Автор: Коршак А.А. Шаммазов Л.М. Коробков Г.Е. Дмитриева М.В.
Теги: рудничный (шахтный) транспорт доставка по лаве, откатки по штрекам, подъем по стволам транспорт по поверхности нефть нефтяная промышленность нефтепродукты нефтебазы
ISBN: 5-94423-011-8
Год: 2001
Текст
A. M. Шаммазов, А. А. Коргпак, Г. Е. Коробков,
М.В. Дмитриев
50 - летию кафедры
«Транспорт и хранение
нефти и газа» Уфимского
государственного
нефтяного технического
университета посвящается
ОСНОВЫ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ
(НЕФТЕБАЗЫ И АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ)
Учебное пособие
Уфа 2001
УДК 622.692.4
Шаммазов Л. М., Коршак А. А., Коробков Г. Е„ Дмитриева М. В.
Основы нефтепродуктообеспечения: Учебное пособие - Уфа:
ООО «ДизапнПолцграфСервис», 2001,- 232 с., табл., ил.
В учебном пособии приводятся основные сведения об эксплуата-
ционных и физических свойствах нефтепродуктов, рассмотрена исто-
рия развития нефтебаз и применения нефтепродуктов, описываются
техника и технология нефтебазового дела, методы и средства замера
количества и контроля качес тва нефтепродуктов, вопросы борьбы с кор-
розией. Большое внимание уделено принципал! нормирования потерь
нефтепродуктов и средствам их сокращения.
Учебное пособие предназначено для работников не фге баз, о руча-
ющихся в системе повышения квалификации и не имеющих специаль-
ного образования в области эксплуатации нефтебаз и автозаправочных
станций, а также для студентов специальности «Проектирование, соору-
жение и эксплуатация газонефтспроводов и газонефтехранилищ».
Рецензент: А. Р Завадсгнй (ОАО "Уралтранснефтепродукт")
Инв. № ..................
I Библиотека УГНТУ
ISBN 5-94423-011-8
© ООО «ДнзайнНолиграфСервис»,2001
© Уфимский государственный нефтяной
технический университет',2001
ВВЕДЕНИЕ
Нет практически ни одной области промышленности, где не при-
менялись бы нефтепродукты. Они также широко используются на селе
и для нужд населения. Даже незначительные перебои в снабжении неф-
тепродуктами могут привести к серьезным осложнениям в работе про-
мышленных предприятии, транспорта, сельского хозяйства.
В цепочке движения нефтепродуктов «производитель - потреби-
тель» важная роль принадлежит нефтебазам. Современная нефтебаза -
это сложное и многообразное хозяйство. Оно включает резервуарные
парки, разветвленные трубопроводные коммуникации, мощное насос-
но-силовое оборудование, разнообразные сливо-наливные устройства и
др. Технически правильная, рациональная эксплуатация современной
нефтебазы требует четкого и ясного представления всего личного со-
става о применяемых технике и технологиях. Актуальнейшей задачей
является предотвращение потерь нефтепродуктов от розлива, испаре-
ний, загрязнений и т. п.
В данном учебном пособии рассматривается краткая история раз-
вития нефтебаз, приводятся основные сведения о нефтепродуктах, рас-
сматривается техника и технология нефтебазового дела. Кроме того,
рассмотрены вопросы контроля количества и качества нефтепродуктов,
мероприятия по предотвращению их потерь, а также методы защиты
трубопроводов и резервуаров от коррозии.
Для углубленного изучения вопросов приема, хранения и распре-
деления нефтепродуктов можно воспользоваться литературой, список
которой приведен в конце пособия.
3
ГЛАВА 1
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕБАЗ
Первые склады нефти - прообразы современных нефтебаз - по-
явились в России в XVII веке. Нефть хранилась в земляных ямах - ам-
барах глубиной 4...5 м, устроенных в глинистых грунтах, или в подзем-
ных каменных резервуарах, .зацементированных особым цементом и пе-
рекрытых каменными сводчатыми крышами. Такой способ хранения
применялся до второй половины XIX века. Емкость каменных резерву-
аров достигала 5000 м\ Строились они, в основном, в районе бакинских
нефтепромыслов.
С началом перевозок нефти и нефтепродуктов речным, морским и
железнодорожным транспортом сеть нефтебаз в России значительно рас-
ширилась. Основным направлением транспорта нефтегрузов была вод-
ная магистраль Каспийское море - Волга с притоками Камой и Окой -
Мариинская система - Нева. На этом пути и расположились старейшие
нефтебазы нашей страны. Махачкалинская, Астраханская, Симоновская
(Москва), Сормовская и другие. О том, что они собой представляли, мож-
но судить по Симоновской нефтебазе. Она была построена Товариществом
братьев Нобель в 1895 г. на берегу' Москвы-реки неподалеку (вниз по те-
чению) от Кремля на землях станции Москва - Симонове.
Завоз нефтепродуктов на нефтебазу в летнее время осуществлял-
ся с помощью барж, а в зимний период - по железной дороге в цистер-
нах е самотечным сливом. На разгрузку барж и цистерн тратилось до-
вольно много времени.
Нефтепродукты, поступающие на Симоновскую нефтебазу, рас-
фасовывались в бочки и бидоны и по железной дороге и гужевым транс-
портом направлялись потребителям для бытовых нужд (керосин) и ото-
пления (мазут, печное топливо и т. п.). Ежедневно жителям Москвы
продавалось до 40 пудов осветительного керосина.
Необходимо отметить, что на территории России до начала 80-х
годов 19-го века были в ходу американские дубовые бочки, в которых
из-за океана завозился произведенный там керосин. Однако в 1881 г. «То-
вариществом братьев Нобель» в Ц;р ицыпе (ныне Волгоград) была выс-
троена механическая бондарка, выпускавшая восьмипудовые бочки. В
последующие годы аналогичные производства были организованы в
Ярославле, Рыбинске, Саратове, Уфе и других городах. Создание в Рос-
сии собственной материально-технической базы по производству и ре-
монту деревянной и металлической тары различной' вместимости по-
зволяло пефтелавкам. нефтескладам и нефтебазам более полно удовлет-
4
ворять запросы потребителей по ассортименту ..количеству ^качеству и
срокам доставки заказанных нефтепродуктов .
На территории Симоновской нефтебазы существовало собствен-
ное бопдарио - тарное производство. Кроме того, имелся большой кон-
ный парк для доставки гужевым транспортом керосина в частные лав-
ки, а других нефтепродуктов - различным предприятиям .
Большая часть из 10 резервуаров обшей емкостью 50 тыс.м’ ис-
пользовалась для хранения топочного мазута и керосина ,в остальных
хранилось печное топливо и масла. Для перекачки нефтепродуктов ис-
пользовались паровые насосы типов «Блек» и «Вартингтои» .
Всего на внутреннем рынке России в 1913 г. было реализовано
5914 тыс. т нефтепродуктов, в том числе: автобензина и лигроина - 36,
керосина осветительного - 821, смазочных масел - 147, иефтетоплив
(мазут, печное топливо и др.) - 4820, прочих -90.
Первые нефтебазы строились стихийно, без плана, эксплуатиро-
вали их нерационально, без учета требований науки и техники.
В период гражданской войны нефтебазовое хозяйство было в зна-
чительной степени уничтожено, расхищено и находилось в состоянии
полного развала: из 1452 мелких нефтебаз эксплуатировалась только 91 .
Восстановление и реорганизация нефтебазового хозяйства после
национализации нефтяной промышленности в России (1918 г.) произ-
водились укрупнением нефтебаз, там, где ранее их имелось несколько;
заменой устаревшего оборудования; строительством новых нефтебаз в
соответствии с быстро растущими потребностями народного хозяйства .
Предпосылками стремительного увеличения количества нефтебаз
и емкости установленных на них резервуаров стали механизация сельс-,
кого хозяйства, ввод в действие все новых автомобильных заводов,раз-
витие армии, авиации и флота.
Развитие нефтебаз сопровождалось совершенствованием приме-
няемого на них оборудования. Особенно наглядно это можно просле-
дить на примере резервуаров.
Необходимость в них возникла сразу с началом промышленной
добычи нефти. В первое время для хранения нефти использовались
обычные деревянные бочки - barrel (англ.). Память об этом сохрани-
лась в англоамериканской системе единиц измерения' баррелем назы-
вают объем, равный 159 литрам.
Когда бочек не хватало, в земле копали ямы которые первона-
чально использовали как временные резервуары Затем земляные ре^
зервуары (ямы, амбары) стали применяться как самостоятельное сред-
ство хранения. По своему устройству они предст ав Л1я ли котлованы (чаще
всего прямоугольной формы), окруженные защитным земляным валом
(обвалованием), препятствующим растеканию хранимой жидкости.
Внутри земляной амбар (яму) облицовывали жирной глиной с целью
ухудшения проницаемости стенок и дна. Емкость подобных амбаров
достигала 160 тыс. м3 и более.
Однако в процессе эксплуатации земляных резервуаров стало
ясно, что они пригодны для хранения только пизкоиспаряющихся жид-
костей: мазутов, гудронов и т. п. В настоящее время от применения зем-
ляных амбаров и ям отказались по экологическим соображениям.
Следует однако отметить, что земляные резервуары не канули в
Лету. При ликвидации аварий на магистральных нефте- и нефтепродук-
топроводах их используют для временного хранения нефти и нефтепро-
дуктов, вытекающих из участков трубопровода, являющихся нисходя-
щими к месту его разгерметизации.
Появление каменных резервуаров позволило повысить устой-
чивость стенок емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Они
выполнялись из местного камня, кирпича или искусственных бло-
ков, малопроницаемых для хранимой жидкости. Низкая проницае-
мость раствора для кладки обеспечивалась правильным подбором
цемента, гранулометрического состава песка, а также с помощью спе-
циальных добавок. Для обеспечения полной непроницаемости внут-
ренние поверхности каменных резервуаров изолировались различны-
ми покрытиями.
Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были ис-
точниками значительных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения.
В водонасыщенных грунтах в зимнее время стенки таких резервуаров
разрушались вследствие расширения промерзающего грунта. Поэтому
каменные стены стали усиливать железобетонными поясами.
Логическим продолжением этой тенденции стало появление же-
лезобетонных резервуаров. Первые из них были сооружены в 1912 г.
на Бэби-Эйбатчки - нефтепромыслах в районе Баку. Они имели объем
100 м3. В 30-х годах здесь строились железобетонные резервуары объе-
мом до 1000 м3, а в Москве был построен резервуар объемом 7000 м3.
Резервуары данного типа сооружались прямоугольной и цилинд-
рической формы. Они снабжались плоскими или куполообразными
кровлями.
Практика показала, что железобетонные резервуары целесообраз-
но применять для хранения только темных нефтепродуктов и высоко-
вязких нефтей, т. к. их кровля проницаема для паров углеводородных
жидкостей, в настоящее время такие резервуары не строят. А в тех, ко-
G
торыс продолжают эксплуатироваться, производятся работы по монта-
жу внутренней облицовки из тонколистового металла.
В 1864 г. и США смонтирован первый большой металлический
резервуар объемом 1270 м:|. В России первый резервуар из металла был
построен в 1878 г. по проекту выдающегося инженера В. Г. Шухова. В
отличие от американского прямоугольного он был цилиндрическим и,
следовательно, менее металлоемким.
Листы металла соединялись между собой с помощью заклепок,
расположенных па небольшом расстоянии друг от друга. Понятно, что
такая технология строительства резервуаров была очень трудоемкой. Тем
не менее из-за несовершенства сварочной техники она применялась в
пашей стране до начала 50-х годов. Значительное количество клепаных
резервуаров эксплуатируется и в настоящее время.
Первый в СССР государственный стандарт (ГОСТ) на сварные ре-
зервуары появился в 1937 г. Он устанавливал основные требования на па-
раметры резервуаров объемом 11,6 и 22,2 м. Во время Великой Отечествен-
ной войны - в 1944 г. - в связи с совершенствованием сварочной техники
был введен ГОСТ на сварные резервуары объемом до 4600 м\ К 1951 г.
максимальный объем стальных сварных резервуаров достиг 10500 м3.
В последующем резервуары стали сооружать только с помощью
сварки. Их максимальный объем достиг 50000 м’.
Стремительный рост добычи нефти, вызванный открытием новых
месторождений в Западной Сибири, привел к увеличению объема произ-
водства нефтепродуктов и, как следствие, дал мощный импульс развитию
системы нефтепродуктообеспечения. В этот период она была объединена в
Государственный комитет - Госкомнефтепродукт РСФСР. В конце 70-х -
начале 80-х годов эта отрасль включала в себя 52 территориальных управ-
ления, в состав которых входили 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз,
9893 стационарных и передвижных автозаправочных станций. Суммарная
емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров составляла более
28 млн. м3, а потребительский грузооборот отрасли - около 320 млн. т.
Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные,
76,4 % -железнодорожные, 14. 2 % - водные и 3,9 % - глубинные распре-
делительные нефтебазы.
С начала 90-х годов система нефтепродуктообеспечения стала
быстро видоизменяться. За очень короткий период времени государ-
ственный комитет Госкомнефтепродукт РСФСР был реорганизован в
концерн «Роспефтепродукт», который, в свою очередь, вместе с други-
ми государственнымн структурами был преобразован в «Главнефтеп-
родукт» -подразделение государственного предприятия «Роснефть».
7
В последующем в стране по примеру западных оылп созданы верти-
кально интегрированные нефтяные компании ЛУКойл, ЮКОС, Сурпл-
псфтегаз, СИДАНКО, ОНАКО, Восточная нефтяная компания и другие.
Данные компании контролируют добычу нефти, ее переработку и распре-
деление нефтепродуктов. В табл. 1.1 приведена информация об объедине-
ниях нефтепродуктообеспечения, вошедших в различные нефтяные ком-
пании, а также о количестве нефтебаз, АЗС и суммарной резервуарной
емкости на 1996 г. Видно, что наибольшее число нефтебаз (212) входит в
состав НК «Роснефть». Далее в порядке убывания следуют Тюменская
нефтяная компания (192), ЮКОС (172), СИДАНКО (168), ЛУКойл (122)
и другие. По количеству АЗС также лидирует ГП «Роснефть» - 1916. За
ним следуют СИДАНКО (1190), ЮКОС (940), ЛУКойл (898) и т. д.
В настоящее время в связи е падением добычи нефти и соответ-
ственного снижения производства нефтепродуктов количество нефте-
баз сократилось. Одновременно все нефтяные компании ведут актив-
ное строительство автозаправочных станций.
Таблица 1.1
Система нефтепродуктообеспечения Российской Федерации в 1996 г.
Акционерная нефтяная компания № Наименование объединения (предприятия) Кол-во нефтебаз, шт Резервуары, емкость, тыс м3 Кол-во АЗС, шт
1 2 3 4 5 6
"Роснефть” 1 Алтайское 40 430 252
2 Архангельское 10 246 71
3 Дагестанское 13 607 195
4 Екатеринбургское 17 181 262
5 Кабардино- 7 33 65
6 Калмыцкое 2 31 32
7 Карачаево-Черкесское 2 20,1 38
8 Кемеровское 16 192 96
9 Краснодарская н/б 1 15
10 Краснодарское 32 276 324
11 Курганское 16 234 85
12 Мордовское 10 92 65
13 Мурманск 7 283 70
14 Находкинское 1 274
15 Североосетинское 4 46 54
16 Смоленское 18 188 132
17 Ставропольское 15 207 175
18 Туапсинская н/б 1 215
19 Ямал н еф те проду кт
1 Итого 212 3570 1916
8
Продолжение табл. 1.1
1 2 3 4 5 6
"ЛУКойл" 1 Адыгейское 2 11 20
2 Астраханское 11 862 105
3 Волгоградское 29 745 209
4 Вологодское 15 229 89
5 Кировское 25 255 136
6 Пермское 24 384 168
7 Челябинское 16 265 171
Итого 122 2757 898
"ЮКОС" 1 Белгород 21 271 209
2 Брянское 21 172 87
3 Воронежское 32 423 199
4 Липецкое 18 198 114
5 Орловское 14 166 74
6 Пензенское 15 142 113
7 Самарское 17 293 188
8 Тамбовское 20 158 95
9 Ульяновское 14 153 70
Итого 772 7976 940
"Сургутнефтегаз " 1 Калининградское 6 97 60
2 Карельское 6 46 39
3 Красный нефтяник 1 42
4 Новгородское 11 102 74
5 Псковское 14 133 72
6 Ручьи 1 72
7 С,- Петербургское 14 99 91
8 Тверское 30 298 114
Итого 83 889 450
"СИДАНКО" 1 Амурское 17 321 94
2 Бамнефтспродукт 1 60
3 Бурятское 8 133 69
4 Иркутское 18 810 167
5 Камчатское 2 902 20
6 Магаданское 9 282 56
7 Приморское 9 202 107
8 Ростовское 39 388 290
9 Саратовское 37 785 210
10 Сахалинское 4 98 31
11 Хабаровское 11 246 И
12 Читинское 10 182 126
13 Чукотское 3 174 9
Итого 168 3771 1190
9
Продолжение табл. 1.1
1 2 3 4 5 6
"Восточная" 1 Красноярское 34 612 206
2 Новосибирское 23 487 159
3 Томское 18 327 82
4 Т увинское 5 50 49
5 Хакасское 4 72 37
Итого 84 1548 533
"ОНАКО" 1 Оренбургское 24 22 162
"Тюменская" 1 Калужское 12 96 72
2 Курское 24 213 111
3 Рязанское 15 124 62
4 Тульское 16 147 64
5 Тюменское 27 897 137
Итого 192 1477 446
"НОРСИ-ойл" 1 Владимирское 16 160 85
2 Марийское 4 72 52
3 Нижегородское 31 594 172
4 Удмуртское И 378 95
5 Чувашское 7 143 69
Итого 69 1347 473
"Славнефть" 1 Ивановское 8 145 74
2 Костромское 16 145 74
3 Ярославльское 11 447 83
Итого 35 73 7 231
"Татнефтехим- инвестхолдинг" 1 Т атнесЬтепро д укт 20 625 211
Итого 20 625 211
"Башнефтехим 1 Башкирское 31 598 331
Итого 31 598 331
"Коми ТЭК" 1 Коми 8 166 87
Итого 8 766 87
10
ГЛАВА 2
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ
2.1. Нефть и нефтепродукты в истории человечества
Нефть известна человечеству с давних времен. Уже за 6000 лет
до нашей эры люди использовали нефть для освещения и отопления.
Наиболее древние промыслы находились на берегах Евфрата, в Керчи,
в китайской провинции Сычуань. Упоминание о нефти встречается во
многих древних источниках (например, в Библии упоминаются смоля-
ные ключи в окрестностях Мертвого моря).
Почему же нефть называется нефтью?
В языках многих народов мира встречаются слова, сходные по
звучанию со словом «нефть». В настоящее время считается, что исход-
ным для образования слова «нефть» было мидийское слово «нафата»,
что означало «просачивающаяся», «вытекающая». Государство Мидия
существовало в IX-VI веках до н. э. на границе территорий современ-
ных Азербайджана и Ирана. Когда персы завоевали Мидию, то вместе с
клинописной письменностью и многими другими достижениями куль-
туры позаимствовали слово «нафата». Постепенно оно трансформиро-
валось в «нефт». Этим словом обозначались колодцы, из которых до-
бывали нефть для священного огня.
Позднее от слов «нефт» и «нафата» возникло греческое слово
«нафта». Эти три слова затем вошли во многие другие языки.
В странах Западной Европы, где все научные сочинения в сред-
ние века писали на латыни, для обозначения нефти широко использу-
ются слова, производные от латинского слова «петролеум», т. е. камен-
ное масло («петрос» - камень, «олеум» - масло): в Англии - «петроле-
ум», во Франции и Румынии - «петроль», в Италии - «петролио».
Другое широко распространенное название нефти - «ойл» - озна-
чает также «масло», «растительное масло». Так как нефть считали «ка-
менным маслом», то слово «ойл» стало применяться и для ее обозначе-
ния.
Как уже отмечалось, нефть широко применялась для освещения.
Так, когда в 330 г. до н. э. войска Александра Македонского дошли до
Каспийского моря, то они обнаружили, что в отличие от древних Егип-
та, Рима и Греции, где светильники заправлялись оливковым маслом ,
местные жители использовали для этого нефть .
Нефть с давних времен применялась и как лекарственное сред-
ство. Считалось, что белая нефть излечивает от простудных чаболева-
1 1
пни. а черпая - от кашля. Египтяне использовали нефтяные масла при
бальзамировании.
Однако наиболее громкую славу нефти принесло ее использова-
ние в военных целях. Самым страшным оружием древности был так
называемый «греческий огонь» . Считается, что его создателем является
грек Каллиниколос из Гелиополиса. Согласно историческим хроникам,
в 673 г. пашей эры во время осады Константинополя арабами, он пере-
дал византийскому императору рецепт зажигательного состава, назван-
ного позднее «греческим огнем».
Состав, помещенный в закрытый сосуд, выбрасывался метатель-
ной машиной на неприятеля. В рукописях говорится, что, выливаясь из
разбившегося сосуда, в соединении с воздухом смесь воспламенялась.
Залить «греческий огонь» было невозможно: вода лишь усиливала его
горение.
Особенно эффективен «греческий огонь» был в бо р> бе с кораб-
лями противника. Так, во время атаки арабов на Константинополь гре-
ки подпустили вражеские корабли поближе, а затем неожиданно выли-
ли и море огромное количество зажигательной смеси. Более суток длился
этот пожар, в результате которого сгорел почти весь арабский флот.
Состав «греческого огня» хранился в глубокой тайне. Лишь спу-
стя 400 лет после поражения у стен Константинополя арабским алхи-
микам удалось установить, что основу «греческого огня» составляет
смесь нефти с серой и селитрой...
Первым нефтепродуктом, с которым познакомилось человече-
ство, был асфальт, представляющий собой вязкое смолистое вещество,
получаемое в результате длительного выветривания нефти. Слово «ас-
фальт» ввел в литературу Геродот, описавший в 460...450 г.г. до н.э. в
«Истории греко-персидских войн» персидские и месопотамские асфаль-
товые месторождения. «Асфальт» - производное от слова «асфалес»
(прочный, крепкий, надежный). Древние называли асфальт природной
смолою, а современное его название - природный битум.
Широко известен библейский миф о всемирном потопе, во время
которого спасся только Ной и его семья, благодаря тому, что он забла-
говременно построил ковчег, который для гидроизоляции осмолил сна-
ружи и изнутри природной смолою (асфальтом, природным битумом).
Однако в настоящее время установлено, что библейский миф имеет бо-
лее древнюю историю.
Прототипом библейского Ноя, который после всемирного потопа
стал родоначальником всего человечества, да еще и спас на своем ков-
чеге «каждой твари по паре», был ассиро-вавилонский Ут-Напиштим.
12
История того, как он спасся, изложена на 12 глиняных тайничках .дати-
руемых примерно 2500 г. до н. э. В них и частности .говорится .что свои
ковчег он осмолил асфальтом.
В 700 - 500 гг. до н. э. и Вавилоне асфальт использовали как водо-
непроницаемое вещество при создании «висячих садов» Семирамиды -
одного из семи чудес света, а также туннеля длиной 1 км иод р. Евфрат.
Асфальт широко использовался и как связующее вещество. В
Библии рассказывается, что при строительстве легендарной Вавилонст
кой башни вместо цемента при кладке использовалась «земляная смо-
ла», т. е. асфальт. Наиболее старые участки Великой китайской стены
за 400 лет до н э. сооружены на природном битуме. Крепостные стены в
Мидии по свидетельству греческого историка Ксенофонта (около 400 г .
до н. э.) были построены из обожженных кирпичей, скрепленных биту-
мом.
Асфальт применялся и для получения твердых покрытий. Когда
после открытия Америки испанцы проникли в 1532 г. в Перу, они обна-
ружили там древние дороги, покрытые асфальтом. В Древнем Египте в
амбарах для хранения зерна (3000 г. до н. э.) пол и степы покрывали
асфальтом. В Азербайджане природный асфальт («кир», по-местному)
использовали для покрытия плоских крыш жилых и других зданий .
После крушения великих цивилизаций природный асфальт как
строительный материал очень долго не использовался. Новая история
асфальта начинается только в XIX веке. В 1832 - 1835 гг.в Париже были
выполнены первые значительные работы по мощению городских улиц
и тротуаров асфальтом. В 1836-1840 гг. были заасфальтированы тротуа-
ры в Лондоне, Филадельфии, Лионе, Вене и других городах. Несмотря
на очевидные достоинства асфальтовых дорог, у них нашлись против-
ники. Те, кто выполнял работы по мощению улиц с помощью традици-
онных материалов, стали утверждать, что на «асфальтовой мостовой
лошади очень скоро портятся». Чтобы разрешить возникший спор,в
Лондоне на одной из оживленных асфальтированных улиц были прове-
дены специальные наблюдения, показавшие, что за 36 дней из 468000
лошадей упала только 201 лошадь. Кроме того, было установлено , что
«лошади, падая на асфальте» не стирают себе кожи на коленях» ,а ко-
ляски, фаэтоны и омнибусы из-за отсутствия тряски требуют гораздо
меньшего ремонта и не создают шума при движении .После этого ас-
фальт начал свое победное шествие по городам мира .
В России асфальт был впервые применен в 1865 г ..когда заас-
фальтировали террасы Зимнего Дворца в Петербурге. С 1866 г. в Пе-
тербурге стали асфальтировать дворы, тротуары .улицы и площади.В
13
1869-187.') г.г. им были покрыты улицы в Кронштадте, Риге, Москве,
Одессе, Киеве, Харькове и Тамбове. Примечательно, что для производ-
ства всех работ использовался асфальт, закупленный за рубежом. Толь-
ко в 1874 1'. в России был построен первый асфальтовый завод вблизи
Сызрани. Он существует и в настоящее время.
Современные дороги покрыты асфальтом, изготовленным на базе
нефтяных битумов, получаемых в результате окисления воздухом тя-
желых остатков перегонки нефти при температуре 239-340 "С. Этот про-
цесс был разработан в 1896 г., а внедрен в производство в 1914 г.
В целях освещения человечество использовало различные сред-
ства: лучину, оливковое масло, нефть, животные жиры и др. В 1830 г.
австрийский химик К. Рейхенбах впервые получил осветительное мас-
ло путем сухой перегонки дерева, торфа и каменного угля. Полученный
продукт он назвал «фотоген» (от греческих слов «фотос» - свет и «ге-
нос» - рождение), т.е. «свет рождающий» или «свет дающий». Позже
словом «фотоген» стали называть светлую прозрачную жидкость, по-
лучаемую при перегонке нефти (современный керосин).
Первый в мире нефтеперегонный завод был построен в 1745 г. рос-
сийским предпринимателем Ф. С. Прядуновым на реке Ухте. Завод про-
существовал до 1782 г., перерабатывая ежегодно до 2000 пудов нефти.
В 1825 г. около г. Моздока крепостные крестьяне братья Дубини-
ны построили нефтеперегонный завод, просуществовавший 25 лет. В
1837 г. нефтеперегонный завод в 15 верстах от Баку построил горный
инженер Н. И. Воскобойников. В 1869 г. в Баку существовало уже 2
фотогеновых завода, в 1872 г. - 57, в 1876 г. - 146.
Откуда же появилось слово «керосин»? В 1846-1847 гг. произ-
водство осветительного масла из каменного угля организовал в США
А. Геспер. Ошибочно полагая, что масло при этом образуется в резуль-
тате разложения содержащегося в угле вещества, аналогичного воску,
он назвал полученную жидкость «керосен ойл» (от греческого «керос» -
воск), т.е. «восковое масло». В разговорной речи словосочетание «керо-
сен ойл» постепенно преобразовалось в одно слово «керосин». Когда в
пятидесятых годах XIX в. осветительное масло в США начали полу-
чать из нефти, то его также назвали «керосином».
Американский продукт быстро завоевал рынок не только в США,
по и в Европе. Во второй половине XIX в. он полностью вытеснил в
Европе фотоген, получаемый из угля, а затем завоеван и рынок России.
После того, как в результате конкурентной борьбы американский про-
дукт был полностью вытеснен российским, «керосином» стали называть
отечественный «фотоген», получаемый при перегонке нефти.
14
В настоящее время «керосином» называют фракцию нефти, ко-
торая выкипает в температурных пределах от 175 до 300 "С. Различают
«керосин осветительный», используемый для освещения, «керосин трак-
торный», применяемый в качестве горючего для тракторов, и «керосин
авиационный» - топливо для реактивных двгателей.
С первых дней своего возникновения процесс переработки нефти
был подчинен получению керосина (фотогена). Однако при этом полу-
чалось два побочных продукта. Один из них - более легкая фракция
нефти, чем керосин - получил название «бензин» (от искаженного араб-
ского «любензави» - горючее вещество), а другой - густая грязно-чер-
ная жидкость, получаемая в остатке и названная «мазутом» (от арабс-
кого - отброс). Длительное время оба они считались ненужными про-
дуктами.
Однако в 1866 г. А. И. Шпаковский изобрел паровую форсунку, в
результате чего мазут начал применяться в топках как топливо. Затем
из мазута стали вырабатывать смазочные масла. А в 1890 г. выдающий-
ся русский инженер В. Г. Шухов предложил способ расщепления тяже-
лых углеводородов мазута с целью получения светлых нефтепродуктов,
получивший название «термический крекинг».
Около 100 лет бензин оставался опасным и ненужным продук-
том. Только изобретение двигателя внутреннего сгорания русским изоб-
ретателем Игнатием Костовичем в 1879 г. открыло дорогу его широко-
му применению. О росте спроса на бензин можно судить по росту коли-
чества автомобилей с карбюраторным двигателем, в 1896 г. в мире их
было около 4, а в 1910 г. - 10 млн.
В настоящее время нефть служит сырьем для производства не
только топлив, но также масел, смазок и многих других продуктов.
Синтетический каучук, вырабатываемый из нефти, является ос-
новой для изготовления всевозможных резиновых изделий . Основной
потребитель каучука - автомобильная промышленность; на покрышки
одного «Москвича» требуется 24 кг, а на шины самосвала «БелАЗ» - 2 т
каучука.
Пластмассы - еще один широко применяемый продукт перера-
ботки нефти. Они используются при изготовлении автомобилей, в са-
молете- и ракетостроении, в машиностроении и в быту. В самолетах
гражданской авиации из пластмассы изготовлено около 60 тысяч раз-
личных деталей. Па каждую автомашину «Форд» расходуется более 100
кг пластмасс.
Трудно представить себе жизнь без разнообразных предметов
одежды, полученных из синтетических волокон, основой для проичвод-
ства которых служит нефть. Синтетические ткани широко используют-
ся как электроизоляционный и облицовочный материал в автомоби-
лях, железнодорожных вагонах, морских и речных судах, для изготов-
ления рыболовных снастей, парашютов.
Из нефти получают самые различные моющие вещества, спирты,
гербициды, взрывчатые вещества, медицинские препараты, серную кис-
лоту, синтетический белок и многое другое.
2.2. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики
нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
Классификация нефтепродуктов
Нефтепродукты классифицируются по типу, группе, подгруппе,
марке, виду и сорту.
Тип нефтепродукта - это совокупность нефтепродуктов одинако-
вого функционального назначения (топливо, масло, смазка, кокс, битум,
сжиженные нефтяные газы).
Под группой нефтепродуктов понимается совокупность нефте-
продуктов, входящих в один тип и имеющих сходные свойства и облас-
ти применения (бензин, дизельное топливо, печное топливо, керосин,
топливо для реактивных двигателей).
Подгруппа нефтепродуктов представляет собой совокупность
нефтепродуктов, входящих в одну группу и имеющих сходные показа-
тели качества и условия применения (бензин автомобильный, бензин
авиационный, дизельное топливо для быстроходных дизелей и судо-
вых газовых турбин, дизельное топливо для автотракторных, тепловоз-
ных и судовых дизелей, печное топливо, топливо газотурбинное, керо-
син осветительный, топливо для реактивных двигателей с дозвуковой
скоростью, топливо для реактивных двигателей со сверхзвуковой ско-
ростью и т. д.).
Марка нефтепродукта - это индивидуальный нефтепродукт (на-
звание номерное или буквенное обозначение), состав и свойства кото-
рого регламентированы номативно - технической документацией (бен-
зин А-76, АИ-93, дизельное топливо «Л», дизельное топливо «3», керо-
син осветительный КО-ЗО и т. д.).
16
Под видом нефтепродукта понимается совокупность нефтепро-
дуктов, входящих в одну марку, но имеющих разные значения по одно-
му из показателей качества Государственного стандарта (бензин летний,
бензин зимний, дизельное топливо летнее, дизельное топливо зимнее и
т. д.). Сорт нефтепродукта устанавливается в результате градации неф-
тепродукта определенного вида по одному или нескольким показателям
качества, зафиксированным нормативной документацией в зависимос-
ти от значений допускаемых отклонений показателей качества (бензин
этилированный, бензин неэтилированный, дизельное топливо с содер-
жанием серы 0,2 % и т. д.).
По условиям применения все товарные нефтепродукты подраз-
деляются на топлива, осветительные керосины, смазочные масла и пла-
стичные смазки и растворители.
В качестве источников тепловой энергии для двигателей внутрен-
него сгорания применяют в основном бензин и дизельное топливо. Их
эксплуатационные свойства зависят от их химического состава и физи-
ческих свойств, которые определяются качеством нефти, технологией
ее переработки, а также применяемыми присадками и специальными
добавками.
Тип двигателя и его конструктивные параметры определяют тре-
бования, предъявляемые к качествам топлив (табл. 2.1., 2.2.).
Бензины автомобильные
На нефтебазах хранятся этилированные и неэтилированные бен-
зины марок А-76, АИ-92, АИ-93, АИ-95 и АИ-98. Все бензины делятся
на следующие виды:
- летние, предназначенные для применения во всех районах, кроме
северных и северо-восточных, в период с 1 апреля по 1 октября; в
южных районах - в течение всех сезонов;
- зимние, предназначенные для применения в течение всех сезонов
в северных и северо-восточных районах, и с 1 октября по 1 апре-
ля - в остальных районах.
Эксплуатационные свойства автомобильных бензинов определя-
ются их детонационной стойкостью, фракционным составом, химичес-
кой стабильностью, содержанием серы.
17
Инн. № ..................
Библиотека УГНТУ
Основные эксплуатационные свойства
Таблица 2.1.
Свойства Физико-химические показатели, влияющие на эксплуатационные свойства
дизельного топлива бензина
Прокачиваемость, обеспечение нормальной работы топливной аппа- ратуры Вязкость, температура помутнения и застывания Фракционный состав, температура застывания
Испаряемость Химический и фракци- онный составы, темпе- ратура выкипания 50 и 96 % топлива Фракционный состав, температура начала и конца кипения, темпе- ратура выкипания 10, 50, 90 % бензина. Упругость паров
Характер работы двига- теля, нарастание давления на 1° поворота коленчатого вала Цетановое число, темпе- ратура самовоспламене- ния, химический состав -
Антидетонационные свойства - Октановое число, хими- ческий состав
Стабильность Химический состав, содержание нафтеновых кислот, наличие воды Индукционный период
Противоизносные свойства и полнота сгорания Наличие механических примесей, соотношение топлива и воздуха в смеси, вязкость, фракционный состав Наличие механических примесей, химический и фракционный составы, коэффициент избытка воздуха
Коррозионность топлива и продуктов его сгорания Наличие водорастворимых кислот и щелочей, активных сернистых соединений и воды, количество органических кислот (кислотность), содержание серы
Скорость смоло- и нагарообразования на горячих деталях Содержание фактических смол, механических примесей, непредельных углеводородов, смолообразующих веществ
Тепловая ценность Теплота сгорания топлива, коэффициент избытка воздуха в рабочей смеси
18
Таблица 2.2
Влияние изменений показателей свойств топлива на работу двигателей машин
Показатель Характер изменения показателя относительно нормы Влияние изменения на работу двигателя Признаки, характеризующие нарушения в работе двигателя
1 2 3 4
Октановое число Уменьшение показателя Проявляется процесс детонации Металлический стук в цилиндрах, вибрация в двигателе, перегрев головок цилиндра, дымный выхлоп, снижается мощность двигателя
Увеличение показателя Обеспечивается возможность увеличения степени сжатия Повышается мощность двигателя при нормальной работе
Цетановое число Уменьшение ниже 40 Ухудшаются пусковые качества топлива Двигатель не заводится
Фракционный состав: Температура выкипания 10 % топлива Повышена Ухудшаются пусковые качества топлива Затруднен пуск двигателя
Понижена Образуются паровые пробки в системе питания Двигатель работает с перебоями
Температура выкипания 50 % топлива Понижена Ускоряется прогрев двигателя Возможность более быстрого перехода с малых на большие обороты коленчатого вала
Температура выкипания 90 % топлива Повышена Лучшие условия для сгорания топлива Снижается вредность выхлопных газов
Продолжение табл. 2.2
1 2 3 4
Содержание фактических смол Больше нормы Образуется нагар, осаждение смол на деталях камеры сгорания Засоряются насадки форсунок, на свечах образуется нагар
Температура вспышки Ниже нормы Опасность в пожарном отношении Пары топлива вспыхивают при открытом пламени
Температура застывания Ниже температуры окружа- ющего воздуха на 10-15 °C Ухудшается подача топлива в цилиндры Не запускается, глохнет двигатель
Температура помутнения Ниже нормы Парафин осаждается на фильтрах Перебои в подаче топлива
Вязкость Ниже нормы Утечки топлива в соединениях топливной системы -
Выше нормы Ухудшается распыление и не полностью сгорает топливо Задымленность выхлопных газов
Загрязненность Наличие механических примесей Повышается износ цилиндро - поршневой группы и топливной аппаратуры Заедание игл и плунжеров, засорение насадок и форсунок, жиклеров карбюраторов, загрязнение фильтров
Наличие воды Снижение теплотворной способности топлива Перебои в работе двигателя из- за ухудшения процесса горения
Содержание серы Выше нормы Образующиеся при сгорании окисли при взаимодействии с влагой превращаются в серную кислоту, вызывая постоянную коррозию в зоне высоких температур; Разрушаются система выпуска газов и подшипники из свинцовистой бронзы. образуются твердые нагары и отложения, увеличивающие абразивный износ
Детонационная с топкость - наиболее важный показа тень , харак-
теризующий качество автомобильного бензина . Детонационная стой-
кость бензинов выражается в октановых числах (ОЧ) .определяемых на
специальных одноцилиндровых установках моторным (ГОСТ 511-82)
или исследовательским (ГОСТ 8226-82) методом , а также методом де-
тонационных испытаний на автомобильных двигателях в стендовых и
дорожных условиях (ГОСТ 10373-75). Октановое число бензина равно
количеству изооктана в смеси с н-гептаном, эквивалентной по детона-
ционной стойкости испытуемому бензину.
Как правило, октановое число, определяемое по исследовательс-
кому методу, несколько выше, чем по моторному.
Чем выше степень сжатия двигателя, тем выше требования к ан-
тидетонацнониым свойствам бензина и одновременно тем выше удель-
ные мощностные показатели двигателя и топливная экономичность
(табл. 2.3.). однако последнее качество достигается только при хорошем
техническом состоянии и правильной регулировке всех систем двигате-
ля и машины в целом.
Таблица 2.3.
Требования к детонационной стойкости бензинов в зависимости от
степени сжатия и форсировки автомобильных двигателей
Степень сжатия Октановое число по исследовательскому методу для двигателей с форсировкой
высокой средней малой
6,5 88 82 76
7,0 92 87 82
7,5 96 91 86
8,0 98 94 90
8,5 100 96 92
Применение на двигателях бензина с октановым числом .меньше
требуемого, недопустимо, так как это приводит к возникновению дето-
нации в цилиндрах, которая может вызвать перегрев двигателя, привес-
ти к его ускоренному износу и повышению расхода бензина ,а также к
серьезным нарушениям в работе двигателя и даже отказам из-за прога-
ра прокладки головки блока цилиндров, детонационного разрушения
днищ поршней и т. д.
Использовать в двигателе бензин с октановым числом выше тре-
буемого также не следует из-за увеличения теплонапряжеыности двига-
теля и возможного прогара выпускных клапанов, а главное - такое нера-
циональное применение высокооктанового бензина убыточно .
21
/(ля повышения детонационной стойкости бензинов и соответ-
ственного повышения октанового числа в них вводят тетраэтилсвинец
(ТЭС) в количестве до 33 г на 1 кг бензина. Тетраэтилсвинец является
ядовитым веществом . Поэтому при работе с этилированными бензина-
ми необходимо соблюдать меры предосторожности.
Фракционный состав бензинов характеризуется температура-
ми перегонки 10, 50, 90 % бензина и конца его кипения. Фракцион-
ный состав наряду с детонационной стойкостью является одним из
важнейших показателей качества автомобильных бензинов, т. к. вли-
яет на надежность пуска, длительность прогрева и износостойкость
двигателя.
Летние бензины имеют более тяжелый фракционный состав, чем
зимние. Скорость прогрева двигателя и динамика разгона автомобиля
зависят от температуры выкипания 50 % бензина, которая для зимних
бензинов не должна превышать 100 °C, а для летних - 110 "С. Полнота
испарения бензина в двигателе зависит от температур перегонки 90 %
бензина и конца его кипения. Если эти температуры чрезмерно велики,
то бензин не успевает полностью испариться во впускном трубопрово-
де двигателя и поступает в цилиндры в жидком виде. В результате с
трущихся поверхностей смывается смазка и усиливается износ деталей.
Кроме того, поскольку неполностью испарившийся бензин сгорает мед-
ленно и недостаточно полно, повышается нагарообразование в камере
сгорания двигателя.
Химическая стабильность характеризуется способностью бензи-
на противостоять химическим изменениям при хранении, транспорти-
ровании и применении. Химическая стабильность бензина зависит от
состава и строения содержащихся в нем углеводородов и неуглеводо-
родных примесей. Для ее повышения применяют антиокислительные
присадки (стабилизаторы).
Содержание серы предопределяет коррозионную активность бен-
зинов. Применение сернистых автомобильных бензинов приводит к со-
кращению ресурса работы двигателей в результате быстрого износа ос-
новных деталей, а также к снижению его мощности.
Содержание серы в бензинах проверяют анализом на медной пла-
стинке. Оно не должно превышать 0,10 - 0,15 %.
Кроме того, бензины должны быть химически нейтральными, не
содержать механических примесей'и воды.
Требования к показателям качества автомобильных бензинов при-
ведены в табл. 2.4.
22
Дизельные топлива
Отечес твенная промышленность в соответствии с требованиями
ГОСТ 305-82 для различных условий применения вырабатывает топ-
ливо трех марок:
Л - летнее для использования при положительной температуре',
Таблица 2.4.
Показатели качества автомобильных бензинов
Показатель А-72 А-76 АИ-93
Детонационная стойкость (октановое число): - по моторному методу, не менее - по исследовательскому методу (ГОСТ 8226-82), не менее 72 76 85 93
Масса свинца (ГОСТ 2177-82), г/кг, не более - 0,24 0,80
Фракционный состав (ГОСТ 2177-82): - температура начала выкипания бензина летнего вида, °C, нс ниже - конец выкипания бензина, °C, не выше: летнего зимнего - остаток и потери, %, не более 35 195 185 4 35 195 185 4 35 205 195 4
Давление насыщенных паров для бензина летнего (ГОСТ 1756-52), МПа, не более - - 0,06
Кислотность (ГОСТ 5985-79), мг КОН на 100 мл бензина, не более 3 1 -Э
Концентрация фактических смол на месте потребления бензина (ГОСТ 1567-83, 8489-85), мг/100 мл , не более 10 10 7
Индукционный период (ГОСТ 4039-88), мин, не менее 600 900 900
Массовая доля серы (ГОСТ 19121-73), %, не более 0,12 0,10 0,10
Содержание механических примесей и воды (ГОСТ 6370-83, 2477-65) отсутствуют
Цвет - желтый оранжево -красный
Примечание: В маркировке бензинов буква Л обозначает,что бен-
зин является автомобильным, буква И - что октановое число определя-
ется по исследовательскому методу, цифры указывают минимально до-
пустимое октановое число.
23
3 - зимнее для эксплуатации при темпера гуре окружающего
воздуха до -20 "С с температурой застывания (потеря подвижности)
не выше -35 "С. В тех случаях, когда двигатели эксплуатируют при
температуре до -35 "С, используют зимнее топливо с температурой
застывания не выше -45 "С;
А - арктическое для эксплуатации при температуре окружаю-
щего воздуха до -50 "С, с температурой застывания не выше -55 "С,
В стандартах на дизельное топливо, кроме температуры засты-
вания, нормируют температуру помутнения, при которой топливо те-
ряет фазовую однородность. Для летних сортов топлива она не выше
-5 (,С (температура застывания -10 "С), для зимних - на 10 °C выше
температуры застывания (-25 °C и -35 (|С). Для обеспечения надеж-
ной работы необходимо, чтобы температура помутнения была на 6-8
”С, а застывания - на 10-15 "С ниже температуры окружающего воз-
духа.
В зависимости от содержания серы вырабатывают дизельное
топливо двух видов: 1 - содержание серы не более 0,2 %, 2 - содержа-
ние серы не более 0,5 % ( для арктического - 0,4 %).
Температура вспышки, при которой пары топлива в смеси с воз-
духом вспыхивают при поднесении огня, характеризующая испаряе-
мость и огнеопасность, для топлива марки Л должна быть не ниже
40 (|С, марки 3 - не ниже 35 °C.
В условные обозначения марок летнего топлива для высоко-
оборотных дизелей входят массовая доля серы и температура вспыш-
ки, зимнего - количество серы и температура застывания: Л-0,5-40 -
летнее топливо с содержанием серы до 0,5 % и температурой вспыш-
ки не менее 40 °C; 3-0,2-минус 35 - зимнее топливо с одержанием
серы 0,2 % и температурой застывания не выше -35 "С. В условном
обозначении арктического топлива указывают только массовую долю
серы: А-0,4 или А-0,2. Дизельное топливо, выпускаемое со Знаком
качества, проходит более глубокую очистку. У него на 0,13-0,15 %
снижено содержание серы, улучшен фракционный состав, повышено
цетановое число, уменьшено содержание смолообразующих веществ.
Все марки зимнего топлива взаимозаменяемы. Это относится и к лет-
ним маркам.
В топливе для высокооборотных дизелей не допускается нали-
чие механических примесей. При их накоплении в процессе перевоз-
ки, хранения, приемо-отпускных операций при любой температуре
окружающего вохдуха может нарушаться нормальная подача и про-
цесс смесеобразования. Это происходит в результате засорения фипь-
24
тров топкой очистки, нарушения нормальной работы насоса высоко-
го давления, засорения отверстий распылителей форсунок и др И
конечно, при использовании загрязненного топлива снижается дол-
говечность двигателя, повышается износ многих деталей ,В резуль-
тате износа увеличиваются зазоры в прецизионных парах топливно-
го насоса, падает мощность, растет расход топлива.
Зимние сорта топлива по сравнению с летними имеют облег-
ченный фракционный состав - 96 % топлива выкипает при темпера-
туре не выше 340 °C (летние - не выше 360 "С) и меньшую вязкость
(1,8-5 мм'2/с), которая нормируется при температуре 20 ()С (летние -
3-6 мм2/с).
Характер изменения вязкости для всех нефтепродуктов одина-
ков (с повышением температуры вязкость уменьшается, а с пониже-
нием - возрастает, особенно интенсивно при отрицательной темпера-
туре), а абсолютное изменение зависит от химического состава. Наи-
более заметно изменение температуры влияет на вязкость летних сор-
тов. Изменение вязкости относительно нормируемых значений (как
уменьшение, так и увеличение) оказывает отрицательное влияние на
работу двигателя.
Чем выше значение вязкости при температуре 20 "С .указанной
в паспорте качества, тем сильнее изменения, происходящие при пони-
жении температуры. Летние сорта загустевают уже при температуре
минус 5-10 °C, поэтому возрастает сопротивление движению топлива
по трубопроводам, особенно высокого давления. При значительном по-
вышении вязкости нарушается нормальная работа топливоподающей
аппаратуры, иногда подача прекращается. Зимние сорта сохраняют
подвижность до более низкой температуры (минус 25-35 “С) .
Если значение вязкости становится ниже нормируемого, то это
приводит к увеличению износа деталей топливоподающей системы по-
вышению расхода топлива, уменьшению долговечности работы двига-
теля. В высокооборотных дизелях топливо является не только источ-
ником получения энергии, но и смазочным веществом для прецизион-
ных пар топливного насоса. Чем ниже вязкость ,тем хуже смазываю-
щие свойства и больше износ детален .Особенно заметно это проявля -
ется при недостаточно высоком давлении распыпа (до 15-21) МПа) .
Если значение вязкости достигает 6 - 7 мм2/с п более при тем-
пературе 20 °C, то ухудшаются процесс смесеобразования и полнота
сгорания, смесь догорает при такте расширения двигатель дымит рас-
ход топлива возрастает, мощность падает .Па процесс смесеобртаовн -
пня и полноту сгорания также отрицательно влияют, утяжеление
25
фракционного состава, увеличение плотности п поверхностного на-
тяжения.
Воспламеняемость дизельного топлива, зависящую от его хи-
мического состава, оценивают цетановым числом. Его устанавлива-
ют методом сравнения процесса горения испытуемого топлива с эта-
лонным. Испытания проводят на одноцилиндровой установке, рабо-
тающей с переменной степенью сжатия. В качестве эталонов приня-
ты цетан и а-метилнафталин. Первый обеспечивает мягкую работу
двигателя, его цетановое число принято за 100 ед., второй очень труд-
но окисляется и воспламеняется, его цетановое число принято за 0.
Цетановым числом топлива называют процентное содержание цета-
на в искусственно приготовленной смеси, которая состоит из цетана
и а-метилнафталина и по характеру сгорания равноценна испытуе-
мому топливу.
Для дизельного топлива всех марок цетановое число не долж-
но быть ниже 45. При этом двигатель пускается легко и быстро, пе-
риод задержки самовоспламенения невелик, давление на 1° поворота
коленчатого вала нарастает плавно. Иногда для повышения цетано-
вого числа в топливо добавляют до 1 % присадки (изопропилнитрат).
Использование топлива с цетановым числом выше 50 нецелесообраз-
но, так как процесс сгорания практически не улучшается. Чем выше
частота вращения коленчатого вала, тем большее влияние оказыва-
ют физико-химические свойства топлива на процессы подачи, смесе-
образования, воспламенения, полноту сгорания
Коррозионная активность топлива для высокооборотпых дизе-
лей невысока, так как водорастворимых кислот и активных сернис-
тых соединений нет, а количество органических кислот в соответствии
со стандартом не превышает 5 мг/100 мл. Содержащиеся неактив-
ные сернистые соединения имеют нейтральную реакцию и на металл
не действуют. Наличие воды в топливе не допускается, но при не-
правильном хранении, транспортировке, приеме - отпускных опера-
циях она может накапливаться. Вода приносит очень большой вред:
в теплое время года увеличивается коррозия; при отрицательной тем-
пературе образуются кристаллики льда, ухудшающие прокачивае-
мость и работу фильтрующих элементов; в присутствии воды и на-
фтеновых кислот в топливе образуются студенистые осадки, забива-
ющие, накапливающиеся на деталях топливоподающей системы.
Способность топлива не забивать фильтры оценивают коэффп-
цнентом фильтруемости. Его определяют, последовательно пропус-
кая через бумажный фильтр 10 порций топ пива объемом по 2 мл ,
26
как отношение времени фильтрации иоспеднпх 2 ми тоипива ко вре-
мени истечения первых 2 мл. В соответствии со стандартом коэффп -
циент фильтруемости не должен быть более 3. При загрязнении и
обводнении топлива коэффициент фильтруемости значительно воз -
растает.
Продукты сгорания дизельного топлива всегда коррозионно аг-
рессивны. При сгорании сернистых соединений образуются оксиды
серы SO2 и SO.,, вызывающие в зоне высоких температур газовую кор-
розию. Пары воды, выделяющейся при горении топлива, и влага, на-
ходящаяся в топлпвовоздушной смеси в виде пара, присутствуют в
продуктах сгорания. При охлаждении ниже 100 "С водяной пар кон-
денсируется, взаимодействует с сернистым газом 8(ф и серным ан-
гидридом SO., с образованием сернистой H^SO., и серной H2SO4 кис-
лот, вызывающих сильную жидкостную коррозию.
При эксплуатации автомобиля в городских условиях (частые
остановки, работа с неполным использованием мощности), когда тем-
пература охлаждающей жидкости невысока, создаются условия для
конденсации влаги и образования кислот. Движение с перегрузкой
(горные условия, карьеры) вызывают сильную газовую коррозию.
Наименьшее окисление происходит при умеренном тепловом режи-
ме (работа техники при постоянной нагрузке без перегрева и переох-
лаждения). Коррозионный износ двигателя зависит также от многих
других факторов: типа двигателя, его технического состояния, тем-
пературы окружающего воздуха и качества используемых моторных
масел.
Склонность топлива к образованию высокотемпературных от-
ложений нормируют рядом показателей, значения которых (ГОСТ
305-82) следующие: зольность - не более 0 Q1 % -, отсутствие механи -
ческих примесей; коксуемость - 10 %; остаток топлива - не более 0,3
%; йодное число - не более 6 г йода на 100 г топлива; количество фак-
тических смол для летних сортов - до 40 мг/100 мл,зимних - до 30 мг/
100 мл топлива.
Плотность дизельного топлива для марок Л и 3 при темпера -
туре 20 °C - не более 860 и 840 кг/м3 соответственно.
Температура воспламенения летнего топлива равна 300 °C, зим -
пего - 310 °C. Температурные пределы воспламенения-, у петнего -
нижний 69 °C, верхний 119 "С, у зимнего - соответственно 62 °C и
105 "С.
Характеристика вырабатываемого отечественной промышлен -
ностыо дизельного топлива приведена в табл .2 5.
27
Таблица 2.5
Показатели качества дизельных топлив
Показатель А 3 Л
Цетановое число (ГОСТ 3122-67), не менее 45 45 45
Фракционный состав (ГОСТ 2177-82): 50 % перегоняют при температуре, °C, не выше 96 % перегоняют при температуре, °C, не выше 255 330 280 340 280 360
Кинематическая вязкость (ГОСТ 33-82) при температуре 20 °C, мм’/с 1,5-4 1,8-5 3-6
Кислотность ( ГОСТ 5985-79 ), мг КОН на 100 см3 топлива, не более 5 5 5
Зольность (ГОСТ 1461-75), %, не более 0,01 0,01 0,01
Содержание: фактических смол (ГОСТ 8489-85), мг/100 см3 топлива, не более механических примесей (ГОСТ 6370-83) воды (ГОСТ 2477-65) 30 о 30 тсутствую лсутствуе' 30 г г
Температура, °C вспышки в закрытом тигле (ГОСТ 12.1.044- 84), не ниже застывания (ГОСТ 20287-74), не выше помутнения (ГОСТ 5066-56), не выше 30 (-55) 35 -35(-45) -25 40 -10 -5
Йодное число (ТОСТ 2070-82), г йода на 100 г топлива, не более 6 6 6
Испытание на медной пластинке (ГОСТ 6321- 69) выдерживает
Содержание сероводорода (ГОСТ 17323-71) отсутствует
Плотность (ГОСТ 3900-85) при температуре 20 °C, кг/м3, не более 830 840 860
Примечание: В скобках приведены данные для холодной клима-
тической зоны.
Топливо для реактивных двигателей, топливо печное бытовое
Основными эксплуатационными характеристиками этих нефте-
продуктов является фракционный состав, температура вспышки, со-
держание серы, воды, механических примесей; .зольность, теплота сго-
рания.
Требования к качеству реактивных топлив связаны с устройством
н условиями работы топливной системы самолета и топливной аппара-
туры двигателя.
28
Чтобы избежать кавитации в топ пинюй системе само иста < обрт с -
зопаппя паровоздушных пробок, срыва работы насосов устшарчивает -
ся предельная величина давления насыщенных паров .
Применение топлива, загрязненного механическими примесями ,
содержащего кристаллы льда или воду, приводит к засорению фильт-
ров и, в конечном итоге, отказу работы двигателя .Кроме того. ,в связи с
тем, что топливная аппаратура двигателя выполнена по высокому клас-
су точности, даже небольшая коррозия может нарушить ее нормальную
работу.
Повышенная вязкость топлива приводит к перегрузкам в работе
насоса и регулирующих устройств, ухудшает распыление.топлива фор-
сункой. С укрупнением капель, в свою очередь, резко замедляется про-
грев и испарение топлива, снижается полнота сгорания ухудшается за-
пуск двигателя, увеличивается нагарообразован ие.
На заре развития реактивной авиации ее потребность в топливе
полностью удовлетворялась топливом Т-1, получаемым из малосернис-
тых нефтей. Однако уже в 50-е годы возникла необходимость расшире-
ния производства реактивных топлив, что было сделано за счет вовле-
чения в переработку восточных сернистых нефтей. В результате было
разработано топливо ТС-1, ставшее основной маркой реактивных топ-
лив.
Печное бытовое топливо предназначено для коммунально-быто-
вых нужд, снабжения населения, а также предприятий сельского хозчй -
ства. Его выпускают малосернистым (содержание серы не более 0,.5 %)
и сернистым (содержание серы не более 1,1 %).
В отличие от дизтоплива печное бытовое топливо имеет более
высокую вязкость и более тяжелый фракционный состав .
Керосин осветительный
Керосины осветительные предназначены для использования в
осветительных лампах, фонарях, примусах и других приборах .В зави -
симости от высоты некоптящего пламени они выпускаются/марок КО -
35, КО-25, КО-22 и КО-20.
Основные характеристики керосина доп лив для реактивных дви -
гателей и топлива печного бытового приведены в табл. .
29
Таблица 2.6
Основные характеристики керосина, топлива для реактивных
двигателей и топлива печного бытового
Показатели Керосин Топливо для реактивных двигателей Топливо печное бытовое
Т-1 TC-1
Фракционный состав: температура начала кипения, °C температура перегонки, "С, не выше: 10% 50% 90% температура вспышки в закрытом тигле, °C 110-180 190 240-275 28 не выше 150 175 225 270 30 не выше 150 165 195 230 28 160 300-340 42
Содержание, %, не более: серы воды мехпримесей 1,0 следы о,1 отсут отсутс 0,25 :твует твуют 0,5-1,1 следы
Зольность, %, не более 0.005 0.003 0,003 0,02
Теплота сгорания низшая, кДж/кг, не менее - - - 41000
Котельные топлива
В качестве топлива для транспортных и стационарных котельных
установок используются, в основном, мазуты. По области применения
их объединяют в две группы: мазут флотский и мазут топочный.
Мазут флотский предназначен для котлов морских и речных су-
дов. Вырабатывается марок Ф5, Ф12 (цифра - условная вязкость при
40 °C). Мазут флотский представляет собой смесь продуктов прямой
перегонки сернистых нефтей, состоящих примерно из 70 % мазута пря-
мой перегонки, 10 % солярового масла и 20 % крекинг - остатка.
Мазут топочный вырабатывается для сжигания в стационарных
котельных и технологических установках. Бывает марок 40 и 100. Циф-
ры указывают ориентировочную вязкость мазутов при 90 °C.
Топочные мазуты марок 40 и 100 изготавливают из остатков пе-
реработки нефти. В мазут марки 40 для снижения температуры засты-
вания добавляют дизельные фракции, а в мазут марки 100 - нет.
Основные характеристики топочных мазутов приведены в
табл. 2.7.
30
Таблица 2.7
Фи.знко - химические характеристики топочных мазутов
Показатели Мазут 40 Мазут 100
1. Вязкость кинематическая при 80 "С, мм'/с (сСт) 59 0 1180
2. Массовая доля. % (не более) - воды - мехпримесей 1,0 0,5 1,0 1.0
3. Температура вспышки в открытом тигле, °C 90 110
4. Температура застывания, °C 10 25
Смазочные масла
Масла, применяемые для смазки деталей в узлах трения , называ-
ются смазочными. По областям применения они подразделяются на
моторные, индустриальные, трансмиссионные, турбинные, компрессор-
ные и осевые.
Применение моторных масел обеспечивает повышение надежно-
сти и экономичности работы двигателей, увеличение их мощности .улуч-
шение пусковых свойств, снижение металлоемкости.
В зависимости от типа двигателей моторные мала разделяются
на масла для карбюраторных двигателей и дизелей.
Обозначение моторных масел состоит из групп знаков, первая из
которых- буква М (моторные), вторая - цифра, примерно равная кине-
матической вязкости масла при 100 "С в мм2/с, третья - буква, соответ-
ствующая определенному количеству присадок в масле (Л - без приса-
док, Б - до 6 %, В - до 8 %, Г - до 14 %, Д - до 18 %, Е - для дизелей с
содержанием серы в топливе до 3,5 %). Кроме того, используются ин-
дексы: 1 - масла для карбюраторных двигателей, 2 - дня дизельных.
Например, обозначение М-8-В, говорит о том, что это моторное
масло с кинематической вязкостью при 100 °C около 8 мм2/с и содержа-
нием присадок до 8 %, предназначенное для карбюраторных двигателей .
Индустриальные масла предназначены для смазки деталей стан-
ков и различных механизмов, насосов, холодильных машин а также для
технологических нужд (охлаждение режущих инструментов .термичес-
кая обработка металлов).
Трансмиссионные масла применяются в большинстве современ-
ных машин и механизмов. Опп служат дня смазки зубчатых передач
различного типа, а также выполняю'!' роиь рабочего те та тля передачи
31
мощности в гидродинамических коробках передач. Обозначение транс-
миссионных масел (с 1987 г.) состоит из групп знаков, первая их кото-
рых - буквы ТМ (трансмиссионное масло), вторая - цифра, характери-
зующая принадлежность к группе масел по эксплуатационным свой-
ствам, третья - величина кинематической вязкости масла при 100 °C в
мм2/с. Кроме того, еще сохраняется старая маркировка трансмиссион-
ных масел.
Турбинные масла используются для смазки и охлаждения подшип-
ников различных турбоагрегатов и генераторов электрического тока; ком-
прессорные - для смазки цилиндров, штоков и клапанов компрессоров,
воздуходувок и холодильных машин; осевые - для смазки шеек и других
узлов трения подвижного состава железнодорожного транспорта.
Пластичные смазки
Смазки представляют собой гомогенную двухкомпонентную сис-
тему, состоящую из масла (дисперсионной среды) и какого - либо загу-
стителя (дисперсной фазы). В качестве дисперсионной среды, состав-
ляющей от 75 до 95 % объема смазки, как правило, используются не-
фтяные масла. Роль дисперсной фазы выполняют соли высших жир-
ных кислот (мыла), твердые углеводороды, бентониты и др.
По сравнению с маслами пластичные смазки обладают следую-
щими преимуществами: не вытекают из открытых узлов трения; сни-
жают шум и вибрацию в них; более надежно предохраняют металличес-
кие детали от загрязнения и коррозии; потребляются в меньшем коли-
честве; имеют больший ресурс работы.
По области применения пластичные смазки выпускаются следу-
ющих видов: общего назначения, многоцелевые, термостойкие, низко-
температурные, консервационные и другие.
Смазки общего назначения применяются во всех областях
техники. Самыми распространенными из них являются солидолы,
которые используют в механизмах, работающих при температуре до
70 "С и не предъявляющих особых требований к качеству смазки.
При температуре 70... 110 "С применяют консталин. Широко распро-
странена графитная смазка - солидолы, в состав которых введено
от 5 до 15 % графита. Последняя применяется, как правило, в гру-
бых механизмах - рессорах автомобилей, зубчатых передачах лебе-
док и т. и.
Многоцелевые смазки (литол, фиол, алюмол) применяются во
всех основных узлах трения разнообразных механизмов поскольку они
32
водостойки и работоспособны в широком интервале скоростей, темпе-
ратур и нагрузок.
Термостойкие смазки (ЦИАТИМ-221, графитол, сииикош,тимол)
сохраняют работоспособность при температурах до 250 "С ,а низко-тем-
пературные (ЦИАТИМ-201, лита, зимол, ГОИ) - до минус 50 "С. Они
дорогостоящи и поэтому применять их вместо обычных смазок нецеле-
сообразно.
Консервационные смазки (вазелины, пушечная, ВТВ - 1) исполь-
зуются для защиты от коррозии металлоизделий, не находящихся в эк-
сплуатации. Наносят их на защищаемые поверхности в расплавленном
виде (окунанием, щеткой, распиливанием).
Растворители
К растворителям относятся нефрас, бензин - растворитель БР-1
для резиновой промышленности; уайт - спирит, применяемый в лакок-
расочной промышленности.
2.3. Физико - химические свойства нефтепродуктов
К основным физико-химическим свойствам нефтепродуктов ,так
или иначе влияющим на технологию их приема, хранения и отпуска,
относятся плотность, вязкость, температура застывания, испаряемость,
пожаровзрывоопасность, электризация и токсичность.
Плотностью называют величину, численно равную массе нефте-
продукта в единице его объема. Плотность измеряется в граммах на ку-
бический сантиметр, килограммах на кубический метр, тоннах на куби-
ческий метр. В отдельных случаях пользуются относительной плотнос-
тью , численно равной отношению плотности нефтепродукта при
20 ('С к плотности воды при 4 (|С.
Плотность различных нефтепродуктов при 20 "С находится в пре-
делах (кг/м3): бензины - 726...785, дизельные топлива - 830 .860 .реак-
тивные топлива - 755...840, котельные топлива - 870..300, маета -
880...915, мазуты - 940...970.
Под вязкостью понимают силу сопротивления смещению одного
слоя жидкости относительно другого. Чем больше вязкость ,тем мень-
ше текучесть жидкости.
Для ньютоновских жидкостей достаточно знать кинематическую
и динамическую вязкость при соответствующей температуре К таким
жидкостям относятся светлые нефтепродукты а также мазуты п м тела
1-
33
при высоких температурах. Пластичные смазки, а также мазуты и масла
при низких температурах являются неньютоновскими жидкостями ,вча -
кость которых зависит от скорости течения .При температурах .близких
к температуре застывания, неныотоновские жидкости обладают началь-
ным напряжением сдвига, т.е. до некоторого перепада давления ведут
себя как твердое тело.
Нередко используют понятие условной вязкости. Ею называют
отношение времени истечения 200 мл нефтепродукта, измеренного в
вискозиметре типа ВУ при заданной температуре, ко времени истече-
ния такого же количества дистилировапной воды при 20 "С.
Температура застывания - это наивысшая температура, при ко-
торой нефтепродукт теряет свою подвижность. Ее величина прямопро-
порциональна содержанию смол и парафинов в нем.
Испаряемостью называется свойство нефтепродуктов переходить
из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем
температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происхо-
дит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над
ними не будет полностью насыщено углеводородами.
Скорость испарения нефтепродуктов зависит, в основном,от со-
держания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.
Пожаровзрывоопасность нефтепродуктов характеризуется спо-
собностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.
Пожароопасность нефтепродуктов определяется величинами тем-
ператур вспышки, воспламенения и самовоспламенения .Под темпера -
турой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жид-
кости, нагретой при определенных условиях, образуют с, воздухом смесь,
вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводо-
родные жидкости с температурой вспышки 61 "С и ниже относятся к
легковоспламеняющимся, выше 61 "С - к горючим. Под температурой
воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при под-
несении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения
на 10-50 "С выше температуры вспышки. Под температурой самовосп-
ламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой ее
пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости
от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных
смесей: Т, > 450 "С; Т., = 300 - 450 °C; Т, = 200 - 300 "С; Т( = 135 - 200 "С;
Т5 = 100 - 135 °C.
Взрывоопасность нефтей нефтепродуктов характеризуется ве-
личинами нижнего и верхнего пределов взрываемости .Нижний предел
взрываемости - это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже ко-
торой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостат-
ка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел
взрываемости соответствует такой концентрации паров нефтепродук-
тов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения
концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемос-
ти называют интервалом взрываемости. Для нефтепродуктов интервал
взрываемости составляет от 2 до 10 %.
Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высо-
ким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойства-
ми. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и ем-
костей, а также о воздух возникают заряды статического электричества
величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же
достаточно разряда с энергией 4 - 8 кВ.
Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов стати-
ческого электричества: заземление токопроводящих элементов обору-
дования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).
Токсичность нефтепродуктов заключается в том, что их пары ока-
зывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблю-
дается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные
изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давле-
ния и замедление пульса.
Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усилен-
ной вентиляцией производственных помещений, а также применением
изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для
здоровья атмосфере.
35
ГЛАВА 3
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФ ТЕБАЗОВОГО ДЕЛА
ЗЛ. Классификация нефтебаз
Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса
сооружений и установок, предназначенных для приема, храпения и от-
пуска нефтепродуктов потребителям.
Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снаб-
жение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других по-
требителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортимен-
те; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их
потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.
Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отно-
шении. Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары.
Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный
объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления
нефтебаз на категории:
- 1 - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м3;
- II - то же свыше 20 000 м3 по 100 000 м3;
- III а - то же свыше 10 000 м'по 20 000 м3;
- III б - то же свыше 2 000 м3 по 10 000 м3;
- Ill в - то же до 2 000 м3 включительно.
В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и
правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения по-
жарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например .рассто-
яние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно
быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категории - не менее 100 м .
По функциональному назначению (принципу оперативной дея-
тельности) нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и
перевалочно-распределительные.
Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (пере-
валки) нефтепродуктов с одного вида транспорта па другой .Размеща-
ют их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, круп-
ных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих
станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистраль-
ного пефтспродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалоч-
ная нефтебаза.
Распределительные нефтебазы предназначены дня непродолжи-
тельного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребите лей об-
36
служнваемого района. Их разделяют па оперативные, обслуживающие,
лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные
как для удовлетворения местных потребностей, так и дня компенсации
неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы,
входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.
Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функ-
ции перевалочных и распределительных нефтебаз.
По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорож-
ные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопровод-
ные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.
По номенклатуре хранимых нефтепродуктов различают нефте-
базы общего назначения, только для легковоспламеняющихся (светлых)
нефтепродуктов, только для горючих (темных) нефтепродуктов.
3.2. Производственные операции, проводимые на нефтебазах
Все производственные операции, проводимые па нефтебазах, раз-
деляют на основные и вспомогательные.
К основным операциям относятся:
- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодо-
рожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопрово-
дам или отводам от них;
- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;
- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные ци-
стерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;
- замер и учет нефтепродуктов.
К вспомогательным операциям относятся:
- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов-,
- смешение масел и топлив;
- регенерация отработанных масел;
- изготовление и ремонт тары;
- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;
- эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.
3.3. Объекты нефтебаз и их размещение
Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспе-
чивать удобство их взаимодействия, рациональное использование тер -
ритории, минимальную длину технологических трубопроводов .водоот -
водящих (канализационных), водопроводных и тепловых сетей при со-
37
блюдении всех противопожарных и санитарно-гигиенических требова-
ний.
Территория нефтебазы в общем случае разделена на зоны (про-
изводственная, подсобная, резервуарный парк) и участки (рис. 3.1).
Производственная зона включает участки:
1) железнодорожных операций;
2) водных операций;
3) автомобильных операций.
Подсобная зона включает участки:
1) очистных сооружений;
2) водоснабжения и противопожарной защиты;
3) подсобных зданий и сооружений;
4) внешнего энергоснабжения;
5) административно-хозяйственных зданий и сооружений.
Резервуарный парк представляет собой участок хранения нефте-
продуктов.
На участке железнодорожных операций размещаются сооруже-
ния для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В со-
став объектов этого участка входят:
а) железнодорожные тупики;
б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;
в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных
путей;
г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-ци-
стерн в резервуарный парк и обратно;
д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов;
е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная);
ж) хранилища нефтепродуктов в таре;
з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.
На участке водных операций сосредоточены сооружения для при-
ема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся:
а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов;
б) стационарные и плавучие насосные;
в) лаборатория;
г) помещение для сливщиков и наливщиков.
Участок автомобильных операций предназначен для размещения
средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и
бидоны, т. е. относительно мелкими партиями. Здесь размещаются:
а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в авто-
цистерны;
38
Рис. 3.1. Схема разбивки территории нефтебазы на участки
I - участок железнодорожных операций; II - участок водных опе-
раций; III - участок хранения; IV - участок автомобильных операций;
V - участок очистных сооружений; VI - участок подсобных зданий;
VII - административно - хозяйственный участок;
1 - железнодорожный тупик; 2 - железнодорожная сливо-налив-
ная эстакада; 3 - нулевой резервуар; 4 - насосная; 5 - лаборатория; 6
- операторная; 7 - хранилище нефтепродуктов в таре; 8 - причал; 9 -
насосная; 10 - операторная; И - резервуарный парк светлых нефтепро-
дуктов; 12-резервуарный парк темных нефтепродуктов; 13 - мерник; 14
- резервуар пожарного запаса воды; 15 - автоэстакада; 16 - разливочная
и расфасовочная; 17 - склад для хранения расфасованных нефтепро-
дуктов; 18 - склад для тары; 19 - нефтеловушка; 20 - шламонакопи-
тель; 21 - котельная; 22 - трансформаторная подстанция; 23 - водона-
сосная; 24 - мехмастерские; 25 - склад материалов, обрудования и запас-
ных частей; 26 - конторы грузовых операций; 27 - пожарное депо;
28 - конторы; 29 - проходная; 30 - здание охраны; 31 - гараж
39
б) разливоч11ые и расфасовочные для налива нефтепродуктов is боч-
ки и бидоны;
в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов;
г) склады для тары,
д) погрузочные площадки для автотранспорта.
На участке очистных сооружений сосредоточены объекты, пред-
назначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К
ним относятся:
а) нефтеловушки;
б) флотаторы;
в) пруды-отстойники;
г) иловые площадки;
д) шламонакопители;
е) насосные;
ж) береговые станции по очистке балластных вод.
Участок водоснабжения и противопожарной защиты включает
водопроводные и противопожарные насосные станции, резервуары или
водоемы противопожарного запаса, помещения хранения противопожар-
ного оборудования.
На участке подсобных зданий и сооружений, обеспечивающих
работоспособность основных объектов нефтебазы, находятся;
а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, система подогре-
ва нефтепродуктов п система отопления;
б) гараж;
в) механические мастерские;
г) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также дру-
гие объекты.
Объекты вышеперечисленных участков соединяются между
собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снаб-
жения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных
вод.
Участок внешнего энергоснабжения представляет собой транс-
форматорную подстанцию.
На участке административно-хозяйственных зданий и сооруже-
ний размещаются:
а) контора;
б) проходные;
в) аккумуляторная:
г) сооружения связи;
д) бытовые помещения.
40
На участке хранения нефтепродуктов размещаются:
а) резервуары для светлых и темных нефтепродуктов-,
б) насосные;
в) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных пар-
ков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждени-
ях резервуаров.
Перечисленные участки и объекты не обязательно входят в со-
став каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтеба-
зы, назначения и характера проводимых операций. Так, например, на
многих перевалочных нефтебазах нет участка автомобильных операций,
а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с
помощью автотранспорта, нет железнодорожных и водных операций.
3.4. Резервуары нефтебаз и их оборудование
Только на крупных нефтебазах резервуарные парки соизмеримы
с аналогичными объектами магистральных трубопроводов. В подавля-
ющем же большинстве их суммарный объем не превышает нескольких
десятков тысяч кубометров.
В связи с относительно малыми объемами годовой реализации
общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невели-
ка. Кроме того, по «Нормам проектирования» для каждого нефтепро-
дукта должно быть предусмотрено не менее 2-х резервуаров. Делается
это для того, чтобы один из них при необходимости можно было выве-
сти в ремонт. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах,
как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 м1.
Резервуары для хранения нефтепродуктов бывают подземными
и наземными. К подземным относят резервуары, наивысший уровень
жидкости в которых не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планиро-
вочной отметки прилегающей территории (в пределах 3 м от стенки
резервуара или от стен здания или сооружения). Остальные резервуа-
ры считаются наземными.
На нефтебазах применяются следующие типы резервуаров-, вер-
тикальные стальные, горизонтальные стальные и железобетонные .
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стаци-
онарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными.
Они представляют собой (рис. 3.2) цилиндрический корпус 1, сварен-
ный из стальных листов размером 1,5 х 6 м, толщиной 4 ..25 мм ,со щи-
товой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпу-
са длинная сторона листов располагается горизонтально .Один горизон-
41
Рис. 3.2. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом
5000 м'1 со щитовой кровлей
1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шах-
тная лестница; 5 - днище
42
тальный ряд спаренных между собой листов называется поясом резер-
вуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато,телеско-
пически пли встык.
Щитовая кровля 2 опирается на фермы и (у резервуаров боль-
шой емкости) на центральную стойку 3.
Днище резервуара 5 сварное, располагается на песчаной подуш-
ке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет
уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное уда-
ление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50 000 м1.
Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения вертикаль-
ные цилиндрические резервуары оснащаются понтонами.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понто-
ном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные ре-
зервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные
плавающим на поверхности бензина понтоном (рис. 3.3). Понтоны пе-
ремещаются по направляющим трубам 6, снабжены уплотняющим зат-
вором 7, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Сведения о них
приведены в главе 5.
При сооружении резервуаров типа РВС и РВСП используются
рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.
Горизонтальные цилиндрические резервуары (типа РГС) в от-
личие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и постав-
ляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м1.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндричес-
кие и прямоугольные (рис. 3.4). Первые более распространены, посколь-
ку экономичнее, прямоугольные резервуары более просты в изготовле-
нии.
Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из пред-
варительно напряженных железобетонных панелей, швы между кото-
рыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на сте-
ны, а в ряде случаев - и на балки. Днище, в основном, изготавливается
монолитным бетонным, толщиной 50 см.
Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от
100 до 40000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и ва-
куум 100 Па.
Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем
стальные Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостат-
43
Рис. 3.3. Резервуар с плавающим металлическим понтоном
1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 -
мембрана из листового металла; 4-стяжка; 5- центральный короб понто-
на; 6 - направляющая труба; 7 - уплотнение направляющей трубы; 8 -
люк - лаз; 9 - опоры для понтона; 10 - приемо-раздаточный патрубок с
хлопушкой
Рис. 3.4. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного
резервуара
1 - боковые панели; 2 - центральная опорная колонна; 3 - перифе-
рийная опорная колонна; 4 - металлическая облицовка; 5 - монолитное
железобетонное днище; 6 - крыша
44
ков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобе-
тонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не пре-
дотвращают проникновение паров нефти из резервуара в атмосферу.
Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком
уровне грунтовых вод. Наконец, существуют трудности с ремонтом внут-
реннего оборудования железобетонных резервуаров.
В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа
ЖБР в настоящее время не сооружаются.
Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как свет-
лых, так и темных нефтепродуктов, а типа ЖБР - только для темных.
Оборудование резервуаров
Па резервуарах устанавливаются:
- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и
снижение потерь нефтепродукта;
- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
- противопожарное оборудование;
- приборы контроля и сигнализации.
Оборудование для обеспечения надежной работы
резервуаров и снижения потерь нефтепродукта
К этой группе оборудования относятся:
- дыхательная арматура;
- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
- средства защиты от внутренней коррозии;
- оборудование для подогрева высоковязких нефтепродуктов.
Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и
предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры со-
стоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении тем-
пературы в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как
резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их мо-
жет просто разорвать. Чтобы этого не происходило на резервуарах ус-
тановлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые откры-
ваются, как только избыточное давление в газовом пространстве дос-
тигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они
страхуют дыхательные клапаны.
Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при
снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении тем-
45
пературы в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допус-
тимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое про-
странство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропус-
кная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться,то
открываются предохранительные клапаны.
В настоящее время на резервуарах устанавливаются дыхательные
клапаны типов КД, НДКМ и КДС.
Непримерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ
(рис. 3.5) содержит соединительный патрубок 1 с седлом 2, тарелку 3 с
нижней мембраной 4, зажатой между фланцами нижней 5 и верхней 6
частей корпуса, верхнюю мембрану 8 с дисками 9 и регулировочными
Рис. 3. 5. Непримерзающий мембранный дыхательный клапан
типа НДКМ:
1 - соединительный патрубок; 2 - седло; 3 - тарелка; 4 - мембрана;
5 - нижний корпус; 6 - верхний корпус; 7 - боковой люк,'
8-верхняя мембрана; 9-диски; 10 - регулировочные грузы;
И - крышка; 12- трубка; 13- амортизирующая пружина,-
14 - цепочки для соединения дисков и тарелок,'
15 - импульсная трубка; 16-огиевой и ре дохрани теш >
46
грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются
отверстия для сообщения камер под крышкой с атмосферой при помо-
щи трубки 12. Диски 9 и тарелки 3 соединены цепочками 14. Межмем-
бранная камера через импульсную трубку 15 сообщается с газовым про-
странством резервуара. В нижней части корпуса размещен кольцевой
огневой предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет
боковой люк 7. Амортизирующая пружина 13 предназначена для устра-
нения колебаний затвора. Мембрану изготовляют из бензостойкой про-
резиненной ткани. Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается
покрытием соприкасающихся поверхностей фторопластовой пленкой.
Клапан работает следующим образом. При создании в резервуа-
ре (а соответственно и в межмембранной камере) разряжения, соответ-
ствующего пределу срабатывания клапана, тарелка 3 поднимается, и в
газовое пространство поступает атмосферный воздух. При повышении
давления в резервуаре сила давления на верхнюю мембрану благодаря
большей ее площади выше, чем на нижнюю. Если разность сил превы-
шает вес тарелки 3 и диска 9 с грузом 10, то верхняя мембрана, проги-
баясь вверх, увлекает за собой тарелку 3, открывая путь паровоздуш-
ной смеси в атмосферу.
Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС (рис. 3.6)
состоит из корпуса 4, на боковых поверхностях которого расположе-
ны четыре окна с фланцами. На фланцы окон прикреплены четыре ва-
куумных затвора, предназначенных для поступления воздуха в резер-
вуар. Затвор состоит из седла 5, тарелки 6 и гибкой фторопластовой
Рис. 3.6. Клапан дыхательный северного исполнения типа КДС'.
1 - тарелка давления; 2 - седло давления; 3 - крышка; 4 - корпус;
5 - седло вакуума; 6 - тарелка вакуума; 7 - кожух; 8 - гибкая фто-
ропластовая пластина
47
пластины 8. ограничивающей ее перемещение . Горловина кишгшт за-
канчивается седлом 2, на которое, садится тарелка давления .предназ-
начеиная для выпуска паровоздушной смеси из резервуара .Контакти-
рующие поверхности всех тарелок и седей покрыты фторопластовой
пленкой.
Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и вет-
ра клапан имеет крышку 3 и четыре кожуха 7 для вакуумных затворов.
Для работы в комплекте с непримерзающими дыхательными кла-
панами типа НДКМ предназначены предохранительные гидравлические
клапаны типа КПГ (рис. 3.7). Клапан состоит из корпуса 7 с присоедини -
тельным фланцем чашки 6, предназначенной для размещения жидкости
гидрозатвора, верхней части корпуса 5 с патрубком, погружаемым в жид-
кость, экрана 4, предотвращающего выброс жидкости при срабатывании
клапана, кассеты огневого предохранителя 3, крышки 2 для защиты от
атмосферных осадков и трубки 1 для слива и налива жидкости.
Рис. 3. 7 . Предохранительный гидравлический клапан типа КПГ.
1-трубка для слива и налива жидкости; 2 - крышка для защиты
от атмосферных осадков; 3 - экран; 4- верхний корпус; 5 - верхний кор -
пус: 6 - чашка для размещения жидкости i ндрозатвора-,7 - корпус.
48
Клапан работает следующим образом. При повышении давления
в резервуаре п полости Л жидкость из чашки 6 выбрасывается через
патрубок л, отражаясь от экрана 4, собирается в кольцевой полости Б .
При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку 6
и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым сте-
кает в кольцевую полость В.
После срабатывания клапана газовое пространство резервуара
сообщается с атмосферой, и клапан работает, как «сухой», обеспечивая
высокую пропускную способность. Выброшенная жидкость сливается
через сливные штуцеры и используется при повторной заливке.
При установке на резервуаре дыхательных клапанов типа КДС в
качестве предохранительных применяются также клапаны типа КДС,
настроенные на те же рабочие параметры, что и дыхательные.
Дыхательная арматура не только предотвращает разрушение резер-
вуаров вследствие чрезмерно больших давления или вакуума, но и явля-
ются первичным средством сокращения потерь нефтепродуктов от испа-
рения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоя-
нии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуа-
ров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыще-
ния которой должно испариться некоторое количество углеводородной
жидкости) как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в
момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием,
определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем са-
мым объем «дыханий», а значит, и потери нефтепродуктов уменьшаются.
При хранении высоковязких нефтепродуктов, отличающихся
очень низкой испаряемостью вместо дыхательных и предохранительных
клапанов резервуары оснащают вентиляционными патрубками. Они
представляют собой короткую металлическую трубу, оснащенную ко-
ническим козырьком, предотвращающим попадание внутрь резервуара
дождевой воды и снега.
Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки неф-
тепродуктов из резервуаров. Их количество зависит от производитель-
ности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков ус-
танавливают хлопушки (рис. 3.8), предотвращающие утечку жидкости
из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопрово-
дов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном
порядке оснащаются системой управления, включающей трос 7 с бара-
баном 6, управляемым снаружи с помощью штурвала 11 ,поскольку ина-
че произвести откачку нельзя. Хлопушки на приемных патрубках, как
правило, открываются потоком закачиваемой жидкости.
49
Рис. 3.8 Хлопушка:
[ - стопор; 2 - втулка сальника; 3 - сальниковая набивка; 4 - кор-
пус сальника; 5-вал подъемника; 6- барабан; 7- трос подъемника; 8 - за-
пасной трос к крышке светового люка; 9- хлопушка; 10-перепускное ус-
тройство;
II - штурвал; 12 - крышка хлопушки; 13 - байпасный вентиль
50
Плотность прилегания крышки хлопушки 12 к се. корпусу обес-
печивается полимерным покрытием затвора. Для облегчения откры-
тия хлопушки предназначено устройство 10. При открытии байпасно-
го вентиля 13 давление по обе стороны крышки хлопушки выравнива-
ется, и ее открытие не требует усилий. Для подстраховки к крышке
хлопушки прикреплен запасной трос 8, закрепляемый на крышке све-
тового люка.
В резервуарах для хранения высоковязких нефтепродуктов хло-
пушки отсутствуют. Вместо них на конце приемо-раздаточных патруб-
ков устанавливается шарнирно - сочлененная подъемная труба. Благо-
даря специальному поплавку свободный конец данной трубы постоян-
но находится чуть ниже зеркала нефтепродукта, что позволяет произ-
водить откачку жидкости, успевшей отстояться от воды и механичес-
ких примесей. При необходимости подъемная труба с помощью троса
может быть поднята над зеркалом нефтепродукта.
В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее
наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса ре-
зервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периоди-
ческое удаление воды через сифонный кран и монтируют протекторы
на днище резервуара.
Сифонный кран (рис. 3.9) представляет собой Г-образную тру-
бу 3, которая через сальниковое уплотнение 2 вставлена внутрь резер-
вуара. Нижний конец трубы 3 снабжен защитной диафрагмой 4, обес-
печивающей отбор воды и исключающей загрязнение, снаружи труба
снабжена пробковым краном 6. Сифонные краны устанавливают в пер-
вом поясе резервуара на высоте 350 мм от дна. С целью защиты от
повреждений и атмосферных осадков сифонный крап заключен в за-
щитный кожух 1.
Для удаления воды из резервуара при помощи поворотной ручки
5 труба 3 устанавливается в рабочее положение: изогнутый конец тру-
бы опускается к днищу (как на рис. 3.9), и давлением столба нефтепро-
дукта вода, скопившаяся на дне, через кран б вытесняется наружу. Для
приведения крана в нерабочее положение трубу 3 поворачивают изог-
нутым концом вверх или горизонтально.
Предотвращение внутренней коррозии днища н первого пояса
резервуаров обеспечивается также применением протекторной защи-
ты. Ее устройство и работа рассматривается в главе 7.
При операциях с высоковязкими нефтепродуктами резервуары
должны быть оборудованы средствами подогрева и иметь теплоизоля-
ционное покрытие. В основном, применяются секционные подогревате-
51
/
Рис. 3. 9 . Водоспускное устройство:
1 - защитный кожух; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - патрубок;
4 - защитная диафрагма; 5 - поворотная ручка; б - пробковый кран
ли (рис. 3.10), где в качестве теплоносителя используется насыщенный
водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются
с уклоном по ходу движения теплоносителя.
В зависимости от числа установленных секций секционные по-
догреватели используются для общего или местного нагрева высоковяз-
ких нефтепродуктов.
Кроме того, в качестве местных подогревателей используются зак-
рытые змеевиковые подогреватели.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров
Для указанных целей используется следующее оборудование:
- люки-лазы;
- люки замерные;
- люки световые;
- лестница.
Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проник-
новения рабочих внутрь резервуара. Через них в резервуар также дос-
тав/: яется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали пон-
тонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.
52
Рис. 3.10. Секционный подогреватель:
1 - карман для замера температуры конденсата; 2 - коллектор К-2;
3 - подогревательный элемент ПЭ; 4 - стойка С-3; 5 - конденсатопровод;
6 - ось подъемной трубы; 7 - секция; 8 - стойка С-4; 9 - стойка С-б
Рис. 3.11. Огневой предохранитель:
1 - фланец; 2 - прижимные болты; 3 - корпус; 4 - крепежные бол-
ты; 5 - фольговая гофрированная спираль (кассета); 6 - кожух спирали;
7 - уплотняющая прокладка
53
Люк замерный служит для ручного замера уровней нефтепродукта
п подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.
Люки световые предназначены для обеспечения доступа солнеч-
ного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии,
ремонте и зачистке.
Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.
Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара.
Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (иду-
щие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину
не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60 °, снабжены перилами
высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резер-
вуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается
замерный люк.
Противопожарное оборудование
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опаснос-
ти, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным
оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротуше-
ния и охлаждения.
В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в кор-
пус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным пат-
рубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей осно-
ван на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резер-
вуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного тепло-
отвода. Конструктивно огневой предохранитель (рис. 3.11) представля-
ет собой стальной корпус 3 с фланцами 1, внутри которого в кожухе 6
помещена круглая кассета 5, состоящая из свитых в спираль гофриро-
ванной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множе-
ство параллельных каналов малого сечения.
В случае возникновения пожара тушение горящего в резервуарах
нефтепродукта производят пеной, изолирующей поверхность горючей
жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары исполь-
зуются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы
тина ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем
поясе резервуаров.
Пеносливная камера (встречается, в основном, на существующих
резервуарах малой емкости) (рис 3.12) состоит и з корпуса 3 с крышкой
4 и пенопроводом 1. С помощью патрубка пеносливная камера крепит-
ся к монтажному патрубку резервуара.
54
Рис. 3.12. Пеносливная камера:
1 - пенопроводы; 2 - мембрана; 3 - корпус камеры; 4 - крышка
корпуса (для смены мембраны); 5 - пенослив; 6 - направляющий козы-
рек; 7 - верхний пояс резервуара
Для разобщения газового пространства с атмосферой служит мем-
брана 2, которая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из
целлулоида или тонкого картона, пропитанного олифой.
На резервуарах большой вместимости применяют установки типа
ГВПС-600 и ГВПС-2000 (рис. 3.13). Они состоят из пеногенератора 1 с
растворопроводом 8 и камеры 5. С помощью фланца 3 и кронштейна
установка крепится к стенке резервуара 2. Для обслуживания установ-
55
Рис. 3. t.3. Установка ГВПС-2000 на резервуаре:
1 - пеногенератор; 2 - стенка резервуара;3 - фланец специальный
с воротником; 4 - люк для осмотра; 5 - пепокамера; 6 - площадка с ог-
раждением для обслуживания; 7 - вставка; 8 - трубопровод подачи ра-
створа пенообразователя
ки предусмотрены люк 4 и площадка 6. Герметизирующая крышка пре-
дотвращает потери нефтепродукта от испарения в окружающую среду.
Крепление крышки к корпусу камеры осуществляется стяжками с замка-
ми, состоящими из двух частей, спаянных сплавом с температурой плав-
ления около 120 °C. При возникновении пожара замки стяжек расплав-
ляются, и герметизирующая крышка под действием собственного веса
падает, освобождая проход пене к горящей углеводородной жидкости.
Опыт использования генераторов высокократной пены ГВПС
показал, что требуемая степень кратности пены, равная 100, в реальных
случаях не достигается. С учетом этого, был разработан для повышения
надежности пожаротушения резервуаров со сферическим покрытием
56
генератор пены средней кратности ГПСС-2000 е кратностью пены не
менее 70.
В последнее время начинает внедряться способ подстойной по-
дачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает ,что эффектив-
ность пожаротушения указанным способом существенно выше по срав-
нению с. верхней подачей пены. Подача пены с нижнего пояса резервуа-
ра через слой нефтепродукта требует применения новых устойчивых
пенообразователей.
С целью охлаждения резервуаров в случае пожара на них по пе-
риметру устанавливают кольцевой трубопровод, служащий для подачи
воды.
Приборы контроля н сигнализации
Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применя-
ются:
- местные и дистанционные измерители уровня нефтепродукта;
- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уров-
ней нефтепродукта;
- дистанционные измерители средней температуры нефтепродукта
в резервуаре;
- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в
районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резерву-
аров средствами подогрева);
- сниженный пробоотборник и др.
Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости , а
также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и кон-
троля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по ка-
либровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю
плотность нефтепродукта, находят массу продукта в резервуаре. Сред-
няя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом сред-
ней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения мас-
сы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются
системы дистанционного замера уровня: «Уровень» , «Утро-3» , «Кор-
Вол» и др., местные уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборни-
ки типа ПСР и др.
Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает
измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных
уровней, вычисление количества нефтепродуктов в резервуарах Снсте-.
ма действует по принципу, следящего регулирования за перемещением
57
поплавка на поверхности нефтепродукта, /(ля измерения средней тем-
пературы используется комплект термометров сопротивления .смонти-
рованных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости
при помощи поплавка.
Для местного контроля за уровнем взлива нефтепродуктов в ре-
зервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа
УДУ (рис. 3.14), принцип работы которых основан на определении по-
ложения поплавка, плавающего на поверхности жидкости и перемеща-
ющегося вместе с ее уровнем. Указатель уровня состоит из трех узлов:
- показывающего прибора с отсчетным механизмом 4 и пружинным
двигателем постоянного момента, обеспечивающим постоянное
натяжение мерной ленты;
- гидрозатвора 5 с угловыми рамками и защитными трубами;
- поплавка 10 с мерной лентой 9 и направляющими струнами 8,
натянутыми между грузом 11 и крышей резервуара.
Рис. 3.14. Схема работы уровнемера типа УДУ;
1 - стальная закаленная лента; 2 - барабан; 3 - ролик; 4 - мерный
шкив; 5 - гидро.затвор; б - ролик; 7 - устройство для натяжения струн;
8 - направляющие' струны; 9 - мерная лепта; 10 - поплавок1,11- груз
Гидрозатвор в данном случае предотвращает прямой контакт га-
зового пространства резервуаров с атмосферой и тем самым предотвра-
щает возможные потери нефтепродуктов от испарения .
58
Точность измерений с помощью указателен уровня недостаточна
для коммерческого учета, поэтому их используют только для оператив-
ного учета нефтепродуктов.
Для отбора средних проб из резервуаров применяются стацио-
нарные пробоотборники типа ПСР (ПСР-З, ПСР-4). Принцип действия
пробоотборника основан па выделении в резервуаре столбика жидко-
сти по всей высоте налива.
Пробоотборник типа ПСР (рис 3.15) состоит из трех основных
узлов: пробоотборной колонны, панели управления отбором и сливом
пробы 1, люка для установки пробоотборника 3. Пробоотборная колон-
на представляет собой две вертикально расположенные трубы: пробо-
отборная 2 - для заполнения нефтепродуктом и пневматическая 3 - для
создания давления воздухом, соединенные системой клапанов, распо-
ложенных через каждые 1-1,5 м по высоте труб. Для отбора средней
1
Рис. 3.15. Пробоотборник ПСР:
1 - панель управления отбором и едином пробы; 2 - пробоотбор-
ная колонна; 3 - пневматическая колонна
пробы ручным насосом, расположенным на панели управления, в пнев-
матической трубе создают давление 0,3 МПа. Под действием этого дав-
ления открываются клапаны, и пробоотборпая труба заполняется неф-
тепродуктом того состава, который имеет место на уровне расположе-
ния каждого из клапанов. После заполнения пробоотборной трубы жид-
59
костью давление н пневматической трубе сбрасывается, клапаны закры-
ваются, и столб пробы отсекается от жидкости в резервуаре. Далее на-
жатием на рукоятку слива пробы, расположенную на панели управ-
ления, нефтепродукт сливается в пробоотборную посуду.
Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР показал недоста-
точную надежность (засорение клапанов, коррозия сильфонов и др) В
последние годы все шире применяются пробоо тб орники типа «перфо-
рированная труба». Конструктивно такой пробоотборник представляет
установленную вертикально трубу с отверстиями. Диаметры и плотность
их размещения по высоте трубы неодинаковы и определяются расчетом
из условия, что независимо от взлива нефтепродукта в резервуаре ее
отбор с разных уровней позволит получить представительную пробу.
В типовых проектах вертикальных резервуаров предусмотрена
установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), пред-
назначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями
в резервуарах. Сигнализатор верхнего аварийного уровня передает сиг-
нал на прекращение закачки (отключение насосного оборудования) при
достижении предельного уровня взлива.
Измерение температуры нефтепродукта в районе приемо-разда-
точных патрубков выполняется с целью определения момента начала ее
откачки насосами (потери напора во всасывающей линии не должны
превышать некоторой допустимой величины).
Схемы размещения оборудования на резервуарах для маловяз-
ких и высоковязких нефтепродуктов показаны на рис. 3.16 - 3.20.
Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами:
отдельно для маловязких нефтепродуктов, отдельно для высоковязких.
Общая вместимость группы наземных резервуаров со стационарной
крышей должна составлять не более 120 000 м3 - для нефтепродуктов с
температурой вспышки выше 45 °C и не более 80 000 м3 - в противном
случае. При применении резервуаров с понтонами допустимая общая
номинальная вместимость группы зависит от единичного номинально-
го объема резервуаров, составляющих ее. Если последний равен 50 000
м3, то вместимость группы может составлять до 200 000 м1, а если мень-
ше 50 000 м3, то не более 120 000 м3.
Расстояния между резервуарами в группе нормированы СНиП
2.11.03-93.
По периметру каждой группы наземных резервуаров предусмат-
ривается замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее
0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные
па гидростатическое давление вылившейся жидкости .061 см ббвалован-
60
Рис. 3.16. Схема расположения оборудования на вертикальных
резервуарах для маловязких нефтепродуктов
1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный
клапан; 4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; 6 - прибор для
замера уровня; 7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - при-
емо-раздаточный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управле-
ние хлопушкой; 1.3 - крайнее положение приеме - раздаточных патруб-
ков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан
61
Рис. 3.17. Схема расположения оборудования на вертикальных
резервуарах для высоковязких нефтепродуктов и масел
1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; .3 - замерный люк;
4 - прибор для замера уровня; 5 -люк-лаз; 6 - сифонный кран; 7 - подъем-
ная труба ( с шарниром а. роликовым блоком б и ручной лебедкой в); 8
- перепускное устройство; 9 - патрубок приемо-раздаточный; 10 - поло-
жение второй подъемной трубы (при условии ее установки); 11 - ось
лестницы; 12 - крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по
отношению к оси лестницы.
62
Рис. 3.18. Схема расположения оборудования на горизонтальном
наземном резервуаре для хранения маловязких нефтепродуктов
1 - патрубок замерного люка; 2 - вентиляционная труба; 3 - огне-
вой предохранитель; 4 - дыхательный клапан; 5 - замерный люк; 6 - уп-
равление хлопушкой; 7 - хлопушка; 8, 9 - приемо-раздаточные патруб-
ки; 10 - крышка люка-лаза
63
Рис. 3.19. Схема расположения оборудования иа горизонтальном
подземном резервуаре для маловязких нефтепродуктов
1 - дыхательный клапан; 2 - трубопровод; 3 - раздаточный патру-
бок; 4 - замерный люк; 5 - крышка люка-лаза; 6 - приемный патрубок; 7
- огневой предохранитель; 8 - вентиляционная труба; 9 - патрубок за-
мерного люка; К) - колодец; И - приемный клапан (по проекту, не менее
2 м от земли)
64
Рис. 3.20. Схема расположения оборудования на горизонтальном
подземном резервуаре для хранения высоковязких нефтепродуктов
1 - вентиляционный наконечник; 2 - вентиляционная труба; 3 -
патрубок замерного люка; 4 - замерный люк; 5 - управление хлопушкой;
6 - хлопушка; 7, 8 - приемо-раздаточная труба; 9 - вывод конденсата;
10 - патрубок для подключения второй приемо-раздаточной трубы; 11 -
ввод пара или горячей воды; 12 - крышка люка; 13 - подогревательный
элемент; 14 - коллектор
65
ык> стоящего резервуара.
езервуаров предусматривается только
ной территории должен быть равен номинальному объему наибольше-
го резервуара в группе или отде/:
Обвалование подземных р<
при хранении мазутов.
3.5. Насосы и насосные станции нефтебаз
Насосами называются гидравлические машины, которые служат
для перекачки жидкостей. С помощью насосов нефтепродукты транс-
портируются при приеме, отпуске и внутрибазовых перекачках.
На нефтебазах применяют главным образом центробежные, пор-
шневые и шестеренные насосы.
Наиболее распространены центробежные насосы. Конструктивно
(рис. 3.21) они представляют собой улитообразный корпус (элементами
которого являются спиральная камера 3, всасывающий 2 и нагнетатель-
ный 4 патрубки), внутри которого вращается закрепленное па валу рабо-
чее колесо 8. Последнее состоит из двух дисков, между которыми нахо-
дятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения.
Рис. 3.21. Принципиальная схема насосной установки на базе
центробежного насоса
1 - всасывающий трубопровод; 2 - всасывающий патрубок насоса;
3 - спиральная камера; 4 - нагнетательный патрубок; 5 - напорная зад-
вижка; 6 - напорный трубопровод; 7 - мановакуумметр; 8 - рабочее ко-
лесо; 9 - манометр
66
Принцип работы центробежных насосов следующий Из .всасы ка-
ющего трубопровода 1 через всасывающий патрубок 2 жидкость посту-
пает на быстро вращающиеся лопатки рабочего колеса 8 где под дей-
ствием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса .Здесь
механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кине-
тическую энергию жидкости.
Далее, двигаясь по спиральной камере 3, жидкость попадает в рас-
ширяющийся нагнетательный патрубок 4, где по мере уменьшения ско-
рости увеличивается давление. Затем через напорную задвижку 5 жид-
кость поступает в напорный трубопровод 6.
Для контроля за параметрами работы насосной установки слу-
жат мановакуумметр 7 и манометр 9.
Наиболее распространены в условиях нефтебаз центробежные
насосы типов НК (консольные) и НД (с рабочими колесами двусторон-
него входа). Консольные насосы_- одноступенчатые; их подача состав-
ляет от 30 до 140 м3/ч, а напор - от 45 до 130 м. Насосы типа НД быва-
ют одно-, двух- и трехступенчатыми. В многоступенчатых насосах жид-
кость из рабочего колеса первой ступени поступает в рабочее колесо
второй ступени и так далее. Из рабочего колеса последней ступени жид-
кость выбрасывается в нагнетательный патрубок и далее в напорный
трубопровод. Насосы типа НД обеспечивают подачу от 200 до 1700 м3/
ч и создают напор от 60 до 300 м.
Поршневые насосы относятся к группе объемных, отличитель-
ными особенностями которых являются следующие:
1) приемная труба всегда герметически отделена от напорной тру-
бы;
2) количество жидкости, подаваемой в единицу времени (подача),
зависит только от геометрических размеров насоса и частоты пе-
ремещения его рабочего органа, но не зависит от развиваемого
насосом напора;
3) развиваемый напор ограничивается только прочностью деталей
насоса и мощностью двигателя, приводящего его в действие;
4) подача жидкости неравномерная.
Принципиальная схема насосной установки на базе простейшего
поршневого насоса (одноцилиндрового, одинарного действия) приведена
па рис. 3.22. Работает она следующим образом.
При нахождении кривошипа 9 в III и IV квадрантах окружно-
сти крейцкопф 7 движется вправо. Соответственно вправо движется,
и связанный с крейцкопфом с помощью штока 6 поршень 5. .Увели-
чение объема рабочей камеры А приводит к созданию разряжения в
67
Phc.JJ.22. Принципиальная схема насосной установки
на базе поршневого насоса
1 - опорожняемая емкость; 2 - всасывающий трубопровод; 3 - вса-
сывающий клапан; 4 - цилиндр насоса; 5 - поршень; 6 - шток; 7 - крейц-
копф; 8 - шатун; 9 - кривошип; 10 - нагнетательный клапан; 11 - на-
порный трубопровод; 12 - вакуумметр; 13 - манометр
ней и жидкость, откачиваемая из емкости 1 по всасывающему трубо-
проводу 2 через всасывающий клапан 3 поступает в цилиндр 4 пор-
шневого насоса.
При нахождении кривошипа 9 в I и II квадрантах окружности
крейцкопф 7 и поршень 5 движутся влево. Это приводит к увеличению
давления в камере А и клапан 3 закрывается, но открывается нагнета-
тельный клапан 10, после чего жидкость из камеры А поступает в на-
порный трубопровод И.
Для контроля за работой установки служат вакууммметр12 и ма-
нометр 13.
Поршневые насосы очень многообразны. Кроме приводных на-
сосов (рис. 3.23), имеющих кривошипно - шатунный механизм (а при-
вод - от двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя), встре-
чаются и прямодействующие насосы, приводом которых является па-
ровая машина (в этом случае на втором конце штока 6 устанавливает-
ся еще один поршень, который перемещается в цилиндре паровой ма-
шины).
Если диаметр поршня меньше его длины, то такие насосы назы-
ваются плунжерными.
68
Рис. 3.23. Продольный разрез электроприводного поршневого насоса П-85/8
По роду действия поршневые насосы разделяются на насосы-.
1) одинарного (простого) действия;
2) двойного действия;
3) дифференциальные.
Схема насоса одинарного действия приведена на рис .3 22 .На-
сос двойного действия отличается тем, что в камере Б также имеют-
ся всасывающий и нагнетательный клапаны с соответствующими тру-
бопроводами. Поэтому такой насос за один полный оборот кривоши-
па дважды всасывает жидкость и дважды ее нагнетает. У дифферен-
циального насоса второго всасывающего клапана нет, а вместо вто-
рого нагнетательного клапана выполнено отверстие. В результате при
ходе поршня влево в напорный трубопровод подается только часть
жидкости, а другая часть - заполняет камеру Б. При последующем
ходе поршня вправо одновременно с заполнением камеры А проис-
ходит вытеснение в напорный трубопровод жидкости из камеры Б.
Тем самым достигается определенное выравнивание подачи поршне-
вого насоса.
Поршневые приводные насосы типов ЭПН-7, ЭПН-25/2,5 и П-
80/10 имеют подачу от 25 до 80 м:|/ч и развивают давление от 0,25 до
1 МПа; прямодействующие (типа ПДГ) - от 6 до 60 м:!/ч и от 0,4 до 5
МПа соответственно.
Сравнительные эксплуатационные показатели центробежных и
поршневых насосов приведены в табл. 3.1.
Схема шестеренного насоса приведена на рис. 3.24. Он состо-
ит из корпуса 1, в котором помещены две находящиеся в зацеплении
крупнозубые шестерни 2. Корпус охватывает шестерни с небольшим
зазором. При вращении шестерни в направлении, указанном стрел-
ками, зубья выходят из зацепления в зоне всасывания (справа). При
этом освобождается некоторый объем и в зоне образуется разряже-
ние. Благодаря ему, в насос засасывается жидкость, которая захваты-
вается и переносится во впадинах между зубьями в зону нагнетания
(слева).
Шестеренные насосы имеют подачу от 1,4 до 36 м’/ч и разви-
вают давление от 0,25 до 2,5 МПа.
Сведения об основных типах насосов, применяемых на нефте-
базах, приведены в табл. 3.2.
70
Рис. 3.24. Схема шестеренного насоса
1 - корпус; 2 - зубчатое колесо
Рис. 3.25. Возможные схемы налива нефтепродуктов
в железнодорожные цистерны
а) налив открытой струей; б) налив закрытой струей; в) герме-
тичный налив
1 - цистерна; 2 - шланг; 3 - наливной стояк; 4 - коллектор; 5 - теле-
скопическая труба; 6 - герметизирующая крышка; 7 - линия отвода ПВС
I - нефтепродукт; II - паровоздушная смесь
71
Таблица 3.1
Основные сравнительные эксплуатационные показатели насосов
Центробежные насосы Поршневые приводные насосы ,
Мгновенная подача насоса при неизменной . частоте вращения постоянная (равно- мерность подачи) 1 Мгновенная подача насоса непрерывно из- । меняется даже при постоянной частоте вра- щения (неравномерная пульсирующая пода- ча)
Максимальный напор, который насос спосо- бен развить при наличии достаточно мощно- го двигателя, определяется диаметром рабо- чего колеса и частотой вращения и не может превосходить определенной этими парамет- рами величины Максимальный напор, который насос спо- собен развить при наличии достаточно мощного двигателя, ограничивается только । прочностью корпуса и поршневой группы, типом и конструкцией уплотняющих уст- ройств
Сравнительно небольшие габаритные разме- ры и масса при большой подаче Большие габаритные размеры и масса при большой подаче
Пуск насоса возможен только при полностью залитом корпусе насоса и всасывающей ли- нии Пуск насоса возможен при незалитом кор- пусе и всасывающей линии . Однако пуск мощных насосов без предварительной за- ливке нежелателен
Возможно непосредственное соединение (на одном валу с быстроходными двигателя- ми) с электродвигателями, паровой турби- ной, газовой турбиной Для непосредственного соединения с элек- тродвигателем, паровыми и газовыми тур- бинами, другими двигателями с большой частотой вращения требуются промежу- точные передачи (редукторные, ременные и ДР-)
При подаче менее 30 м3/ч с относительно большим напором имеет сравнительно низ- кий к.п.д. Даже при малой подаче имеет сравнительно высокий К.ПД.
Подача, напор и всасывающая способность быстро уменьшаются с увеличением вязко- сти перекачиваемой жидкости Увеличение вязкости перекачиваемой жид- кости влияет на работу насоса в значительно меньшей степени
Прост и надежен в эксплуатации. Для обслу- живания требуется небольшое число обслу- живающего персонала средней квалифика- ции Менее прост в эксплуатации. Для обслужи- вания требуется большое число обслужи- вающего персонала более высокой квали- фикации
Для установки насоса при сравнительно больших подаче и напорах требуется не- большая площадь Для установки насоса той же подачи и на- пора требуется в среднем в 4-4,5 раза боль- шая площадь
Достаточно легко осуществима автоматиза- ция работы насосных агрегатов. Возможна полная автоматизация насосных станций Осуществима только частичная автоматиза- ция. Полная автоматизация затруднительна
72
Таблица 3.2
Основные типы насосов, применяемые на нефтебазах
Типы насосов Привод Область применения Примечание
Поршневые (плунжерные) приводные раз- личных конструк- ций От двигателей внутреннего сго- рания или элект- родвигателей че- рез редуктор или ременную пере- дачу Преимущественно для перекачки нефтей, неф- тепродуктов и масел. Используются также для перекачки маловязких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топ- ливо и др.) и для вспомо- гательных операций (за- чистка емкостей, зарядка сифонов и т.п.) Способны развивать большие напоры даже при малых подачах, со- храняя высокий к.п.д. При перекачке светлых нефтепродуктов тре- буется устройство спе- циальных сальников
Паровые поршне- вые (прямодейст- вующие) Непосредственно от паровой маши- ны (паровой и гидравлический поршни монтиру- ются на одном штоке) Область применения та же, что и поршневых приводных насосов. Для перекачки светлых неф- тепродуктов устанавли- ваются лишь при отсут- ствии электроэнергии Развиваемый напор за- висит от давления пара. Число двойных ходов, а следовательно, и подача увеличиваются с увели- чением давления пара
Центробежные различных конст- рукций и типов Преимущественно от электродвига- телей с непосред- ственным соеди- нением через же- сткие, упругие и гидравлические муфты. От двига- телей внутреннего сгорания с соеди- нением через ре- дуктор или через те же передачи, что и с электро- двигателем Преимущественно для перекачки маловязких нефтепродуктов. При увеличении вязкости жидкости подача, напор и всасывающая способ- ность быстро умень- шаются Насосы для перекачки светлых нефтепродуктов имеют специальные сальники, обеспечиваю- щие надежное уплот- нение. Имеются конст- рукции насосов, приспо- собленные для пере- качки жидкостей с по- вышенной вязкостью, а также для перекачки горячих жидкостей
Шестеренные Тот же, что и у центробежных насосов Преимущественно для перекачки масел и мазу- та. Некоторые насосы используются для пере- качки светлых нефтепро- дуктов Применимы для пере- движных мотопомп в качестве зачистных на- сосов
73
Как видно из табл. 3.2, выбор типа насоса определяется'.
1) свойствами перекачиваемого нефтепродукта (вязкость, давление
насыщенных паров);
2) необходимой подачей нефтепродукта;
3) необходимым напором;
4) обеспеченностью нефтебазы электроэнергией и паром.
Так, центробежные насосы используются, в основном, для перекач-
ки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на мало-
вязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий к.п.д. Область пре-
имущественного применения поршневых и шестеренных насосов - пере-
качка высоковязких нефтепродуктов. Кроме того, их используют там, где
требуются самовсасывающие насосы (например, при операциях по зачист-
ке вагонов - цистерн и барж).
Количество и марку насосов выбирают в соответствии с необходи-
мыми подачей и напором.
Обеспеченность нефтебаз электроэнергией и паром влияет на вы-
бор привода насосов и, соответственно, самого насоса.
Специально оборудованное помещение, в котором устанавливаются
насосы вместе с двигателями, называется насосной станцией или насос-
ным цехом, или просто насосной.
По характеру размещения насосные станции делят на стационар-
ные и передвижные. В стационарных насосных (наземных, полуподземных
и подземных) оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах
и связано с емкостями постоянными жесткими соединениями трубопро-
водов. Оборудование передвижных насосных устанавливается на автома-
шинах, прицепах, баржах или понтонах (плавучие станции). Передвижные
насосные служат для перекачки нефтепродуктов там, где нецелесообразно
строить стационарную насосную (на временных складах, на судоходных
реках и т.д.).
По роду перекачиваемых нефтепродуктов имеются насосные для
перекачки светлых нефтепродуктов, темных нефтепродуктов и смешанные.
Насосные, предназначенные для перекачки легковоспламеняющих-
ся нефтепродуктов, оборудуются естественной вентиляцией с применени-
ем дефлекторов или искусственной вентиляцией с применением вентиля-
ционных установок.
3.6. Сливо - наливные устройства для железнодорожных цистерн
Слив железнодорожных цистерн производится через их горлови-
ну (верхний слив) или через сливной прибор .расположенный снизу
74
цистерны (нижний слив). Заполнение же цистерн нефтепродуктом про-
изводится, как правило, только через горловину (верхний налив).
Возможные схемы налива железнодорожных цистерн приведены
на рис. 3.25.
При наливе открытой струей (рис. 3.25 а) струя нефтепродукта
соприкасается с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному
испарению светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статичес-
кого электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив откры-
той струей применяют ограниченно и только при операциях с темными
нефтепродуктами.
Налив закрытой струей (рис. 3.25 б) осуществляется путем опус-
кания шланга до нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефте-
продукта контактирует с воздухом только в начале слива. Соответствен-
но, при паливе закрытой струей потери бензина, например, почти в 2
раза меньше, чем в предыдущем случае.
Герметичный налив цистерн (рис. 3.25 в) производится с помо-
щью специальных автоматизированных систем налива (АСН). Их от-
личительной чертой является наличие герметизирующей крышки 6, те-
лескопической трубы 5 и линии 7 для отвода образующейся паровоз-
душной смеси (например, на установку отделения углеводородов от
ПВС).
Схемы применяемых на нефтебазах способов слива нефтепродук-
тов приведены на рис.3.26.
Открытый самотечный слив (рис. 3.26 а) применяют при сливе
низкоиспаряющихся нефтепродуктов из цистерн через нижние слив-
ные приборы 1. Далее нефтепродукт по переносным желобам 2 посту-
пает в центральный желоб 3, из которого по трубопроводу 4 стекает в
расположенный ниже поверхности грунта приемный («нулевой») ре-
зервуар 5.
Частным случаем данной схемы является межрельсовый слив
(рис. 3.26 б), когда центральный желоб располагается под сливаемыми
цистернами и поэтому необходимости в переносных желобах нет.
Закрытый самотечный слив (рис. 3.26 в) отличается от открыто-
го тем, что вместо переносных желобов к нижним сливным приборам
присоединяются гибкие рукава или шарнирно - сочлененные трубы 6, а
вместо центрального желоба проложен трубопровод - коллектор 7. Эта
схема может быть применена и для бензинов, т. к. потери от испарения
в этом случае невелики.
Сифонный слив самотеком (рис. 3.26 г) производится через гор-
ловину цистерн. Он возможен только в том случае, когда приемный ре-
75
Рис. 3.26. Применяемые схемы слива нефтепродуктов
из железнодорожных цистерн
а) открытый самотечный слив; б) межрельсовый слив; в) закры-
тый самотечный слив; г) сифонный самотечный слив; д) принудитель-
ный нижний слив; е) принудительный верхний слив
1 - нижний сливной прибор; 2 - переносной желоб; 3 - централь-
ный желоб; 4 - трубопровод; 5 - нулевой резервуар; 6 - шарнирно -
сочлененные трубы; 7 - коллектор; 8 - соединительный трубопровод;
9 - сливной стояк; 10 - насос; 11 - приемный резервуар
76
зервуар по отношению к сливаемой цистерне находится на более низ-
кой отметке. Начало движения нефтепродукта обеспечивается создани-
ем вакуума в стояке с помощью вакуум - насоса. Во избежание разрыва
струи и соответственно срыва сифона давление в точке А не должно
опускаться ниже давления упругости паров нефтепродукта.
Производительность сифонного слива самотеком невелика.
Принудительный нижний слив (рис. 3.26 д) производится насо-
сом 10 через нижний сливной прибор цистерны.
Принудительный верхний слив (рис. 3.26 е) отличается от пре-
дыдущей схемы тем, что производится через горловину цистерны по-
средством сливного стояка 9. Начало слива обеспечивает вакуум - на-
сос после чего включается насос 10, закачивающий нефтепродукт в ре-
зервуарный парк нефтебазы.
Более предпочтительным является нижний слив нефтепродуктов.
Верхний слив применяют реже и в тех случаях, когда нижний сливной
прибор цистерн неисправен.
Особую сложность представляет слив высоковязких нефтепродук-
тов, который осуществляется с подогревом. В качестве теплоносителя
обычно применяется насыщенный водяной пар.
Первоначально использовался способ подогрева высоковязких
нефтепродуктов острым паром, подаваемым под давлением непосред-
ственно в разогреваемую жидкость. Однако это приводило к значитель-
ному обводнению нефтепродуктов.
Впоследствии стали применяться закрытые трубчатые подогре-
ватели. Однако при использовании данной конструкции в первую оче-
редь прогревались слои нефтепродукта, примыкающие к трубам - змее-
викам, продолжительность нагрева основной массы жидкости была зна-
чительной.
Устраняя этот недостаток, ВНИИСПТнефть разработал устрой-
ство для подогрева высоковязких нефтепродуктах в железнодорожных
цистернах типа ПГМП-4 (рис. 3.27). Оно состоит из двух трубчатых
подогревателей 1, снабженных шнековыми насосами 5. В качестве теп-
лоносителя используется пар, подаваемый по трубе 3. Вращение шне-
ков осуществляется посредством электродвигателя 2 через вал 4 и ре-
дуктор 7.
Устройство в сложенном состоянии погружается в продукт через
люк цистерны. Здесь под действием силы тяжести трубчатые подогре-
ватели, благодаря шарниру 8, занимают горизонтальное положение.
Одновременно с подачей пара включается электродвигатель. Шнеки
выкачивают нагретую жидкость из внутреннем'полости подогревателей'
77
Рис. 3.27. Пароподогреватель ПГМП-4
1 - трубчатый подогреватель; 2 - электроподогреватель,- 3 - паро-
вая труба; 4 - вертикальный вал; 5 - шнековый насос; 6 - горизонталь-
ный вал; 7 - редуктор; 8 - шарнир; 9 - конденсатная труба
и направляют ее в торцевые части цистерны и к сливному прибору. Ос-
вободившееся место занимает холодная жидкость. Благодаря циркуля-
ции интенсивность теплообмена увеличивается в 2...3 раза. Соответ-
ственно уменьшается время подогрева.
Широкое распространение получил циркуляционный метод подо-
грева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах (рис. 3.28). В этом
случае из цистерны 1 отбирается часть нефтепродукта, нагревается в спе-
циальном теплообменнике 3 и под давлением снова подается в цистерну,
где установлен гидромонитор 7. Вытекающая из него струю нагретого
нефтепродукта активно перемешивает содержимое цистерны, повышая
его температуру. После того, как последняя достигает необходимой вели-
чины, открывают задвижку 6 и основную часть нагретого нефтепродукта
направляют в резервуар нефтебазы, а другая его часть продолжает цир -
купировать по системе « теплообменник - насос,- цистерна» .
78
Рис. 3.28. Принципиальная схема циркуляционного метода подо-
грева нефтепродуктов
1 - цистерна; 2 - сливной прибор; 3 - теплообменник; 4 - насос; 5,
6 - задвижки; 7 - гидромонитор
I - холодный нефтепродукт; II - нагретый нефтепродукт в резер-
вуар; III - нагретый нефтепродукт на сопло
Метод электроподогрева предусматривает применение круглых
или секционных переносных электрических подогревателей, а также
электроиндукционного нагрева.
Переносные электрические подогреватели (рис. 3.29) состоят из
включенных параллельно металлических проводников с высоким элек-
трическим сопротивлением, навитых на фарфоровые цилиндры, уста-
новленные на металлическом каркасе. Применяют круглые и плоские
раскладывающиеся электроподогреватели. Последние по конструкции
напоминают пароподогреватели типа ПГМП-4.
Сущность электроиндукционного нагрева заключается в том, что
вокруг цистерпы при помощи обмотки, по которой пропускают пере-
менный ток, создается электрическое поле. При этом стенки цистерны
нагреваются, а тепло от них передается подогреваемому нефтепродукту.
Устройства для железнодорожного слива и налива на нефтебазах
рассчитывают на маршрутный, групповой и одиночный слив и налив
вагонов - цистерн.
Количество устройств для слива и налива принимают исходя
из суточного объема поступления и отгрузки нефтепродуктов по же-
лезной дороге. Если количество поступающих цистерн составляет
более трех, то применяют одиночные устройства для слива и налива.
При большем числе цистерн применяют односторонние или двусто-
ронние эстакады.
79
Рис. 3.29. Переносные электрические подогреватели
а) круглый; б) секционный
Эстакадой называют совокупность расположенных вдоль желез-
нодорожного полотна с шагом 4...6 м сливо - наливных устройств, со-
единенных общими коллекторами и площадкой для перемещения пер-
сонала. Эстакады изготавливают из несгораемых материалов с учетом
габаритов железнодорожных цистерн. Сооружают эстакады в виде длин-
ных галерей с эксплуатационными площадками, расположенными на
высоте 3...3.5 м, считая от рельса, и снабжают для перехода на цистерны
откидными подвижными мостиками, которые могут опускаться па ко -
80
тел цистерны. Ширина прохода на эстакаде - пс менее 1 м Лестницы
для подъема на нее размещают, как правило, с торцов.
В зависимости от назначения различают эстакады только для на-
лива или слива нефтепродуктов, а также для выполнения обеих опера-
ций (табл. 3.3).
Оборудование эстакад зависит от сортности нефтепродуктов, для
работы с которыми они предназначаются. Зак, эстакады, предназначен-
ные для слива темных высоковязких нефтепродуктов оборудуются па-
ропроводами или средствами электроподогрева. С другой стороны, слив
и налив светлых нефтепродуктов ведется через закрытые коллекторы и
стояки, а темных - с помощью открытых лотков.
На рис. 3.30 показана наливная двусторонняя эстакада для свет-
лых нефтепродуктов, предназначенная для самотечного или принудитель-
ного налива. Коллекторы для нефтепродуктов проложены по бокам вдоль
эстакады ниже настила, по которому перемещается персонал. Наливные
рукава, присоединенные к наливным стоякам, доходят до нижней обра-
зующей цистерн, что обеспечивает налив под уровень без падения струи
с высоты. Все управление наливом ведется с площадки эстакады.
Эстакада оборудована откидными передвижными мостками для
перехода на верхние площадки цистерн. Для подъема с спуска мостков
используют ручные лебедки.
Таблица 3.3
Характеристика железнодорожных сливо - наливных эстакад
Тип эста- кады Характеристика эстакады Материал несу- щей конструкции Техно- логиче- ский шаг, мм Вынос сливно- налив- ного устрой- ства, мм Высота сливно- налив- ного устрой- ства от головки рельса, мм
нс Наливная двусторонняя для светлых нефтепродуктов (стоякового типа) Металлическая 4000 3600 5750
нм То же, для масел (стоякового типа) Металлическая или железобетонная 4000 3600 5750
нт То же, для темных нефте- продуктов (галерейного типа) То же 4000 3600 5750
КС Комбинированная (сливно- наливная) двусторонняя для светлых нефтепродуктов (стоякового типа) Металлическая 4000 3600 5750
км То же, для масел (стоякового типа) Металлическая или железобетонная 4000 3600 5750
81
JMO--------п-------3600
Рис. 3.30. Двусторонняя наливная эстакада типа НС
1 - штуцер для слива поврежденных цистерн; 2 - поворотная кон-
соль; 3 - наливной стояк; 4 - гибкий шланг; 5 - коллектор для нефтепро-
дуктов; 6 - коллектор для слива из поврежденных цистерн
Рис. 3.31. Двусторонняя комбинированная сливо-наливная эста-
када типа КС
1 - коллекторы для нефтепродуктов; 2 - коллекторы зачистные;
3 - штуцера для слива из поврежденных цистерн; 4 - сливо-наливной
стояк; 5 - зачистной стояк; 6 - гибкий шланг; 7 - поворотная консоль
82
Комбинированная сливо-наливная эстакада стоякового типа для
светлых нефтепродуктов (рис. 3.31) дополнительно снабжена зачист-
ными коллекторами, зачистным стояком, а но трубам п стоякам нефте-
продукты могут перемещаться в обоих направлениях.
Преимуществом крытой эстакады типа НМ (рис. 3.32) является
то, что в непогоду обслуживающий персонал работает в более комфор-
табельных условиях и не происходит обводнения наливаемого нефте-
продукта. Эстакада имеет подвесные тали для подъема и спуска пере-
носных подогревательных устройств.
На рис. 3.33 показано устройство наливной двусторонней эста-
кады галерейного типа для темных нефтепродуктов. Ее особенностью
является то, что наливной коллектор проходит по верху эстакады и имеет
отводы для налива. На конце отводов установлены выдвижные теле-
скопические трубы, которые по окончании налива поднимают.
Для предотвращения необоснованных задержек цистерн время их
слива - налива нормируется. В зависимости от грузоподъемности цис-
терн, вида нефтепродукта и степени механизации работ нормативное
время слива - налива железнодорожного маршрута составляет от 2 до 4
часов. Поэтому нефтебазы заблаговременно подготавливаются к сливу
- наливу маршрутов и отдельных железнодорожных цистерн.
Рис. 3.32. Крытая эстакада для масел тина НМ
1 - переносной электроподогреватель; 2 - рукав для конденсата;
3 - рукав для пара; 4 - паропровод; 5 - поворотная консоль; 6 - коллек-
тор для нижнего слива из поврежденных цистерн; 7 - масляный коллек-
тор; 8 - штуцер для пижпего слива
83
Рис. 3.33. Двусторонняя наливная эстакада типа НТ
1 - противовес; 2 - паровой штуцер; 3 - поворотный сальник; 4 -
наливная труба; 5 - телескопическая труба; 6 - продуктовый коллектор;
7 - паровой коллектор; 8 - дренажная труба; 9 - паропровод; 10 - труба
для спуска конденсата; 11 - дренажный конденсационный горшок
3.7. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
Для налива и разгрузки нефтеналивных судов устраиваются спе-
циальные сооружения - нефтяные гавани, причалы и пирсы.
Нефтегаванью называется водная территория (акватория), укры-
тая от сильных течений, ледохода и ветров, имеющая достаточные для
причаливания и маневрирования судов площадь и глубину. Современ-
ные нефтегавани проектируются трех типов (рис. 3.34): в виде узкого
тупикового бассейна («ковша»), в виде выемки части берега или просто в
виде огражденной акватории у берега. Чтобы уменьшить объем земля-
ных работ при сооружении нефтегаваней стараются использовать есте-
ственные укрытия в береговой полосе - бухты, заливы и речные затоны.
Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попав-
ших на ее поверхность (вследствие аварии, пролива и т. п.), акватория
нефтегаваней 4 отделяется от остального водного пространства 3 пла-
вучими боновыми ограждениями 2 или затворами 1. Для пропуска су-
дов боновые ограждения разводятся.
84
Рис. 3.34. Схемы современных гаваней трех типов
-> - направления движения судна
1 - затвор; 2 - боновые ограждения; 3 - водное пространство;
4 - акватория нефтегаваней
85
Для непосредственной швартовки нефтеналивных судов служат при-
чалы и пирсы. Причалами называют сооружения, расположенные парал-
лельно берегу, тогда как пирсы расположены перпендикулярно к нему или
под некоторым углом. Пирс может иметь одну или несколько причальных
липин. Количество причалов определяется расчетом, а их расположение -
местными условиями и противопожарными требованиями.
Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с неф-
теналивными судами являются гибкие прорезиненные рукава (шлан-
ги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабочее
давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов является тр
что при сливо - наливных операциях довольно часты их разрывы, а это
в свою очередь приводит к значительному розливу нефтепродуктов.
В настоящее время на смену системам с гибкими рукавами при-
ходят стендеры - конструкция из шарнирно - сочлененных трубопрово-
дов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения бе-
реговых коммуникаций с приеме - сливными патрубками трубопрово-
дов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а
рабочее давление в них - 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие
рукава и обеспечивают большую производительность слива - налива.
3.8. Установки налива автомобильных цистерн
Для налива нефтепродуктов в автоцистерны применяют стояки
различных типов.
Стояки для налива автоцистерн классифицируют;
- по способу подключения к цистерне (сверху или снизу)'
- по способу налива (герметизированный или негерметиэированный)-,
- по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные
или неавтоматизированные);
- по виду управления ( с механизированным или ручным управле-
нием).
Палив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как
через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок авто-
цистерны (нижний налив).
При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрыва-
ется специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный
со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые ре-
зервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Де-
герметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низ-
колетучих нефтепродуктов.
86
Для предотвращения переливов автоцистерн применяются сред-
ства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо
датчиками уровня, либо клапанами - дозаторами, позволяющими про-
изводить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный конт-
роль - обязательное условие герметизированного налива бензинов.
Применяются наливные устройства одиночные и объединенные
в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа налив-
ных устройств, управляемых из специального здания - операторной,
образует станцию налива.
Станция налива состоит из 4...12 наливных «островков», распо-
лагаемых под навесом. Каждый «островок» оборудуется одним или дву-
мя наливными устройствами (стояками).
В качестве наливных устройств применяются установки автома-
тизированного налива с местным управлением типа АСН-5П или с ди-
станционным управлением из операторной типа АСН-5Н, а также типа
АСН-12. Расчетная производительность налива (м'/ч): при самотечном
наливе маловязких нефтепродуктов - 30...40, то же масел и вязких неф-
тепродуктов - 20...30, при насосном наливе - 40...60 и 30...40 соответ-
ственно.
Установка автоматизированного налива АСН-5П (рис. 3.35) вклю-
чает наливной стояк типа НС-8П с датчиком уровня, счетчик 2, полуав-
томатический клапан - дозатор 3 типа КДП-7Н, фильтр - воздухоотво-
дитель 4 типа ФВО-ЮО, насос с электродвигателем 6 и пульт управле-
ния 5. Налив выполняется в следующем порядке. Водитель автоцистер-
ны получает два ключа (один для пункта управления наливом,другой -
для клапана - дозатора). Первым он включает питание установки, а вто-
рым - насосный агрегат. Нажатием рычага водитель открывает клапан и
налив цистерны начинается. Прекращение налива осуществляется либо
нажатием кнопки «Стоп» на клапане - дозаторе, либо по сигналу датчи-
ка уровня.
Установка АСН-5Н отличается тем, что оснащена устройством
централизованного управления наливом из операторной. Система авто-
матизации обеспечивает дистанционное задание дозы отпускаемого неф-
тепродукта, предотвращение переливов, запрет отпуска нефтепродуктов
при отсутствии заземления и наливной трубы в горловине цистерны ,
местное и дистанционное прекращение налива.
Установка типа АСН-12 предназначена для автоматизированного
и герметизированного налива в автоцистерны светлых нефтепродуктов.
Для этого опа оснащена линией отвода паровоздушной смеси из запол-
няемой цистерны с обратным клапаном и огневым предохранителем .
87
Рис. 3.35. Установка автоматизированного налива АСН-5П
1 - наливной стояк НС-8Н с датчиком; 2 - счетчик; 3 - клапан-
дозатор КДП-7Ы; 4 - фильтр-воздухоотделитель ФВО-ЮО; 5 - пульт
управления наливом ПУН-ЗП; 6 - насос 3 К9 с электродвигателем КОМ-
31-2
Для нижнего налива автоцистерн используется установка
АСИ-7. В этом случае собственно стояк отсутствует и соответственно
уменьшается металлоемкость установки.
На пунктах налива, имеющих незначительный грузооборот, при-
меняются неавтоматизированные наливные стояки с ручным управле-
нием типа ИС-ИА. При наливе высоковязких нефтепродуктов эти сто-
яки дополнительно оборудуют паровой рубашкой.
88
ГЛАВА 4
ЗАМЕР КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
4.1. Цель и методы количественного учета нефтепродуктов
Целью количественного учета является определение количества
нефтепродуктов:
- полученных при приеме;
- отпущенных при отгрузке;
- имеющихся в резервуарах или других емкостях при хранении.
На основании данных замеров производятся коммерческие рас-
четы за нефтепродукты, определяются расход нефтепродукта на соб-
ственные нужды предприятия и фактические потери нефтепродуктов
при их приеме, отпуске и хранении.
Для замера количества нефтепродуктов используют объемный,
массовый и объемно - массовый методы. При объемном методе ко-
личество нефтепродуктов учитывается в объемных единицах - лит-
рах или кубических метрах (например, при реализации топлив че-
рез АЗС). При массовом методе количество нефтепродуктов опре-
деляется непосредственным взвешиванием и выражается в едини-
цах массы - килограммах или тоннах. Данный метод применяется
при измерениях относительно малых количеств нефтепродуктов, а
также при учете твердых, сыпучих и мазеобразных нефтепродуктов.
При объемно - массовом методе определение количества нефте-
продуктов ведется в единицах массы на основании измерений их
объема и плотности при фактической температуре. С помощью дан-
ного метода ведется учет сравнительно больших количеств нефте-
продуктов, непосредственно взвесить которые нельзя. Объемно -
массовый метод наиболее распространен и включает в себя следую-
щие этапы:
- отбор средней пробы нефтепродукта из резервуара;
- определение средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
- определение плотности нефтепродукта;
- замер высоты взлива нефтепродукта в резервуаре, а также высо-
ты взлива подтоварной воды;
- определение объема нефтепродукта по найденным высотам взли-
ва при помощи калибровочных таблиц;
- определение количества нефтепродукта по известным объему и
средней плотности.
89
4.2. Приборы и системы количественного учета
Для осуществления количественного учета нефтепродуктов пс -
пользуются пробоотборники, термометры ,плотномеры .средства из.-
морения взлива (расхода) нефтепродуктов и воды калибровочные гиб -
лицы.
Пробоотборники служат для отбора средних проб нефтепро-
дуктов из трубопроводов, резервуаров, емкостей и транспортных
средств. Пробу из трубопровода отбирают стационарным пробоот-
борником, представляющим собой систему установленных в трубо-
проводе пробозаборных трубок, соединенных через вентиль с пробо-
заборной емкостью. Пробу из резервуаров отбирают с помощью ста-
ционарных или переносных пробоотборников. В первом случае ис-
пользуют пробоотборники типов ПСР или «перфорированная» тру-
ба, во втором - металлические сосуды особой конструкции, либо бу-
тылки, заключенные в металлический каркас. Выбор средств отбора
проб из мелких емкостей зависит от характера хранимого продукта.
Так, из бочек, бидонов, банок жидкие нефтепродукты отбираются с
помощью пробоотборных трубок, а мазеобразные - с помощью щу-
пов. Щупами же отбираются пробы порошкообразных нефтепродук-
тов из мешков, пакетов, контейнеров. Пробы плавких и неплавких
нефтепродуктов из бочек, ящиков, мешков отбираются с помощью
ножей, черпаков, лопат, топоров. Пробы из транспортных средств
(нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн)
отбираются с помощью переносных пробоотборников, используемых
для отбора проб из вертикальных цилиндрических резервуаров.
Порядок отбора проб в каждом случае строго регламентирован.
Термометры служат для измерения температуры нефтепродук-
тов. В нефтебазовом деле наибольшее распространение по лучи пи тер-
мометры расширения, в основу которых положено свойство измене-
ния объема вещества при изменении температуры, и термометры со -
противления, в которых используется эффект изменения электричес-
кого сопротивления вещества при изменении температуры.
Термометры расширения, в которых в качестве рабочего тела
используют ртуть, спирт, толуол и другие жидкости, применяются, в
основном, в лабораторных условиях .Термометры сопротивления ус -
танавливаются непосредственно в резервуарах .
В качестве плотномеров используются ареометры и пикномет -
ры. Наиболее распространены простые и удобные в обращении арео-
метры (нсфтеденспметры) .Конструктивно они представляю т сбо'бн
90
стеклянный цилиндрический корпус, в нижней части которого нахо-
дится балласт (дробь) . Верхняя часть закапчивается стеклянным стер-
жнем с помещенной внутри градуированной шкалой плотности. Каж-
дый ареометр рассчитан на измерение плотности нефтепродуктов в
определенных пределах. Пикнометры представляют собой неболь-
шую стеклянную колбу с высоким узким горлом, па которой имеется
черта, указывающая объем пикнометра. Плотность определяют как
отношение веса нефтепродукта в пикнометре к объему пробы. При
взвешивании проб используются аналитические весы.
Взлив нефтепродуктов в емкостях измеряют рулетками, мет-
роштоками и уровнемерами. Рулетка стальная замерная имеет лен-
ту, разделенную на метры, сантиметры и миллиметры. Ее неотъемле-
мой частью является лот - металлический цилиндр, используемый
как груз для натяжения ленты. Метроштоки применяются для из-
мерения взлива нефтепродуктов в транспортных емкостях и стацио-
нарных резервуарах небольшой высоты. Метрошток представляет
собой складную плоскую или телескопическую конструкцию из тон-
костенных алюминиевых трубок диаметром 25 мм и длиной 3...3,5 м.
На метроштоках нанесена измерительная шкала. При пользовании
им необходимо следить, чтобы метрошток сохранял вертикальное
положение.
Для измерения взлива подтоварной воды к лотам и метрошто-
кам прикрепляют водочувствительные ленты или наносят на них во-
дочувствительные пасты.
Измерение взлива нефтепродуктов в вертикальных резервуа-
рах производят с помощью уровнемеров. Наибольшее распростране-
ние получили поплавковые уровнемеры типа УДУ. Наряду с ними
применяют автоматизированные системы учета типов «Утро», «Ра-
диус», «Квант», «Радуга», «Кор-Вол» и другие.
Результаты измерений взлива служат основой для определения
объема нефтепродуктов в резервуарах и емкостях. Для этого использу-
ются калибровочные таблицы - документ, в котором для каждой емко-
сти устанавливается соответствие между взливом и объемом нефтепро-
дукта.
Калибровочные таблицы составляют одним из ниже перечис-
ленных способов', при помощи мерной посуды или счетчиков, а так-
же расчетным путем.
При помощи мерной посуды калибровку производят, наливая
в резервуар или сливая из него отмеренные объемы жидкости. Ка-
либровка при помощи счетчиков отличается тем, что вместо мерной”
91
посуды ооъемы жидкости отмеряют, прокачивая ее через счетчики.
Расчетным способом калибровку производят путем обмера емкости
и подсчета ее объема, исходя из фактических размеров.
Калибровочная таблица является документом, на основании ко-
торого производят учет нефтепродуктов. Поэтому выполнение изме-
рений и обработку их результатов должны производить специализи-
рованные организации.
Наиболее совершенный способ объемного учета - определение
объема принимаемого или отпускаемого нефтепродукта при помощи
счетчиков. Их применение позволяет повысить тонкость учета с ±2
% до ±0,01 %, полностью герметизировать операции учета, облегчает
труд операторов.
Каждый счетчик состоит из двух частей - гидравлической (за-
меряющей) и счетного механизма, регистрирующего количество про-
текающего нефтепродукта. По принципу устройства гидравлической
части счетчики бывают различной конструкции. На нефтебазах ши-
роко применяются дисковые, планетарные, поршневые, барабанные,
ротационные и шестеренчатые счетчики.
Дисковые счетчики используют для измерений вязких загряз-
ненных механическими примесями нефтепродуктов. Пропускная спо-
собность этих счетчиков 1,5...40 м'/ч, погрешность измерения
±0,5...1,0 %.
Планетарными счетчиками измеряют светлые и темные нефте-
продукты без механических примесей. Погрешность измерений
±0,5...1,0 %.
Высокую точность измерения (до 0,01 %) имеют поршневые
счетчики пропускной способностью 3,6...300 м'/ч. Такие счетчики ус-
танавливают с предохранительным клапаном на обводной линии для
предупреждения аварий на трубопроводе при неисправности золот-
никового механизма.
Барабанными счетчиками измеряют нефтепродукты средней
вязкости и загрязненности. Работают такие счетчики при давлении
не более 0,2 МПа, погрешность измерения ±0,5...1,0 %.
Ротационные счетчики применяют для измерений вязких не-
загрязненных нефтепродуктов.
Шестеренчатые счетчики используют для измерения неболь-
ших количеств (до 30 м'/ч) вязких нефтепродуктов; погрешность их
измерения ±0,5.
Сведения о рекомендуемых методах количественного учета
нефтепродуктов приведены в табл. 4.1.
92
Рекомендуемые методы количественного учета нефтепродуктов [6]
Таблица 4.1
Наименование операции Средства для Измеряемая величина
приема, хранения или отпуска измерения и учета
1 2 3 4
Прием Нефтеналивные суда и баржи Береговые градуированные резер- вуары Градуированные танки наливных судов Счетчики жидкости Уровень нефтепродукта до и после приемки Уровень подтоварной воды до и после приемки, температура, плотность, содержание воды и механических примесей Объемное количество, температура, плотность, содержание воды и механических примесей
Железнодорожные цистерны Весы соответствующей грузоподъем- ности Градуированные цистерны Градуированные резервуары Счетчики жидкости Масса, содержание воды п механических примесей Уровень нефтепродукта до и после слива, подтоварной воды до и после слива, температура. плотность, содержание воды и механических примесей Уровень нефтепродукта до и после налива, температура, плотность, содержание воды и механических примесей Объемное количество, температура, плотность, содержание воды и механических примесей
Продолжение табл. 4.1
1 2 3 4
Автоцистерны Весы соответствующей грузоподъем- ности Счетчики жидкости Градуированные автоцистерны Масса Объемное количество, температура, плотность То же
Бочки и другая малолитражная тара Весы соответствующей грузоподъем- ности Масса
Перекачка по трубопроводам Градуированные резервуары Счетчики жидкости Уровень нефтепродукта до и после налива, подтоварной воды до и после налива, температура. плотность, содержание воды и механических примесей Объемное количество, температура, плотность, содержание воды и механических примесей
Хранение Стационарные резервуары Градуированные резервуары Уровень ГСМ в резервуаре, уровень подтоварной воды, температура, плотность, содержание воды и механических примесей
Контейнеры Весы соответствующей грузоподъем- ности, технические мерники Градуированные цистерны Масса, объем, температура, плотность Объем, температура, плотность
Бочки и другая малолитражная тара Весы соответствующей грузоподъем- ности Масса
Продолжение табл. 4.1
1 2 3 4
Отпуск Наливные суда и баржи Береговые градуированные резер- вуары Г радуированные танки наливного судна или баржи Счетчики жидкости Технические мерники Уровень нефтепродукта до и после налива, подтоварной воды до и после налива, температура. плотность, содержание воды и механических примесей То же Объемное количество, температура, плотность, содержание воды и механических примесей То же
Железнодорожные цистерны Весы соответствующей грузоподъем- ности Градуированные цистерны Счетчики жидкости Масса, содержание воды Уровень нефтепродукта, уровень подтоварной воды, температура, плотность, содержание воды Объемное количество, температура, плотность, содержание воды
Автоцистерны Весы соответствующей грузоподъем- ности Счетчики жидкости Градуированные цистерны Технические мерники Масса Объемное количество, температура, плотность Объемное количество, температура
Бочки и другая малолитражная тара Весы соответствующей грузоподъем- ности Масса
Продолжение табл.4.1
1 2 3 4
Заправка топливом Баки автомобилей, тягачей, тепловозов, дизельных электрических грузоподъемных железнодорожных кранов и других машин Топливораздаточные колонки, техни- ческие мерники,счетчики Весы соответствующей грузо- подъемности Объемное количество Масса
Баки тракторов, комбайнов, автомобилей и других машин в полевых условиях Передвижная АЗС, технические мерники Объемное количество
Баки самолетов Счетчики механизированных запра- вочных агрегатов Объемное количество, температура, плотность
Баки стационарных двигателей и других установок Передвижная заправочная станция, технические мерники, счетчики Весы соответствующей грузоподъем- ности Объемное количество Масса
Заправка смазочными материалами Картер автомобилей, тягачей, тепловозов, дизельных электрических грузоподъемных железнодорожных кранов и других машин в стационарных условиях Маслораздаточные колонки, счет- чики, технические мерники Весы соответствующей грузоподъем- ности Объемное количество Масса
Картер автомобилей, тягачей и других машин в полевых условиях Технические мерники,счетчики Объемное количество
Розничная про- дажа керосина и других нефте- продуктов Тара потребителя Весы, технические мерники и мерные кружки То же
4.3. Контроль качества нефтепродуктов
К основным показателям, которые контролируются у нефтепро-
дуктов при приеме - сдаточных операциях, а также при хранении (в том
числе длительном) относятся: плотность; фракционный состав; давле-
ние насыщенных паров; содержание мехпримесей, воды, водораствори-
мых кислот и щелочей; температура вспышки.
Методы определения плотности нефтепродуктов рассмотрены в
п. 4.2.
Определение фракционного состава заключается в испарении при
определенных стандартных условиях испытуемого нефтепродукта из
колбы Энглера, помещенной в специальный аппарат. В последующем
образовавшиеся пары конденсируются. В результате устанавливается
зависимость количества отогнанного нефтепродукта от температуры.
Величину давления насыщенных паров принимают равной дав-
лению, оказываемому парами испытуемого топлива в замкнутой каме-
ре определенных размеров при температуре 38 °C и соотношении объе-
мов жидкой и паровой фаз 1:4.
Методы количественного определения содержания механических
примесей основаны на свойстве углеводородной части нефтепродуктов
полностью растворяться в органических растворителях. Нерастворив-
шийся осадок, задерживаемый фильтром при фильтровании раствора
нефтепродукта, и характеризует содержание в последнем механических
примесей. Их массу определяют взвешиванием.
Содержание воды в нефтепродуктах определяют качественно и
количественно. Наличие воды в светлых нефтепродуктах устанавлива-
ют, заливая пробу в цилиндр определенного диаметра и проверяя ее
прозрачность при заданной температуре. Обводненный нефтепродукт -
мутный. Наличие воды в темных нефтепродуктах устанавливают нагре-
ванием пробы в стеклянной пробирке до заданной температуры. При
этом имеющиеся в нефтепродукте следы влаги переходят в парообраз-
ное состояние, а пузырьки пара, достигая поверхности раздела нефте-
продукт - воздух, разрываются и потрескивают.
Количественное содержание воды в нефтепродуктах определяют
по способу Дина и Старка. Метод заключается в том, что 100 г испыту-
емого нефтепродукта (для смазок - 25 г) нагревают в смеси со 100 см3
растворителя в приборе Дина и Старка. Растворитель, испаряясь, увле-
кает за собой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Далее пары воды и
растворителя конденсируются в холодильнике и отогнанная вода осе-
дает на дно приемника (градуированной ловушки). По количеству от-
97
стоявшейся воды рассчитывают ее процентное содержание в нефтепро-
дукте.
Для определения водорастворимых кислот и щелочей использу-
ется метод, заключающийся в извлечении водой из нефтепродуктов ра-
створимых кислот и щелочей и в фиксировании их наличия или отсут-
ствия с помощью специальных индикаторов. В качестве таких индика-
торов используются метилоранж и фенолфталеин. При наличии кисло-
ты водная вытяжка при добавлении метилоранжа приобретает розовую
окраску, а при наличии щелочи добавка фенолфталеина придает раство-
ру фиолетово - малиновый цвет.
Температуру вспышки определяют при помощи двух приборов - зак-
рытого (Мартенс - Пенского) и открытого (Бренкена), которые применя-
ются в зависимости от характера испытуемого нефтепродукта (табл. 4.2).
В аппарате закрытого типа температура вспышки всегда несколь-
ко ниже, чем в аппарате открытого типа. Это объясняется тем, что в
аппарате закрытого типа концентрация паров, необходимая для вспыш-
ки смеси, достигается раньше, чем в аппарате открытого типа, где от-
сутствуют условия для скопления паров и последние могут уходить в
окружающую атмосферу.
Нефтепродукты, содержащие легкоиспаряющиеея компоненты,
испытывают в аппарате закрытого типа. Температуру вспышки более
тяжелых по фракционному составу нефтепродуктов определяют в ап-
парате открытого типа.
Таблица 4.2
Определение температуры вспышки
Методы испытаний Нефтепродукты
Определение температуры вспышки нефтепродуктов в закрытом тигле Топлива: дизельные, реактивные, моторные, мазуты флотские Керосин осветительный Масла: авиационные и маловязкие
Определение температуры вспышки в открытом тигле Топлива: мазуты Масла: средней и высокой вязкости Битумы
9S
ГЛАВА 5
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ
5.1. Назначение и типы АЗС
Автозаправочная станция (АЗС) - комплекс зданий, сооруже-
ний и оборудования, ограниченный участком площадки и предназна-
ченный для заправки транспортных средств (кроме гусеничного транс-
порта) моторным топливом.
На АЗС организуется продажа масел, консистентных смазок, за-
пасных частей, принадлежностей к автомобилям и другим транспорт-
ным средствам, прием от владельцев индивидуального транспорта от-
работанных масел и мелкой тары из-под нефтепродуктов, техническое
обслуживание, а также оказание сервисных услуг по обслуживанию ав-
тотранспорта, его владельцев и пассажиров.
Они подразделяются на автозаправочные станции общего пользо-
вания, на которых осуществляется заправка любых автомобилей, неза-
висимо от их вида собственности и ведомственной принадлежности, и
автозаправочные станции ведомственные, осуществляющие заправку ав-
томобилей только определенных предприятий, организаций, фирм. На
первых станциях осуществляется розничная торговля топливом за день-
ги, либо по безналичной системе платежей. На вторых производится
безналичный отпуск топлива с осуществлением его строгого учета по
каждому потребителю (например, заправка автомобилей автотранспор-
тного предприятия).
Автозаправочные станции общего пользования обычно распола-
гаются в местах наибольшего скопления автомобилей: у автостоянок, в
местах пересечения дорог, на автомагистралях и т.п.
Ведомственные автозаправочные станции обычно располагают-
ся на территории тех предприятий, автомобили которых они заправля-
ют. При их организации используются местные условия этих предпри-
ятий, поэтому их конструкция зачастую отличается от конструкций стан-
ций при абсолютно одинаковых общих требованиях к ним.
По количеству оказываемых услуг автозаправочные станции под-
разделяются на собственно автозаправочные станции, осуществляющие
только заправку автотранспорта топливом и маслами, и автозаправоч-
ные комплексы (АЗК), на которых помимо заправки автотранспорта топ-
ливом и маслами осуществляется его техническое обслуживание, мой-
ка, расположены магазины по продаже запчастей, расфасованных неф-
тепродуктов, кафе и рестораны, кемпинги и прочие объекты для оказа-
99
имя услуг по обслуживанию автотранспорта и его владельцев и пасса-
жиров. АЗК могут охватывать только часть перечисленного выше объе-
ма услуг.
Принята следующая классификация АЗС.
Традиционная автозаправочная станция (рис. 5.1, 5.2) - АЗС с
подземным расположением резервуаров для хранения топлива, техно-
логическая схема которой характеризуется разнесением резервуаров и
топливораздаточных колонок (ТРК).
Блочная автозаправочная станция (рис. 5.3, 5.4) - АЗС с подзем-
ным расположением резервуаров для хранения топлива, технологичес-
кая схема которой характеризуется раз.нешениемТРК над блоком хра-
нения топлива, выполненным какГединое заводское изделие.
Модульная автозаправочная станция (рис. 5.5, 5.6) - АЗС с над-
земным расположением резервуаров для хранения топлива, технологи-
ческая схема которой характеризуется разнесением ТРК и контейнера
хранения топлива, выполненного как единое зшзодскреТтздёлиё'
Модульные АЗС, расположенные вне населенных пунктов и пред-
приятий, подразделяются на два типа: тип А - общая вместимость ре-
зервуаров от 40 до 100 м3; тип Б - не более 40 м3.
Передвижная автозаправочная станция - АЗС, предназначенная
для розничной продажи топлива, мобильная технологическая система
которой установлена на автомобильном шасси, прицепе или полупри-
цепе и выполнена как единое заводское изделие.
Контейнерная автозаправочная станция (рис. 5.7) - АЗС с над-
земным расположением резервуаров для хранения топлива, технологи-
ческая система которой характеризуется размещением ТРК в контей-
нере хранения топлива, выполненном как единое ддводскоё изделие.
Контейнерные АЗС подразделяются на 2 типа:
- тип А - если общая вместимость резервуаров АЗС более 20 м3;
- тип Б - если общая вместимость резервуаров АЗС не более 20 м3.
Топливораздаточный пункт - АЗС, размещаемая на территории
предприятия и предназначенная для заправки транспортных средств
этого предприятия.
Многотопливная автозаправочная станция - АЗС, на территории
которой предусмотрела заправка транспортных средств двумя или тре-
мя видами топлива, среди которых допускается жидкое моторное топ-
ливо (бензин и дизельное топливо), сжиженный газ (сжиженный про-
пан - бутан) и сжатый природный газ.
Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция -
АЗС, па территории которой предусмотрена заправка баллонов топлив-
100
Ч.ЧО |wj IQS
i/i, на-------------------------1----------
100 1 fOO I 800 I /ООО I 8.80 , 8.00
Рис. 5.2. Соответствующая технологическая схема АЗС
1 - резервуар вместим остью 25 м3; 2 - резервуар вместимостью 5 м3;
3 - резервуар вместимостью 3 м3; 4 -- топливораздаточная колонка;
5 - топливосмесительная колонка; 6 - колонка «Вода - воздух»;
7 - насосная установка для масел
101
Рис. 5.3. Вариант блочной АЗС
2.В1 II0.2 4.40 Ю.8Э
Рис. 5.4. Схема АЗС блочного типа с подземным
расположением резервуара и колонками над ним
1 - здание операторной; 2 - магазин; 3 - емкость
для сбора крупных проливов; 4 - площадка для АЦ с от-
бортовкой; 5 - навес; 6 - подземный резервуар; 7 - 'ГРК;
8 - заправочный островок; 9 - повышенный участок до-
роги; 10 - пологие борта площадки (пандусы); 11 - лот-
ки отвода крупных проливов топлива
Рис. 5.5. Вариант модульной АЗС
Рис. 5.6. Модульная АЗС
1 - модуль хранения топлива; 2 - емкость для сбора крупных
проливов; 3 - лотки отвода крупных проливов; 4 - площадка для АЦ с
отбортовкой; 5 - ТРК; 6 - заправочный островок; 7 - модуль оператор-
ной; 8 - повышенный участок дороги; 9 - пологие борта площадки (пан-
дусы)
103
Рис. 5.7. Схема размещения объектов
контейнерной АЗС
1 - емкость для сбора крупных проли-
вов; 2 - лотки отвода крупных проливов топ-
лива; 3 - площадка для АЦ с отбортовкой; 4 -
контейнер хранения топлива; 5 - ТРК; 6 -
контейнер операторной; 7 - заправочный ост-
ровок; 8 - повышенный участок дороги; 9 -
пологие борта площадки (пандусы)
6
Рис. 5.8. Схема АЗК на базе традиционной
АЗС
1 - мойка; 2 - СТОА; 3 - магазин; 4 - эксп-
ресс - кафе; 5 - здание операторной; 6 - подзем-
ные резервуары; 7 - площадка для АЦ; 8 - ТРК; 9
- заправочный островок; 10 - лоток отвода атмос-
ферных осадков, загрязненных нефтепродуктами:
И - пологие борта площадки (пандусы); 12 - очи-
стные сооружения
ной системы: грузовых, специальных н легковых автомобилей сжатым
природным газом, используемым в качестве их моторного топлива.
Автомобильная газозаправочная станция - АЗС, на территории
которой предусмотрена заправка баллонов грузовых, специальных и
легковых автомобилей сжиженным газом (сжиженным пропан - бута-
ном), используемым в качестве их моторного топлива.
На рис. 5.8 приведена схема АЗК на базе традиционной АЗС.
Стационарные АЗС располагаются в населенных пунктах и на
автодорогах. По производительности они делятся по числу заправок в
часы пик - 57, 100, 135, 170 автомобилей в час.
Контейнерные АЗС (КАЗС) располагаются на автомагистралях,
туристических автомаршрутах, в автохозяйствах, на промышленных и
сельскохозяйственных предприятиях, платных автостоянках, в гаражных
кооперативах, а также в других местах сосредоточения автотранспорта.
Передвижные АЗС (ПАЗС) размещают в местах сосредоточения
автотранспорта, моторных лодок и катеров, сельскохозяйственной тех-
ники, на туристических автомаршрутах, территории стационарных АЗС
в период зачистки и ремонта резервуаров. Во время нахождения ПАЗС
на территории традиционных АЗС эксплуатация зданий сервисного
обслуживания по требованиям пожарной безопасности не допускается.
Доставка моторных топлив на АЗС осуществляется автомобильным
или, в редких случаях, железнодорожным и трубопроводным транспортом.
Автозаправочные станции подчиняются нефтебазам, комбинатам
обслуживания, производственным объединениям, акционерным обще-
ствам, а также частным предприятиям и владельцам.
Строительство АЗС может вестись как по типовым проектам, так
и по индивидуальным. Технические характеристики типовых автозап-
равочных станций даны в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Технические характеристики типовых автозаправочных станций
Типы автозаправочных станций Количество заправок в сутки
250-500 500-1000
1 2 3
1. Контейнерные автозаправочные станции (КАЗС)
1.1 Площадь земельного участка, га 0,06-0,13 0,12-0,21
1.2 Количество заправочных постов, шт. 2-4 4-8
1.3 Количество резервуаров:
для топлива (по 9 м’) для масла 2 4
для отработанных масел ...L.
105
Продолжение таблицы^5.1
1 . 2 I 3 1
1.4 Потребляемая электрическая мощность, кВт: освещение 3.8
силовая ,4 0 ,5 8
отопление 9,0 9Q 1
нагрев воды
1.5 Типовой проект "Типовые решения КАЗС на магистралях и в населенных пунктах"
2. Типовые АЗС (без пунктов технического обслуживания автомобилей):
2.1 Площадь земельного участка, га
2.2 Количество заправочных постов, шт. 5-6 (топливо) 4 (масло) 8-10 (топливо) 4 (масло)
2.3 Количество резервуаров:
для топлива (по 25 м1) 5-6 8-10
для масла (5 м3) 4 4
для отработанных масел (5 м3)
2.4 Потребляемая электрическая мощность, кВт:
освещение
силовая
отопление
нагрев воды
2.5 Номера типовых проектов 503-204 503-202
503-205 503-203
3. Типовые автозаправочные станции с пунктами технического обслуживания автомобилей:
3.1 Площадь земельного участка, га 0,4-0,45 0,47-0,55
3.2 Количество заправочных постов, шт. 3-8 (топливо) 4(масло) 10-12 (топливо) 4 (масло)
3.3 Количество резервуаров:
для топлива (по 25 м3) 3-8 10-12
для масла (5 м3) 4 4
для отработанных масел (5 м3) 1 1
3.4 Потребляемая электрическая мощность, кВт:
освещение 2-7,4 6,6-7,4
силовая 3,9-19 20-21
отопление 7,3-25 25
нагрев воды 12 12
3.5 Номера типовых проектов 3793 3795
3794 3796
Примечания:
1. При установке на станциях однопостовых колонок число зап-
равочных постов равно числу топливораздаточных колонок .
106
2. При организации ЛЗК с пунктами технического обслуживания
автомобилей, мойками, пунктами сервисного обслуживания потребите-
лей, магазинами и т.п. площадь земельного участка под строительство
таких станций увеличивается по сравнению с указанной в табл. 5.1 (п.
3) на величину площади, необходимой для размещения дополнитель-
ных зданий и сооружений, а также подъездных путей к ним и дополни-
тельных стоянок для автомобилей.
5.2. Состав сооружений типовой АЗС
На АЗС и АЗК обязательными являются здание операторной,
сооружения для очистки сточных вод, сооружения для размещения тех-
нологического оборудования (сооружения для установки и обслужива-
ния резервуаров, короба для прокладки трубопроводов и кабелей, эста-
кады для слива нефтепродукта), информационные табло с указанием
ассортимента отпускаемых нефтепродуктов, оказываемых услуг и ви-
дов обслуживаемого транспорта.
Кроме того, на АЗС могут размещаться следующие служебные и
бытовые здания (помещения) для персонала АЗС: администрации, при-
ема пищи, службы охраны, санузлы, кладовые для спецодежды, инстру-
мента, запасных деталей, приборов и оборудования.
На АЗК, кроме того, должны быть построены здания для разме-
щения пунктов технического обслуживания автомобилей и пунктов сер-
висного обслуживания потребителей (магазин сопутствующих товаров,
кафе, рестораны, санузлы).
При этом здания и сооружения АЗК имеют следующие особен-
ности:
- помещения операторных, станций технического обслуживания
автомобилей (СТОА), кафе-баров, магазинов сопутствующих то-
варов, санузлов и т.п. могут располагаться в одном или несколь-
ких зданиях;
- помещения, здания и сооружения АЗК могут оснащаться систе-
мами автоматического пожаротушения;
- закрытые пространства очистных сооружений АЗК могут осна-
щаться сигнализаторами довзрывоопасных концентраций паров
топлива;
- площадки для установки автоцистерн могут оснащаться сооруже-
ниями для отвода и сбора крупных проливов;
- территории зоны ЛЗС, СТОА, трансформаторных подстанций и
т.п. могут иметь ограждения.
107
На территории АЗС с наземными резервуарами, наряду с поме-
щениями для персонала АЗС, допускается предусматривать помещение
магазина сопутствующих товаров без торгового зала.
Помещения для персонала АЗС, включая помещение оператор-
ной, допускается предусматривать в зданиях сервисного обслуживания
водителей, пассажиров или их транспортных средств.
, При этом указанные помещения должны быть выполнены в кон-
струкциях, соответствующих степени огнестойкости основного здания,
отделяться от помещения сервисного обслуживания водителей, пасса-
жиров или их транспортных средств противопожарными перегородка-
ми и перекрытиями.
Не допускается объединять в едином здании:
- помещения сервисного обслуживания транспортных средств и
помещения сервисного обслуживания водителей и пассажиров;
- помещения магазина, в котором предусмотрена продажа легковос-
пламеняющихся и горючих жидкостей, и помещения обществен-
ного питания.
В зданиях сервисного обслуживания транспортных средств до-
пускается предусматривать не более трех постов технического обслу-
живания.
Здания и сооружения, расположенные на территории АЗС, дол-
жны быть I, II или Ша степени огнестойкости, как правило, одноэтаж-
ные. Допускается проектирование двухэтажных зданий общей площа-
дью не более 150 м2, в которых отсутствуют складские помещения для
легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
Конструкции зданий и материалы для их строительства должны
приниматься в соответствии со степенью их огнестойкости.
С целью ускорения сроков строительства и его удешевления, при-
меняется блочно - панельный способ возведения зданий, когда целые
блоки здания или их элементы поставляются на строительную площад-
ку с максимальной заводской готовностью.
На территории АЗС должны быть установлены указатели распо-
ложения средств и систем пожаротушения и могут быть размещены ху-
дожественно оформленные витрины и рекламные плакаты. Такое оформ-
ление должно выполняться по специальным дизайнерским проектам.
5.3. Генплан и технологическая схема АЗС
Генплан - это часть проекта, комплексно решающая планировку,
размещение зданий и сооружений, технологических коммуникаций и
108
инженерных сетей на территории, благоустройство, а также размеще-
ние АЗС внутри населенного пункта, в промышленном или автотранс-
портном узле. Он должен быть увязан с проектами планировки того
населенного пункта, в котором АЗС будет расположена, а также с пла-
нировкой и застройкой ближайших микрорайонов населенного пункта,
с ближайшими автомагистралями, в нем должны быть учтены перспек-
тивы развития административного района.
При правильной генеральной планировке АЗС создаются наибо-
лее благоприятные эксплуатационные, пожаробезопасные и экологичес-
кие условия.
Технологические требования определяют в большей степени взаим-
ное расположение основных производственных объектов, а мощность (ко-
личество заправок в сутки) - общую площадь АЗС и объем резервуарного
парка. Противопожарные и санитарные нормы определяют минимально
допустимые расстояния от АЗС до объектов, к ней не относящихся. Топог-
рафические данные (рельеф площадки) учитываются при разработке тех-
нологической части проекта. АЗС обычно располагаются как можно удоб-
нее для потребителей и как можно ближе к ним. Это либо автодороги с
большими автомобильными потоками, либо стоянки автотранспорта, либо
районы расположения гаражей, либо места какого-либо другого скопле-
ния автомобилей, чтобы уменьшить, по возможности, расстояние, которое
необходимо преодолевать автотранспорту до автозаправочной станции.
Площадка, намечаемая под строительство автозаправочной стан-
ции, должна в равной степени отвечать целому ряду требований в тех-
ническом, пожарном, санитарно - эпидемиологическом отношении.
Площадка должна иметь удобные подъезды как для бензовозов, достав-
ляющих топливо на станцию, так и ,я автотранспорта, въезжающего
на территорию станции для заправки. Вокруг площадки должна быть
организована санитарно - защитная зона. Расстояния от границ пло-
щадки до соседних жилых и промышленных застроек должны быть вы-
полнены по нормам санэпиднадзора и пожарного надзора.
Места расположения АЗС у дорог обозначаются дорожными
знаками.
На территории должны быть установлены указатели направле-
ния движения транспортных средств с ограничением скорости движе-
ния. В местах, запрещенных для проезда, должны быть установлены
запрещающие знаки и надписи. Установка дорожных знаков согласовы-
вается с Госавтоинспекцией.
На АЗС должны быть установлены знаки о расположении пожар-
ного водоема, водозаборных колодцев или пожарного гидранта, габарит -
109
кыс знаки на АЗС, имеющих навесы. Информационно - управляющие
плакаты для водителей должны быть размещены па видных местах .
АЗС должна располагаться преимущественно с подветренной сто-
роны розы ветров преобладающего направления (по годовой «розе вет-
ров») по отношению к жилым, производственным и общественным зда-
ниям (сооружениям).
Не допускается размещение АЗС на путепроводах и под ними, а
также на плавсредствах.
Планировка АЗС с учетом размещения на их территории зданий
и сооружений должна исключать возможность растекания аварийного
пролива топлива как по территории АЗС, так и за ее пределы.
На въезде и выезде с территории АЗС необходимо выполнять
пологие повышенные участки высотой не менее 0,2 м или дренажные
лотки, отводящие загрязненные нефтепродуктами атмосферные осадки
в очистные сооружения АЗС.
При размещении АЗС минимальные расстояния следует определять'.
- от стен резервуаров для хранения топлива и аварийных резервуа-
ров, наземных участков трубопроводов деаэрации, корпуса топ-
ливораздаточпой колонки, границ площадок для автоцистерны
(АЦ) и технологических колодцев, от стенок технологического
оборудования очистных сооружений, а также (при определении
расстояний между зданиями и сооружениями АЗС) от границ
площадок для стоянки транспортных средств и от наружных стен
и конструкций зданий АЗС;
- до границ земельных участков детских дошкольных учреждении
общеобразовательных школ, школ-интернатов, лечебных учреж-
дений со стационаром, а для жилых и общественных зданий дру-
гого назначения - до окон (дверей);
- до ближайшей степы (перегородки) помещения (при расположе-
нии помещений различного функционального назначения в од-
ном здании).
Общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не должна
превышать 40 м3 при ее размещении на территории населенных пунк-
тов и 60 м3 - вне населенных пунктов.
Единичная вместимость резервуаров или камер (при использова-
нии многокамерного резервуара с двойными перегородками между ка-
мерами) АЗС, расположенных на территории населенных пунктов, не
должна превышать 10 м3, а вне населенных пунктов - 20 м:|.
Величину общей вместимости резервуаров модульной АЗС (в
том числе величину, разделяющую АЗС на типы А и Б), а также
110
единичной вместимости допускается увеличивать нс более чем в 2
раза.
Расстояние от края площадки для автомобильных цистерн до на-
земно расположенного технологического оборудования, конструкций
навесов и технологических шахт подземных резервуаров должно быть
не менее 2 м. Если внутреннее пространство технологических шахт под-
земных резервуаров заполнено негорючим материалом, то указанное
расстояние не нормируется.
При наличии на АЗС ограждения оно должно быть продуваемым
и выполненным из негорючих материалов.
Движение транспортных средств по территории АЗС должно
быть, как правило, односторонним. При этом должны быть предусмот-
рены раздельные въезд и выезд.
Все подъезды и проезды на территории станции, а также отмост-
ки у зданий операторской и других служб должны быть заасфальтиро-
ваны. Места стоянки автомобилей у заправочных островков и сами зап-
равочные островки должны иметь бетонное покрытие. Площадка долж-
на быть ровной и иметь централизованный сбор сточных вод с целью
дальнейшей их очистки или сброса в канализацию.
Территория станции должна быть освещена по действующим в
настоящее время нормам. Места заправки и слива нефтепродуктов, при
необходимости, могут быть оборудованы дополнительным освещением.
Территория станции должна иметь ограждение по периметру.
Не допускается озеленение территории АЗС кустарниками и де-
ревьями, выделяющими при цветении хлопья, волокнистые вещества
или опушенные семена.
При размещении АЗС вблизи посадок сельскохозяйственных
культур, по которым возможно распространение пламени (зерновые,
хлопчатник и т.п.), вдоль прилегающих к посадкам границ АЗС должно
предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не
распространяющих пламя по своей поверхности, или вспаханная поло-
са земли шириной пе менее 5 м.
Схемы генеральных планов АЗС должны учитывать следующие
основные технологические требования:
- возможность заправки топливом автотранспортных средств с ле-
восторонним, правосторонним и двухсторонним расположением
топливных баков;
- независимый подъезд автотранспортных средств к заправочным
колонкам;
- минимальную протяженность коммуникаций топлива;
111
- оптимальные радиусы поворота для автотранспорта;
- достаточную зону отстоя для машин, ожидающих заправку,
- возможность визуального контроля мест заправки из здания АЗС
оператором.
Принципиальная технологическая схема типовой традиционной
АЗС приведена на рис. 5.9.
В соответствии со схемой, топливо на АЗС завозится бензовоза-
ми и сливается через герметичные быстроразъемные муфты и фильтры.
Сливные устройства установлены на специальной площадке. Сливные
трубопроводы проложены подземно е уклоном в сторону резервуаров.
Для обеспечения слива бензина без его перелива на территорию АЗС
предусмотрен аварийный резервуар, объем которого должен не менее
чем на 10% превышать объем используемых для завоза топлива автоци-
стерн. Аварийный резервуар оснащается тем же оборудованием, что и
резервуары для топлив. В данном случае для приема топлива установ-
лены четыре стальных горизонтальных цилиндрических резервуара.
Отпуск топлива осуществляется через шесть ТРК, установленных по
две на трех островках.
Все трубопроводы для топлива и его паров, расположенные над
землей или в свободном пространстве шахт резервуаров и технологи-
ческих колодцев, должны удовлетворять следующим требованиям:
- выполнены из металла;
- соединение фланцев должно осуществляться по принципу «шип-паз»;
- соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность
в условиях и в течение времени эксплуатации, регламентирован-
ных требованиями технико-экономической документации;
- соединения должны оснащаться устройствами, исключающими их
саморазъединение, и быть опломбированы.
Одностенные подземные трубопроводы для топлива и его паров
следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках,
исключающих проникновение возможных утечек топлива за их пределы.
Лотки следует заполнять (с уплотнением) негорючим материалом.
При использовании двухстенных трубопроводов (труба в трубе) с
разъемными соединениями (при наличии), обеспечивающими раздель-
ную герметизацию внутреннего и внешнего трубопроводов, устройство
лотка допускается не предусматривать.
Допускается использование для нескольких ТРК трубопровода
подачи бензина или дизельного топлива из одного и пи нескольких ре-
зервуаров при условии наличия запорной арматуры на этих трубопро-
водах перед каждой ТРК и каждым резервуаром.
112
Рис. 5.9. Технологическая схема типовой традиционной АЗС
1 - резервуар для топлива; 2 - резервуар аварийный; 3 - ТРК;
4 - площадка для установки сливных приборов; 5 - дыхательный кла-
пан; 6 - огневой предохранитель; 7 - линия наполнения; 8 - линия вы-
дачи; 9 - линия рециркуляции
ИЗ
При наличии в конструкции технологической системы линии ре-
циркуляции паров топлива из резервуара в АЦ (комплекса оборудова-
ния, с помощью которого обеспечивается циркуляция паров топлива по
замкнутому контуру при сливо-наливных операциях) указанная линия
должна удовлетворять следующим требованиям:
- на линии рециркуляции перед узлами подсоединения се к АП, и
резервуару должны быть установлены огпепреградители. Конст-
рукция узлов подсоединения линии рециркуляции к АЦ должна
обеспечивать автоматическое закрытие этих линий при рассты-
ковке;
- линия рециркуляции должны быть оборудована обратным кла-
паном, открывающимся ири достижении давлением в резервуаре
величины, соответствующей либо напору столба топлива в АЦ
(ири сливе самотеком), либо - наиору насоса перекачивания топ-
лива из АЦ в резервуар. Обратные клапаны должны герметично
закрываться ири перекрытии трубопровода налива или обесточи-
вании указанного насоса;
- в случае, если рециркуляция паров топлива осуществляется при
перекрытом трубопроводе деаэрации резервуара, технологическая
система должна быть оборудована системой автоматического не-
прерывного контроля за давлением в ее паровом пространстве.
При использовании дыхательного клапана на трубопроводе деаэ-
рации с давлением срабатывания, превышающим давление сра-
батывания обратного клапана линии рециркуляции (рециркуля-
ция осуществляется без перекрытия трубопровода деаэрации),
указанную систему контроля допускается не предусматривать;
- между узлом подсоединения трубопровода линии рециркуляции
к резервуару рекомендуется, а между узлом подсоединения к АЦ
и этим трубопроводом следует в обязательном порядке устанав-
ливать запорную арматуру;
- участки трубопроводов линии рециркуляции, расположенные в
свободном пространстве, не должны иметь разборных соединений.
При наличии в конструкции технологической системы линии рецир-
куляции паров топлива из топливного бака транспортного средства в ре-
зервуар указанная линия должна удовлетворять следующим требованиям:
- в местах присоединения трубопровода линии рециркуляции к
резервуарам и к ТРК должны быть установлены огнеиреградите-
ли и обратные клапаны. В случае, если огпеиреградитель и обрат-
ный клапан предусмотрен конструкцией ТРК, их дополнитель-
ную установку перед ТРК допускается не предусматривать;
114
- ооратныс клапаны должны открываться при достижении давле-
ния паров в трубопроводе линии рециркуляции, создаваемого на-
сосом откачки паров топлива, и герметично закрываться при обе-
сточивании указанного насоса;
- па трубопроводе рециркуляции перед огнепреградителем, установ-
ленном на резервуаре, а также перед ТРК, должна устанавливать-
ся запорная арматура. Если указанная арматуру предусмотрена
конструкцией ТРК, то ее дополнительную установку допускает-
ся не предусматривать;
- участки трубопроводов линии рециркуляции, расположенные в
свободном пространстве, не должны иметь разборных соединений.
Трубопроводы линии деаэрации (комплекса оборудования, с по-
мощью которого обеспечивается сообщение с атмосферой свободного
пространства резервуара) должны быть оснащены огнеппеградителями
или дыхательными клапанами со встроенными огнепреградителями,
сохраняющими работоспособность в любое время года.
При размещении трубопровода деаэрации на расстоянии не ме-
нее 5 м (по горизонтали) от проездов высота расположения его верхне-
го среза по отношению к прилегающей площадке должна быть не менее
2,5 м. Если это расстояние менее 5 м, то его высота определяется соот-
ношением
Hmi,=HM+50D (5.1)
где Н - высота верхнего среза трубопровода линии деаэра-
ции, определяемая от уровня прилегающих к нему пешеходных доро-
жек и проездов для транспортных средств, м;
Нм - максимальная высота транспортного средства, допус-
каемого для заправки АЗС, м, не менее 2 м;
D - внутренний диаметр трубопровода линии деаэрации, м.
На трубопроводах деаэрации перед дыхательными клапанами или
огнепреградителями рекомендуется устанавливать запорную арматуру.
Оснащение линии деаэрации должно обеспечивать возможность
контроля ее пропускной способности во время эксплуатации.
Резервуары (камеры) рекомендуется оснащать раздельными сис-
темами деаэрации. Допускается для резервуаров (камер) с одинаковым
видом топлива использование общей газоуравнительной системы при
условии установки огнепреградителей в узлах подсоединения трубопро-
водов этой системы к резервуарам (камерам).
Устройство общей газоуравнительной системы между резервуа-
рами (камерами) с бензином и дизельным топливом не допускается .
115
На технологических системах модульных ЛВС соединение трубопро-
вода подачи топлива к ТРК с трубопроводом выдачи контейнера храпения
топлива должно располагаться над поддоном технологического отсека .Тру-
бопровод подачи топлива к ТРК должен прокладываться подземно.
На трубопроводе выдачи топлива должна быть установлена за-
порная арматура, располагаемая в технологическом отсеке контейнера
хранения топлива, в местах свободного доступа к ней.
Допускается использование для нескольких ТРК общего трубо-
провода подачи бензина или дизельного топлива только из одного ре-
зервуара (камеры) контейнера хранения топлива при условии наличия
запорной арматуры перед каждой ТРК.
Все подходящие к резервуару ПАЗС трубопроводы должны вы-
полняться только с верхней разводкой. Места соединения патрубков,
смотровых окон, штуцеров и т.п. с резервуаром должны располагаться
выше уровня топлива при номинальном заполнении резервуара.
Внутренний резервуар должен оборудоваться устройствами, пре-
дотвращающими в нем образование волны топлива при движении ПАЗС.
Конструкция ПАЗС должна обеспечивать возможность заполне-
ния резервуара ПАЗС с полным опорожнением трубопровода наполне-
ния от жидкого топлива. На трубопроводе наполнения в месте подсое-
динения его к резервуару должен быть установлен огнепреградитель.
Указанный трубопровод должен быть оснащен запорной арматурой,ус-
танавливаемой у заправочной муфты (если последняя не является са-
мозакрывающейся при расстыковке соединения) и над цистерной.
Оборудование технологических систем должно обеспечивать осу-
ществление операций по приему, хранению и выдаче топлива, опорож-
нению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды),а также ис-
пытанию на герметичность только закрытым способом (за исключени-
ем наполнения топливных баков транспортных систем).
5.4. Производственные операции АЗС
К основным производственным операциям, выполняемым на АЗС,
относятся: прием, хранение, отпуск, замер и учет нефтепродуктов, офор-
мление товарно-транспортной документации.
5.4.1 Прием нефтепродуктов
Доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется автомобильным
или, в редких случаях, железнодорожным и трубопроводным транспортом.
116
Заказ на получение АЗС нефтепродуктов передается на предпри-
ятие по обеспечению нефтепродуктами через диспетчерскую службу
компании (фирмы).
Нефтепродукты, поступающие на АЗС в автомобильных цистер-
нах, принимаются по товаротранспортной накладной (выписываемой в
четырех экземплярах), в которой указывается: номер автоцистерны, ко-
личество нефтепродукта, наименование и сорт в соответствии с госу-
дарственным стандартом. На каждую партию нефтепродукта водитель
обязан сдать получателю также паспорт (сертификат) качества, в кото-
ром указываются государственный стандарт или технические условия
на сдаваемый нефтепродукт и все показатели качества, предусмотрен-
ные этим стандартом с обязательным штампом, заверенным подписью
ответственного лица.
, Перед началом слива нефтепродуктов оператор обязан:
- убедиться в исправности технологического оборудования и тру-
бопроводов;
- убедиться в исправности резервуара и правильности переключе-
ния запорной арматуры, соответствии полученного нефтепродукта
продукту, находящемуся в резервуаре, в который он будет слит;
- прекратить заправку машин из резервуара до окончания слива в
него нефтепродукта из цистерны;
- измерить уровень и температуру нефтепродукта в резервуаре;
- убедиться в наличии и исправности средств пожаротушения, пра-
вильности заземления автоцистерны и исправности ее сливного
устройства;
- принять меры по предотвращению разлива нефтепродукта;
- убедиться, что двигатель автоцистерны выключен (при сливе са-
мотеком или насосом АЗС);
- проверить уровень заполнения до планки и убедиться в отсутствии
воды с помощью водочувствительной ленты перед сливом нефте-
продукта из цистерны, если цистерна не опломбирована;
- отобрать пробу из цистерны и измерить температуру нефтепро-
дукта в ней.
Результаты измерения температуры продукта в автоцистерне дол-
жны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном от-
чете. В товарно-транспортной накладной должно быть указано время
(часы и минуты), когда налита автоцистерна.
Перед сливом нефтепродукта в резервуар оператор отбирает про-
бу из отстойника автоцистерны на наличие воды и механических при-
месей в нефтепродукте. Проба берется в стеклянную тару, к которой
117
прикрепляется табличка с указанием номера АЗС, марки нефтепродук-
та, номера товарно-транспортной накладной, номера автоцистерны,
Ф.И.О. водителя н оператора, даты, плотности и температуры нефте-
продукта, номера резервуара. Проба хранится па ЛЗС до следующего
слива нефтепродукта в данный резервуар.
Объем и масса нефтепродукта, принятого на АЗС из железнодо-
рожной цистерны, определяются путем измерения уровня , плотности и
температуры нефтепродукта в цистерне, а также определения количе-
ства подтоварной воды.
В опломбированных автоцистернах подтоварную воду не про-
веряют, а проверяют сохранность пломб.
В автомобильной цистерне, пе имеющей посаптиметровой граду-
ировочной таблицы, уровень нефтепродукта пе замеряется, а объем оп-
ределяется ио паспорту цистерны и полноте ее заполнения .В этом слу-
чае оператор поднимается па цистерну и проверяет количество нефте-
продукта. Цистерна должна быть заполнена по планку (на горловине
цистерны приваривается планка, указывающая уровень наполнения
цистерны). При отклонении уровня бензина в автоцистерне от планки
(контрольной риски), например, из-за колебания температуры нефте-
продукта в пути, измерение объема нефтепродукта в пределах горлови-
ны цистерны следует определять с учетом коэффициентов объемного
расширения.
При отсутствии расхождения между количеством нефтепродук-
тов, указанным в товарно-транспортной накладной, и определенным в
результате измерений в транспортных средствах или узлами учета при
приемке, оператор расписывается в накладной, один экземпляр кото-
рой остается па АЗС, а три экземпляра возвращаются водителю, доста-
вившему нефтепродукт.
При выявлении несоответствия поступивших на АЗС нефтепро-
дуктов товарно-транспортной накладной по количеству или качеству,
составляется акт о недостаче установленной формы в трех экземпля-
рах. О недостаче нефтепродукта делается соответствующая отметка во
всех экземплярах товарно-транспортной накладной.
Правилами защиты от статического электричества предусматри-
вается заземление автоцистерны перед сливом из нее нефтепродуктов.
Из-за опасности искрообразования при подсоединении «заряженной»
автоцистерны к заземляющему устройству заземление необходимо вы-
полнять вне взрывоопасной зоны медным проводом, причем его снача-
ла необходимо присоединить к автоцистерне, а затем к специальному
выводу заземляющего контура АЗС с помощью болтового зажима.
Автоцистерна устанавливается по ходу движения автотранспор-
та и для нее должен быть обеспечен свободной выезд на случай аварий-
ной ситуации.
При сливе нефтепродукта самотеком или насосом АЗС двигатель
автоцистерны должен быть выключен, автотранспортное средство постав-
лено па тормоз, водитель не должен находиться в кабине автомобиля.
Во время слива не допускается движение автотранспорта па рас-
стоянии менее 8 м от сливных муфт резервуаров.
Нефтепродукты, доставленные на автозаправочную станцию в
автомобильных и железнодорожных цистернах, должны быть слиты
полностью. Оператор, принимающий нефтепродукт, должен лично убе-
диться в этом, осмотрев цистерны после слива.
В процессе приема нефтепродуктов, оператор обязан следить за
уровнем продукта в резервуаре, не допуская переполнения резервуара
и разлива нефтепродукта.
Нефтепродукты сливают из цистерны через сливной фильтр са-
мотеком или под напором.
Весь процесс слива нефтепродукта в резервуар АЗС из автоцис-
терны должен производиться в присутствии оператора АЗС, который
должен следить за герметичностью сливного устройства. При обнаруже-
нии утечки нефтепродукта оператор должен немедленно прекратить слив.
Запрещается принимать нефтепродукты при следующих условиях:
- неисправность сливного устройства автомобильной или железно-
дорожной цистерны;
- отсутствие или нарушение пломбировки на железнодорожной
цистерне;
- неправильное оформление товарных и отгрузочно-транспортных
документов;
- недостача нефтепродуктов;
- содержание воды в нефтепродуктах;
- присутствие в нефтепродукте других примесей и явное сомнение
в соответствии качества нефтепродукта требованиям стандарта.
Отпуск нефтепродукта из резервуара, в который сливается неф-
тепродукт, прекращается до окончания слива.
По окончании слива нефтепродукта водитель автоцистерны со-
вместно с оператором АЗС через верхний смотровой люк убеждаются в
том, что нефтепродукт из автоцистерны слит полностью.
После окончания приема нефтепродукта выключается перекачи-
вающий насос (если слив осуществляется не самотеком), закрываются
запорные вентили автоцистерны и перекачивающего устройства, отсое-
119
днняется сливной рукав автоцистерны от перекачивающего устройства ,
остатки нефтепродукта из шланга автоцистерны сливаются в ведро,зак-
рывается крышкой муфта сливного устройства резервуара и колодец ,
отключается заземляющее устройство от автоцистерны .
Объем нефтепродуктов, принятых по трубопроводу, товарный
оператор нефтебазы и оператор АЗС определяют в присутствии пред-
ставителя администрации нефтебазы измерением уровня, температуры
до перекачки нефтепродукта и после нее, а такие уровня подтоварной
воды в резервуаре АЗС.
По окончании перекачки нефтепродукта задвижку на трубопро-
воде от предприятия до АЗС пломбирует представитель администра-
ции предприятия, пломбир хранится у руководителя предприятия.
На сданный по трубопроводу нефтепродукт составляется акт в
двух экземплярах, который подписывают товарный оператор, оператор
АЗС и представитель администрации предприятия. Первый экземпляр
акта передается в бухгалтерию. Он является основанием для списания
нефтепродукта с подотчета материально-ответственных лиц предприя-
тия, а второй - остается у оператора АЗС и прилагается к сменному
отчету.
Нефтепродукты, расфасованные в мелкую тару, должны транспор-
тироваться в упаковке, исключающей разлив нефтепродуктов, порчу
тары и этикеток.
При приеме нефтепродуктов, расфасованных в мелкую тару, опе-
ратор проверяет число поступивших мест и соответствие трафаретов
данным, указанным в товарно-транспортной накладной.
Количество принятых и проданных на АЗС расфасованных неф-
тепродуктов фиксируется в книге учета движения расфасованных неф-
тепродуктов, фильтров, запасных частей.
Отработанные масла принимаются от индивидуальных владель-
цев транспортных средств дежурным оператором.
Учет принятых отработанных нефтепродуктов ведется в специ-
альных журналах.
Отработанные нефтепродукты принимаются на АЗС без анализа.
Слитые из картера двигателя непосредственно на станции отработан-
ные масла принимаются как моторные, все прочие нефтепродукты - как
смешанные.
АЗС, которые принимают отработанные нефтепродукты, должны
быть оборудованы эстакадой, сборником и оснащены измерительными
приспособлениями для определения объема и массы принимаемых неф-
тепродуктов.
120
5.4.2 Хранение нефтепродуктов
Нефтепродукты на АЗС хранятся в подземных л наземных ме-
таллических резервуарах и в таре.
Все изменения в расположении резервуаров, колонок, трубопро-
водов и арматуры должны производиться в соответствии с документа-
цией, утвержденной главный инженером предприятия, которому под-
чиняется АЗС, и вноситься в технологическую схему АЗС.
Уровень масла в заполненном резервуаре при подогреве должен
поддерживаться на 150-200 мм ниже предельного.
Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в мелкой расфасов-
ке разрешается в количестве, необходимом для пятисуточной продажи,
за исключением тормозной жидкости, запасы которой в торговом зале
не должны превышать 20 бутылок.
Начальник или оператор АЗС должен ежедневно осматривать
склады, проверяя состояние тары и упаковки.
Технические средства сбора отработанных нефтепродуктов дол-
жны обеспечивать их сохранность при хранении, транспортировке и
приемо-сдаточных операциях.
Принятые отработанные нефтепродукты допускается хранить в
любых маркированных и градуированных резервуарах, а также в боч-
ках и бидонах.
5.4.3 Отпуск нефтепродуктов
Заправка автомобилей и других транспортных средств произво-
дится через топливо-, масло- и смесераздаточные колонки.
Отпуск нефтепродуктов производят операторы АЗС по талонам
фирмы, за наличные деньги или по безналичной форме расчетов с по-
мощью кредитных карточек. При этом они руководствуются инструк-
циями о порядке учета талонов на нефтепродукты и отпуска нефтепро-
дуктов по талонам, о порядке отпуска и оплаты нефтепродуктов по кре-
дитным картам.
Оператор, отпускающий нефтепродукт, обязан:
- следить за исправностью и нормальной работой колонок;
- требовать от водителя заправляемого транспорта наблюдения за
ходом заправки, не допуская переливов нефтепродуктов и нару-
шения правил пожарной безопасности на АЗС;
- определять ежесменно погрешность работы колонок с помощью
образцовых мерников И разряда; фактическую относительную по-
121
грешность колонок (в процентах) записывать в сменном отчете в
графе «погрешность колонки» со знаком «+» .если колонка недо-
дает нефтепродукт (разность показаний дозы по счетному устрой-
ству и по шкале па горловине мерника положительна), и со зна-
ком «-», если колонка «передает» нефтепродукт (разность пока-
заний дозы по счетному устройству и по шкале на гор новине мер-
ника отрицательна). Относительная погрешность колонки опре-
деляется по формуле:
К -Г
3 =-±---^--100
V
где 8 - велйчина относительной погрешности колонки, %;
Vk - показания счетного устройства, мл;
V - показания но мернику, мл;
- проверять наличие и исправность пломб по схеме, указанной в
формуляре данной колонки;
- поддерживать чистоту па территории и внутри помещения АЗС.
Поверка топливораздаточных колонок проводится в соответствии
с существующими нормативными документами. Колонки, не удовлет-
воряющие требованиям указанных нормативных документов ,к эксплу-
атации не допускаются.
Топливо из образцового мерника при ежесменной проверке точ-
ности работы топливораздаточной колонки необходимо сливать в бак
владельца автотранспортного средства, предварительно получив его со-
гласие на слив, при этом заполнение мерника и проверка дозы осуще-
ствляются в присутствии водителя заправляемого автомобиля . Бензин
из мерника, недолитого на величину, превышающую допустимую по-
грешность колонки, в бак автотранспорта не сливается. Колонку необ-
ходимо отключить и отрегулировать. Бензин из недолитого мерника
следует слить в резервуар, оформив это актом с указанием причины и
показаний счетчика колонки.
О результатах государственной поверки делают запись в форму-
ляре колонки и журнале учета ремонта оборудования.
Отпуск нефтепродуктов через колонку с погрешностями более,
указанных в ГОСТ 9018 запрещается.
Весь автотранспорт заправляется нефтепродуктами в порядке
очереди, за исключением ав томобилей специального назначения (пожар-
ной охраны, милиции, скорой помощи, хлебные и молочные ,инкасса-
торные, снегоуборочные, связи; автомобилей занятых междугородными
перевозками грузов, рейсовые маршрутные автобусы) ,а также индиви-
дуальных автомобилей инвалидов труда, участников войны Автомоби-
122
ли, перевозящие скоропортящиеся продукты, заправляются вне очере-
ди без ограничения.
Отпуск нефтепродуктов .экипажам автотранспортных средств
(грузовых и автобусов) иностранных владельцев производится ио сер-
висным книжкам, а владельцам индивидуального транспорта также и
за наличный расчет.
Разрешается отпуск нефтепродуктов по отдельно заполненным
комплектам квитанций сервисных книжек, предъявленных без сервис-
ной книжки. В этом случае отпуску подлежат только те сорта нефте-
продуктов и в том количестве, которые указаны в квитанциях.
Все квитанции, полученные АЗС, представляются в конце смены
вместе со сменным отчетом предприятию, которому подчиняется АЗС.
Отпускать бензин в полиэтиленовые канистры и стеклянную тару
запрещается.
Расчет за отпущенный нефтепродукт должен осуществляться че-
рез кассовый аппарат с выдачей чека, в котором указывается стоимость
и количество нефтепродукта.
Используемые кассовые аппараты должны быть зарегистрирова-
ны в налоговой инспекции.
При заступлении на смену и передаче смены операторы совмест-
но снимают показания указателей суммарного счетчика всех топливо-
маслораздаточных колонок АЗС и на основании этих показаний опре-
деляют объем нефтепродуктов, реализованных потребителям за смену
(делается соответствующая запись в сменном отчете): в каждом резер-
вуаре измеряют уровень нефтепродуктов, уровень подтоварной воды,
температуру и плотность нефтепродукта; по результатам измерений
определяют объем (массу) нефтепродуктов, находящихся (оставшихся
после смены) в резервуарах АЗС; определяют количество нефтепродук-
тов, расфасованных в мелкую тару; с помощью образцовых мерников
проверяют погрешность каждой топливораздаточной колонки: прила-
гают к сменному отчету накладные на поступление и отпуск нефтепро-
дуктов за смену, талоны на отпуск нефтепродуктов, остатки денег.
5.4.4 Замер уровня и отбор проб в горизонтальных
резервуарах АЗС
Отбор точечных проб из горизонтальных резервуаров и автомо-
бильных цистерн производится переносными пробоотборниками для
проверки качества топлив и соответствия их требованиям действующих
стандартов.
123
Для отбора проб закрытый пробоотборник опускают до заданно-
го уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполне-
ние, находилось иа этом уровне. Затем открывают крышку или пробкуЛ
заполняют пробоотборник и поднимают его.
Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху
вниз. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробо-
отборник удерживают на заданном уровне до начала его заполнения не
менее 5 минут. Это необходимо делать для того, чтобы пробоотборник
принял температуру нефтепродукта.
Точечную пробу из автомобильной цистерны отбирают с уровня,
расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней образую-
щей (число проб - 2).
Точечные пробы нефтепродуктов на АЗС из горизонтальных ре-
зервуаров отбирают с 3-х уровней: верхнего - на 200 мм ниже поверх-
ности нефтепродукта; среднего - с середины высоты столба нефтепро-
дукта; нижнего - на 100 мм ниже приемного клапана. Число проб для
горизонтальных резервуаров, соответственно: 1, 6 и 1.
Средняя проба представляет собой смесь индивидуальных проб
и позволяет установить среднее значение определяемой характеристи-
ки (температуры или плотности).
Уровнемеры по принципу действия подразделяются на механичес-
кие (поплавковые), буйковые, пьезометрические, электрические, емкост-
ные, радиоактивные, радиоинтерференционные, ультразвуковые и др.
В настоящее время находят широкое применение системы автомати-
зированного измерения параметров светлых нефтепродуктов при приеме,
хранении и оперативном контроле резервуарного парка АЗС, например, уров-
немер «Струна». Принцип действия уровнемера основан на измерении вре-
мени распространения ультразвука в металлическом проводнике.
На базе уровнемера «Струна» возможно применение систем про-
тивоаварийной защиты.
Системы предотвращения перелива топлива при наполнении ре-
зервуаров выполняются в двух модификациях.
Одна из модификаций обеспечивает предупреждение о достиже-
нии номинального уровня наполнения резервуаров с помощью подачи
звуковых и световых сигналов и автоматическую блокировку перепол-
нения резервуаров при достижении предельного уровня их заполнения
с помощью отключения насосов или приведения в действие запорных
устройств с дистанционным управлением.
Гарантированное выполнение функций системы достигается по-
средством постоянного автоматического контроля ее исправности. При
124
отказе системы проводится автоматическое блокирование подачи топ-
лива в резервуар до устранения неисправности.
Отличительной особенностью другой модификации системы яв-
ляется полное дублирование ее элементов при одновременном выпол-
нении всех функциональных возможностей первой модификации. Это
позволяет осуществлять безопасную эксплуатацию АЗС даже при отка-
зе одной из подсистем до проведения очередных регламентных работ,
во время которых устраняются неисправности.
Использование данной модификации системы исключает необ-
ходимость длительного вывода АЗС из эксплуатации для проведения
соответствующих ремонтных работ.
Для определения линейных размеров резервуаров и измерения
высоты уровня нефтепродуктов применяют гибкие металлические ру-
летки 3-го класса точности типа РЗ длиной 10, 20, 30 м с шириной лен-
ты 10, 12 мм и типа РЛ длиной 10 и 20 м.
Погрешность рулетки не должна превышать величин: для руле-
ток с пределами измерения до 10 м - 2,5 мм; для рулеток с пределами
измерения до 20 м и более - 4 мм.
Для натяжения ленты рулетки при замере взлива нефтепродукта
и для прикрепления водочувствительной ленты при определении взли-
ва подтоварной воды применяют лоты (рис. 5.10). Наиболее распрост-
ранены лоты двух типов: цилиндрические (монолитные или полые) и
прорезные. При эксплуатации наиболее удобны прорезные лоты, так как
они легче погружаются в вязкие нефтепродукты. Изготавливают лоты
из стали или латуни диаметром 40 - 45 мм и длиной 300 - 400 мм.
Погрешность лота на всю длину не должна превышать 0,5 мм.
Для измерения уровня нефтепродуктов в стационарных резерву-
арах высотой до 3 м и автоцистернах применяют метроштоки. Метрош-
ток представляет собой 3 соединенных цельных или телескопических
звена стальных, алюминиевых тонкостенных труб диаметрами, соответ-
ственно: D = 30 и d = 28; D = 27 и d = 25; D = 24 и d = 22 мм с нанесен-
ными миллиметровыми делениями. Цена деления шкалы - 1 мм .Допу-
стимая погрешность на всю длину шкалы 2 мм. При определении высо-
ты взлива нефтепродуктов звенья труб раздвигают и закрепляют меха-
ническим способом, для чего на концах труб 2-го и 3-го звеньев имеют-
ся защелки с пружинами.
Метрошток при замере нефтепродукта опускают в резервуар (зон-
довую трубу) через открытый замерный люк. Опускать метрошток сле-
дует медленно с тем, чтобы не взволновать поверхность нефтепродукта.
Для более четкого отсчета уровня взлива метрошток в месте вредно па-
125
a
Рис. 5.10. Лоты
а - цилиндрический; б - прорезной
гаемой высоты нефтепродукта натирают мелом. Замер уровня произво-
дится до трех раз, а в расчет принимается среднее его значение.
После каждого замера метрошток промывают бензином, насухо
протирают, слегка смазывают маслом. Хранить метрошток во избежа-
ние его искривления рекомендуется в вертикальном положении подве-
шенным в специальном, закрываемом дверцей, коробе.
Метроштоки изготавливаются нескольких типов: МШР - метрош-
ток раздвижной (складной), МШС-1 и МШС-2 - метрошток составной
(неразъемный), МШМ-3,5 - метрошток модернизированный с жестким
креплением звеньев.
Водочувствительные ленты изготавливают шириной 6-7 мм,
длиной 50 - 70 мм из плотной бумаги, покрывают водочувствительным
составом, обладающим свойствами растворяться в воде и не растворять-
ся в нефтепродуктах.
При определении подтоварной воды ленту в натянутом виде при-
крепляют с помощью кнопок к деревянным пробкам, вставленным в
126
боковые отверстия па лоте или в нижнем конце метроштока. Водочув-
ствительная лепта выдерживается в резервуаре при замере светлых неф-
тепродуктов 5-10 минут.
Вместо ленты можно использовать водочувствитсльпые пасты,
преимущества которых заключаются в том, что они быстро реагируют
на воду и их можно наносить тонким слоем толщиной 0,2 - 0,3 мм не-
посредственно на лот или метрошток перед замером взлива подтовар-
ной воды.
Для проверки точности измерения топливо- и маслораздаточных
колонок в процессе эксплуатации, а также после ремонта, при тариров-
ке резервуаров на АЗС используются образцовые металлические мер-
ники. Образцовые мерники в зависимости от разряда имеют следую-
щую вместимость (в литрах):
первый разряд 5 10 20 50 100 200 500 1000
второй разряд 5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 5000
Допустимая относительная погрешность образцовых мерников в
пределах температуры 20"С: первого разряда ± 0,025%, второго разряда
±0,1 %.
Мерники изготавливаются из искробезопасных материалов: не-
ржавеющей стали или медных сплавов; внешние и внутренние поверх-
ности мерников, изготовленных из медных сплавов, имеют защитные
покрытия.
В зависимости от производительности проверяемых колонок при-
меняют мерники различной вместимости: при номинальной произво-
дительности колонок, равной 25, 40 и 60 л/мин - вместимостью 10, 50,
100 л; при номинальной производительности колонок 100 - 160 л/мин
- вместимостью 20, 100 л; при номинальной производительности коло-
нок более 250 л/мин - вместимостью 50, 100 л.
Образцовые мерники подлежат периодической проверке не реже
одного раза в год.
Методом сравнения количества топлива, отпущенного через раз-
даточный кран в образцовый мерник, внутренние стенки которого пред-
варительно смочены топливом, с количеством топлива, определенным
образцовым мерником после полной дегазации газо- воздушной смеси
и исчезновения пены с поверхности топлива, определяют погрешность
показаний средств измерений в ТРК с дозаторами.
Объем нефтепродукта в резервуаре, соответствующий определен-
ному взливу, определяют по градуировочным (калибровочным) табли-
цам и затем путем умножения на плотность переводят в массовые еди-
ницы.
127
Для градуировки резервуаров вместимостью до 100 м ! исполь-
зуются передвижные установки, например, «ТОКАР». Передвижная
установка ТОКАР позволяет проводить комплексные работы по мет-
рологическому контролю измерительного оборудования АЗС: топ-
ливораздаточных колонок, резервуаров, автозаправщиков, мерников.
В комплектацию ТОКАР входят: счетчики объема жидкости, пре-
образователь уровня типа «Струиа-М», насосный агрегат, преобра-
зователь температуры топлива для счетчика жидкости, бортовой
компьютер с принтером, электронный блок управления и другое обо-
рудование.
5.5. Технологическое оборудование АЗС
Технологическое оборудование АЗС и АЗК по своему функцио-
нальному назначению подразделяется на следующие группы:
- оборудование для хранения топлива и масел;
- оборудование для выдачи топлива и масел потребителям (топли-
вораздаточные, смесераздаточные и маслораздаточные колонки);
- оборудование для управления колонками и автоматизации тех-
нологических процессов на станции;
- оборудование для технического обслуживания и ремонта автомо-
билей;
- оборудование для мойки автомобилей;
- торговое и сервисное оборудование для АЗК с магазинами, бара-
ми, ресторанами и пр.;
- оборудование для защиты окружающей среды (в т. ч. для очист-
ки ливневых и бытовых стоков);
- оборудование противопожарное (в т.ч. молниезащита).
К основному технологическому оборудованию АЗС относятся
резервуары и резервуарное оборудование, ТРК с аппаратурой управле-
ния и контроля, технологические трубопроводы (рис. 5.11).
5.5.1 Резервуары АЗС
Для хранения топлива и масел на АЗС и АЗК применяются под-
земные и наземные металлические резервуары вертикального и гори-
зонтального типов, одно- и многокамерные. Их технические характери-
стики приведены в табл. 5.2, 5.3, а общий вид резервуаров с оборудова-
нием - на рис. 3.18, 3.19, 3.20 и 5.12.
128
Таблица 5.2
Техническая характеристика горизонтальных резервуаров
для хранения нефтепродуктов на АЗС и АЗК
Номинальная | вместимость, mj НаружныйП диаметр, мм Длина,! мм Толщина метал-| ла стенок, мм Ориентировочная 1 масса, кг
5 1846 2036 3 450
10 2220 3100 4 980
25 2760 4280 4 1900
50 2870 8480 4 3370
Таблица 5.3
Техническая характеристика вертикальных резервуаров
для хранения нефтепродуктов на АЗС и АЗК
Номинальная вместимость, mj Обозначение резервуаров Наружный диаметр, мм Высота, мм Толщина металла стенок, мм Масса, кг
5 РВ -5 1788 2018 4 473
10 РВ- 10 2233 2579 4 840
15 РВ - 15 2806 2518 4 1140
25 РВ - 25 3186 3218 4 1750
Технические характеристики двухстенных горизонтальных резер-
вуаров приведены в табл. 5.4.
Таблица 5.4
Техническая характеристика горизонтальных резервуаров
с двойными стенками
Номиналь- ная вме- стимость, mj Наруж- ный диаметр, мм Длина, мм Объем межстенного пространства, mj Толщина металла стенок, мм Ориентиро- вочная масса, кг
наруж- ных внутрен- них
10 2320 2800 0,25 4 4 2900
25 2320 6400 0,52 4 4 4700
50 2320 12200 0,95 5 5 7300
75 3240 7900 1,1 5 5 11500 |
100 3240 12700 ' ! 1,4 6 6 16100 |
Резервуары могут быть одностенными и двухстенными (рис .5.13).
Резервуары для хранения топлива на блочных, модульных и кон-
тейнерных АЗС должны выполняться двухстенными, на традиционных
АЗС - как одно-, так и двухстепными.
129
Рис. 5.11. Схема установки технологического оборудования на ЛЗС
1 - топливораздаточная колонка (ТРК); 2 - фланец; 3 - трубо-
провод подачи топлива; 4 - задвижка для нефтепродуктов (30с41нж); 5
- огневой предохранитель (ОП-50ЧА); 6 - клапан приемный (КП-40);
7 - замерный трубопровод; 8 - люк замерный (ЛЗ-80); 9 -клапан дыха-
тельный совмещенный (СМДК 50 ЧА); 10 - уровнемер «Струна-М» с
датчиком; И - трубопровод налива; 12 - огневой предохранитель (ОП-
100 ЧА); 13 - электромагнитный клапан отсечки (КРТ); 14 - фильтр
грубой очистки; 15 - муфта сливная (МСМ); 16 - сливной колодец; 17
- технологическая шахта; 18 - вентиляционная решетка; 19 - железо-
бетонный колодец; 20 - ложемент; 21 - зонд для определения утечек из
резервуара; 22 - одностенный резервуар.
130
Рис. 5.12. Резервуар вертикальный подземный одностенный
131
Рис. 5.13. Резервуар двухстенный V = 25 м:!
1 - датчик верхнего уровня топлива; 2 - предохранительный клапан системы герметичности резер-
вуара; 3 - шаровой кран линии выдачи; 4 - муфта соединительная линии выдачи; 5 - крышка зачистной
трубы; 6 - труба замерная; 7 - люк технологического лаза; 8 - манометр системы герметичности резерву-
ара; 9 - кран трехходовый; 10 - технологический отсек; И - линия наполнения; 12 - обратный клапан
линии выдачи; 13 - линия выдачи; 14 - линия обесшламливания; 15 - линия деаэрации; 16 - дыхатель-
ный клапан; 17 - вентиль D 50 линии деаэрации; 18 - крышка замерной трубы; 19 - клапан линии
наполнения; 20 - линия флегматизации; 21 - муфта установки системы контроля герметичности меж-
стенного пространства; 22 - огнепреградитель; 23 - модульная коробка.
В городах и населенных пунктах обязательно должны устанавли-
ваться резервуары с двойной стенкой н контролем межстенпого про-
странства типа РГС - 25, 50, 75, 100.
На АЗС, размещаемых вне территории населенных пунктов и
предприятий, допускается использование технологических систем с од-
ностопными резервуарами при выполнении следующих требований.
Единичная вместимость резервуаров не должна превышать 10 м:!.
Резервуары контейнера хранения топлива должны быть установ-
лены в емкость (сосуд) для сбора аварийного пролива топлива. Вмести-
мость указанной емкости должна быть не менее объема наибольшего из
резервуаров контейнера хранения топлива.
При установке нескольких резервуаров в общую емкость для сбора
аварийного пролива топлива эту емкость следует секционировать пере-
городками высотой, равной половине высоты ее борта, и размещаемы-
ми между резервуарами. Перегородки должны быть выполнены из не-
горючих материалов. Места соединений перегородок с указанной емко-
стью должны быть герметичными.
Схема врезок в технологическом отсеке двухстенного резервуара
дана на рис. 5.14.
Рис. 5.14. Схема врезок в технологическом отсеке двухстенного
резервуара
1 - труба замерная; 2 - линия обесшламливання’, 3 - пиния напол-
нения; 4 - линия выдачи; 5 - датчик верхнего уровня ,6 - врезка маномет-
ра с предохранительным клапаном; 7 - труба дня стравливания воздуха .
133
Контейнеры хранения топлива должны быть оборудованы авто-
матическими установками пожаротушения (например, самосрабатыва-
ющими огнетушителями).
Подземные одностенные резервуары для хранения топ нива дол-
жны устанавливаться внутри оболочек, выполненных из материалов ,
устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в ус-
ловиях и в течение времени эксплуатации, а также исключающих про-
никновение утечек топлива в грунт из внутреннего пространства, обра-
зуемого стенками оболочек и резервуаров. Свободное пространство меж-
ду указанными стенками должно быть заполнено (с уплотнением) не-
горючим материалом, способным впитывать в себя топливо.
Одностенные наземные резервуары могут устанавливаться на
фундамент без вертикальных стенок.
В двухстенных резервуарах межстенное пространство заполняет-
ся негорючей жидкостью с плотностью, превышающей плотность топ-
лива, либо инертным газом. В случае заполнения межстенного простран-
ства резервуара горючей жидкостью ее температура вспышки не долж-
на превышать 100"С.
Двухстенные резервуары должны быть оборудованы системой
объединенного и непрерывного контроля герметичности их межстенно-
го пространства, обеспечивающей автоматическую сигнализацию о раз-
герметизации световым и звуковым сигналами персоналу АЗС и авто-
матическое прекращение наполнения резервуара. Для двухстенных ре-
зервуаров традиционных АЗС допускается предусматривать периоди-
ческий контроль их герметичности.
Межстенное пространство таких резервуаров контролируется не-
сколькими методами, позволяющими определить целостность внутрен-
ней стенки резервуара:
- контроль избыточного давления инертного газа;
- контроль межстенного пространства на наличие паров углеводо-
родов;
- контроль наличия нефтепродуктов в расширительном бачке ре-
зервуара при заполнении межстенного пространства незамерзаю-
щей жидкостью.
О герметичности внешнего и внутреннего резервуаров можно су-
дить по изменению уровня жидкости в межстенном пространстве.. Су-
ществует модификация двухстенных резервуаров подземного размеще-
ния, в которых индикация утечек топлива в межстенное пространство
осуществляется сигнализатором довзрывоопасиых концентраций паров
топлива. При этом осуществляется периодический контроль герметич-
134
пости путем создания небольшого (20 - 40 кПа) избыточного давления
в межстенном пространстве.
Многокамерные резервуары (рис. 5.15) используются для хране-
ния одновременно двух и более типов топлива.
Рис. 5.15. Двухкамерный двухстенный резервуар V = 25x2/50 м1.
1 - линия выдачи; 2 - линия обесшламливания; 3 - линия деаэ-
рации; 4 - линия наполнения; 5 - линия контроля уровня топлива', 6 -
датчик верхнего уровня; 7 - система контроля герметичности межстен-
ного пространства жидкостным заполнением в комплекте; 8 - патрубок
присоединения линии деаэрации.
Для каждой камеры многокамерного резервуара должны выпол-
няться мероприятия, предусматриваемые для однокамерного резервуа-
ра. Одновременное хранение бензина и дизельного топлива в различ-
ных камерах одного резервуара допускается только в двухстенных ре-
зервуарах, камеры для бензина и дизельного топлива которых разделе-
ны двумя перегородками с обеспечением контроля герметичности меж-
церегородочного пространства.
Для стационарных АЗС характерно подземное расположение ре-
зервуаров. Как правило, имеется несколько резервуаров для различных
марок топлива и автомобильных масел, располагаемых в одной или не-
скольких группах с общими или отдельными линиями деаэрации, на-
полнения и выдачи топлива и системами контроля. Резервуары изго-
тавливаются из листовой стали толщиной 4-5 мм. Днища резервуаров
могут выполняться сферическими (выпуклыми), конусными иди плос-
кими. Для жесткости плоские днища снабжаются ребрами .Обечайка
135
резервуара состои т из колец, сваренных внахлест. Внутри обечайки при-
вариваются кольца и треугольники жесткости из угловой стали. Для
перетока жидкости в нижней части колец жесткости делают отверстия.
Для крепления резервуара к фундаменту к наружным стенкам обечай-
ки привариваются четыре скобы. В верхней части обечайки вварена гор-
ловина, через которую можно проникнуть внутрь резервуара для его
проверки и очистки. Горловина закрыта крышкой, которая поставлена
на бензостойкой прокладке и закреплена болтами. В крышке имеются
отверстия с фланцами для крепления трубопроводов, связывающих ре-
зервуар с ТРК, сливным и воздушным трубопроводами, а также с уст-
ройством для измерения уровня жидкости в резервуаре.
В контейнерных автозаправочных станциях применяются ре-
зервуары вместимостью от 5 до 20 м!. Их конструкция зависит от
конструкции КАЗС. Они могут быть цилиндрической или прямоу-
гольной формы, с одним или двумя отсеками для одновременного
хранения одного или двух видов топлива. Располагаются они в кон-
тейнерах (блоках) хранения топлива. Толщина стенок таких резер-
вуаров 3-4 мм.
Эксплуатируемые в настоящее время в России контейнеры хра-
нения топлива для АЗС с наземным расположением резервуаров харак-
теризуются следующими особенностями:
- резервуары для топлива могут быть установлены в металличес-
кие боксы либо размещаться открыто без установки в бокс;
- резервуары могут быть одностенными с теплоизоляцией и без нее,
и двухстенными;
- заполнение резервуаров осуществляется с использованием либо
насосов технологической системы, либо автоцистерны;
- налив топлива в резервуар из автоцистерны может осуществляться
по трубопроводам (автоцистерна устанавливается на определен-
ном расстоянии от резервуара) либо непосредственно через со-
единительное устройство на резервуаре;
- на резервуарах устанавливается верхняя или нижняя разводка
трубопроводов;
- обесшламливанпе (удаление воды с включениями твердых час-
тиц и остатков топлива при полном опорожнении резервуара) ве-
дется с помощью специального оборудования закрытым или от-
крытым способом;
- имеются существенные различия в оснащении контрольной, из-
мерительной, предохранительной и другой аппаратурой и обору-
дованием.
136
При заполнении межстениого пространства резервуара модуль-
ных и контейнерных АЗС горючей жидкостью под резервуаром должен
устанавливаться поддон, выполненный из негорючих материалов и ис-
ключающий растекание этой жидкости за пределы поддона при разгер-
метизации внешней стенки резервуара.
Внутренние резервуары должны быть оснащены предохранитель-
ными мембранами или клапанами с давлением срабатывания не более
130 кПа.
Для хранения нефтепродуктов на АЗС блочного исполнения ис-
пользуются специальные блоки хранения топлива. На рис. 5.16 показан
такой блок, выпускаемый производственным объединением «Петро-
НефтьСпецКонструкция». Блок используется на АЗС с размещением
ТРК над резервуаром. Блок хранения топлива комплектуется двухстен-
ным резервуаром V = 40 м3 (20 + 20), приспособленным для хранения
Резервуар, входящий в состав комплекта блока, оснащен всем тех-
нологическим оборудованием согласно требований пожарной безопас-
ности.
К резервуарам для хранения нефтепродуктов на АЗС и АЗК
предъявляются требования, перечисленные в табл .5 5.
137
Таблица 5.5
Требования, предъявляемые к резервуарам АЗС и АЗК
[Хлотность хранимого нефтепродукта, т/м3, не более 1,0
Внутреннее избыточное давление, МПа, не более Разрежение, МПа, не более Q07 0,001
Максимально допустимое заглубление резервуара, м, не более 1,2
Допустимые геометрические отклонения резервуаров, мм:
по длине резервуара ± 10
по длине окружности цилиндра ±20
разность диаметров в одном сечении ± 10
отклонение образующей цилиндра от прямой линии, не более ± 1/150
При изготовлении и ремонте таких резервуаров проводится их
проверка на герметичность:
- избыточным давлением воздуха в резервуаре 0,025 МПа, при этом
должны отсутствовать пузырьки воздуха на сварных швах, сма-
занных мыльной эмульсией;
- гидравлическим испытанием под давлением, превышающем ра-
бочее на 25% в течение 3 минут, при этом течь или «потение» сте-
нок и сварных швов не допускается.
Каждый резервуар оборудуется сливным устройством для сли-
ва топлива из автоцистерн, устройством для замера уровня в резерву-
аре (уровнемером или трубой для введения метроштока), приемной
трубой топливораздаточной колонки с приемным клапаном внутри
резервуара на конце трубы. Резервуар имеет горловину, размер кото-
рой позволяет производить ревизию внутри резервуара и его перио-
дическую чистку. Горловины резервуаров закрываются крышками. При
необходимости на резервуаре могут быть выполнены две горловины.
Резервуар оснащается дыхательным клапаном, позволяющем во вре-
мя эксплуатации поддерживать постоянное рабочее давление внутри
резервуара.
Двустенные резервуары оборудуются дополнительным оборудо-
ванием для заполнения межстенного пространства газом или жидкостью
и приборами для контроля этого пространства.
Сливное устройство (рис. 5.17) состоит из приемного патрубка с
быстроразъемной муфтой, сливного фильтра с гидравлическим затво-
ром, задвижки, огневого предохранителя и сливной трубы.
Сливная муфта (рис. 5.18) обеспечивает герметичность подсое-
динения сливного рукава автоцистерны к приемному устройству резер-
вуара при сливе нефтепродуктов.
138
139
Рис. 5.17. Сливное устройство
1 - патрубок сливной; 2 - муфта сливная; 3 - фильтр сливной; 4 - задвижка; 5 - предохранитель
огневой; 6 - линия наполнения.
Рис. 5.18. Муфта сливная металлическая для нефтепродуктов МСМ
1 - корпус; 2 - крышка; 3 - ниппель; 4 - гайка; 5 - откидной
упор; 6 - уплотнительное кольцо.
140
Муфта устанавливается на резьбовую часть приемного патруб-
ка или фильтра с герметизирующим уплотнением. Ниппель 3 уста-
навливается в манжету напорно-всасывающего рукава автоцистерны.
Крепление рукава осуществляется двумя хомутами.
Перед началом слива необходимо снять крышку 2, поворачи-
вая гайку 4 против часовой стрелки, повернув откидные упоры 5.
Вместо крышки устанавливается напорно-всасывающий рукав авто-
цистерны с ниппелем 3. Откидные упоры устанавливаются в рабочее
положение над фланцами ниппеля и вращением гайки 4 по часовой
стрелке производится соединение торца ниппеля 3 с резиновым коль-
цом 6 и уплотнение всего соединения.
Огневой предохранитель (рис. 5.19) служит для защиты от по-
падания открытого огня, искр внутрь резервуаров для хранения топ-
лива в случае возникновения пожара на территории АЗС. Он уста-
навливается на линиях наполнения. На линиях выдачи нефтепродук-
тов, деаэрации и рециркуляции используется огнепреградитель уг-
ловой ОПУ - 50 (рис. 5.19).
Внутри корпуса устанавливается сменная кассета, которая фик-
сируется пружиной. Кассета представляет собой алюминиевый кар-
кас, обтянутый латунной сеткой. Через мелкую латунную сетку филь-
труют нефтепродукты, поступающие из резервуара в топливоразда-
точные колонки. Теплоемкость этой сетки обеспечивает гашение пла-
мени в случае его возникновения в трубопроводе.
При надземном (наземном) расположении резервуаров для хра-
нения нефтепродуктов на сливном устройстве между фильтром и вер-
тикальной наружной трубой через фланцевые соединения и герме-
тичные прокладки из маслобензостойкой резины крепится клапан об-
ратный (рис. 5.20), который предназначен для удержания стока неф-
тепродукта в сливных трубопроводах.
При сливе нефтепродукта в резервуар давление, создаваемое
насосом, открывает входное отверстие корпуса, куда поступает неф-
тепродукт. При окончании слива нефтепродукта, насос отключается,
и давление в сливном устройстве сбрасывается. Клапан под весом
столба нефтепродукта в сливной трубе перекрывает входное отвер-
стие корпуса и надежно удерживает нефтепродукт в сливном устрой-
стве, что позволяет избежать пролив нефтепродукта после оконча-
ния его слива.
Техническая характеристика сливных устройств приведена в
табл. 5.6.
141
Рис. 5.19. Огнепреградитель угловой ОПУ - 50
1 - кассета, 2 - корпус; 3 - крышка; 4 - шайба; 5 - гайка; 6 - болт
откидной; 7 - кронштейн; 8 - кольцо; 9 - пружина; 10 - прокладка;
И - шплинт.
142
Рис. 5.20. Клапан обратный для нефтепродуктов КОН - 80А
1 - корпус; 2 - клапан в сборе; 3 - прокладка.
143
Таблица 5.6
Техническая характеристика сливных устройств
Показатели i Модели устройства МУ 91 - 12 , ЛЗ'Г.5 - 885 -800 , '
Место установки 1 Специальный колодец Крышка горлови- ны резервуара
Число приемных патрубков 1 2
Условный проход, мм:
приемных патрубков 50 50
сливной трубы 50 70
Номинальная производительность слива (самотеком), м3/ч 10 16
Материал фильтрующего элемента Латунная сетка Гофрированная нержавеющая лента
Габаритные размеры, мм:
высота 450 520
диаметр 300 350
Масса, кг 16 30
Всасывающее устройство резервуара или линия выдачи (рис. 5.13)
состоит из приемного клапана, всасывающего трубопровода и углового
огневого предохранителя. Приемный клапан, устанавливаемый в нача-
ле линии выдачи внутри резервуара, служит для предотвращения сли-
ва топлива из линии выдачи обратно в резервуар при выключении на-
соса топливораздаточной колонки. Техническая характеристика прием-
ных клапанов всасывающих устройств АЗС приведена в табл. 5.7.
Таблица 5.7
Техническая характеристика приемных клапанов всасывающих
устройств АЗС
Показатели Модель клапана
М -9134 АЗТ.5 -890-801*
Место установки клапана Нижний конец вса- сывающей трубы Крышка горлови- ны резервуара
Тип клапана Двухтарелочный Однотарелочный
Условный проход, мм 40 40
Материал фильтрующего элемента Габаритные размеры, мм: Латунная сетка Гофрированная нержавеющая лепта
высота 200 200 1S0
диаметр 160
Масса, кг 12 14,4
* Совмещен с угловым огневым предохранителем.
144
Дыхателыюс устройство резервуаров ЛЗС состоит из вентиляци-
онной трубы и дыхательного клапана, техническая характеристика ко-
торого дана в табл. 5.8.
Таблица 5.8
Техническая характеристика дыхательных клапанов резервуаров ЛЗС
Показатели Модель клапана ‘ СМДК - 50 1 АЗТ.5 - 890 - 802
Условный проход, мм 50 50
Избыточное давление открытия клапана, МПа 0,025 0,01
Габаритные размеры, мм 400x260x350 188x196x112
Масса, кг 7 5
Замерное устройство резервуаров АЗС состоит из направляющей
(зондовой) трубы и метроштока. Для предохранения от новообразова-
ния при замере и удлинения срока службы метроштока на конец ниж-
него звена устанавливается контрольный наконечник из цветного ме-
талла.
Помимо линий наполнения и выдачи на резервуарах предусмат-
риваются линия деаэрации, линия рециркуляции и система флегмати-
зации.
Система флегматизации - комплекс оборудования, обеспечива-
ющий защиту от возможного воспламенения паровоздушной смеси топ-
лива внутри технологического оборудования. Флегматизация осуществ-
ляется путем наполнения инертным газом свободного пространства тех-
нологической линии.
Существуют объединенные системы деаэрации и рециркуляции,
совмещенные с системой флегматизации (рис. 5.21), для чего к системе
деаэрации и рециркуляции подключается дополнительная линия с ком-
пенсационным резервуаром под инертные газы.
Совмещенная система флегматизации снижает до минимума пе-
риодичность срабатывания дыхательной аппаратуры за счет увеличе-
ния объема газообменной системы, что позволяет снизить выброс, па-
ров в атмосферу.
Резервуарное оборудование должно обеспечивать высокую надеж-
ность работы в любых погодных условиях. Поэтому оно должно осна-
щаться объективными методами контроля. Так, дыхательные клапаны
должны оснащаться мановакуумметрами, которые по разности давле-
ния должны показывать работоспособность дыхательного клапана.
Резервуары для хранения топлива должны быть оборудованы
системами предотвращения нх переполнения, обеспечивающими при
145
146
1
Рис. 5.21. Объединенная система деаэрации и рециркуляции резервуаров АЗС
1 - пламегаситель; 2 - клапан дыхательный; 3 - пламегаситель; 4 - арматура запорная;
5 - муфта соединительная; 6 - клапан обратный
достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым
и звуковым сигналами персоналу АЗС, а при 95%-ном заполнении -
автоматическое прекращение наполнения резервуара не более чем за 5
с. Если особенности технологической системы позволяют осуществлять
прекращение наполнения резервуара топливом только в автоматичес-
ком режиме, то допускается вместо указанной сигнализации предусмат-
ривать сигнализацию об автоматическом прекращении наполнения при
достижении 95%-ного заполнения.
Если вероятность отказа автоматических систем предотвращения
переполнения резервуаров, непрерывного контроля герметичности меж-
стенного пространства резервуаров и трубопроводов, обнаружения уте-
чек топлива или его паров, а также контроля пропускной способности
линий деаэрации или рециркуляции превышает 10в год, то следует
предусматривать либо дублирование их элементов, обеспечивающее
выполнение функционального назначения систем, либо самоконтроль
исправности, обеспечивающий автоматическое отключение ТРК и ис-
ключение возможности наполнения резервуаров при возможных неис-
правностях указанных систем.
Ввод трубопроводов в резервуары для хранения топлива должен
осуществляться только в местах, расположенных выше номинального
уровня заполнения их топливом.
Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность
проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от
остатков хранимого топлива, дегазации и продувки при ремонте и ис-
ключать необходимость проведения на них сварочных работ при мон-
таже на строительной площадке.
Подземный резервуар устанавливается в котловане и засыпается
грунтом. Над резервуаром устраивается островок высотой 20 см от про-
езжей части. По периметру островок выкладывается бордюрным кам-
нем. Устойчивость грунта на глубине 1,5 - 2,0 м должна быть не менее
1,5 МПа. Резервуар можно устанавливать и при наличии грунтовых вод.
Установившийся уровень грунтовых вод не должен превышать отметки
минус 1,0 м, принимая за нулевую отметку уровень поверхности остро-
вка. В сухой грунт резервуар устанавливается на песчаную подушку
толщиной 30 см, засыпанную в котлован и уплотненную. В водонасы-
щенных грунтах резервуар устанавливается на бетонном фундаменте и
крепится к нему стальными хомутами. Такая конструкция фундамен-
тов предотвращает всплытие резервуара при его опорожнении . Засып-
ка резервуара в котловане производится слоями толщиной 10 см с по-
ливкой водой и тщательным утрамбовыванием. Глубина заложения ре-
117
зервуара от верхней образующей до поверхности островка должна быть
0,7 - 1,2 м в зависимости от емкости резервуара, а также от необходи-
мости углубления, вызванного уклоном всасывающего и других трубо-
проводов.
До и после установки резервуар должен быть испытан гидравли-
ческим давлением 1,5 - 2,0 МПа.
Конструкция резервуаров рассчитывается на применение в райо-
нах сейсмичностью до 7 баллов и расчетной температурой воздуха до
минус 65°С. Оборудование рассчитывается на температуру до минус
40"С.
Размеры резервуара тщательно измеряются для составления ка-
либровочных таблиц, позволяющих определить количество жидкости в
частично заполненном резервуаре.
Наружные поверхности резервуара и связанных с ним трубопро-
водов покрываются антикоррозийной изоляцией.
При установке резервуара на фундамент проверяют уровнем его
горизонтальность по крышке горловины и наружной цилиндрической
поверхности.
Над горловиной резервуара устраивается смотровой колодец с
внутренними размерами 1,2 на 1,2 м и глубиной около 1,0 м. Стенки
колодца выкладываются из кирпича и с внутренней стороны штукату-
рятся цементным раствором или делаются из стальных листов. Сверху
колодец должен быть закрыт крышкой.
5.5.2 Топливо-, смесе- и маслораздаточные колонки
Для выдачи топлива и масел потребителям применяются топли-
вораздаточные, смесераздаточные и маслораздаточные колонки различ-
ных конструкций. Все колонки, применяемые на АЗС и АЗК, должны
соответствовать ГОСТ 9018 «Колонки топливораздаточные. Общие тре-
бования». Основной задачей колонок является выдача потребителям
задаваемых доз топлива или масла с требуемой точностью (погрешность
отпуска дозы не должна превышать ± 0,5%).
На АЗС и АЗК используются, в основном, топливораздаточные
колонки, управляемые дистанционно с помощью специальных пультов
дистанционного управления либо с помощью специальных автоматизи-
рованных систем, в том числе и систем безналичного отпуска нефте-
продуктов.
В России одним из основных изготовителей топливораздаточных
колонок является Серпуховское открытое акционерное общество «Ав-
148
тозаправочная техника» (ОАО АЗТ), производство колонок па котором
впервые было организовано в 1947 году.
Первым представителем отечественной топливораздаточной ко-
лонки было колбовая колонка модели 318 с ручным приводом.
В настоящее время ОАО АЗТ производит выпуск колонок с рас-
ходом 50 л/мин серии 2000, многопостовых колонок серии 4000 с рас-
ходом 50 л/мин, колонок с повышенным расходом до 100 л/мин серии
6000, многопостовых блочных колонок с расходом 50 л/мин серии 5000.
В табл. 5.9 приведены краткие технические характеристики топ-
ливораздаточных колонок, выпускаемых ОАО АЗТ.
Таблица 5.9
Технические характеристики ТРК, выпускаемых ОАО «АЗТ»
Показатель Модель, наименование, серия ТРК
серия 2000 серия 4000 серия 6000
НАРА 27М1С НАРА 27М1Р НАРА 27М1Э НАРА 27М1ЭН НАРА 42-5 НАРА 41 - 16 НАРА 42-16 НАРА 61 - 16
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Номинальный расход колонки через один раз- даточный кран, л/мин 50 (+10/-5) 50 (+10/-5) 50 (+10/-5) 50 (+10/-5) 50 (+10/-5) 50 (+I0/-5) 50 (+10/-5) 100 (+10/-5)
Минимальная доза выдачи, л 2 2 2 2 2 2 2 10
Дискретность дозирова- ния, л 1 1 1 1 0,01 0,01 0,01 0,01
Класс точности ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25
Предел допускаемой основной погрешности колонок при температу- ре окружающей среды и топлива 20±5“С, относи- тельной влажности воздуха 30-80% и атмосферном давлении 630-800 мм рт.ст.,%, не более ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±025
Указатель суммарного учета: нижний предел показа- ний объема, л стрел. 2'сторон 100 ролик. 2хсторон 999 сегмент 2'сторок 999 сегмент эл. мех. 2'сторон 999 сегмент эл. мех. 2хсторо> 999,99 электр ж/к 2'сторо1 999,99 электр ж/к 2'сторон 999,99 электр ж/к 1 2'сторон 999,99
149
Продолжение таблицы 5.9
1 2 3 4 5 6 7 8 9
верхний предел показа- ний цены, руб. цена деления, л нет 1 нет 1 нез 1 нет 1 нет 0,01 9999999 0,01 9999999 0,01 9999999 0,01
Указатель суммарного учета верхний предел показаний, л ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999 ролик. 999999
Номинальная тонкость фильтрования, мкм 20 20 20 20 20 20 20 20
Двигатель тип мощность, кВт напряжение, в Зхфаз. 0,55 380 Зхфаз. 0,55 380 Зхфаз. 0,55 380 З'фаз. 0,55 380 З'фаз. 2x0,55 380 Зхфаз. 2x0,55 380 Зхфаз. 2x0,55 380 Зхфаз. 1,1 380
Длина раздаточного рукава, м 4 4 4 4 5,5 5,5 5,5 5,5
Условный проход всасывающего трубо- провода, м 40 40 40 40 40 40 40 40
Масса кг, не более 135 145 135 135 250 190 250 200
Количество постов выдачи топлива 1 1 1 1 2 1 2 1
ТРК серии 2000 - это одинарные топливораздаточные колонки с
механическим или электромеханическим счетчиком разового учета топ-
лива. Элементы облицовки ТРК серии 2000 (передние, задние, боковые
панели) выполнены из обычной тонкой листовой стали, покрыты син-
тетической грунтовкой и эмалью. Все панели съемные.
Узлы ТРК монтируются на каркасе из стального уголка. Измери-
тель объема - 4-х поршневой, из алюминиевого сплава с золотниковым
распределителем. Для уплотнения поршней используются кожаные ман-
жеты. Отсчетное устройство: роликового типа - для ТРК «Нара -
27М1», стрелочного типа - для ТРК «Нара - 27М1С», электромехани-
ческого типа - для ТРК «Нара - 27М1Э».
ТРК «Нара - 27М1ЭН» отличаются более современным внешним
видом и комплектуются 5-ти разрядным электромеханическим табло.
Мощность двигателя - 0,55 кВт. Гидравлическая часть - бензонасос,
газоотделитель, поплавковая камера, фильтр грубой очистки. Раздаточ-
ный рукав длиной 5 м может быть ручного или автоматического дей-
ствия.
Вышеуказанные ТРК комплектуются дистанционными пультами
управления типа «Импульс - 1», «САПСАН», силовыми шкафами. К
основным преимуществам ТРК данного типа относятся:
150
- невысокая цена;
- простота конструкции;
- удобство в эксплуатации.
ТРК серии 4000 характеризуются блочио - модульной компонов-
кой, при которой устройство отображения информации и измеритель-
ная часть выполнены отдельными блоками, соединенными между со-
бой коммуникациями.
Корпус для размещения отсчетного устройства выполнен по тре-
бованиям ЭП - 54 и позволяет устанавливать различные виды табло,
как производства ОАО АЗТ, так и зарубежные, имеющие указатели цены,
разового учёта и стоимости. Такая конструкция позволяет заключить в
общий отсек все электрические и электронные элементы, обеспечить
высокую взрыво*- и пожарозащищенность, решить вопросы обогрева,
освещения, индикации и в дальнейшем производить замену в старых
колонках механических счётных устройств на электрические. Пример
таких ТРК - «Нара 42-16» и «Нара 41-16». Для клиентов очень важным
является и то, что возможен отпуск топлива с места установки ТРК с
помощью пульта управления. Также значительно уменьшается количе-
ство управляющих сетей от операторного блока до ТРК.
Наличие системы термоконтроля электронной части ТРК этой
серии позволяет эффективно использовать их в районах Крайнего Се-
вера. Корпус для размещения отсчётного устройства ТРК может быть
изготовлен по ЭП-44. В этом случае ТРК «Нара-42-5» комплектуется
специальным табло производства ОАО «Сатурн» (г. Омск), изготовлен-
ный по ЭП-54, имеющим только указатель количества отпущенных лит-
ров топлива. Модуль гидравлической системы является унифицирован-
ным для одно- двухрукавных ТРК и включает в себя', насосный агрегат,
сблокированный с системой газоотделения; блок управления, состоя-
щий из двойного магнитного клапана, датчика импульсов; заправочное
устройство, состоящее из смотрового стекла, заправочных шланга и кра-
на, держателя заправочного крана. По отдельному заказу модуль комп-
лектуется разрывной муфтой.
ТРК серии 6000 - колонки повышенной производительности.
Примером такой ТРК является «Нара 61-16». Отличительная особен-
ность ТРК этой серии - наличие насосного агрегата производительнос-
тью 100 л/мин, в остальном - узлы и внешний вид унифицирован с
ТРК серии 4000. ТРК серии 6000 рекомендуется использовать для зап-
равки грузового транспорта.
Многошланговые модульные ТРК серии 5000 для 1-4 видов
топлива обеспечивают оптимальные возможности оформления любой
151
ЛВС. В базовом исполнении эти ТРК, с одной стороны, можно исполь-
зовать как систему заиравки для одного вида топлива,с другой -как
систему заправки для четырёх видов топлива. Таким образом, этот тин
ТРК позволяет заправиться всеми видами топлива на одном месте зап-
равки и па удобном для обслуживания расстоянии.
Основными узлами этого типа ТРК являются блок управления и
индикации (один для 1-4 модулей гидравлических систем, унифици-
рован с ТРК серии 4000) и модуль гидравлической системы производи-
тельностью 100 л/мин, управляемый электромагнитными клапанами
двойного действия. К ним подключены два измерительных устройства
по 50 л/мин, по одному на каждую сторону заправочной площадки мо-
дульной ТРК. Заправочное устройство состоит из шланга, крана и уст-
ройства затяжки заправочного шланга. Смотровое стекло сблокировано
с заправочным краном.
Современные многотопливные ТРК «Россиянка» различных мо-
дификаций, отличительные параметры которых приведены в табл. 5.10,
выпускает Воронежский механический завод.
Таблица 5.10
Модификации колонки «Россиянка» и их отличительные параметры
Условное обозначение Модификация Кол-во видов топлива Кол-во шлангов Кол-во рабо- чих сторон
КОЛОНКИ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ*
2КЭ Д-50-0,25-1 Россиянка - 5 1 2 2
tt Россиянка - 4 2 2 2
tt Россиянка - 6 2 2 1
if Россиянка 2 4 2
tt Россиянка - 3 3 6 2
tt Россиянка - 7 4 8 2
колонки С ВСТРОЕННЫМ НАСОСОМ
п Россиянка - 1 2 2 1 2
ft Россиянка - 2 2 2 1
* Примечание: ТРК с погружным насосом могут быть установле-
ны на расстоянии до 80 м от резервуара
ТРК «Россиянка» характеризуется следующими параметрами;
• рабочий диапазон температур от - 40 до + 50"С;
• рабочий диапазон относительной влажности от 30 до 100%;
• точность 0,25% на литр отпускаемого топлива;
• электропитание 220 или 380 В;
• раздаточные пистолеты с автоматической отсечкой;
152
• производительность до 50 л/мип на шланг;
• электронное отсечное устройство с дискретностью 0,01 л;
• тонкость фильтрации 20 мкм;
• две системы иодачи топлива (напорная и всасывающая);
• несбрасываемый электронный счетчик;
• удобный клапан снижения производительности.
Температура выдаваемого топлива должна быть:
• для бензина - от - 40 до + 35ПС;
• для дизельного топлива и керосина - от - 40 до + 50°С (или до
температуры помутнения или кристаллизации).
Колонка может применяться для установки во взрывоопасной
зоне класса В - 1г.
Расшифровка записи условного обозначения колонки: 2 - двой-
ная; К - колонка; Э - стационарная с электрическим приводом; Д -
управление от дистанционного задающего устройства; 50 - номиналь-
ный расход 50 л/мин через каждую раздаточную линию; 0,25 - класс
точности 0,25; 1 - размещение сборочных единиц в одном корпусе.
Акционерное общество «Промприбор» (г. Ливны Орловской обл.)
выпускает ТРК модификаций: 1 КЭР - 50 - 0,4 - 2 - 1 (с ручным уп-
равлением); 1 КЭД - 50 - 0,25 - 2 - 1, 2 КЭД - 50 - 0,25 - 2 - 1,
технические данные которых даны в табл. 5.11.
Таблица 5.11
Технические данные ТРК, выпускаемых АО «Промприбор»
Номинальный расход, л/мин. 50
Верхний предел расхода, л/мин. 60
Нижний предел расхода, л/мин. 45
Цена деления, л I роликового устройства 0,01
'пульта 1 I
Погрешность, % 1 КЭР ±0,4
| 1 КЭД, 2 КЭД ±0,25
Длина раздаточного рукава, м 4
Мощность электродвигателя АИМ71 - А4, кВт 0,55
Условный проход раздаточного крана, мм 20
Масса, кг 1 КЭР 115
1КЭД 1 2КЭД _ 7 120' I 230
Колонки топливораздаточные предназначены для измерения объе-
ма топлива вязкостью от 0,55 до 45 мм2/с при температурах окружаю-
щей среды и топлива от - 40 до + 50?С. Колонки могут иметь механи-
ческое или электронное отсчетное устройство по требованию потреби-
153
теля. Для управления из операторной комплектуются ну питом дистан-
ционного управления или компьютерной системой управления АЗС -
по требованию потребителя.
Расстояние от смонтированной колонки до резервуара - нс бопее
18 метров.
Высота всасывания - не более 5 м. Условный проход всасываю-
щего трубопровода - 1,5”.
Новое поколение российских ТРК серии СА - 300 производит
ЗАО «Сиецавтоматика» (г. Серпухов), серии BMP - СП «С-БЕНЧ» (г.
Рязань), серии М 800, М 900 - СП «БИНМЕКСАН» (г. Москва).
ТРК серии СА - 300 (рис. 5.22) разработаны с учетом требова-
ний, предъявляемых к внешнему облику и техническому уровню совре-
менных АЗС.
Высокая эксплуатационная надежность колонок обеспечивает-
ся благодаря использованию в конструкции узлов и компонентов из-
вестных зарубежных производителей. С каждой стороны ТРК пре-
дусмотрено по два жидкокристаллических или электромеханических
дисплея с подсветкой на каждый вид топлива. Ниже приведены ос-
новные технические характеристики и модификации ТРК серии СА
- 300.
Основные технические характеристики ТРК серии СА - 300:
Производительность от 40 до 130 л/мин
Погрешность измерения не более ± 0,25%
Диапазон рабочих температур от - 4О‘’С до + 50"С
Габаритные размеры 800x410x2250 мм
Питание 3 фазы, 380 В, 50Гц
Модификации ТРК серии СА - 300
СА - 312 - один вид топлива на два пистолета производительнос-
тью не менее 40 л/мин на каждый пистолет при одновременной раздаче;
СА - 322 - два вида топлива на два пистолета производительностью
не менее 40 (80) л/мин на каждый пистолет при одновременной раздаче;
СА - 324 - два вида топлива на четыре пистолета производительно-
стью нс менее 40 л/мин на каждый пистолет при одновременной раздаче;
СА - 312Н, СА - 322Н, СА - 324Н - для напорной системы
подачи топлива в ТРК, максимальное удаление ТРК от резервуара с
топливом - до 100 м.
Топливораздаточные колонки «С-БЕНЧ» серии BMP представ-
ляют собой современное электронное мультипродуктовое модульное
оборудование, обеспечивающее высокий уровень обслуживания кпиен -
тов АЗС.
154
Рис. 5.22. ТРК серии СА - 300
155
Предприятие «С-БЕНЧ» выпускает \ типа (ЮНИОН СТАН-
ДАР/!, ЕВРОДАЙН, ПИАНО) и 26 стандартных комплектаций ТРК,
которые полностью сертифицированы и адаптированы к условиям экс-
плуатации на территории РФ.
ТРК «С-БЕНЧ» полностью соответствуют современным жестким
требованиям в области экологической и пожарной безопасности.
Расположенный в основании поддон обеспечивает частичную за -
держку пролитого из внутренних частей ТРК топлива.
Дизайнерские и конструкторские решения фирмы обеспечивают
удобство эксплуатации и обслуживания ТРК как для клиентов АЗС
(оптимальная высота установки гнезда раздаточного пистолета, считы-
ваемость показаний дисплея с любой точки), так и для обслуживающе-
го персонала (досягаемость любого узла, требующего обслуживания).
Все типы ТРК могут оснащаться системой рекуперации по выб-
ранной системе отбора паров.
Основные технические характеристики ТРК серии BMP:
• двойная фильтрация топлива (до 10 мк);
• производительность 45 - 90 - 130 л/мин (стандартный вариант
- 45 л/мин);
• максимальное рабочее давление - 0,18 МПа;
• максимальное удаление от емкостей - 35 м (при определенных
условиях до 100 м) при высоте подъема топлива 5,5 м;
• электродвигатель 3x380 В мощностью 0,75 кВт, взрывозащищен-
ный вариант, 1420 об/мин;
• диапазон рабочих температур от - 40 до + 50"С;
• четырехпоршневой расходомер с точностью измерения + 0,25%;
• количество пистолетов от 1 до 10;
• количество продуктов от 1 до 5.
СП «БИНМЕКСАН» производит колонки моделей «Quality» (се-
рия М-800 4 модификации) и Premium (серия М 900, 3 модификации)
с производительностью 45 и 70 л/мин, предназначенные для работы в
диапазоне рабочих температур от - 40 до + 60°С. Количество одновре-
менно заправляемых видов топлива варьируется от 1 до 4, количество
пистолетов от 1 до 8.
На рис. 5.23 в качестве примера показан общий вид колонки типа
1 КЭД - 50 - 0,25 - 1 «Нара - 28». Колонка состоит из гидравлической
части и отсчетного устройства. Принцип работы колонки поясняется
гидравлической схемой (рис. 5.24). На дистанционном устройстве
(пульт, компьютер или кассовый аппарат) задается доза . При сняти и
раздаточного крана автоматически включается чпектродвигчтечь - Под
156
1530
750
430
Рис. 5.23. Общий вид колонки на фундаменте
157
Рис. 5.24. Схема колонки гидравлическая принципиальная
1 - клапан приемный; 2 - фильтр; 3 - насос; 4 - газоотделитель;
5 - камера поплавковая; 6 - клапан электромагнитный; 7 - измеритель
объема; 8 - индикатор; 9 - рукав напорный; 10 - кран раздаточный;
11 - счетчик с датчиком импульсов.
158
действием разрежения, создаваемого насосом, топливо из резервуара
через приемный клапан поступает в насос. Насос подает топливо в га.зо-
отделитель. Через клапан и измеритель объема отмеренное количество
топлива поступает через раздаточный кран в бак потребителя.
ГГри поступлении топлива в газоотделитель скорость потока резко
снижается из-за увеличения проходного сечения потока жидкости, в ре-
зультате чего из топлива происходит наиболее полное выделение паров
топлива и воздуха как при малом, так и значительном его подсосе. Топ-
ливо из газоотделителя поступает в измеритель объема. Заполняя цилин-
дры, топливо приводит в движение поршни, которые перемещаются из
одного крайнего положения в другое. Поступательное движение поршня
вместе с кулисой, на которой он жестко закреплен, преобразуется во вра-
щательное движение вала, причем за один ход поршня коленчатый вал и
золотник поворачиваются на угол 180°. Вращение коленчатого вала с зо-
лотником дает возможность заполнять поочередно каждый из четырех
цилиндров, одновременно вытесняя топливо из противоположного ци-
линдра (два поршня закреплены на одной кулисе). Вращательное движе-
ние коленчатого вала измерителя объема передается через соединитель-
ную муфту на вал датчика расхода топлива. Насос получает вращатель-
ное вращение через клиноременную передачу от электродвигателя.
Рассмотрим более подробно отдельные узлы гидравлической схемы.
Клапан приемный (рис. 5.25) - обратный клапан, устанавливае-
мый в начале линии выдачи внутри резервуара и служащий для пре-
дотвращения слива топлива из линии выдачи обратно в резервуар при
выключении насоса ТРК.
Фильтр (рис. 5.26) предназначен дня предохранения гидравличес-
кой системы колонок от попадания посторонних твердых частиц, что
может привести к износу и поломке насоса и неточному замеру объема
нефтепродукта.
Различают фильтры грубой очистки (размер твердых частиц бо-
лее 80 - 100 мкм) и топкой очистки (размер твердых частиц до 20 мкм).
В фильтрах применяются либо сетки, либо разнообразные филь-
трующие материалы.
Насос топливораздаточной колонки предназначается для перекач-
ки топлива из резервуаров АЗС в баки автомашин. По принципу дей-
ствия эти насосы разделяются на насосы вытеснения и лопастные. К
насосам вытеснения относятся поршневые и крыльчатые, к лопастным
- вихревые и роторно - шиберные (пластинчатые).
Наибольшее распространение получили насосы роторно -шибер-
ного типа (рис. 5.27).
159
пана.
Рис. 5.25. Клапан приемный
1 — корпус; 2 — захлопка; 3 — седло кла-
Рис. 5.26. Фильтр
1 - фильтрующий элемент; 2 - корпус;
3 - клапан обратный.
Рис. 5.27. Роторно - шиберный насос
1 - вал насоса; 2 - подшипник; 3 - кольцо; 4 - втулка; 5 - гайка; 6 - шкив; 7 - крышка; 8 - втулка
распорная; 9 - кольцо; 10 - манжета; 11 - крышка подшипниковая; 12 - корпус; 13 - крышка глухая; 14
- клапан; 15 - пружина; 16 - винт регулировочный; 17 - прокладка; 18 - лопатка; 19 - ротор; 20 - пробка.
Некоторые фирмы - производители топливораздаточных koiiohoi
применяют многоступенчатые погружные насосы , которые устанавпи
ваются отдельно от ТРК внутри резервуаров с топливом на всасываю
щих линиях колонок. Такие насосы могут обслуживать либо одну ко
ломку, либо несколько колонок одновременно. Примером таких коло
нок могут служить колонки корпорации «Токхайм» (США) и «Росси
янка» Воронежского механического завода.
Топливные насосы должны иметь предохранительные клапаны
обеспечивающие постоянное давление топлива в нагнетательной линии
и обводную линию для топлива на случай включения ТРК при закры-
том топливораздаточном кране.
На стационарных топливораздаточных колонках или установках
со счётчиками жидкости монтируются обычно насосы с электрическим
приводом. В зависимости от условий работы колонки снабжаются од-
ним или несколькими насосами. В большинстве случаев на топливораз-
даточной колонке устанавливается один приводной насос. На случай
неисправности электропривода или кратковременных перерывов пода-
чи электроэнергии на некоторых колонках устанавливаются насосы,
работающие как от электрического, так и от ручного привода. На ко-
лонках для одновременного отпуска двух сортов топлива устанавлива-
ются два приводных насоса, а группа колонок для отпуска топлива из
одного резервуара-хранилища может обслуживаться одним насосом.
Газоотделители (рис. 5.28) топливораздаточных колонок предназ-
начены для отделения от топлива воздуха, который может попасть в него
при сливе топлива в резервуары, а также во всасывающий трубопровод
при работе топливного насоса колонки.
В большинстве случаев отделение воздуха от топлива в газоотде-
лителях происходит за счет резкого уменьшения скорости потока топ-
лива путем его прохождения через резко расширяющийся трубопровод.
Существуют конструкции газоотделителей для колонок, в которых га-
зоотделение осуществляется за счет закручивания потока топлива в тру-
бопроводе по винтовой линии. При этом жидкая фаза топлива, как бо-
лее тяжелая, центробежными силами прижимается к стенкам трубопро-
вода, а газовая фаза перемещается по центральной оси трубопровода,
она забирается через специальное отверстие и отводится из трубопро-
вода. Примером такого газоотделителя могут служить газоотделители
колонок фирмы «Беннет» (США).
В поплавковой камере (рис. 5.29) происходит некоторая конден-
сация паров топлива, осаждение частиц топлива, унесенного вместе с
паровоздушной смесью и выброс выделенного воздуха и паров в атмос-
162
1 - пробка; 2 - корпус; 3 - трубка; 4 - филь-
трующий элемент; 5 — корпус; 6 - пружина; 7 —
прокладка; 8 - винт; 9 - втулка; 10 - крышка; 11
- кольцо
Рис. 5.29. Камера поплавковая
1 - клапан игольчатый; 2 - корпус; 3 - по-
плавок; 4 - крышка.
фору. Жидкое топливо, осаждаемое в поплавковой камере, по мере на-
полнения камеры поднимает специальный поплавок, который открыва-
ет отверстие в дне камеры и выпускает топливо во всасывающий трубо-
провод колонки. В конце выпуска жидкого топлива из камеры отвер-
стие закрывается и работа поплавковой камеры продолжается.
Клапан электромагнитный - устройство для снижения расхода в
конце выдачи дозы с целью завершения работы колонки на малом рас-
ходе, что значительно повышает точность отпуска дозы. Различают кла-
паны электромагнитные одинарного или двойного действия (рис. 5.30).
Клапаны одинарного действия только снижают расход топлива в
конце выдачи дрзы.Жлапаны двойного действия дополнительно после
окончания выдачиУдозы полностью перекрывают трубопровод. Коман-
ды на снижение расхода и полное перекрытие трубопровода клапанам
дает система управления колонкой, включая или выключая электромаг-
ниты клапанов. В существующих колонках интервал между командой
на снижение расхода и окончанием выдачи дозы топлива составляет от
0,4 до 1 литра. И только у колонок, управляемых пультами дистанцион-
ного управления («Прогресс-М»), команда на снижение расхода пода-
ется за 3 литра до окончания выдачи дозы.
Измеритель объема (рис. 5.31) предназначен для измерения ко-
личества выдаваемого топлива.
Как правило, количество топлива в ТРК измеряется в единицах
объема. Отдельными производителями топливораздаточных колонок
делаются попытки измерения количества выдаваемого топлива в еди-
ницах массы. Но это пока не находит массового применения в топливо-
раздаточных колонках в связи со значительным усложнением их конст-
рукции. Метод измерения количества топлива в единицах объема наи-
более простой, но оп требует введения поправок на объемное измене-
ние количества топлива в зависимости от изменения температуры. Это
производится либо конструктивными элементами в колонке, либо пу-
тем пересчета с помощью специальных таблиц. В колонках обычно при-
меняются измерители объема уплотненного типа. Это, в основном, пор-
шневые измерители объема, в которых измерительными элементами
являются цилиндры, из которых топливо выталкивается поршнями.
Распределение потока по поршням осуществляется с помощью специ-
альных золотников. Перемещающиеся поршни вращают коленчатый вал,
с выходным концом которого связано отсчетное устройство .которое дает
цифровую информацию о количестве отпущенного топлива.
Отсчетные устройства могут быть различных конструкций.меха-
нические стрелочные, механические роликовые ,э лектронно-механичест
164
Рис. 5.30. Клапан электромагнитный двойного действия
1 - электромагниты; 2 - жиклер; 3 - крышка; 4 - корпус; 5 -
основной клапан; 6 - мембрана; 7 - жиклер; 8 - якорь; 9 - резиновые
уплотнения.
165
Рис. 5.31. Измеритель объема
1 - поршень; 2 - золотник; 3 - вал коленчатый; 4 - винт юстиро-
вочный; 5 - крышка; 6 - крышка; 7 - контргайка; 8 - корпус золотника;
9 - корпус; 10 - кулиса.
166
кие, электронные. Они могут отображать информацию только о вели-
чине выданной дозы или, дополнительно к этой информации, еще ин-
формацию о цене одного литра топлива и стоимости выданной дозы.
Все механические отсчетные устройства отображают еще информацию
о суммарном количестве топлива, выданного колонкой с момента ее ус-
тановки на АЗС.
Отсчетные устройства механического типа устанавливаются на
выходной вал измерителя объема либо имеют какую-либо механичес-
кую связь с ним. Отсчетные устройства электромеханического и элект-
ронного типа устанавливаются независимо от измерителей объема. В
некоторых конструкциях колонок они располагаются отдельно от са-
мой колонки на большом расстоянии от нее (например, в колонках япон-
ской фирмы «Токио Тацуно»), При использовании электромеханичес-
ких и электронных отсчетных устройств вводится дополнительный узел
- датчик импульсов, который устанавливается на выходной вал изме-
рителя объема и дает электрические импульсы электронному отсчетно-
му устройству, переводя каждый оборот выходного вала в строго опре-
деленное количество импульсов. А так как за один оборот измерителя
объема выдается строго определенное количество топлива (в зависимо-
сти от конструкции, 0,5 л или 1 л), то отсчетное устройство, в зависи-
мости от количества полученных импульсов, отображает информацию
о количестве отпущенного топлива в литрах. Эти же импульсы посту-
пают и на пульты дистанционного управления колонки. Колонка с элек-
тронными отсчетными устройствами имеет значительно больше воз-
можностей для автоматизации технологических процессов на АЗС, чем
колонки с механическими отсчетными устройствами.
Для связи с пультами дистанционного управления в колонках с
отсчетными устройствами механического типа также имеются датчики
электрических импульсов, которые вмонтированы в отсчетные устрой-
ства.
В гидравлической системе колонок обычно перед выходом разда-
точного рукава устанавливается индикатор (рис. 5.32) со стеклянным
колпачком или окном, через которое можно наблюдать за потоком топ-
лива, выходящего из колонки, и контролировать его загазованность. При
обнаружении в индикаторе пузырьков воздуха в топливе работа колон-
ки должна быть прекращена, т.к. это свидетельствует о нарушении гер-
метичности всасывающего трубопровода, из-за которого происходит
большой подсос воздуха вместе с топливом, с которым газоотделитель
колонки уже не справляется. Необходим ремонт всасывающего трубо-
провода.
167
Рис. 5.33. Устройство раздаточного крана
в
а
Рис. 5.32. Индикатор
1 - стаканчик бензостойкий; 2 - прокладка;
3 - кольцо уплотнительное.
1 - сливная труба; 2 - держатель пружины;
3 - корпус; 4 - отсечная пружина; 5 - отсечной
клапан; 6 - основной клапан; 7 - пружина основ-
ного клапана; 8 - пробка; 9 - шток; 10 - пружина
уплотнения; И - уплотнение; 12 - рычаг управле-
ния
Раздаточные рукава колонок выполняются обычно резинотканевы-
ми. В последнее время стали появляться рукава из полимерных материа-
лов. Работа раздаточных рукавов осуществляется в сложных условиях.
Часто происходят нх перегибы, скручивания. Возможны наезды на них
колесами заправляемых автомобилей. Поэтому на качество рукавов, ус-
танавливаемых на колонки, необходимо обращать особое внимание.
Для удобства потребителей выполняются конструкции колонок,
имеющих два раздаточных рукава, работающих от одной насосно-изме-
рительной системы. В этом случае при выдаче топлива через один ру-
кав второй блокируется специальным клапаном.
Находят широкое применение конструкции колонок, имеющих в
одном корпусе две насосно-измерительные системы, работающих само-
стоятельно, каждая на свой раздаточный рукав. Такими колонками мо-
жет осуществляться отпуск топлива двух сортов. Отсчетное устройство
такой колонки либо двойное, либо одинарное с блокировкой.
С целью обеспечения возможности выдачи топлива нескольких
сортов одной колонкой применяются многорукавные колонки (4, 6 и бо-
лее рукавов) с самостоятельными гидравлическими системами, работаю-
щими на свои рукава. Такие колонки представляют сплошные агрегаты,
позволяющие сокращать площади, необходимые для установки колонок.
На выходных концах раздаточных рукавов устанавливаются раз-
даточные краны или «пистолеты» (рис. 5.33). Они могут быть автома-
тическими и неавтоматическими. Краны имеют выходные патрубки,
которыми они вставляются в топливные баки заправляемых автомашин.
Открытие кранов осуществляется вручную, нажатием на специальные
рычаги. В зависимости от силы давления на рычаг регулируется сте-
пень открытия крана. В автоматических кранах при наполнении топ-
ливного бака до верхнего уровня, когда топливо достигает патрубка кра-
на, происходит его автоматическое закрытие. В неавтоматических кра-
нах закрытие осуществляется вручную. В этом случае существует риск
перелива бака и разлива топлива на землю, что крайне нежелательно с
экологической точки зрения.
Все описанные выше основные узлы колонки компонуются либо в
одном корпусе, либо могут быть разделены на два или три блока. Такое раз-
деление наиболее удобно в электронных колонках. Обычно в этих случаях в
отдельный блок выделяется насосно-измерительная система, а в другой блок
- раздаточный пост, состоящий из раздаточного рукава с краном и отсчет-
ного устройства, смонтированных на специальной стойке. Кроме того, из
раздаточного поста может быть выделено отсчетное устройство и установ пе-
на па удобном и видном месте, в стороне от раздаточного поста .
169
Описанные выше гопливоразда сочные колонки с пасоспо - изме-
рительной системой, выделенной в самостоятельный блок, удобны в
эксплуатации, т.к. они позволяют устанавливать насосно-измеритель-
ные блоки непосредственно у резервуаров в стороне от заправочных
островков, что сокращает длину всасывающих трубопроводов, умень-
шая тем самым гидравлические потери и потребляемую мощность элек-
тродвигателей, а также создает благоприятные условия для обслужива-
ния и ремонта пасоспо-измерительпых систем колонок.
В настоящее время па АЗС и АЗК России широкое применение
находят колонки зарубежных фирм. Представителями этих фирм, наи-
более завоевавшими отечественный рынок, являются; «Дрессер Вейн»
и «Токхайм» (США), «Танкаплагеп Зальцкоттен» (Германия),«Штайдт
и Бахманн» (Германия) и др.
Для всех типов ТРК зарубежных фирм характерно наличие мо-
ноблока - агрегата, в котором объединены три узла; насос, система га-
зоотделения, поплавковая камера. В такой конструкции агрегат являет-
ся очень компактным, повышается надежность ТРК за счет уменьше-
ния общего количества узлов. Вторым важным фактором Является ши-
рокое внедрение электроники на процессорной основе для управления
ТРК и управлением работы всей АЗС.
Из всего многообразия ТРК можно выделить два основных типа-.
- ТРК с объединенной гидравлической системой, в которой исполь-
зуется самовсасывающий насосный агрегат, развивающий опре-
деленное давление для подачи топлива из подземного резервуара
в бак транспортного средства;
- ТРК с погружным насосом. В этом случае гидравлическая часть
колонки оказывается разделенной на насосную и измерительную .
Преимущества и недостатки присутствуют и в том, и в другом
типе. Однако, ТРК с погружным насосом имеет одно существенное пре -
имущество, заключающееся в отсутствии участка гидравлической сис-
темы с высоким давлением. Наличие такого давления в магистралях от
резервуара до ТРК ведет к интенсивному образованию паровоздушных
пузырьков, затрудняющих работу ТРК, особенно в летние месяцы экс-
плуатации.
ТРК с объединенной гидравлической системой (традиционное
исполнение) в значительной степени подвержены указанным процес-
сам. В этой связи в технических характеристиках указываются следую-
щие данные:
- давление для бензина не должно превышать - 0,35 кгс/см2,для
дизтоплива - 0,5 кгс/см2;
170
- длина всасывающей магистрали - пе более 18 м.;
- глубина отбора топлива на подземного резервуара не должна пре-
вышать 4 м.
Учитывая, что сейчас достаточно много появилось АЗС с. раз-
витым сервисом, проектировщикам очень трудно выполнить указан-
ные требования по расположению колонок в 18 м от резервуаров. В
этом случае встает вопрос использования погружного насоса, кото-
рый поставляется зарубежными фирмами Однако, стоимость его вы-
сока, и, к тому же, отечественные ТРК не приспособлены для работы
с ними.
Научно - производственное предприятие по разработке и ос-
воению автозаправочной техники (ЗАО НПП АЗТ) выпускает но-
вую конструкцию ТРК «Север - 1», которая имеет гидравлическую
часть отечественного производства. Эта колонка выпускается в мо-
дификациях:
- одно-, двух-, трех-, четырехпостовом вариантах, т.е. предназначе-
на для выдачи одного, двух, трех или четырех сортов топлива,
причем отсчетное устройство может быть в двух вариантах:
- для указания количества в литрах 999,99 л ;
- для указания количества, стоимости и цепы за 1 л. (9999,99 л.,
9999,99 руб, 99,99 руб/л.).
ТРК «Север -1» подает топливо при расстояниях от резервуара
до заправочного островка до 60 м.
Смесераздаточные колонки предназначены для заправки транс-
портных средств с двухтактными двигателями смесью бензина с касто-
ровым маслом в различных пропорциях. Такие колонки в России пе
производятся. При необходимости на АЗС и АЗК устанавливают ко-
лонки зарубежных фирм.
За рубежом применяются смесераздаточпые колонки, которые из
двух видов бензина путем их смешивания в различных пропорциях по-
лучают и выдают потребителю топливо с различными октановыми чис-
лами. Однако, в России такой метод пе используется, поскольку бензи-
ны различных марок производят непосредственно на нефтеперерабаты-
вающих заводах.
Маслораздаточные колонки па АЗС применяются как отечествен-
ного производства, так и зарубежных фирм. Отечественные маслораз-
даточные колонки выпускаются по ГОСТ 11537 «Колонки маслоразда-
точпые. Общие технические требования». В табл. 5.12 в качестве при-
мера приведены технические характеристики двух отечественных мас-
лораздаточных колонок.
171
Таблица 5.12
Технические характеристики маслораздаточных колонок
моделей 367М и 367М3
Показатели Модели колонок
367М 367M3
Номинальная производительность, л/мин, не менее:
при температуре масла 20"С 8 10
при температуре масла 6°С 3,4 4
Допустимая погрешность показания счетчика для любых доз масла свыше одного литра, %, не более ±0,5 ±0,5
Рабочее давление, МПа 0,8- 1,5 0,8-1,5
У казатель разового отпуска Двухстрелочный Двухстрелочный
Возврат стрелки в нулевое положение Ручной Ручной
Длина раздаточного шланга, м 3,5 4
Внутренний диаметр шланга, мм 12 12
Мощность электродвигателя, кВт 1 1,5
Габаритные размеры, мм: маслоколонки 365x253x1120 225x330x1200
172
ГЛАВА 6
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ
И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СОКРАЩЕНИЮ
Потери нефтепродуктов на нефтебазах приводят к большому ма-
териальному и экологическому ущербу. Поэтому их сокращение - важ-
нейшая задача работников нефтебаз. Для того, чтобы успешно решать
ее, необходимо точно знать возможные источники потерь и причины их
возникновения.
6.1. Источники и причины потерь нефтепродуктов
Все виды потерь можно разделить на три группы: количествен-
ные, качественные и количественно - качественные.
Количественные потери нефтепродуктов являются следствием
неудовлетворительного технического состояния сооружений и обору-
дования нефтебаз, а также небрежности и халатности персонала. К ко-
личественным потерям нефтепродуктов приводят утечки, переливы или,
наоборот, неполный слив транспортных емкостей и резервуаров.
Основной причиной утечек нефтепродуктов на нефтебазах явля-
ется негерметичность резервуаров, трубопроводов, задвижек, насосов и
другого оборудования. Нередко встречаются переливы резервуаров, тары
и транспортных емкостей или их неполный слив вследствие халатнос-
ти персонала.
Следует отметить, что в отдельных случаях количественные по-
тери нефтепродуктов неизбежны. Так, при зачистке резервуаров в уда-
ляемом из них шламе велика доля нефтепродуктов.
Качественные потери возникают в результате смешения, загряз-
нения, обводнения и окисления нефтепродуктов.
Причинами смешения нефтепродуктов является перекачка раз-
личных нефтепродуктов по одному трубопроводу, либо прием отлича-
ющегося по свойствам нефтепродукта на остаток другого (при нехватке
резервуарной емкости, при неполном сливе и т. п.)^_
Загрязнение нефтепродуктов механическими частицами происходит
в результате их контакта с атмосферным воздухом, а также с металлом
трубопроводов и емкостей, покрытым продуктами коррозии. Некоторое
количество окалины выпадает в нефтепродукты с кровли резервуаров.
Обводнение нефтепродуктов происходит в результате конденса-
ции паров воды из воздуха, подсасываемого в резервуары, происходя-
щей в ночное время на охлажденной поверхности кровли и верхней ча-
173
стм обечайки. При хранении высоковязких нефтепродуктов причиной
обводнения может стать негерметичность подогревателей, в которых в
качестве теплоносителя используется пар.
Окисление нефтепродуктов происходит в результате их контакта
с атмосферным воздухом. Это приводит к образованию органических
кислот, смолистых веществ и осадков.
Количественно - качественные потери происходят при испарении
нефтепродуктов поскольку в данном случае не только уменьшается их ко-
личество, но и изменяются их качественные характеристики. В наибольшей
степени «страдают» от этого бензины, в меньшей - низколетучие светлые
нефтепродукты (керосины, дизельное топливо и т. д.). Практически неиспа-
ряющиеся масла, мазуты и смазки этому виду потерь не подвержены.
Потери от испарения возникают вследствие вытеснения паровоз-
душной смеси из резервуаров, тары и транспортных емкостей в силу
следующих причин:
- их заполнения продуктом (так называемые потери от «больших
дыханий»);
- превышения давления в газовом пространстве резервуаров над
атмосферным давлением либо вследствие падения последнего,
либо в результате увеличения температуры в газовом простран-
стве при смене ночи днем (потери от «малых дыханий»);
- дополнительного насыщения газового пространства парами нефте-
продукта после окончания выкачки (потери от «обратного выдоха»);
- вентиляции газового пространства при наличии двух и более от-
верстий в кровле и верхних поясах резервуара, расположенных
на разной высоте.
При испарении бензинов вследствие потерь легких фракций по-
нижается октановое число и давление насыщенных паров, повышается
температура начала кипения и выкипания различных фракций.
6.2. Мероприятия по сокращению потерь
Основным путем уменьшения количественных потерь нефтепро-
дуктов является предотвращение их утечек, переливов и неполного сли-
ва. Для этого необходимо прежде всего обеспечить поддержание трубо-
проводов, резервуаров и оборудования в хорошем техническом состоя-
нии. Достигается это их периодической диагностикой, а также метода-
ми профилактических ремонтов (текущих, средних и капитальных).
Важным является обеспечение ответственного и внимательного отно-
шения к делу обслуживающего персонала.
174
Для уменьшения качественных потерь нефтепродуктов необходи-
мо прежде всего предотвращать их смешение. При смене содержимого надо
обязательно производить зачистку резервуаров и транспортных емкостей.
Тем более должен быть исключен прием одного нефтепродукта на остатки
другого. По одному трубопроводу допускается перекачка нефтепродуктов,
не ухудшающих в значительной степени качества друг друга (принадле-
жащих к одной группе). Должен быть обеспечен режим перекачки, обес-
печивающий небольшой объем смеси в зоне контакта нефтепродуктов.
Для предотвращения загрязнения нефтепродуктов мехпримеся-
ми применяют внутренние защитные покрытия трубопроводов и резер-
вуаров. Удаление мехпримесей из нефтепродуктов осуществляют их
отстаиванием и фильтрованием.
Воду, попадающую в нефтепродукты, также отстаивают, а затем
дренируют.
Уменьшение количественно - качественных потерь обеспечивает-
ся проведением мероприятий по борьбе с потерями нефтепродуктов от
испарения. Все эти мероприятия могут быть разделены на две группы:
1) уменьшающие объемы «выдохов» резервуаров;
2) уменьшающие концентрацию углеводородов в «выдохах».
К первой группе методов относится применение газоуравнитель-
ных систем и газовых обвязок, а также организационных мероприятий.
Газоуравнительной системой (ГУС) называется система трубо-
проводов, объединяющих газовые пространства резервуаров с одинако-
вым нефтепродуктом. Благодаря этому, в тех случаях, когда операция
заполнения одних резервуаров совпадает по времени с опорожнением
других, часть паровоздушной смеси из заполняемых резервуаров вытес-
няется не а атмосферу, а в опорожняемые резервуары. Доля паровоз-
душной смеси, перетекающей из одних резервуаров (сокращение потерь)
в другие характеризуется коэффициентом совпадения операций. Его
величина определяется на основании обработки данных о приеме и от-
пуске нефтепродукта. Для большинства нефтебаз величины коэффици-
ентов совпадения операций малы.
Газовая обвязка отличается от ГУС наличием специального га-
зосборника. Он служит для того, чтобы аккумулировать часть паровоз-
душной смеси при несовпадении операций закачки - выкачки. Благода-
ря этому сокращение потерь нефтепродуктов при применении газовой
обвязки больше, чем при применении ГУС.
Применяются газосборники постоянного и переменного объема.
В первых аккумулирование паровоздушной смеси происходит благода-
ря небольшому избыточному давлению, на которое рассчитана дыхатель-
175
пая арматура. Наибольший перепад давления, идущий па аккумулиро-
вание - это сумма уставок клапанов давления и вакуума, т. е. около 2200
На, что составляет около 2,2 % от атмосферного давления. По законам
газового состояния на столько же сокращается и объем «выдоха», что
совершенно недостаточно.
Газосбориики переменного объема изготавливают из эластичных
материалов, либо из тонколистового металла. Однако эластичные (на-
пример, резино-тканевые) газосбориики недолговечны, а газосбориики
из тонколистового металла (например, типа «дышащий баллон») нена-
дежны.
К организационным мероприятиям, приводящим к уменьшению
объема «выдохов» относятся:
- хранение нефтепродуктов при максимальном заполнении резер-
вуаров (снижаются потери от «малых дыханий»);
- сокращение числа внутрискладских перекачек (снижаются поте-
ри от «больших дыханий»);
- контроль за герметичностью дыхательной арматуры и резервуа-
ров.
Ко второй группе методов относятся применение дисков - отра-
жателей; покрытий, плавающих на поверхности продукта; систем улав-
ливания легких фракций, а также организационных мероприятий.
Диск - отражатель устанавливается под монтажным патрубком
дыхательного клапана. С его помощью изменяется направление струи
входящего воздуха с вертикального на горизонтальное. Благодаря это-
му вошедший воздух оттесняет пары нефтепродукта вниз, а сам зани-
мает положение под кровлей. При последующем заполнении резервуа-
ра в атмосферу вытесняется этот воздух с примесью паров нефтепро-
дукта, проникших в него, благодаря диффузии и конвекции.
В зависимости от конкретных условий (объем откачанного неф-
тепродукта, температура и т. д.). время полного перемешивания паров
нефтепродукта с вошедшим воздухом в резервуаре составляет от 2 до 5
суток. Поэтому, если суммарная продолжительность выкачки и простоя
резервуара превышает это время, то диск - отражатель не дает никакого
эффекта.
Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта, уменьша-
ют поверхность испарения и соответственно - скорость насыщения газо-
вого пространства резервуара углеводородами. В качестве таких покры-
тий могут применяться слой микрошариков из пластмасс, либо специ-
ального низкоиспаряющегося жидкого состава, имеющего меньшую плот-
ность, чем нефтепродукт, либо жесткая конструкция (понтоны).
176
Микрошарики изготавливают из фсчголыю - формальдегидной
или карбамидной смолы. Это полые сферы, заполненные азотом, имею-
щие насыпную массу около 139 кг/м1. Благодаря малому диаметру (от
10 до 250 мкм) и небольшой массе, шарики, насыпанные па поверхность
нефтепродукта, распределяются по ней в несколько слоев и хорошо зак-
рывают ее.
Однако испытания не только подтвердили достоинство микроша-
риков, но и выявили их недостатки. Основными из них являются: унос
микрошариков при опорожнении резервуаров и последующее засоре-
ние фильтров; нарушение целостности защитного слоя из шариков под
воздействием струй закачиваемого нефтепродукта; слипание и смерза-
ние шариков на свободной поверхности нефтепродукта под воздействи-
ем отрицательных температур.
Жидкости более легкие, чем нефтепродукт, и менее испаряющие-
ся называют плавающими эмульсиями. Дисперсионной (несущей) сре-
дой в них является вода, а в качестве дисперсной фазы - смеси кероси-
на, глицерина, этиленгликоля, желатина и других компонентов.
Практического применения данные эмульсии не получили из-за
их постепенного разрушения.
Понтоны представляют собой жесткую газонепроницаемую кон-
струкцию, закрывающую не менее 95 % поверхности нефтепродукта,
снабженную кольцевым затвором, герметизирующим оставшуюся по-
верхность.
Понотоны бывают металлические и синтетические. Металличес-
кий понтон состоит из металлических коробов - сегментов, расположен-
ных по окружности и соединенных металлическим настилом (мембра-
ной). Короба бывают открытого (без верхней крышки) и закрытого типа.
Понтоны с коробами второго типа более металлоемки, но зато и более
надежны - они не могут быть перекошены и даже затоплены из-за попа-
дания в них нефтепродуктов через верхнюю крышку.
Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они
различны по конструкции. Например, понтон, разработанный ВНИИС-
ПТнефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое на-
тянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой поли-
амидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается по-
плавками, выполненными из химически стойкого к нефтепродуктам
плиточного пенопласта.
Получили распространение и синтетические понтоны из пенопо-
лиуретана. Они монтируются из предварительно изготовленных жест-
ких пенополиуретановых сегментов.
177
Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземле-
ны (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены
направляющими (чтобы избежать вращения под воздействием струй
нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность за-
чистки и ремонта резервуара).
Однако одним из важнейших узлов любого понтона является уп-
лотняющий затвор между ковром понтона и стенкой резервуара. Пото-
му, что от качества герметизации данного кольцевого зазора во многом
зависит величина сокращения потерь нефтепродукта в результате при-
менения понтона.
Уплотняющие затворы в зависимости от конструкции и приме-
няемых материалов разделяют на два типа: жесткие (механические) и
мягкие.
Затвор жесткого типа состоит из металлического уплотнитель-
ного кольца (или пластины), прижимаемого к стенке системой рычагов
и пружин, и мембраны из резинотканевого материала, герметизирую-
щей механическую часть затвора. Недостатками этих затворов являет-
ся наличие газового пространства под мембраной, а также коррозия эле-
ментов конструкции.
Мягкие затворы бывают в виде эластичных оболочек с различны-
ми заполнителями (жидкости, воздух), из мягкого пористого эластично-
го материала и из резинотканевых материалов. К сожалению,жидкостные
и пневматические затворы недостаточно надежны вследствие быстрого
износа эластичной оболочки. Уплотнительный элемент в затворах из ре-
зинотканевых материалов со временем теряет жесткость и провисает, от-
крывая зазор между ковром понтона и стенкой резервуара.
Само многообразие видов уплотняющих затворов говорит о том,
что идеальной конструкции этого устройства нет. Можно лишь гово-
рить о том, с помощью какого затвора достигается лучшая герметиза-
ция кольцевого зазора в резервуарах.
В нашей стране получили распространение затворы типов; РУРП-
1, УЗПК-1, петлевой (бельтинговый) РУМ-1 и РУМ-2. Затворы РУРП-
1 и УЗПК-1 - жесткие, отличаются друг от друга конструкцией прижим-
ного механизма. Остальные затворы - мягкие. Причем петлевой выпол-
нен в виде петли, прилегающей к стенке по периметру резервуара за счет
упругости материала, из которого он изготовлен (бельтинг); РУМ-1 и
РУМ-2 - выполнены в виде эластичной оболочки с наполнителем, но в
первом случае его роль играет поролон, а во втором - пенополиуретан.
Кроме того, затвор РУМ-2 снабжен вторичным герметизирующим эле-
ментом из газонепроницаемого материала .
178
Качество затворов характеризуют величиной коэффициента гер-
метичности Кг, который численно равен массе паров нефтепродукта,
проникающей через единицу длины затвора в единицу времени при еди-
ничном перепаде давления. Рекомендуется принимать следующие ве-
личины Кг (кг/м*Па«ч): петлевой (бельтинговый) - 2,8*10ti; РУМ-1 -
2,14-10«; РУРП-1 - 2,04-106; РУМ-2 - 2,96-107; УЗПК-1 - 2,04-107.
По рекомендуемым величинам коэффициента герметичности зат-
воры РУМ-2 и УЗПК-1 не уступают лучшим зарубежным, обеспечива-
ющим уменьшение потерь нефтепродуктов до 98 %.
К сожалению, качество герметизации кольцевого зазора между
ковром понтона и стенкой резервуара зависит не только от типа уплот-
няющего затвора, но и от формы резервуара в плане. За рубежом резер-
вуары сооружаются методом полистовой сборки из листов, которым
предварительно придана нужная форма. Поэтому зарубежные резерву-
ары представляют собой практически идеальные цилиндры, уплотнить
кольцевой зазор в которых относительно легко. В нашей стране приме-
няют так называемый индустриальный метод возведения резервуаров
из изготовленных на заводе рулонных заготовок. После развертывания
таких заготовок на месте строительства форма резервуара в плане толь-
ко напоминает круг. Поэтому при любом типе затвора понтона часть
поверхности нефтепродукта в резервуаре остается незакрытой. Отсюда
следует, что коэффициенты герметичности, полученные в лаборатор-
ных условиях для затворов РУМ-2 и УЗПК-1, в условиях производ-
ства недостижимы.
На рис. 6.1 приведены результаты моделирования на ЭВМ сокра-
щения потерь бензина с помощью понтонов в зависимости от номиналь-
ной емкости резервуара и коэффициента его оборачиваемости. Видно, что
сокращение потерь прямо пропорционально вышеназванными величинам.
Однако при качестве уплотнения, соответствующем затвору РУМ-1, со-
кращение потерь весьма отличается от цифр, приводимых в литературе:
РВСП 20000 - 70...78 %, РВСП 10000 - 63...72 %, РВСП 5000 - 58...67 %,
РВСП 1000 - 28...31 %, РВСП 400 - И...28 %. Следовательно, в условиях
нефтебаз, где преобладают резервуары емкостью 1000 м:| и менее, понто-
ны обеспечивают сокращение потерь не более, чем на 40 %.
За рубежом для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от
испарения широко применяются системы улавливания легких фрак-
ций (УЛФ).
Под системой УЛФ понимается совокупность технологического
оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракций
нефти и нефтепродуктов при повышении давления в газовом простран-
179
Эффективность применения понтона в зависимости от типа резервуара (затвор РУМИ)
Рис. 6.1. Зависимость сокращения потерь при применении!! понтона с затвором РУМ-2 от типо
размера резервуара и коэффициента оборачиваемости
стве резервуаров до того, как произойдет их «выдох» в атмосферу. В
системах УЛФ применяются следующие методы отделения углеводо-
родов от паровоздушной смеси: конденсация компримированием , кон-
денсация охлаждением, адсорбция, абсорбция.
При компримировании газовой смеси, отбираемой из резервуа-
ров, углеводороды конденсируются частично или полностью. Доля скон-
денсировавшихся углеводородов зависит от давления, температуры и
состава газовой смеси.
Для компримирования могут быть использованы компрессоры,
либо жидкостно - газовые эжекторы (ЖГЭ). В первом случае ио сооб-
ражения взрывобезоиасности газовая смесь не должна содержать воз-
духа. Поэтому при возникновении в газовом пространстве резервуаров
разряжения вместо воздуха в них должен подаваться углеводородный
либо инертный газ. Это усложняет и удорожает конструкцию системы.
Более предпочтительно использование ЖГЭ, поскольку в них нет под-
вижных частей и, следовательно, можно компримировать паровоздуш-
ную смесь без опасений. Однако применение жидкостно - газовых эжек-
торов связано с повышенными энергозатратами.
До 60...80 % углеводородов может быть отобрано из паровоздуш-
ной смеси при ее охлаждении до -20...-30 "С. Однако низкотемператур-
ные системы УЛФ очень дороги.
Известны вещества (активированный уголь, пористые полимеры и
др.), которые при контакте с паровоздушной смесью поглощают из нее (ад-
сорбируют) углеводороды. Адсорбционная система УЛФ включает не
менее двух колонн, называемых адсорберами. Один из них - рабочий, вто-
рой - находится либо на регенерации (восстановление поглощающей спо-
собности загруженного в него адсорбента), либо в резерве. В связи с этим
адсорбционные системы УЛФ относительно металло- и капиталоемки.
Метод абсорбции заключается в том, что низколетучая жидкость
(абсорбент) поглощает углеводороды из паровоздушной смеси, вытес-
няемой из резервуаров. Обычно абсорбционные системы УЛФ, как и
адсорбционные, содержат не менее двух колонн - абсорберов. В каче-
стве абсорбента используются керосин, дизельное либо печное топли-
во. С их помощью потери бензинов можно уменьшить до 90 %.
В общем случае выбор типа системы УЛФ должен быть обосно-
ван технико - экономическим расчетом. Однако для небольших нефте-
баз с малыми (доЮ) коэффициентами оборачиваемости наиболее при-
влекательны абсорбционные системы УЛФ. Дело в том, что на нефте-
базах, как правило, имеются большие запасы низколетучих нефтепро-
дуктов. Поэтому отпадает необходимость в их регенерации , а следова-
181
только и во втором колонном аппарате, что уменьшает металлоемкость,
а также капитальные вложения почти в 2 раза.
На кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» УГНТУ разра-
ботана абсорбционная система УЛФ, в которой необходимость соору-
жения специальных абсорберов отсутствует. Более того, благодаря ори-
гинальным техническим решениям, данная система УЛФ совершенно
не потребляет электроэнергии и не содержит средств автоматизации.
Поэтому ее отличает высокая надежность, а самое главное - низкая сто-
имость: она в среднем в 5 раз дешевле понтонов. В то же время данная
система УЛФ в условиях нефтебаз с низкой оборачиваемостью сокра-
щает потери бензинов на 60...80 %.
6.3. Нормирование потерь нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС
Учитывая, что при нынешней технической оснащенности резер-
вуарных парков, сливо - наливных устройств, транспортных средств и
другого оборудования определенные потери нефтепродуктов в силу ес-
тественных причин неизбежны, прибегают к их нормированию.
Под нормой естественной убыли понимается допустимая вели-
чина безвозвратных потерь нефтепродуктов, происходящих непосред-
ственно при товарно - транспортных операциях, вследствие сопровож-
дающих их физических процессов, а также потерь, неизбежных на дан-
ном уровне состояния применяемого технологического оборудования
(потерь от испарения, через уплотнения насосов и задвижек, от налипа-
ния и т. и.). В нормы естественной убыли не включаются потери нефте-
продуктов, связанные с зачисткой резервуаров и транспортных емкос-
тей, с ремонтом трубопроводов и арматуры, все вцды аварийных потерь,
а также потери при внутрискладских перекачках.
Нормы естественной убыли являются предельно допустимыми и
применяются только в случаях фактических недостач нефтепродуктов.
Списание нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли
до установления факта недостачи запрещается.
В зависимости от физико - химических свойств все нефтепродук-
ты делятся на группы (см. прил.1).
Для применения норм естественной убыли нефтепродуктов терри-
тория Российской Федерации разделена на 4 климатические зоны (прил.2).
Нормы естественной убыли нефтепродуктов установлены для
двух периодов года:
- осенне - зимнего (с 1 октября по 31 марта);
- весенне - летнего (с 1 апреля по 30 сентября),
182
а также в зависимости от типа и вместимости резервуаров и их осна-
щенности средствами защиты от потерь (понтон, газовая обвязка).
Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепро-
дукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасованные продукты),
транспортируемые или хранящиеся в герметичной таре (запаянные, с
применением герметиков, уплотнений и др.), а также хранящиеся в ре-
зервуарах повышенного давления.
Нормы естественной убыли при приеме, хранении, отпуске не
применяются при транзитной поставке нефтепродуктов.
Естественная убыль нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС опре-
деляется как сумма их естественной убыли при заполнении емкостей и
при последующем хранении.
Основные формулы для определения естественной убыли нефте-
продуктов представлены в табл. 6.1.
В таблице применены следующие обозначения:
GH, Gx - количество соответственно наливаемого и хранимого неф-
тепродукта в течение года, т;
G - грузооборот по нефтепродукту, т/год;
р, - норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме в
резервуары нефтебаз, кг/т (табл. 6.2, 6.4);
р2 - норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении
в резервуарах до 1 месяца, кг/т (табл. 6.3, 6.4);
р3 - норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении
в резервуарах свыше 1 месяца, кг/т«мес (табл. 6.5);
М - число месяцев в рассматриваемом календарном периоде;
п - коэффициент оборачиваемости резервуаров, 1/год;
р - норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
отпуске и хранении в первый год длительного хранения, кг/т (табл. 6.6);
р3 - норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении
свыше одного года (длительное хранение), кг/ т*мес (табл. 6.7);
Мд - число месяцев длительного хранения нефтепродуктов, мес;
рЛЗС - норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
хранении, отпуске на автозаправочных станциях и пунктах налива,
кг/т (табл. 6.8);
рЛМ - норматив естественной убыли мазута при приеме, отпуске и
хранении в открытых земляных амбарах, кг/мес*м2 (табл.6.9);
F - площадь поверхности испарения в амбаре, м2;
Мх - число месяцев хранения мазута в амбаре, мес.
Величины нормативов потерь, приведенные в табл. 6.1...6.9, взяты
из действующих «Норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
хранении, отпуске и транспортировании», утвержденных 26.03.1986 г.
183
Таблица 6.1
184
Расчет естественной убыли нефтепродуктов
Источник потерь Виды потерь Суммарные потери № формулы
при заполнении при хранении
Резервуары нефтебаз Pi -GH Рт +р3 1 V П / Г Гм Pl +Р2 +Рз 1 V п G (1)
Резервуары баз длительного хранения Р2д+Рзд(Мд-12; ]gx [р2д+Рзд(Мд-12) G (2)
Резервуары АЗС и пунктов заправки не дифференцируются Pasc’G (3)
Земляные амбары не дифференцируются Рам'Г'Мх (4)
Таблица 6.2
Нормы естественной убыли нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в резервуары
(в килограммах на 1 т принятого количества)
00
Тип резервуаров Группа нефте- продукте в Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Наземные стальные вместимостью: до 400 м3 1 0,22 0,37 0,24 0,41 0,30 0,49 0,32 0,53
2 0,20 0,36 0,22 0,39 0,22 0,47 0,29 0.52
700... 1000 м3 1 0,20 0,36 0,23 0,40 0,30 0,46 0,31 0,52
э 0,18 0,33 0,21 0,38 0,21 0,43 0,25 0,43
2000 м' и более 1 0,12 0,21 0,17 0,25 0,17 0,27 0,19 0,28
2 0,12 0,21 0,17 0,25 0,17 0,27 0,19 0,28
Наземные стальные с понтоном вместимостью: до 400 м‘ч 1 0,14 0,31 0,20 0,36 0,20 0,42 0,20 0,42
2 0,12 0,31 0,15 0,34 0,15 0,42 0,20 0,42
700..,1000 м1 1 0,08 0,23 0,20 0,34 0,20 0,37 0,20 0,37
2 0,07 0,23 0,15 0,29 0,15 0,14 0,06 0,18
9000 м-' и более 1 0,06 0,12 0,06 0,14 0,06 0,14 0,06 0,18
2 0,05 0,11 0,06 0,14 0,06 ч 0,14 0,06 0,14
Наземные стальные, имеющие газовую обвязку, вместимостью до 1000 \Г 1 0,12 0,20 0,12 0,20 0,13 0,27 0,13 0.30
2 0,10 0,13 0,12 0,17 0,12 0,18 0,13 0.19
2000 м1 и более 1 0,11 0,20 0,11 0,25 0,12 0,27 0,13 0.15
2 0,10 0,13 0,10 0,17 0,11 0,18 0,13 0.14
Таблица 6.3
Нормы естественной убыли нефтепродуктов 1 и 2 групп при хранении в резервуарах до одного месяца
(в килограммах на 1 т хранимого продукта в месяц)
Тип резервуаров Группа нефте- продукте в Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весснне- летнпй период
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Наземные стальные вместимостью: до 400 м3 1 0,23 0,66 0,32 0,90 0,39 1,11 0,50 1,49
2 0,17 0,64 0,27 0,84 0,37 1,07 0.48 1,22
700... 1000 м3 1 0,16 0,65 0,28 0,88 0,32 1,05 0,39 1,34
2 0,15 0,63 0,23 0,79 0,31 0,91 0,32 0.91
2000 м3 и более 1 0,13 0,34 0,14 0,45 0,15 0,48 0,16 0,56
2 0,13 0,34 0,14 0,42 0,15 0,48 0,16 0,56
Наземные стальные с понтоном вместимостью: до 400 mj 1 0,07 0,15 0,07 0,21 0,08 0,28 0,08 0,37
2 0,05 0,14 0,06 0,18 0,06 0,22 0,08 0,33
700... 1000 м3 1 0,05 0,14 0,05 0,20 0,06 0,27 0,07 0,33
2 0,05 0,06 0,05 0,13 0,05 0,21 0,07 0.29
2000 м3 и более 1 0,05 0,08 0,05 0,10 0,05 0,11 0,05 0,16
2 0,05 0,06 0,05 0,09 0,05 0,11 0,05 0,16
Наземные стальные, имеющие газовую обвязку, вместимостью до 1000 м3 1 0,10 0,20 0,10 0,26 0,10 0,32 0,14 0,35
2 0,06 0,20 0,08 0,25 0.08 0,26 0,14 0,28
2000 м’’ и более 1 0,10 0,19 0,10 0,26 0,10 0,28 0,12 0,28
2 0,05 0,19 0,08 0,21 0,08 0,24 0,12 0,25
Таблица 6.4
Нормы естественной убыли нефтепродуктов 3, 4, 5, 6 групп при приеме и хранении до одного месяца
(в килограммах на 1 т принятого количества)
Тип резервуаров Группа нефте- продукте в Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период
Наземные стальные 3 0,08 0,15 0,11 0,18 0,12 0,20 0,10 0,22
4 0,08 0,11 0,08 0,12 0,08 0,11 0,12 0,14
5 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
Заглубленные 3 0,07 0,08 0,07 0,08 0,07 0,12 0,07 0,14
4 0,07 0,08 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 0,02 0,02
6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Таблица 6.5
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении в резервуарах свыше одного месяца
(в килограммах на I т хранимого продукта в месяц)
188
Тин резервуаров Группа нефте- продукте в Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Наземные стальные вместимостью: до 400 mj 1 0,09 0,43 0,09 0,59 0,28 0,83 0,29 0,86
2 0,09 0,26 0,09 0,43 0,17 0,62 0,18 0,63
3 - 0,05 - 0,05 - 0,08 - 0,10
4 - - - - 0,05 - 0.05
700... 1000 м’ 1 0,09 0,41 0,09 0,57 0,27 0,80 0,28 0.82
2 0,09 0,25 0,09 0,42 0,16 0,59 0,17 0,61
3 - 0,05 - 0,05 - 0,08 - 0.10
4 - - - - 0,05 - 0.05
2000 м’ и более 1 0,05 0,24 0.09 0,37 0,13 0,46 0,14 0,52
2 0,05 0,18 0,05 0,26 0,09 0,38 0,09 0.40
3 - 0,05 - 0,05 - 0,05 - 0.05
4 - - - - - 0,05 - 0.05
Наземные стальные с понтоном 1 0,10 0,15 0,05 0,19 0,05 0,20
2 - 0,09 - 0,Ю 0,04 0,13 0,05 0,14
Заглубленные I 0,10 0,05 о.ю 0,Ю о.'о 0,10 0,10
2 - 0,Ю - 0,10 0,05 оЛо 0,05 0,10
3 - - - - - 0,05 - 0,05
189
Таблица 6.6
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении
в первый год длительного хранения
(в килограммах на 1 т принятого количества)
Тип резервуаров Группа нефте- продуктов Климатические зоны
1 2 3
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период
Наземные металлические с нормой загрузки 1 4,000 4,400 2,600 3,000 2,490 2,800
95 % и выше 2 3,100 3,460 2,320 2,620 1,630 . 1,970
3 0,570 0,670 0,448 0,524 . 0,370 0,466
4 0,252 0,324 0,183 0,233 0,180 0,214
5 0,190 0,190 0,110 0,110 0,100 0,100
6 0,240 0,240 0,240 0,240 0,240 0,240
Наземные металлические с нормой загрузки 1 4,000 4,400 2,700 3,050 2,490 2,800
менее 95 % 3 0,570 0,670 0,520 0,600 0,390 0,490
4 0,280 0,360 0,209 0,257 0,190 0,228
5 0,190 0,190 0,120 0,120 0,100 0,100
Заглубленные 1 2,200 2,420 1,368 2,172 1,040 1,810
4 0,497 0,682 0,310 0,353 0,188 0,280
5 0,122 0,160 0,080 0,110 0,064 0,082
6 0,360 0,360 0,360 0,360 0,360 0,360
Таблица 6.7
190
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыше одного года
(длительное хранение)
Тип резервуаров Группа нефте- продуктов Климатические зоны
1 2 3
осенне- зимний период всссннс- лстний период осенне- зимний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период
Наземные металлические с нормой загрузки 1 0,130 0,450 0,050 0,280 0,040 0,180
95 % и выше 2 0,080 0,250 0,040 0,180 0,030 0,140
3 0,010 0,040 0,019 - 0,019
4 - 0,019 - 0,009 - 0,009
Наземные металлические с нормой загрузки 1 0,130 0,450 0,060 0,300 0,040 0,180
менее 95 % 3 0,010 0,040 - 0,019 - 0,019
4 0,019 0,010 - 0,010
Заглубленные 1 0,060 0,100 0,009 0,049 0,010 0,030
4 - 0,018 - 0,010 - 0,009
Таблица 6.8
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске
на автозаправочных станциях и пунктах заправки
(а килограммах на 1 т принятого количества)
Тип резервуаров Группа нефте- продукте в Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период
Наземные стальные 1 0,08 0,60 0,54 0,99 0,72 1,05 0,74 1.25
5 0.02 0,02 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
Наземные стальные с понтоном 1 0,15 0,30 0,27 0,40 0,40 0,56 0,41 0,62
Заглубленные 1 0,23 0,30 0,36 0,40 0,48 0,56 0,49 0,68
5 0,01 0,02 0,01 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
Примечание: Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету
(фасованную продукцию)
Таблица 6.9
Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме,
отпуске и хранении в открытых земляных амбарах
(в килограммах на 1 м“ поверхности испарения нефтепродукта в месяц)
Климатические зоны
1 2 3 4
осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период осенне- зимний период весенне- летний период
1,44 2,16 1,84 2,56 2,16 2,88 2,16 2,88
Таблица 6.10
Нормы естественной убыли нефтепродуктов 7 группы
(в килограммах на 1 тонну принятого или отпущенного количества)
Вид операций Климатические зоны
1 2 3 4
Прием 0,11 0,11 0,12 0,13
Отпуск 0,01 0,01 0,01 0,01
Примечание: Указанные нормы естественной убыли не распространяются на
нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасованную
продукцию).
192
Рассмотрим порядок применения «Норм естественной убыли».
Естественная убыль нефтепродуктов из резервуаров
Естественная убыль нефтепродуктов при приеме определяется
умножением естественной нормы, выраженной в кг/т (табл. 6.2, 6.4), на
массу принятого нефтепродукта в резервуар в тоннах.
При приеме подогретых нефтепродуктов естественная убыль на-
числяется в зависимости от температуры его подогрева:
- при подогреве от температуры 11 до 20 °C в осенне-зимний пери-
од соответствующая норма осенне-зимнего периода увеличивает-
ся в 1,5 раза;
- независимо от периода года естественная убыль начисляется по
нормам весенне-летнего периода, увеличенным в 1,5 раза при по-
догреве нефтепродуктов от 21 до 30 °C, в 2 раза при подогреве от
31 до 50 °C и в 3 раза при подогреве свыше 50 °C.
Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией
от нефтеперерабатывающего завода, транспортной организации, управ-
ления магистральных нефтепродуктопроводов масса нефтепродуктов
определяется по резервуару нефтесбытовой организации, то норму ес-
тественной убыли при приеме в резервуар начисляет поставщик: неф-
теперерабатывающий завод, транспортная организация, управление ма-
гистральных нефтепродуктопроводов.
Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией
масса нефтепродуктов определяется по вместимости резервуара
нефтеперерабатывающего завода или транспортного средства, то норму
естественной убыли при приеме в резервуар начисляет нефтесбытовая
организация.
Естественная убыль нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в
резервуары начисляется по соответствующей норме. Естественная убыль
нефтепродуктов 3 и 4 групп начисляется в размере 45 %, нефтепродук-
тов 5 и 6 групп - в размере 65 % от соответствующей нормы при приеме
и хранении для указанных групп нефтепродуктов.
Естественная убыль нефтепродуктов при хранении определяет-
ся умножением соответствующей нормы (табл. 6.3, 6.4) на массу храни-
мого в резервуаре нефтепродукта в тоннах.
При необходимости подогрева нефтепродуктов пер ед отпуском из
резервуаров в транспортные средства естественная убыль начисляется
независимо от периода года по нормам весенпе-летнего периода, увели-
ченным при средней температуре подогрева от 21 до 30 °C в 1,5 раза;
193
при среднеп'ссмпсраrvpc подогрела от 31 до 50 °C - в кратки при ср ед-
ией температуре подогрева от 5.1 °C п выше - в З.раз'ы.
При подогреве до температур в предепахют 11 до 20 °C в осенне -
зимний период соответствующая норма осепнс-зихшего периода увепп -
чивается в 1,5 раза.
Естественная убыль нефтепродуктов при хранении свыше од-
ного месяца определяется начиная со второго месяца хранения люсле
последнего поступления умножением соответствующей нормы (табп.
6.5) на массу нефтепродукта, находящегося в резервуаре поспе первого
месяца хранения.
Пример 1. Определить естественную убыль автобензина из резер -
вуара РВС 2000 в осенне-зимний период .Коэффициент оборачиваемо -
ста резервуара равен 15 1/год. Нефтебаза расположена в 1-й климата -
ческой зоне. Грузооборот резервуара по бензину составляет 22500 т .
Решение.
1. По табл. 6.2, 6.3, 6.5 находит соответствующие нормативы есте -
ствешюй убыли: р, = 0,12 кг/т; р2 = 0,13 кг/т; р;! = 0,05 кг/ (т*мес).
2. Вычисляем искомую естественную убыль по формуле (!)•.
у =•- (0,12+0,13+0,05-0)*22500 - 5615 кг.
Естественная убыль нефтепродуктов при длительном (свыше
одного года) хранении складывается из двух составляющих; убыли в
первый год храпения и убыли при храпении свыше одного года .
Естественная убыль нефтепродуктов в первый год длительного хра -
нения определяется умножением соответствующей нормы (табл 66) из-с
количество принятого нефтепродукта в тоннах .Если прием нефтепродук -
тов производится в осенне-зимний период д отпуск в весенне-летний или
наоборот, берется среднеарифметическая величина соответствующих норм .
При храпении нефтепродуктов свыше одного года на кажд! ьй пос -
ледующий месяц начисляется естественная убыль ио соответствующей
норме (табл. 6.7).
Пример 2. Определить естественную убыль при хранении в ре -
зервуаре РВС .5000 3700 т автобензина с 1 октября 1991 г по. 31 марта
1993 г. Резервуар размещен во 2-й климатической зоне .Средпегодо вая
плотность бензина 750 кг/м1.
Решение.
1. Находим степень заполнения резервуара' .
3700
5000 0.750
= 0,98
194
2. По табл. 6.6. 6.7 находим соответствующие нормативы естествен-
ной убыли:
в осенне-зимний период р" д‘ = 2,6кг / т, р'.’ф = 0,05кг / (т • мсс);
в весенне-летний период - р"л' = Зкг/т, р“пл = 0,28 кг / (т • мсс).
3. Вычисляем искомую естественную убыль бензина по формуле (2):
у = [0,5(2,6+3,0) + 0,05(18-12)] = 11700 кг.
Естественная убыль нефтепродуктов из резервуаров пунктов
заправки.
В нормы естественной убыли нефтепродуктов для автозаправоч-
ных станций и пунктов заправки включена естественная убыль при
транспортировании, приеме нефтепродуктов из транспортных средств,
при хранении в резервуарах и отпуске через раздаточные колонки.
Естественная убыль нефтепродукта определяется умножением
соответствующей нормы (табл. 6.8) на массу принятого нефтепродукта
в тоннах.
Пример 3. Определить естественную убыль автобензина из заг-
лубленных резервуаров АЗС, размещенной в 3-й климатической зоне.
Масса принятого и реализованного нефтепродукта составляет: в весен-
не-летний период G"-" = 1000 т, в осенне-зимний G"'3 = 500 т.
Решение.
1. По табл. 6.8 находим величины соответствующих норм:
Р лзс ~ 0,56 кг / т; р дзс = 0,48 кг / т.
2. Вычисляем искомую естественную убыль по формуле (3):
у = 0,56*1000 + 0,48*500 = 800 кг.
Естественная убыль мазута при приеме, отпуске и хранении в
открытых земляных амбарах.
Естественная убыль мазута, хранимого в открытых земляных ам-
барах, рассчитывается умножением соответствующей нормы (табл. 6.9)
па площадь испарения мазута (площадь поверхности амбара) в квад-
ратных метрах.
Пример 4. Определить естественную убыль мазута при приеме,
отпуске и храпении в земляном амбаре с 1 октября но 31 марта во 2-й
климатической зоне. Площадь поверхности испарения равна 80 м-. Из
которых 50 % закрыта листами шифера.
195
Решение.
1. [ (о табл. 6.9 находим вотчину соответствующей нормы естествен-
ной убыли р = 1,84 кг/(м2«мес).
2. Вычисляем искомую естественную убыль по формуле (4)'.
у = 1,84 «0,5 «80 = 73,6 кг.
Естественная убыль твердых нефтепродуктов
В нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме вклю-
чена естественная убыль, происходящая при транспортировании и хра-
нении.
Естественная убыль твердых нефтепродуктов определяется ум-
ножением соответствующей нормы (табл. 6.10) на количество принято-
го или отпущенного нефтепродукта в тоннах.
Пример 5. Определить естественную убыль твердых нефтепродук-
тов при приеме 40 тонн твердых нефтепродуктов на нефтебазе, распо-
ложенной в 4-й климатической зоне.
Решение.
1. По табл. 6.10 находим соответствующий норматив убыли
p.| t| =0,13 кг/т.
2. Вычисляем искомую естественную убыль
у = 0,13-40 = 5,2 кг.
196
ГЛАВА 7
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ
7.1. Классификация коррозионных процессов
Коррозия металлов - это процесс, вызывающий разрушение ме-
талла или изменение его свойств в результате химического либо элект-
рохимического воздействия окружающей среды.
Классификация коррозионных процессов приведена на рис. 7.1.
В условиях магистральных трубопроводов наиболее распространена
электрохимическая коррозия - окисление металлов в электропроводных
средах, сопровождающееся образованием электрического тока.
Термином «электрохимическая коррозия» объединяют следующие
виды коррозионных процессов:
- коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах,
проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей,
солей);
- почвенная коррозия - коррозия подземных металлических соору-
жений под воздейеп .см почвенного электролита;
- электрокоррозия - коррозия металлических сооружений под воз-
действием блуждающих токов;
- атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха
или другого газа, содержащего пары воды;
- биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью микро-
организмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозион-
ные процессы;
- контактная коррозия - коррозия металлов в присутствии воды,
вызванная непосредственным контактом двух металлов.
Процесс коррозии начинается с поверхности металлического со-
оружения и распространяется вглубь него. По результатам осмотра по-
верхности сооружения можно судить об интенсивности и характере кор-
розионного разрушения конструкции.
Различают сплошную и местную коррозию. В первом случае про-
дуктами коррозии покрыта вся поверхность, находящаяся в контакте с
коррозионной средой. Сплошная коррозия может быть равномерной -
протекающей е одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравно-
мерной - протекающей с неодинаковой скоростью на различных участ-
ках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали и
морской воде).
197
Рис. 7.1. Классификация коррозионных процессов
198
Местная коррозия - это окисление металла на отдельных участках
металлической поверхности. Она может быть следующих видов (рис.7 .2.)'.
- пятнами (глубина повреждения много меньше его диаметра)',
- язвенная (глубина повреждения примерно равна его диаметру)-,
- точечная (глубина повреждения много больше ед’о диаметра)-,
- подповерхностная (коррозионный процесс идет под слоем
неповрежденного металла);
- структурно-избирательная (разрушается какой-то один компонент
сплава);
- межкристаллическая (коррозионное разрушение имеет место на
границе между кристаллами);
- коррозионное растрескивание (коррозионно-механическое воздей-
ствие приводит к образованию трещин в металле).
Очевидно, что местная коррозия более опасна, чем сплошная .
В зависимости от вида коррозии ее скорость оценивают по-раз-
иому. Так, скорость сплошной равномерной коррозии определяют по
потере металла за единицу времени с единицы поверхности. Скорость
язвенной, точечной, межкристаллитной коррозии характеризуют увели-
чением глубины коррозионного повреждения в единицу времени. По-
казателем скорости структурно-избирательной коррозии является из-
менение прочности металла (например, временного сопротивления) в
единицу времени.
7.2. Причины и механизм коррозии трубопроводов и резервуаров
Основной причиной коррозии металла трубопроводов и резерву-
аров является термодинамическая неустойчивость металлов .
Подавляющее большинство металлов в земной коре находится в
связанном состоянии в виде окислов, солей и других соединений .При-
чина этого явления состоит в термодинамической неустойчивости ме -
таллов.
Согласно второму закону термодинамики, любая система стремит-
ся перейти из состояния с большей энергией в состояние, с меньшей
энергией.
Так, шар, помещенный на наклонную поверхность,скатывается
по пей. Почему? Потому, что в верхней точке.оп обладает запасом ио -
тепциальной энергии. Скатываясь вниз , шар ее теряет и- в резу тгь’та-е
приходит в более устойчивое состояние.
199
а)пятнами
б) язвенная
в) точечная г) подповерхностная
д) C-ipyKTypI IO-
избирательная
е) межкристал-
литная
ж) коррозионное
растрескивание
Рис. 7.2. Виды местной коррозии металла
Рис. 7.3. Примеры образования гальванических элементов
200
Другой пример. Пусть имеется электрическое поле. Если совер-
шить внешнюю работу и внести в это поле положительно заряженную
частицу, то она приобретет некоторую потенциальную энергию. Этой
энергией частица будет обладать до тех пор пока мы ее удерживаем в
данной точке поля. Но стоит перестать ее удерживать, как частица са-
мопроизвольно перейдет в положение, где будет обладать наименьшей
энергией - положительный заряд ее оттолкнет.
Почему сливаются капли воды или пузырьки газа? Потому, что
после их слияния энергия, затрачиваемая на формирование единой кап-
ли (пузырька), меньше, чем сумма аналогичных величин для исходных
капель (пузырьков).
Аналогично и вещества стремятся перейти в такое состояние, при
котором их внутренняя энергия будет иметь наименьшее значение.
Энергия, которой обладают вещества, называется химической
энергией.
Она создается движением электронов на электронных орбитах
атомов и молекул. При определенных условиях химическая энергия
может превращаться в другие виды энергии, совершать работу (напри-
мер, работу образования химических соединений).
Применительно к веществам 2-й закон термодинамики звучит так:
самопроизвольно совершаются только такие химические превращения, в
результате которых образуются вещества с меньшей химической энерги-
ей. Практически для всех металлов (кроме золота) при образовании окис-
лов, солей и т. д. это правило выполняется. Поэтому окисление металлов,
т. е. их коррозия, в естественных условиях процесс неизбежный.
Практически круговорот металла в природе выглядит так. Метал-
лургическая промышленность, затрачивая большое количество энергии,
осуществляет восстановление металлов из руд в свободное состояние,
то есть переводит их на более высокий энергетический уровень. Однако
когда этот металл уже в виде какой-то конструкции подвергается дей-
ствию окислителей (кислорода), он самопроизвольно переходит в бо-
лее стабильное окисленное состояние.
Влияние неоднородности состава металла
Для строительства трубопроводов и резервуаров применяют ма-
лоуглеродистые и низколегированные стали. Кроме железа, они содер-
жат углерод (до 2%), легирующие примеси (хром, никель, марганец,
медь) и примеси, которые невозможно полностью удалить в металлур-
гическом процессе (сера, фосфор, кислород, азот, водород). Неоднород-
8
201
ный состав сталей благоприятствует возникновению коррозионных пар
в соответствующей среде.
Влияние неоднородности условий на поверхность металла
Для возникновения тока при электрохимической коррозии метал-
ла необходимо наличие катодной и анодной зон. В анодной зоне проте-
кает реакция окисления, заключающаяся в потере металлом своих элек-
тронов и образованием ион-атомов.
Me —> Меп+ + п-е
Переходя в раствор электролита, ион-атомы металла вызывают его
постепенное разрушение - коррозию.
В катодной зоне протекает реакция восстановления - присоеди-
нения свободных электронов каким-либо веществом, называемым де-
поляризатором. Если роль деполяризатора играют ионы водорода
2Н+ + 2ё—> 2Н —> Н2 ,то такая реакция называется реакцией водород-
ной деполяризации. Если же деполяризатором выступает кислород
О2+ 4 Н+ + 4е^>2 Н2О - в кислой среде
О2+ 2 Н2О + 4е -> 4 (ОН)' - в щелочной среде,
то такая реакция называется реакцией кислородной деполяри-
зации.
Из рассмотрения механизма электрохимической коррозии следу-
ет, что интенсивность процесса зависит от скорости образования ион-
атомов металла (и свободных электронов), а также наличия кислорода
и воды. Учитывая, что на скорость образования ион-атомов влияет тем-
пература, концентрация раствора электролита и другие внешние усло-
вия, можно сделать заключение, что если на поверхности одного и того
же металла создать различные условия, то одна часть его поверхности
станет анодом по отношению к другой.
Примеры образования гальванических элементов из одного ме-
талла приведены на рис. 7.3, 7.4.
В первом случае анодом является электрод, помещенный в по-
догретый электролит. Эго связано с тем, что в подогретом электро-
лите растворение металла происходит более интенсивно. Аналогич-
ная картина наблюдается и в слабоконцентрированном растворе соб-
ственной соли по сравнению с концентрированным раствором этой
соли. Наконец, при подаче к одному из электродов воздуха на нем
облегчается протекание реакции кислородной деполяризации, харак-
терной для катода.
202
К A A A
окалина царапина вмятина сварной шов.
Прокладка под насыпью автодороги
Пересечение грунтов Разное удаление участков
разной плотности сечения трубы от поверхности грунта
Рис. 7.4. Примеры возникновения коррозионных элементов на
трубопроводе в результате различия условий поверхности металла
Стрелки указывают исправление движения ион-атомов металла
А - анодная зона; К - катодная зона
203
К образованию коррозионных элементов на поверхности трубо-
проводов приводит различный доступ кислорода к разным участкам его
поверхности, разная влажность грунта, неоднородность микрострукту-
ры металла. Примеры возникновения коррозионных элементов приве-
дены на рис. 7.4.
Влияние состава среды
Нефти представляют собой смесь различных углеводородов с не-
углеводородными компонентами (спирты, фенолы, соединения серы,
кислорода и др.). Если предельные и непредельные углеводороды со-
вершенно инертны к металлам, то неуглеводородные компоненты всту-
пают с металлом в химическую реакцию. Особенно опасны сернистые
соединения (элементарная сера, сероводород, меркаптаны), которые
являются причиной от 3 до 20 % случаев коррозионного повреждения
внутренней поверхности трубопроводов. Сернистые соединения нефти
попадают при ее переработке и в нефтепродукты.
Большую опасность в коррозионном отношении представляют
также органические кислоты, образующиеся в результате окисления
углеводородной и неуглеводородной составляющих товарных топлив
при их хранении и применении.
Таким образом, нефтепродукты в той или иной мере являются
коррозионноактивными.
Особенности коррозии резервуаров для нефтепродуктов
Резервуары подвержены атмосферной, почвенной и внутренней
коррозии, протекающей, в основном, по электрохимическому механизму.
Замечено, что резервуары интенсивнее корродируют в промышлен-
но развитых регионах, а также вблизи морского побережья, что связана с
более коррозионно активным составом атмосферы. Атмосферной корро-
зии подвержены, в основном, наружная поверхность кровли и обечайки.
Разрушению в результате почвенной коррозии подвергается на-
ружная поверхность днища. Механизм коррозии в данном случае тот
же, что и у трубопроводов.
По характеру коррозионных повреждений внутренней поверхно-
сти и степени воздействия коррозионно активных компонентов нефте-
продуктов резервуар разделяют на следующие характерные зоны:
- внутренняя поверхность кровли и верхняя часть корпуса, нахо-
дящаяся в контакте с паровоздушной смесью;
204
- часть корпуса, находящаяся в области переменного смачивания
(зона ватерлинии);
- часть корпуса, находящаяся в области постоянного смачивания
нефтепродуктами;
- днище и нижний (первый) пояс, находящиеся в контакте с под-
товарной водой.
Скорость коррозионного разрушения кровли определяется соста-
вом подсасываемого в резервуары воздуха и его влажностью. При умень-
шении температуры кровли и обечайки резервуара (например, ночью)
на их внутренней поверхности, контактирующей с газовым простран-
ством, происходит обильная конденсация паров воды и насыщение об-
разовавшегося конденсата кислородом. В условиях наличия электроли-
та (вода) и активного деполяризатора (кислород) происходит электро-
химическое разрушение металла.
В области попеременного смачивания коррозия протекает дос-
таточно интенсивно. Здесь не только присутствуют необходимые для
этого компоненты (вода, кислород), но также сказывается эффект диф-
ференциальной аэрации. В результате образуется гальванический эле-
мент, в котором анодом является несмоченная поверхность, а катодом -
смоченная, разделенные ватерлинией.
В области постоянного смачивания нефтепродуктами также про-
исходит коррозионное разрушение металла. При повышении темпера-
туры обечайки пристенные слои нефтепродукта также нагреваются и
из них выделяется растворенный кислород. Одновременно с этим на-
гретый нефтепродукт поднимается вверх, увлекая за собой подтовар-
ную воду. В результате слои нефтепродукта, примыкающие к обечайке
обогащаются не только кислородом, но и водой, что создает благопри-
ятные условия для коррозии металла.
Ночью, при охлаждении слоев продукта, прилегающих к стенке,
конвективные токи направлены вниз. При этом нефтепродукт захваты-
вает кислород из газового пространства и капельки воды, осаждающие-
ся на холодной стенке из паровоздушной смеси, что также способствует
коррозии обечайки резервуаров.
Более высокая скорость коррозии смоченной поверхности резер-
вуаров с бензином (до 0,5 мм/год), чем резервуаров с дизельным топ-
ливом (до 0,25 мм/год) или мазутом (не более 0,025 мм/год) объясня-
ется тем, что в углеводородах с меныпей плотностью растворимость
кислорода больше.
Коррозия днища и первого пояса резервуаров происходит благо-
даря наличию в них подтоварной воды. В резервуарах для нефтепро-
205
дуктов эта вода содержит соли и кислоты. Наиболее интенсивно разру-
шается днище в области приемо-раздаточного патрубка, где на процесс
электрохимической коррозии накладывается механическое разрушение
металла твердыми частицами, перемещающимися с трением по днищу
во время операций приема-отпуска продукта.
Подводя итоги вышесказанному, можно сделать неутешительный
вывод, что коррозия трубопроводов и резервуаров - процесс неизбеж-
ный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может
затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспо-
собности трубопроводов в течение достаточно длительного времени.
7.3. Защитные покрытия для трубопроводов
Изоляционные покрытия, применяемые на трубопроводах, долж-
ны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обладать высокими диэлектрическими свойствами;
- быть сплошными;
- обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубо-
провода;
- быть водонепроницаемыми;
- обладать высокой механической прочностью и эластичностью; вы-
сокой биостойкостью;
- быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких
температур и не становиться хрупкими при низких температурах);
- конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а тех-
нология их нанесения - допускать возможность механизации;
- материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефи-
цитными, а само покрытие - недорогим, долговечным.
В зависимости от используемых материалов различают покрытия
на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных поли-
меров, каменноугольных пеков, стеклоэмалевые покрытия и др. Наиболь-
шее распространение получили покрытия на основе битумных мастик.
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик
Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их дли-
тельного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при
нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтоплива.
Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грун-
товка служит для обеспечения более полного контакта, а, следователь-
206
но, лучшей адгезии, между поверхностью металла и основным изоляци-
онным слоем - битумной мастикой.
Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого би-
тума (изоляционного - BHI4-IV-3, БНИ-IV, БНИ-V; строительного -
БН-70/30, БН-90/10), наполнителей (минеральных - асбеста, доломи-
та, известняка, талька; органических - резиновой крошки; полимерных
- атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, по-
лидиеиа) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел со-
евых, масла зеленого, автола). Битумную мастику наносят на трубу при
температуре 150 - 180°С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика про-
никает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хо-
рошую адгезию изоляционного покрытия.
Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху за-
щитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, оберткой ПДБ
и ПРДБ). Сведения о конструкциях покрытий на основе битумных ма-
стик приведены в табл. 7.1.
Таблица 7.1
Конструкции битумных изоляционных покрытий
Тип изоляции Конструкция покрытия Общая толщина, мм
Нормальный Грунтовка, мастика (4 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка 4,0
Усиленный Грунтовка, мастика (6 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка 6,0
Усиленный Грунтовка, мастика (3 мм), стеклохолст (1 слой), мастика (3 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка 6,0
При выборе типа и конструкции изоляционного покрытия исхо-
дят из следующих рекомендаций. Независимо от величины удельного
электросопротивления грунтов усиленный тип изоляции применяется
при прокладке трубопроводов:
- южнее 50-й параллели северной широты;
- в засоленных, заболоченных и поливных почвах любого района
страны;
- на переходах через железные и автомобильные дороги, включая
примыкающие участки на расстоянии по 20 м от насыпей;
207
- на территориях нефтебаз, включая примыкающие к ним участки
трубопроводов по 250 м;
- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и
шлака;
- на участках, где имеются блуждающие токи;
- на трубопроводах, прокладываемых параллельно рекам, каналам,
озерам.
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применя-
ются при температуре транспортируемого продукта не более 40 "С.
Полимерные покрытия
Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из
следующих материалов;
- полиэтиленовых изоляционных липких лент;
- поливинилхлоридных изоляционных липких лент;
- эпоксидной порошковой краски;
- напыленного полиэтилена и др.
Сведения о конструкции полимерных покрытий приведены в
табл. 7.2.
Таблица 7.2
Конструкции полимерных покрытий
Тип защитного покрытия Конструкция и материалы защитного покрытия Толщина, мм (не менее)
Нормальный Грунтовка полимерная или битумно- полимерная, лента полиэтиленовая изоляцион- ная липкая, защитная обертка 1,35
Нормальный Грунтовка полимерная или битумно- полимерная, лента поливинилхлоридная изоля- ционная липкая, защитная обертка 1,50
Усиленный Грунтовка полимерная или битумно- полимерная, лента полиэтиленовая изоляцион- ная липкая (2 слоя), защитная обертка 1,70
Усиленный Полиэтилен экструдированный или расплавленный на трубе из порошков для труб диаметром: - до 1020 мм - от 1020 до 1220 мм - 1220 мм и выше 2,0 2,5 3,0
Усиленный Краска эпоксидная порошковая 0,25
208
Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от темпе-
ратуры транспортируемого по трубопроводу продукта tu. Порошковые
полиэтиленовые покрытия применяют при I < 70 "С, эпоксидные - при
t < 80 "С; полиэтиленовые липкие лепты - при tn < 70 "С,
поливинилхлоридные липкие ленты - при t < 40 "С. Специально для
изоляции «горячих» трубопроводов разработана полимерная лента ЛЭТ-
САР-ЛПТ (t, < 120 °C).
Применяются и зарубежные полимерные ленты: Поликен 980-25,
Плайкофлекс 440-25, Плайкофлекс 45-25 (США), Нитго 53-635, Фурука-
ва Рапко НМ-2 (Япония). Температура их применения - не более 70 °C.
Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напылен-
ного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях.
В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограни-
чены. Поэтому наряду с битумными широко применяются покрытия на
основе липких лент. Они очень технологичны (простота нанесения, удоб-
ство механизации работ), однако легко уязвимы - острые выступы на
поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изо-
ляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия
на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно.
Однако с течением времени битумные мастики «стареют»: теряют элас-
тичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов.
7.4. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии
Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоля-
ционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэ-
лектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются по-
вреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их тем-
пературных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме
того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при
проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гаран-
тируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии.
Исходя из этого, защита трубопроводов от подземной коррозии незави-
симо от коррозионной активности грунта и района их прокладки долж-
на осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами
электрохимической защиты (ЭХЗ).
Электрохимическая защита осуществляется катодной поляриза-
цией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помо-
щью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называет-
ся катодной, если же поляризация осуществляется присоединением за-
209
щищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный
потенциал, то такая защита называется протекторной.
Катодная защита
Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 7.5.
Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где
с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1,
поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в по-
стоянный.
Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подклю-
чен к защищаемому трубопроводу 4, а положительным - к анодному
заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь за-
мыкается через почвенный электролит.
Принцип действия катодной защиты (рис. 7.6) аналогичен про-
цессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического
поля источника начинается движение полусвободных валентных элект-
ронов в направлении «анодное заземление - источник тока - защищае-
мое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземле-
ния переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т. е. анодное
заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отво-
дятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие ра-
боты источника постоянного тока наблюдается избыток свободных элек-
тронов, т. е. создаются условия для протекания реакций кислородной и
водородной деполяризации, характерных для катода.
Исследованиями установлено, что минимальный защитный по-
тенциал стальных сооружений уложенных в песчаных и глинистых грун-
тах, изменяется от - 0,72 до - 1,1 В по медносульфатному электроду
сравнения (МСЭ). Однако стальные подземные сооружения становят-
ся защищенными на 80 - 90 % уже в том случае, когда их потенциал
равен - 0,85 В. Эта величина принята в качестве минимального за-
щитного потенциала, который необходимо поддерживать на защищае-
мом сооружении.
Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на
границе зоны действия станции катодной защиты (СКВ). Так как вели-
чина защитного потенциала убывает с удалением от точки подключе-
ния СКЗ (точка дренажа), то максимальный защитный потенциал име-
ет место в точке дренажа. С тем, чтобы предотвратить разрушение и
отслаивание изоляционного покрытия вследствие выделения газообраз-
ного водорода максимальная величина защитного потенциала ограни-
210
Рис. 7.5. Принципиальная схема катодной защиты
Рис. 7.6. Механизм действия катодной защиты
211
чека: для стального сооружения с битумной изоляцией она составляет,
например, - 1,1 В по МСЗ. В случае, когда сооружение не имеет защит-
ного покрытия, максимальная величина защитного потенциала не рег-
ламентируется.
Протекторная защита
Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе галь-
ванического элемента (рис. 7.7).
Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из
более электроотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный
электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора
является более электроотрицательным, то под действием разности по-
тенциалов происходит направленное движение электронов от протек-
тора к трубопроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы мате-
риала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению.
Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измеритель-
ной колонки 4.
Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но
не трубопровода, а протектора.
Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии мо-
гут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимичес-
ком ряду напряжений левее железа, т.к. они более электроотрицатель-
ны. Практически же протекторы изготавливаются только из материа-
лов, удовлетворяющих следующим требованиям:
- разность потенциалов материала протектора и железа (стали) дол-
жна быть как можно больше;
- ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы
массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;
- отношение массы протектора, израсходованной на создание за-
щитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент
использования) должно быть наибольшим.
Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют маг-
ний, цинк и алюминий, физико-химические характеристики которых
приведены в табл. 7.3.
Из табл. 7.3. видно, что отдать предпочтение какому-либо одному
металлу трудно. Поэтому протекторы изготавливают из сплавов этих
металлов с добавками, улучшающими работу протекторной защиты.
В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают
магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют
212
Рис. 7.7. Принципиальная схема протекторной защиты
Сооружение Рельс
Рис. 7.8. Принципиальные схемы электрических дренажей:
а - прямой; б - поляризованный; в - усиленный
213
марганец (способствует повышению токоотдачи), индий (препятствует
образованию плотной окисной пленки на поверхности сплава ,а значит ,
его пассивации) и другие металлы.
Таблица 7.3
Физико-химические характеристики материалов для
изготовления протекторов
Показатели Металл
Mg Zn Al
Равновесный электродный потенциал по нормальному водо родному электроду сравнения, В -2,34 -0,76 - 1,67
Токоотдача, А ч/кг 2200 820 2980
Коэффициент использования, % 50 90 85
Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с
удельным сопротивлением не более 50 Ом*м.
Применяют защиту протекторами, расположенными как пооди-
ночке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов
может быть выполнена ленточными протекторами.
Защита от блуждающих токов
Механизм наведения блуждающих токов на подземные
металлические сооружения и их разрушения
Появление блуждающих токов в подземных металлических соору-
жениях связано с работой электрифицированного транспорта и элект-
рических устройств, использующих землю в качестве токопровода. Ис-
точниками блуждающих токов являются линии электрифицированных
железных дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной
защиты и др.
При работе электрифицированного транспорта ток совершает дви-
жение от положительной шины тяговой подстанции по контактному
проводу к двигателю транспортного средства, а затем через колеса по-
падает на рельсы, по которым возвращается к отрицательной шине тя-
говой подстанции. Однако из-за нарушения перемычек между рельса-
ми (увеличение сопротивления цепи), а также низкого переходного со-
противления «рельсы - грунт» часть тока стекает в землю. Здесь она
натекает на подземные металлические сооружения, имеющие низкое
214
продольное сопротивление, и распространяется до места с нарушенной
изоляцией, расположенного недалеко от сооружения с еще меньшим
продольным сопротивлением. В месте стекания блуждающих токов ме-
талл сооружения теряет свои ион - атомы, т. е. разрушается.
Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с
небольшой площади поверхности, что приводит к образованию глубо-
ких язв в металле в течение короткого времени.
Электродренажная защита трубопроводов
Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими то-
ками, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооруже-
ния на сооружение - источник блуждающих токов, либо специальное
заземление - называется электродренажной защитой.
Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Пря-
мой электрический дренаж - это дренажное устройство двусторонней
проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 7.8 а) вклю-
чает: реостат К, рубильник К, плавкий предохранитель Пр и сигналь-
ное реле С . Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реос-
татом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий
предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении
которого включается звуковой или световой сигнал.
Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, ког-
да потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети,
куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превра-
тится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.
Поляризованный электрический дренаж (рис. 7.8 б) - это дре-
нажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От
прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента од-
носторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризо-
ванном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что
исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренаж-
ному проводу.
Усиленный дренаж (рис. 7.8 в) применяется в тех случаях, когда
нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обес-
печить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усилен-
ный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подклю-
ченную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а поло-
жительным - не к анодному заземлению, а к рельсам электрифи-
цированного транспорта.
215
За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых,
поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме
СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защит-
ный потенциал трубопровода.
После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регули-
ровка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необхо-
димости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксп-
луатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а
также протекторные установки.
7.5. Противокоррозионная защита резервуаров
Защиту резервуаров от коррозии также осуществляют пассивны-
ми и активными методами.
К пассивным относится применение всех видов защитных покры-
тий, которые изолируют агрессивную среду от поверхности резервуара.
Началу строительства резервуаров предшествует устройство гид-
рофобизированного основания под них с тем, чтобы предотвратить кон-
такт наружной поверхности днища с почвенной влагой. Чаще всего для
этих целей используются пески, смешанные в соотношении 9:1 с одним
из следующих вяжущих: мазут, нефть, жидкие нефтяные битумы, дегти
и т. п. Толщина гидрофобизированного основания оставляет 0,1...0,3 м.
Пассивную защиту внутренней поверхности резервуаров осуще-
ствляют покрытиями на основе лакокрасочных и полимерных материа-
лов, цинка и др. Лакокрасочными называют вещества жидкой консис-
тенции, способные после нанесения их тонким слоем на поверхность
отверждаться (высыхать) с образованием пленки (лакокрасочного по-
крытия). Для покрытия резервуаров наибольшее применение получили
эпоксидные лакокрасочные материалы, отличающиеся сравнительно
простой технологией нанесения и позволяющие получать стойкие каче-
ственные покрытия.
По назначению лакокрасочные материалы делятся на грунты,
шпатлевки и покровные слои. Противокоррозионные грунты предназ-
начены для непосредственного нанесения на предварительно подготов-
ленную поверхность с целью обеспечения хорошего сцепления покры-
тия с металлом. По механизму действия грунты бывают трех типов: изо-
лирующие, пассивирующие и протекторные. Изолирующие грунты вы-
полняют роль механической и электрической изоляции защищаемого
сооружения от окружающей среды. Пассивирующие - не только изоли-
руют защищаемую поверхность, но и образуют на ней смешанный спой
216
окислов и солей металла, который благодаря своим пассивирующим
свойствам защищает металл от коррозии даже при наличие неплотное?
теп в лакокрасочном покрытии. Протекторные грунты содержат метал-
лы более электроотрицательные, чем железо (цинковый и алюминие-
вый порошки). В первое время после нанесения такой грунт оказывает
интенсивное протекторное действие. Через какой-то период это действие
ослабевает, но защитные свойства покрытия сохраняются благодаря
изолирующему действию продуктов коррозии металла - протектора.
Шпатлевку - промежуточный слой - наносят на уже загрунтован-
ную поверхность. Ее назначение - увеличение непроницаемости и тол-
щины покрытия. В настоящее время используются эпоксидные шпат-
левки типов ЭП-0010 и ЭП-4022, наносимые толщиной 90... 140 мкм и
отверждающиеся в течение 24 часов при температуре 18...20 °C.
Покровные слои (краски и эмали) предназначены для заключи-
тельного окрашивания поверхности с целью обеспечения стойкости и
непроницаемости покрытия в процессе эксплуатации. Положительно
зарекомендовали себя эпоксидные эмали ЭП-56, ЭП-255 и ЭП-773.
Новым типом покровного слоя является асмольно-эпоксидная эмаль
ЭП-АС-6/2-1. Она представляет собой композицию, содержащую неф-
теполимер «Асмол», технических углерод, эпоксидную смолу и другие
компоненты. Выпускается эмаль комплектно в виде двух компонентов:
полуфабриката эмали и отвердителя. Их смешивают непосредственно
перед употреблением в соотношении 50:3 и наносят на поверхность ре-
зервуара вручную кистью, валиком или с помощью пневматического
распыления в два слоя. Полное отверждение эмали при 18...22 °C про-
исходит в течение 7 суток.
Для защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии
применяются также токопроводящие полиуретановые покрытия. Покры-
тие представляет собой полиуретановую смолу, в которую введены до-
бавки, увеличивающие токопроводимость и улучшающие защитные
свойства смолы. Покрытие наносится на отпескоструенную поверхность
в три слоя кистью, воздушным и безвоздушным напылением с проме-
жуточной сушкой. Отверждение покрытия происходит при температу-
ре 5 °C и выше под воздействием влаги воздуха.
К сожалению, лакокрасочные и полимерные покрытия со време-
нем отслаиваются от металла, т.к. имеют иные коэффициенты темпера-
турного расширения. С этой точки зрения более предпочтительно нане-
сение метализационных покрытий, например, цинка. Однако процесс
их нанесения (напылением) достаточно трудоемок и дорог. По этой при-
чине металлизационные покрытия получили ограниченное применение .
217
К пассивным методам относится также .защита от коррозии внут-
ренней поверхности кровли, днища и обечайки, контактирующим с га-
зовым пространством резервуара и подтоварной водой,с помощью ин-
гибиторов - веществ, добавление которых в малом количестве в корро-
зионную среду тормозит пли значительно подавляет коррозионный про-
цесс. В газовое пространство вводятся летучие ингибиторы, а в подто-
варную воду - водорастворимые. Применение ингибиторов не дает боль-
шого эффекта в связи с регулярным дренированием подтоварной воды,
с одной стороны, и постоянными «дыханиями» резервуаров.
Активными методами борьбы с коррозией резервуаров являет-
ся их катодная и протекторная защита. Катодная защита использует-
ся преимущественно для предотвращения коррозионного разрушения
днища (рис. 7.9). Принципиальная схема катодной защиты днища от
почвенной коррозии аналогична схеме защиты трубопроводов: «ми-
нус» источника постоянного тока 2 присоединяется посредством дре-
нажного кабеля 3 к резервуару 1, а «плюс» - к анодному заземлению 4.
На резервуаре поддерживается минимальный защитный потенциал -
0,87 В по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ). Если же
коррозия днища усиливается под влиянием жизнедеятельности анаэ-
робных сульфатовосстанавливающих бактерий, то минимальный за-
щитный потенциал увеличивается до -0,97 В по МСЭ. Катодные стан-
ции целесообразно применять для защиты резервуаров от почвенной
коррозии, если площадь контакта оголенного металла с окружающим
грунтом превышает 15 м2.
Применяют катодную защиту и для предотвращения коррозион-
ного разрушения внутренней поверхности днища резервуаров. Это де-
лается в случаях, если:
- высок уровень подтоварной воды;
- удельное сопротивление подтоварной воды более 1 Ом«м
или концентрация солей менее 6 г/л;
- подтоварная вода содержит сероводород.
Принципиальная схема катодной защиты в этом случае (рис. 7.10)
предусматривает установку точечных, радиальных или компактных
кольцевых анодов непосредственно внутри резервуаров.
Следует отметить, что применение катодной защиты резервуаров
с нефтепродуктами опасно в пожарном отношении. Искра, появившаяся
при разрыве электрической цепи, может привести к пожару и взрыву.
В случае применения протекторной защиты возможность образо-
вания искры исключается, так как разность потенциалов между протек-
тором и защищаемой конструкцией невелика. Протекторная защита
218
Рис. 7.9. Принципиальная схема катодной защиты резервуаров от
почвенной коррозии
1 - резервуар; 2 - катодная станция; 3 - дренажная линия постоян-
ного тока; 4 - анодное заземление
219
Рис. 7.10. Принципиальная схема катодной защиты резервуара
1 - станция катодной защиты (СКЗ); 2 - блок безопасности; 3 -
датчик блока; 4 - вводная коробка; 5 - питающая сеть; 6 - разветвитель-
ная муфта; 7 - узел подключения анода; 8 - анод; 9 - кабельная линия;
10 - резервуар
220
221
Рис. 6.11. Принципиальная схема катодной защиты резервуаров от внутренней коррозии
а) одиночными протекторами; б) групповыми сосредоточенными протекторами; в) групповыми
рассредоточенными протекторами
1 - резервуар; 2 - протекторы; 3 - контрольно-измерительные колонки; 4 - дренажный провод
Рис. 6.12. Протектор типа ПМР-20
резервуаров от почвенной коррозии осуществляется одиночными, груп-
повыми сосредоточенными и групповыми рассредоточенными про-
текторами (рис. 7.11). Более сложная схема защиты применяется в грун-
тах с большим удельным электросопротивлением.
Широкое распространение получила протекторная защита дни-
ща и первого пояса резервуаров от внутренней коррозии. Для этих це-
лей используются магниевые протекторы типа ПМР, разработанные
ВНИИСТ и Березняковским титано - магниевым комбинатом. Про-
тектор типа ПМР (рис. 7.12) представляет собой цилиндр с отноше-
нием высоты к диаметру 0,2...0,4, имеющий углубление в верхней части
в виде опрокинутого усеченного конуса. Это сделано для того, чтобы
увеличить поверхность протектора и соответственно силу тока в началь-
ный период его работы. В центре протектора впрессована стальная втул-
ка для обеспечения контакта протектора с днищем.
Серийно выпускаемые протекторы ПМР-5, ПМР-10, ПМР-20
различаются геометрическими размерами и весом (величина последне-
го в килограммах указывается в марке протектора).
Протекторы типа ПМР рекомендуется располагать на днище по
концентрическим окружностям, расстояние между которыми принима-
ется равным удвоенному радиусу действия одного протектора. При ус-
тановке протекторов сначала зачищается площадка в форме круга диа-
метром 1,4...1,5 м, затем в ее центре приваривается стальной стержень
диаметром 8 мм и высотой 35...60 мм, а зачищенное место изолируется.
Далее протектор нанизывается на приваренный стержень и приварива-
ется к нему посредством впрессованной стальной втулки, после чего
место крепления покрывают эпоксидной смолой.
222
ЛИТЕРАТУРА
1. Арутюнов С.А. Эксплуатация нефтебаз. - М.: Недра, 1983. - 148 с.
2. Большаков Г. Ф. Восстановление и контроль качества нефтепро-
дуктов. - Л.: Недра, 1974. - 330 с.
3. Бондарь В.А., Зоря Е.И., Цагарели Д.В. Операции с нефтепродук-
тами. Автозаправочные станции. - М.: АОЗТ «Паритет», 1999. -
338 с.
4. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспорти-
ровании и хранении/ Ф. Ф. Абузова, И. С. Бронштейн, В. Ф. Но-
воселов и др. - М.: Недра, 1981. - 248 с.
5. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа.
- М.: Недра, 1977. - 366 с.
6. Временные нормы технологического проектирования предприя-
тий по обеспечению нефтепродуктами ВНТП - 5 - 95.
7. Давлетьяров Ф.А., Зоря Е.И., Цагарели Д.В. Нефтепродуктообес-
печение. - М.: ИЦ «Математика», 1998. - 662 с.
8. Иванов Н. Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепро-
дуктов и борьба с ними. - М.: Недра, 1973. - 160 с.
9. Касьянов В. М. Гидромашины и компрессоры. - М.: Недра, 1981.
- 295 с.
10. Контроль количества и качества нефтепродуктов / А. М. Несгово-
ров, Ю. А. Фролов, В. Н. Муфтахова и др. - М.: Недра, 1994. - 151 с.
И.Коршак А. А., Ботыгин В. П. Применение «Норм естественной
убыли нефтепродуктов при их приеме, хранении, отпуске и транс-
портировании». - Уфа: УГНТУ, 1994. - 58 с.
12. Мацкин Л. А., Черняк И. Л., Илембитов М. С. Эксплуатация неф-
тебаз. - М.: Недра, 1975. - 392 с.
13. Межирицкий Л. М. Оператор нефтебазы. - М.: Недра, 1976. - 239 с.
14. Плитман И. Б. Справочное пособие для работников автозаправоч-
ных и автогазонаполнительных станций. - М.: Недра, 1982. - 189 с.
15. Правила технической эксплуатации нефтебаз. - М.: Главнефтеп-
родукт ГП «Роснефть», 1997. - 150 с.
16. Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных
и передвижных автозаправочных станций. - М.: Главнефтепро-
дукт ГП «Роснефть», 1996. - 52 с.
17. Проектирование и эксплуатация нефтебаз/ С. Г. Едигаров, В. М.
Михайлов, А. Д. Прохоров, В. А. Юфин. - М.: Недра, 1982. - 280 с.
18. Ржавский Е. Л. Морские и речные нефтебазы. - М.: Недра, 1976.
- 248 с.
223
19. Рыбах Б. М. Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: Гостоптехиз-
дат, 1962. - 888 с.
20. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопо-
жарные нормы.
21. Техника и технология транспорта и храпения нефти и газа/ Ф.
Ф. Абузова, Р. А. Алиев, В. Ф. Новоселов и др. - М.: Недра, 1992.
- 320 с.
22. Товарные нефтепродукты, их свойства и применение: Справоч-
ник. - М.: Химия, 1971. - 414 с.
2.3 . Халушаков З.Б., Пинский В.М. Автозаправочные станции. - М.:
Недра, 1980.
24. Хизгилов И. X. Сохранение качества нефтепродуктов при их
транспорте и хранении. - М.: Недра, 1965. - 192 с.
25. Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. - М.: Гос-
топтехиздат, 1955. - 522 с.
26. Чулков П.В., Чулков Н.П. Топлива и смазочные материалы: ас-
сортимент, качество, применение, экономия, экология. - М.: По-
литехника, 1995. - 304 с.
27. Цагарели Д.В., Бондарь В.А., Зоря Е.И. Технологическое обору-
дование автозаправочных станций (комплексов). Автозаправоч-
ные станции. - М.: ООО «Паритет Граф», 2000. -
407 с.
28. Шишкин Г. В. Справочник по проектированию нефтебаз. - Л.:
Недра. 1978. - 216 с.
224
Приложение 1
Распределение нефтепродуктов по группам
1 группа
1. Бензины автомобильные, ГОСТ 2084-77
2. Бензин автомобильный Аи-95 «Экстра», ОСТ 38019-75
2 группа
1. Бензин - растворитель для резиновой промышленности,
ГОСТ 443-76
2. Изооктан технический, эталонный, ГОСТ 12433-83
3. Изооктан технический, ГОСТ 4095-75
4. Бензины авиационные, ГОСТ 1012-72
5. Масло вакуумное ВМ-3, ГОСТ 23013-78
6. Топливо для реактивных двигателей Т-2, ГОСТ 10227-62
7. Нефрас - С 50/70 (Бензин для промышленно - технических
целей), ГОСТ 8505-80
8. Бензин авиационный Б-70, ТУ 38 101913-82
9. Растворители Нефрас - А 65/75, Нефрас - А 63/75, ОСТ 38 01198-80
10. Гептан нормальный эталонный, ГОСТ 25828-83
И.Бензол нефтяной, ГОСТ 9572-77
3 группа
1. Бензин - растворитель для лакокрасочной промышленности,
ГОСТ 3134-78
2. Масло вакуумное ВМ-6, ГОСТ 23103-78
3. Топливо для реактивных двигателей (кроме Т-2), ГОСТ 10227-62
4. Топливо РТ для реактивных двигателей, ГОСТ 16564-71
5. Сольвент нефтяной, ГОСТ 10214-78
6. Керосин для технических целей, ГОСТ 18499-73
7. Лигроин приборный, ГОСТ 8863-76
8. Ксилол нефтяной, ГОСТ 9410-78
9. Толуол нефтяной, ГОСТ 14710-78
10. Этилбензол технический, ГОСТ 9385-77
225
Продолжение прил. 1
4 группа
1. Пенообразователь ПО-1, ГОСТ 6948-81
2. Керосин осветительный из сернистых нефтей, ГОСТ 11128-65
3. Керосин осветительный, ГОСТ 4753-68
4. Изопропилбензол технический, ГОСТ 20491-75
5. Топливо дизельное «Зимнее» и «Арктическое», ГОСТ 305-82
5 группа
1. Цетан эталонный, ГОСТ 12525-67
2. Масло поглотительное нефтяное, ГОСТ 4540-80
3. Нефтяное сырье для производства искусственной олифы, электро-
изолирующих покрытий и крепителей (лакойль), ОСТ 38 0196-75
4. Масло АМГ-10, ГОСТ 6794-75
5. Топливо дизельное (кроме «Зимнего» и «Арктического»),
ГОСТ 305-83
6. Топливо моторное для. среднеоборотных и малооборотных
дизелей, ГОСТ 1667-68
7. Топливо нефтяное для газотурбинных установок, ГОСТ 10433-75
8. Топливо печное бытовое ТПБ, ТУ 38 101656-76
9. Присадка ВНИИНП-102, ГОСТ 10659-80
10. Топливо термостабильное для реактивных двигателей, ГОСТ
12308-80
И.Топливо дизельное экспортное, ТУ 38 001162-73
12. Спирты синтетические жирные первичные фракций С,-C|g, Ct-С|(.,
ГОСТ 13937-80
6 группа
1. Мазуты всех марок
2. Масла смазочные всех марок
3. Присадки всех марок
4. Битумы нефтяные жидкие
5. Кислоты нефтяные
6. Прочие жидкие нефтепродукты
226
Продолжение прил. 1
7 группа
1. Смазки всех марок
2. Битумы твердые
3. Пасты разные
4. Церезин
5. Разные твердые нефтепродукты
8 группа
1. Нефти разные
227
Приложение 2
Распределение территории Российской Федерации по климатическим
зонам для применения «Норм естественной убыли нефтепродуктов...»
Климати- ческие зоны Республики, края, национальные округи, области, входящие в климатическую зону
1 Республики: Бурятия, Карелия, Коми (г. Воркута, Инта, Печора), Якутия Края: Красноярский Национальные округи: Ненецкий, Таймырский (Долгано- Ненецкий), Ханты-Мансийский, Чукотский, Эвенский, Ямало- Ненецкий Области: Амурская, Иркутская, Мурманская, Томская
2 Республики: Башкортостан, Коми (кроме г. Воркуты, Инты, Печоры), Марий-Эл, Мордовия, Татарстан, Тува, Удмуртия, Чувашия Края: Алтайский, Приморский, Хабаровский Автономные области: Горно-Алтайская, Еврейская, Хакасская Области: Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Нижненовгородская, Ивановская, Тверская, Калининградская, Калужская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Самарская, Курганская, Курская, Санкт-Петербургская, Липецкая, Магаданская, Московская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Пермская, Псковская, Рязанская, Саратовская, Сахалинская, Екатеринбургская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Читинская, Ярославская
3 Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Калмыкия, Ингушетия, Чечня Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская
4 Республики: Каракалпатия
228
Приложение 3
Распределение территории Российской Федерации по климатическим
зонам для применения «Норм естественной убыли нефтепродуктов
при длительном хранении»
Климати- ческие зоны Республики, края, области, входящие в климатическую зону
3 Республики: Удмуртия Края: Алтайский, Красноярский, Хабаровский Области: Иркутская, Новосибирская, Пермская, Екатеринбургская, Челябинская, Читинская
2 Республики, края и области, не вошедшие в 3 климатическую зону
229
Содержание
ВВЕДЕНИЕ................................................3
ГЛАВА 1
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕБАЗ.......................4
ГЛАВА 2
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ... 11
2.1. Нефть и нефтепродукты в истории человечества.И
2.2. Номенклатура
и основные эксплуатационные характеристики
нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы...16
2.3. Физико - химические свойства нефтепродуктов.33
ГЛАВА 3
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФТЕБАЗОВОГО ДЕЛА.................36
3.1. Классификация нефтебаз.......................36
3.2. Производственные операции, проводимые на нефтебазах 37
3.3. Объекты нефтебаз и их размещение.............37
3.4. Резервуары нефтебаз и их оборудование.......41
3.5. Насосы и насосные станции нефтебаз..........66
3.6. Сливо - наливные устройства для железнодорожных
цистерн..........................................74
3.7. Нефтяные гавани, причалы и пирсы............84
3.8. Установки налива автомобильных цистерн......86
ГЛАВА 4
ЗАМЕР КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
НЕФТЕПРОДУКТОВ.........................................89
4.1. Цель и методы количественного учета нефтепродуктов .... 89
4.2. Приборы и системы количественного учета.....90
4.3. Контроль качества нефтепродуктов............97
ГЛАВА 5
АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ................................99
5.1. Назначение и типы АЗС.......................99
5.2. Состав сооружений типовой АЗС..............107
5.3. Генплан и технологическая схема АЗС........108
5.4. Производственные операции АЗС..............116
5.4.1 Прием нефтепродуктов......................116
5.4.2 Хранение нефтепродуктов...................121
5.4.3 Отпуск нефтепродуктов.....................121
230
5.4.4 Замер уровня и отбор проб в горизонтальных
резервуарах АЗС...................................123
5.5. Технологическое оборудование АЗС.............128
5.5.1 Резервуары АЗС..............................128
5.5.2 Топливо-, смесе- и маслораздаточные колонки.148
ГЛАВА 6
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ
И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СОКРАЩЕНИЮ..........................173
6.1. Источники и причины потерь нефтепродуктов....173
6.2. Мероприятия по сокращению потерь............174
6.3. Нормирование потерь нефтепродуктов на
нефтебазах и АЗС.................................182
ГЛАВА 7
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ
ОТ КОРРОЗИИ.............................................197
7.1. Классификация коррозионных процессов.........197
7.2. Причины и механизм коррозии трубопроводов и
резервуаров.......................................199
7.3. Защитные покрытия для трубопроводов..........206
7.4. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии 209
7.5. Противокоррозионная защита резервуаров.......216
ЛИТЕРАТУРА..............................................223
Приложение 1............................................225
Приложение 2............................................228
Приложение 3............................................229
Содержание..............................................230
231
A. M. Шаммазон, А. А. Коршак, Г. Е. Коробков,
М.В. Дмитриева
ОСНОВЫ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ
(НЕФТЕБАЗЫ И АВТОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ)
Учебное пособие
Сдано в набор 10.12.2001. Подписано в печать 20.12.2001. бумага офсетная № 1.
Формат 60x84 1/16. Печать офсетная. Уел. неч. л. 15, Уч.и.чд. листов15,2
Гарнитура «Петербург». Тираж 1000 :>кз. Заказ 166.
Налоговая льгота - обвтеросснйский классификатор продукции ОК-005-93,
том 2; 953000 - книги, брошюры
Отпечатано с готовых диапозитивов предоставленных
ООО «Дизайн ПолиграфСсрвис» в типографии
ГУП «Издательство Башкортостан», Уфа, ул. 50-летия Октября. 13
Компьютерная верстка, дизайн обложки, предпечатная подготовка-
ООО «Дизайн ПолиграфСервис»,
Уфа-цс1 пр, а/я 1535, тел. 52-70-88, 52-40-36.
Издательская лицензия Г> № 848196 от 9 нюня 1999 г.