Главная Обратная связь

Дисциплины:






К наливу нефти и нефтепродуктов



Подготовка резервуаров, цистерн

для приёма, хранения, перевозки

Нефти и нефтепродуктов

 

Хранилища для нефтей и нефтепродуктов

 

Наиме-нование нефте- продук-тов Хранилище* Транспортное средство* Трубо- провод
резервуар стационарный, передвижной Заполнение наливом
металлический железобетонный рези-нотка-невый ж/д цистер-на судно
с понтоном, плаваю-щей крышей, газовой обвязкой и др. без понтона, плаваю-щей крыши, газовой обвязки и др. с газовой обвязкой без газовой обвязки   с универ-сальным сливом нефте-налив-ное  
1. Нефть + + + + +
2. Бензи-ны авто-мобиль-ные + + + + +
3. Ди-зельное топливо + + + + +
* Рекомендуемый вид хранилища, транспортное средство обозначены знаком +

Возможность использования для товаро-транспортных и товаро-учетных операций самого МТП, резервуаров, цистерн для Росси регламентируется ГОСТ 1510. Виды хранилищ и транспортные средства для нефти, автобензинов, дизельного топлива в соответствии с ГОСТ 1510 показаны в таблице 2.1 (таблица 2.1. дана в сокращенном варианте).

Таблица 2.1.

Типы хранилищ и транспортных средств,

Рекомендуемых ГОСТ 1510-84

 

Основные требования ГОСТ 1510-84 относительно цистерн можно сформулировать следующим образом.

Наимено-вание нефте- продуктов Наименование слитого нефтепродукта битумы
бензины нефть топлива мазуты масла
этили-рован-ный неэти-лиро-ванный дизель-ное для газо-турбинных установок мало-сернис-тые высоко-сернистые мотор-ные  
1. Нефть
2. Бензин автомо-бильный этилиро-ванный 2**
3. Бензин автомо-бильный неэтили-рованный 1* 2**
4.Дизель-ное топливо 3***
Условные обозначения: 0 – налив запрещен; 1 – удалить остаток, промыть под давлением горячей водой с нефтяным растворителем или с моющим средством или пропарить, затем просушить котел цистерны; 2 – удалить остаток и просушить котел цистерн; 3 – удалить остаток; 5 – зачистка не требуется; * – не допускается налив нефтепродуктов для экспорта; ** – в период ноябрь-март включительно подготовку вести по п.1; ***– при наливе одноименных (по маркам) нефтепродуктов зачистка не требуется при остатке не более 1см

1. Нефть и нефтепродукты транспортируют в железнодорожных и автоцистернах, имеющих внутренне антикоррозионное покрытие, удовлетворяющее требованиям электростатической искробезопасности. Допускается использовать цистерны без покрытия выпуска до 01.01.93.



2. Цистерны должны быть оборудованы устройствами нижнего слива и налива.

3. Подготовку цистерн к наливу производят в соответствии с таблицей 2.2 (таблица 2.2 дана в сокращенном варианте).

Таблица 2.2

Требования ГОСТ 1510-84 к подготовке вагоноцистерн

к наливу нефти и нефтепродуктов

 

Основные положения ГОСТ 1510 относительно хранения нефтей и нефтепродуктов можно сформулировать следующим образом.

1. Нефть и нефтепродукты каждой марки следует хранить в отдельных резервуарах.

2. Бензин и нефти следует хранить в резервуарах с понтонами или плавающей крышей.

3. Авиационные бензины не допускается хранить в резервуарах с плавающей крышей.

4. Металлические резервуары должны подвергаться периодической зачистке:

- не менее одного раза в два года для автобензинов, дизельных топлив;

- зачистка резервуаров для нефти осуществляется по мере необходимости, которая, в свою очередь, определяется сохранностью качественных показателей нефтей, однако отстой воды и загрязнений следует удалять не реже одного раза в год;

- зачистка резервуаров для всех видов нефтепродуктов, предназначенных для авиации, должна проводиться не реже 2 раз в год.

 

Хранилища для газа

 

Система газоснабжения городов состоит из тесно связанных между собой трёх элементов: газовый промысел, МГП, газо-распределительная сеть, которые должны работать согласованно и обеспечивать полную загрузку оборудования. В то же время расход газа промышленными, коммунальными и бытовыми потребителями, как правило, колеблется в довольно значительных пределах в течение суток, недель, года.

Графики колебаний расхода представлены на рис. 2.1. и 2.2.

 

 

Рис. 2.1 Схема суточного колебания расхода газа

Площадь АВС – избыток обьёма газа от среднесуточного;

площадь СДЕ – недостаток обьёма газа от среднесуточного.

 

 

Рис. 2.2 - Схема годового колебания расхода газа

Площадь МАВ DEF– недостаток обьёма газа от среднегодового;

площадь ВСД – избыток обьёма газа от среднегодового.

 

Чтобы вся система, всё оборудование при таких колебаниях работали стабильно, предусматривают специальные хранилища газа, в которые сначала сбрасывается избыточный газ и затем газ забирается при его недостатке в системе.

 

Для устранения среднесуточного колебания можно предусматривать хранение газа в газгольдерах (сухих или мокрых) под высоким давлением (от 0,25 до 2,0 МПа и объём равен 175 м3, 270 м3) или в последнем перед потребителем участке магистрального трубопровода, изменяя давление газа в нём, но таким образом, чтобы Рmin на конце участка было несколько выше Рдопуст. на входе в ГРС, а Рнач. должно обеспечивать условие прочности трубопровода.

Для устранения среднегодового колебания чаще всего используют подземное хранение газа, так как наземное хранение требует очень больших капитальных вложений и очень больших площадей.

Газгольдер в разрезе показан на рис. 2.3 (объём газа 100000 м3).

 

При заполнении газгольдера колокол поднимается, при отборе газа идёт в обратном направлении. Объёмный расход газа определяется, как правило, диафрагменными приборами.

Чтобы зимой не было замерзания воды, предусмотрен её подогрев.

Подземное хранилище сооружают как в районах потребления, так и по трассе МГП.

 

 

 

Рис. 2.3. Схема мокрого газгольдера

 

1 – вентиляционная труба;

2 – направляющий каркас;

3 – колокол, двигающийся в вертикальном направлении;

4 – гидрозатвор;

5 – окружающая стена;

6 – фундамент;

7 – передвижные устройства;

8 - расходомеры

 

Наиболее экономичным типом подземного газохранилища являются истощенные нефтяные и газовые залежи вследствие их хорошей геофизической изученности, возможности использования уже установленного при добыче оборудования.

Вторым типом, широко используемым в настоящее время, являются подземные газохранилища в пористых водоносных пластах или в солевых пластах (см. рис. 2.4), которые чаще всего имеют место вблизи городов [3].

Найденный пласт должен длительно сохранять и затем отдавать закаченный газ, при этом желательно, чтобы пласт имел куполообразную форму с непроницаемой кровлей и чтобы газ не проникал в другие пласты или к поверхности через трещины. Газ закачивается в сводную часть купола и образует там газовый пузырь, вода оттесняется к краям всей структуры. Давление для закачки газа 12 – 15 МПа.

 

Рис. 2.4. Подземное хранилище природного газа

1 – газ из магистрального газопровода;

2 – компрессорная станция;

3 – газораспределительный пункт;

4 – карбонатный пласт;

5 – песчаная линза;

6 и 7 – песчаные пласты

 

Технологическая схема наземной части подземного газохранилища должна включать при закачке газа оборудование для очистки газа от пыли и капель компрессорного масла, которое попадает при компримировании газа, и холодильное оборудование для охлаждения газа, температура которого растет при повышении давления.

Если использовать компрессоры с электроприводами, то схема упрощается, так как отпадает необходимость очистки газа от компрессорного масла.

При обратном отборе газа из хранилищ технологическая схема должна включать аппараты для очистки газа от механических примесей (частиц песка, глины и др.) и аппараты для осушки газа от воды.

Подземные газохранилища оборудуются на глубинах 300 – 1000 м, толщина кровли на таких глубинах лежит в переделах 5 – 10 м, что достаточно для предотвращения утечки.

Объём хранилища определяется расчетным путём при проведении разведочных работ.

Количественный учет закачиваемого и отбираемого газа осуществляется с помощью расходомеров.

 

3. Товаро – транспортные и учетные операции
на ЛПДС, наливных пунктах и нефтебазах

 

 

3.1. Сборка технологических схем на приёме,





sdamzavas.net - 2019 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...