводородного сырья. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991.
554
109. Черняев В Д, Ясин Э М Нефтепроводный транспорт в структуре нефтяного рынка России // Трубопроводный транспорт нефти. - 1993. - № 4.
НО. Черняев К В Роль и задачи диагностики в обеспечении безопасной эксплуатации нефтепроводов России/ЛГрубопроводный транспорт нефти.-1995. -№ 12.
111. Черняев К В, III олухов В II, Кадакин В П Техническая диагностика нефтепроводного транспорта АК Транснефть // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 6.
112. Чикинева Т И Оценка параметров долговечности и безотказности стальных резервуаров для нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977.
113. Шелатуркин А К Электротензометрические весы для нефтепродуктов. - М.: Приборостроение, 1960.
114. Ширковский А И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989.
115. Шишкин Г В Справочник по проектированию нефтебаз. - Л.: Недра, 1978.
116. Шман В В Структура и программа реализации банка данных УВиРДЛЧМН//Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 7.
117. Шумайлов А С. Гумеров А Г, Молдаванов О И Диагностика магистральных трубопроводов. - М.; Недра, 1992.
118. Эккер Э Р, Дрейк Р М Теория тепло- и массообмена. - М.: Госэнергоиздат, 1961.
119. Эрих В П, Расина М Г, Рудин М Г Химия и технология нефти и газа. - М.: Химия, 1985.
120. Яковлев В С Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. - М.: Химия, 1987
121. Яковлев Е И Зверева Т В, Сощенко А Е и др Трубопроводный транспорт продуктов разработки газоконденсатных месторождений. -М. Недра, 1990.
122. Яковлев Е И, Куликов В Д, Шибнев А В и др Моделирование задач эксплуатационных систем трубопроводного транспорта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992.
123. Яковлев С Я Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. - М.: Химия, 1987.
124. . РД 153-39.4-033-98 Нормы естественной убыли при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводов. Минтопэнерго РФ, М.,1998 .
125. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы..
126. ГОСТ 10541-78 Масла моторные автомобиля. Технические условия.
127. ГОСТ 10585-75. Топливо нефтяное. Мазут.
555
128. ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.
129. ГОСТ 1667-68. Топливо моторное. Технические условия.
130. ГОСТ 1756-52. Нефтепродукты. Метод определения давления насыщенных паров.
131. ГОСТ 20287-74. Нефтепродукты. Метод определения температуры застывания.
132. ГОСТ 2084-77. Бензин автомобильный. Технические условия.
133. ГОСТ 2177-82. Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава.
134. ГОСТ 2477-65. Нефтепродекты. Метод определения содержания воды.
135. ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
136. ГОСТ 25549-82. Топлива, масла, смазки, специальные жидкости. Порядок составления и согласования химмотологической карты.
137. ГОСТ 26.191-84. Масла смазки и специальные жидкости. Ограниченный перечень и порядок назначения.
138. ГОСТ 26.432-85. Топлива нефтяные жидкие. Ограниченный перечень и порядок назначения.
139. ГОСТ 305-82. Топливо дизельное. Технические условия.
140. ГОСТ 33-82. Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости.
141. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
142. ГОСТ 4.23-83. Смазки пластичные. Номенклатура показателей.
143. ГОСТ 4.24-84. Масла смазочные. Номенклатура показателей.
144. ГОСТ 4.25-83. Нефтепродукты. Топлива жидкие. Номенклатура показателей.
145. ГОСТ 511-82. Топливо для двигателей. Моторный метод определения октанового числа.
146. ГОСТ 6356-75. Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле.
147. ГОСТ 6369-75. Бензины автомобильные и авиационные. Метод определения потерь от испарения.
148. ГОСТ 8226-82. Топлива для двигателей. Исследовательский метод определения октанового числа.
149. ГОСТ 8489-85. Топливо моторное. Метод определения фактических смол (по Бударову).
150. Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта. - М.: 1985.
151. Инструкция по определений потерь нефтей на магистральных нефтепроводах. - Тюмень: УМНЗиСЗС, 1986.
556
Авторы
Антипьев Владимир Наумович Бахмат Геннадий Викторович Васильев Геннадий Германович и др.
Учебное издание
Хранение нефти и нефтепродуктов
Под общей редакцией Ю Д Земенкова
Подписано в печать 17 07 2003 Формат 60x90 1/16 Бумага офсетная Печать офсетная Гарнитура Таймс Усл п.л. 35,0.
Тираж 1000 экз Заказ № 82
Федеральное государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И.М Губкина
Лицензия ИД № 06329 от 26 ноября 2001 г
119991, Москва, Ленинский проси , 65 Тел (095)135-84-06,930-97-11 Факс (095) 135-74-16
Налоговая льгота — общероссийский классификатор продукции
ОК-005-93, том 2 953000
Отпечатано в типографии издательства