Хранение и перевозка нефтепродуктов
Физико-химические свойства нефтепродуктов, их товарный ассортимент. Классификация нефтебаз, определение объема их резервуарного парка. Потери нефтепродуктов от испарения, их замер и учет. Хранение нефти в горных выработках. Нефтяные гавани и причалы.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | шпаргалка |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.10.2013 |
| Размер файла | 1,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
По сравнению с вертикальными на сооружение горизонтальных резервуаров расходуется на 1м3 объема больше металла. Преимущества горизонтальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их на заводах, в хранении нефтепродуктов под высоким избыточным давлением и вакуумом, в удобстве подземной установки. Типовые горизонтальные резервуары, изготовляемые объемом от 3 до 100м3, способны выдерживать внутреннее избыточное давление до 2,5 МПа и вакуумное давление до 0,09 МПа. В зависимости от величины внутреннего давления днища таких резервуаров выполняют сферическими, плоскими или цилиндрическими.
Сферические днища дороже в изготовлении, поэтому их применяют для резервуаров с относительно высоким давлением (более 0,3 МПа). Радиус сферического днища принимается равным диаметру корпуса резервуара из условия равнопрочности конструкции при одинаковой толщине корпуса и днища.
Наивыгоднейший радиус горизонтального резервуара низкого давления
для резервуаров, испытывающих среднее и высокое избыточное давление
19. Каплевидные резервуары
Основное назначение каплевидных резервуаров - хранение н/продуктов с высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением, что позволяет значительно сократить потери от испарения по сравнению с "атмосферными" резервуарами. Однако стоимость цилиндрического "атмосферного" резервуара значительно меньше каплевидного такого же объема. Это объясняется сложностью сооружения каплевидной оболочки. Поэтому непременным условием широкого внедрения каплевидных резервуаров явл-ся его экономичность, которая определяется сравнением дополнительной стоимости и экономии от сокращения потерь за период амортизации. Поскольку стоимость металлоконструкций определяется в значительной мере ее собственной массой, на каплевидные резервуары должно затрачиваться возможно меньше металла. Это условие удается выполнить, используя способность безмоментных оболочек двойной кривизны, а также уравновешивая распределенные по их поверхности нагрузки растяжением или сжатием, одновременно действующими в направлении основной кривизны. В основу определения рациональной формы корпуса резервуара положено требование полного использования несущей способности металла тонкой оболочки вращения.
20. Шаровые резервуары
Для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров и сжиженных газов применяют шаровые резервуары, работающие под избыточным давлением 0,25; 0,6; 1,0 и 1,8 МПа. При давлении меньше 0,2 МПа неэкономично применять шаровые резервуары, так как их масса при этом получается такой же, как каплевидных, а стоимость на 40-50% выше из-за необходимости штамповки листов, усложнения обработки фомок и сборки. Материалом для шаровых резервуаров служит низколегированная сталь 09Г2С. Для индустриальных методов изготовления лепестков оболочки на заводах принят постоянный ряд диаметров шаровых резервуаров 9; 10,5; 12; 16 и 20 м, соответствующих номинальным объемам 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3. Согласно правилам Госгортехнадзора шаровые резервуары отнесены к сосудам первого класса, для которых запас к пределу прочности должен быть не менее трех, а коэффициент стыковых швов к = 0,85-0,95.
Оболочка сферического резервуара опирается на несколько колонн, привариваемых непосредственно к корпусу, которые передают давление на бетонный фундамент. Для большей жесткости колонны часто соединяют между собой системой растяжек
Шаровой резервуар объемом 600 м3 на стоечных опорах: 1 - узел дыхательной арматуры; 2 - поплавковый уровнемер; 3 - шлюзовая камера для камера уровня, температуры сниженного газа и отбора проб; 4 - быстродействующая задвижка; 5 - приемо-раздаточный патрубок; 6 - дренажный кран
21. Железобетонные резервуары
Железобетонные резервуары по геометрической форме разделяются на цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества. Цилиндрические стенки резервуаров, испытывая преимущественно осевые растягивающие усилия, могут иметь небольшую толщину (практически не менее 8-10 см). Арматура стенок состоит из горизонтальных стержней, образующих замкнутые кольца, и вертикальных стержней. Наиболее ответственным узлом резервуара является сопряжение стенки с днищем, которое осуществляется при помощи армированных вутов и добавочных стержней для восприятия растягивающих усилий. Горизонтальные стержни воспринимают кольцевые усилия. Эти усилия увеличиваются к нижней части резервуара (рис.3, 20), однако, начиная примерно с 2/3 высоты от верхней части, благодаря жесткой связи стенки с днищем они перестают возрастать и постепенно уменьшаются к нижней части. В связи с этим сечение кольцевой арматуры, вычисленное по наибольшему усилию, обычно постоянное в нижней части стенки, в верхней же части уменьшается соответственно с уменьшением кольцевых усилий. Вертикальные стержни являются не только монтажными, служащими для удержания колец во время бетонирования, но необходимы также и для восприятия изгибающих моментов, действующих в вертикальных плоскостях. Эти стержни обычно принимают несколько меньшего диаметра по сравнению с кольцевыми стержнями и располагают на расстоянии 10-20 см друг от друга. В резервуарах большого диаметра перекрытие собирают из отдельных плит, опирающихся на промежуточные стойки: по концентрическим окружностям, а чаще прямоугольной сеткой осей с шагом 3,5-4,5 м. Сечение стоек квадратное, не менее 25Х25 см. Перекрытие цилиндрических резервуаров обычно безбалочное, а для резервуаров диаметрам до 15000 мм - купольное, без промежуточных стоек.
Стенки прямоугольных резервуаров работают на изгиб в горизонтальном и вертикальном направлениях и обычно имеют большую толщину по сравнению со стенками цилиндрических резервуаров тех же размеров. Слабым местом у прямоугольных резервуаров являются углы, которые обычно усиливают вутами с добавочной арматурой для обеспечения жесткой связи стенок между собой. В резервуарах малого объема стенки имеют вид простых плит, которые могут быть постоянной толщины по всей высоте. Резервуары большого объема могут быть разделены на камеры с одной или несколькими промежуточными стенками. При большой длине резервуара делают ребра жесткости.
Перекрытая прямоугольного резервуара выполняют ребристыми с плитами, опираемыми по контуру, или безбалочными, которые получили наибольшее распространение. Днище при хорошем грунте может быть бетонное толщиной 30-50 см, причем в этом случае необходима хорошая связь его с железобетонными стенками, достигаемая закладкой стержней-коротышей. Чаще днище выполняют железобетонным с утолщением под стенками и стойками.
22. Основания и фундаменты под резервуары
Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку от массы сооружения на основание. Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подошвы фундамента и воспринимающая давление, передаваемое фундаментом.
Грунты, находящиеся в условиях их природного залегания, являются естественными основаниями сооружений, а грунты, предварительно уплотненные или укрепленные другими способами, - искусственными основаниями.
Крупноблочные, песчаные и глинистые грунты состоят из отдельных минеральных частиц (скелета грунта), между которыми имеются промежутки - поры, заполненные водой, воздухом или цементирующим веществом. Твердые частицы грунта имеют различную величину (от нескольких сантиметров до тысячных долей миллиметра) и различную форму. Физические и механические свойства грунтов зависят от свойств составных частей и их взаимодействия.
Плотностью грунта р называется отношение массы частиц грунта, высушенных до полной потери влаги, к объему, занимаемому этими частицами.
Пористость грунта составляет, т.е. доля объема пустот Vп в общем объеме грунта
V=Vп + Vс,
где Vc - объем твердых частиц (скелета) грунта
Коэффициент пористости грунта е - отношение объема пор к объему твердых частиц, т.е.
, , .
Угол естественного откоса - наибольшее значение угла, который образует поверхность грунта с горизонтальной плоскостью, отсыпанного без толчков и сотрясений. Угол естественного откоса (угол, внутреннего трения грунта) характеризует сопротивление грунта сдвигу.
По мере изменения нагрузки на грунт будет меняться и величина коэффициента пористости.
23. Температурный режим резервуаров
Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теории нестационарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.
Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внешнего воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследовании нестационарного теплообмена внутри резервуара.
Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом пространстве резервуара было выполнено И.А. Чарным. Полученная расчетная формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов. Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения площади боковой поверхности Fст к площади крыши резервуара (рис. 1, а) Fкр, а другая - от долготы дня и широты местности (рис. 1, б). Чтобы исключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена для наиболее длинного дня - дня летнего солнцестояния (22 июня). Таким образом, были получены простые формулы для определения суточного колебания температуры газового пространства резервуара:
(1),
где f1-f8 - функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 1. Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резервуара Дtг, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю температуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха Дtв. Однако минимальная температура газа tгmin в резервуаре не может быть ниже минимальной температуры воздуха (tвmin). Поэтому приближенно можно принять:
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
Температура верхних слоев нефтепродукта может быть принята приблизительно равной средней температуре воздуха . Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба процесса стремятся к сохранению .
Из экспериментальных данных амплитуда колебания температуры верхних слоев нефтепродукта в среднем составляет . Вышеприведенные рекомендации по определению температурного режима резервуаров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.
Рис. 1. Графики функции f в уравнении (1)
24. Потери нефтепродуктов от испарения
Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой вред всему народному хозяйству, поэтому борьба с потерями - чрезвычайно важная и актуальная задача.
Потери происходят от утечек, испарения, смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.
По данным исследований в системе транспорта и хранения примерно 75% потерь нефти и нефтепродуктов происходит от испарения.
Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Количество нефтепродукта в этой паровоздушной смеси G=cV где с - объемная концентрация паров нефтепродукта в паровоздушной смеси; р - плотность паров продукта; V - объем газового пространства.
Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта, испарившегося в газовое пространство, - это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим причинам:
1. От вентиляции газового пространства. 2. Потери от "больших дыханий" 3. Потери от "обратного выдоха" 4. Потери от насыщения газового пространства. 5. Потери от "малых дыханий"
25. Потери в резервуарах от "малых дыханий"
Потери от "малых дыханий" происходят в результате следующих причин:
а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время. В дневное время газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет солнечной радиации. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие фракции концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь - происходит "выдох". В ночное время из-за снижения температуры "часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит, атмосферный воздух - происходит "вдох";
б) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет "выдох" ("барометрические малые дыхания"). При повышении атмосферного давления; может произойти "вдох".
26. Потери в резервуарах от "больших дыханий"
Потери от "больших дыханий" - это вытеснении паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется "большое дыхание" ("выдох"). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется "большое дыхание".
При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равен вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух - произойдет "вдох" резервуара.
27. Потери нефтепродуктов от вентиляции газового пространства резервуаров
Потери от вентиляции газового пространства резервуаров происходят при наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоянии h по вертикали (рис.1). Вследствие того, что плотность паровоздушной смеси больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, при котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением
,
где сСМ - плотность паровоздушной смеси в резервуаре; сВ - плотность воздуха.
Секундный расход при газовом сифоне можно вычислить по известной формуле истечения
(1),
где м - коэффициент расхода при истечении через отверстие (для практических расчетов м = 0,58); f - площадь отверстия.
Если известны концентрация С и плотность сН паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта при наличии газового сифона определится из соотношения
Газовый сифон в резервуаре возможен и при герметичной крыше, если, дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 1. В этом случае сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар и может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допускаемое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха и паровоздушной смеси.
28. Потери нефтепродуктов от насыщения газового пространства ёмкости парами нефтепродуктов
Могут происходить при начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться еще и парами нефтепродукта. Эти потери могут быть и в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.
29. Потери нефтепродуктов в резервуарах от "обратного выдоха"
Возможны при частичной выкачке нефтепродуктов из емкости, когда ее газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачки происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие испарения некоторого количества нефтепродукта. Если емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве при этом повышается до давления на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смеси, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства ("обратный выдох"). Аналогичное явление происходи после частичного заполнения очищенной и проветренной емкости, если в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парами ("дополнительный выдох"). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается "дополнительный выдох".
30. Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при хранении
Выбор определённых методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведётся по технико-экономическим расчётам, основой которых является величина годовых потерь для каждого из сравниваемых вариантов. Величина потерь от испарения нефтепродуктов при каждом выбранном варианте оборудования резервуарного парка и приемо-раздаточных устройств меняется с изменением метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер.
Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп:
1. Сокращение объема газового пространства резервуара. Чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери до 90%. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов.
2. Хранение под избыточным давлением. Если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от "малых дыханий" и частично от "больших дыханий". Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. Исследованием суммарной стоимости хранения автобензина для резервуаров различной конструкции объемом 5000 м3, позволили сделать следующие выводы:
1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает, достигая максимального значения в северной климатической зоне;
2) чем меньше коэффициент оборачиваемости при данном избыточном давлении, тем больше срок окупаемости;
3) наиболее эффективны резервуары повышенного давления в южной полосе нашей страны, так как с повышением температуры окружающего воздуха резко сокращается срок окупаемости капитальных затрат.3. Уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства резервуара. Постоянстве абсолютных температур газового пространства, потери от "малых дыханий" возможны лишь за счет колебания барометрического давления. Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения амплитуды колебания температур газового пространства резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуаров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение.
4. Улавливание паров нефтепродуктов, уходящих из емкостей. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система, представляющая сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые пространства резервуаров между собой.
Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров перетекают в освобождающиеся, и потери от "больших дыханий" не происходит.
Рис. 1. Газоуравнительная система.
1 - резервуар; 2 - дыхательный клапан; 3 - газгольдер; 4 - регулятор давления; 5 - сборный газопровод; 6 - конденсатосборник; 7 - насос для откачки конденсата; 8 - конденсатопровод.
5. Организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров - одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие организационные мероприятия.
1. Для уменьшения потерь от "малых дыханий" в "атмосферных" резервуарах необходимо легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По той же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкоиспаряющихся нефтепродуктов в одном резервуаре.
2. Для сокращения потерь от "больших дыханий" необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки из резервуара в резервуар.
3. Чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от "больших дыханий". Это объясняется тем, что при выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следовательно, при закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же, наоборот, целесообразнее производить днем.
4. Известно, что потери от "малых дыханий" прямо пропорциональны площади испарения. Но так как с увеличением объема резервуара отношение площади поперечного сечения к объему падает для типовых "атмосферных" резервуаров, то отсюда следует, что легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема.
5. Важное значение имеет техническое состояние резервуаров и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства.
6. Правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.
31 Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах
В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода. Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.
На рис. 1а представлена схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы.
На рис. 1, б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячий газы. К этому способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0.3-1,5 кВт при длине 3-60 м.
На рис. 1, г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяют в основном при перекачке вязко-пластических нефтепродуктов. На рис.1, в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укладывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбирают с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.
Рис. 1.
32. Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах
Переносные паровые змеевики состоят из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб (рис. 1). Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м2.
Небольшая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4 - 0,5 МПа.
Стационарные паровые подогреватели применяют двух типов:
1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пapa в подогреватель;
2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.
Переносные электрические подогреватели имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцовых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.
В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Такие подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает их от круглых электрических подогревателей.
Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы.
Электроиндукционный нагрев заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле.
При этом в стенках цистерны индуцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.
Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем их интенсивного перемешивания.
Рис. 1. Переносный змеевиковый паровой подогреватель
33. Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках
Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков на высоте 100-150 мм от обшивки. Для подвода к змеевикам пара и отвода из них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком прокладывают две магистрали (рис.1) - паровую 2 и конденсатную 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распределительной 3 и сборной 6), к которым присоединены змеевики подогревателя 5. Входные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы. На паровой и конденсатных линиях установлены разобщительные клапаны 10.
Свежий пар поступает в систему из котла через редукционный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение контрольной цистерны - предотвращение попадания нефти в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран 7, который открывают при впуске пара в змеевик. Система подогрева работает в период нахождения танкера в пути.
Рис. 1. Схема паровых подогревателей в танкере
34. Подогрев нефтепродуктов при хранении
Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов - змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки или в виде отдельных секций. Теплоноситель, проходя по системе труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепродуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты - это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях. Секционные подогреватели комплектуют из отдельных стандартных элементов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединены при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизированы.
Местные подогреватели. При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс подогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемо-раздаточной трубе, а в эксплутационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать. На рис.1 представлены различные конструкции местных подогревателей.
Шахтный подогреватель состоит из кожуха, защищенного тепловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг которой расположен змеевиковый подогреватель. Наиболее мощные местные подогреватели - секционные коробчатой конструкции, которые состоят из трех параллельных ветвей, расположенных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице. Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев.
Рис. 1. Местные подогреватели: а - . шахтный: б - секционный
35. Хранение нефти в горных выработках
Строительным материалом для подземных емкостей, сооружаемых в толще земной коры, является сама горная порода.
Подземные емкости по способу их сооружения подразделяются на: ледогрунтовые; шахтные; хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва, и хранилища, сооружаемые в толщах каменной соли способом выщелачивания.
Ледогрунтовые хранилища сооружают в районах вечной мерзлоты и представляют собой выемку в грунте, устраиваемую выше горизонта с нулевым колебанием температуры породы. По конструкции эти емкости представляют собой траншею шириной до 5 м, имеющую специально намороженное ледяное перекрытие сводчатой формы, покрытое сверху термоизоляционным слоем (рис. 1). Термоизоляционный слой рассчитывают с учетом поддержания в ледяном своде хранилища температуры не выше - 3°С. Дно и борта траншеи облицовывают льдом. Верхнюю кромку ледяного перекрытия устраивают на 0,5 м ниже уровня, соответствующего глубине оттаивания породы летом. Площадка для строительства ледогрунтового хранилища должна быть удалена от естественных источников тепла на расстояние не менее 50 м. Ледогрунтовые хранилища размещают преимущественно в тонкодисперсных, незасоленных, льдонасыщенных суглинистых породах, имеющих влажность не менее 20%. Мерзлые породы обеспечивают необходимую прочность и устойчивость емкости без применения крепи. Температура заливаемого в емкость нефтепродукта должна быть не выше 0°С.
Шахтные хранилища (рис. 2) строят при помощи специальных вертикальных или наклонных скважин, с последующими горизонтальными выработками-штольнями для вскрытия пласта, в котором намечено создать хранилище. Наиболее пригодными для строительства подземных шахтных емкостей являются: осадочные породы (плотные известняки, доломиты, гипс, мел и т.д.) и метаморфические породы (глинистые и шиферные сланцы, кварциты, кремнистый сланец). Одной скважиной можно разработать несколько емкостей для различных нефтепродуктов. Шахтные хранилища представляют собой отдельные тоннели или систему взаимосвязанных горизонтальных выработок, имеющих уклон 0,002 в направлении к месту установки откачивающего насоса. Разрыв между выработками должен быть равным 3-5-кратной ширине емкости. Сечение емкостей может быть сводчатым, круглым или трапецеидальным. Сливать нефтепродукты в подземную емкость можно самотеком (светлые нефтепродукты) или при помощи насоса. Весьма эффективным является использование заброшенных горных шахт (после окончания разработки полезных ископаемых) под хранилище для нефтепродуктов.
Хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва, представляют собой скважину, оборудованную обсадной колонной; при этом скважину бурят до расчетной глубины, соответствующей высоте будущей емкости. Сначала в скважине взрывают прострелочные заряды с целью создания необходимой полости для размещения основного заряда. В результате полного камуфлетного взрыва основного заряда пластичная среда сжимается, а затем деформируется, образуя полость сфероидальной формы с уплотненными стенками (рис. 3). Наиболее благоприятными породами для создания подземных хранилищ взрывным способом являются пластичные глины и суглинки. Емкости, создаваемые камуфлетным взрывом, дешевле стальных резервуаров.
Подземные хранилища в отложениях каменной соли. Важным свойством каменной соли является способность резко увеличивать пластические свойства при повышении давления. Пластичность каменной соли повышается при смачивании. Образование подземных хранилищ в отложениях каменной соли осуществляется циркуляционным выщелачиванием - растворением соли водой, нагнетаемой через скважину в пласт с одновременным выдавливанием образующегося при этом рассола на земную поверхность. Для управления формообразованием емкости при выщелачивании солей в пласт вводят нерастворитель - чаще всего нефтепродукт, для которого предназначено хранилище.
Рис. 1. Ледогрунтовое хранилище: / - термоизоляционный слой; 2 - дыхательный клапан; 3 - электродвигатель; 4 - ледяное перекрытие; 5 - эксплуатационный колодец; 6 - насос; 7 - емкость
Рис. 2. Шахтное хранилище: 1 - трубопровод для заполнения хранилища нефтепродуктом; 2 - буровая скважина; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - хранилище; 5 - насосная станция
Рис. 3. Схема последовательности работ при создании хранилищ методом камуфдетного взрыва: а - бурение скважины на начальный размер; б - обсадка скважины (цементация затрубного пространства и бурение скважины на конечный размер); в - первый "прострел" скважины; г - второй "прострел" скважины; д - взрыв основного заряда взрывчатого вещества (ВВ); е - готовое подземное хранилище
36. Нефтяные гавани и причалы
Для налива и разгрузки нефтеналивных судов строят специальные гавани с причалами. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией, должна быть укрыта от волнения. В нефтегавани должны отсутствовать сильные течения, ледоходы и донные наносы, должна быть обеспечена пожарная безопасность.
Для размещения гавани выбирают естественные укрытия - бухты, заливы, затоны. Если нет естественных укрытий, то сооружают искусственные - волноломы, дамбы, стенки оградительные и т.д.
Акватория нефтегаваней и их глубина должны быть достаточными для плавания и размещения нефтеналивных судов и обслуживающих буксиров.
Минимальная глубина воды у причалов определяется по формуле
Hmin = H0 + Hв +0,5,
где H0 - максимальная осадка судна; HВ - наибольшая высота волны.
Для речных гаваней Hmin ? 5м и для морских Hmin ? 11м.
Для обработки нефтеналивных судов в гаванях сооружают причалы. Причалы можно размещать параллельно набережной (обычно речные причалы) и на пирсах (морские причалы) - искусственных сооружениях, расположенных перпендикулярно или под углом к набережной.
Причальные сооружения строят из огнестойких материалов (камень, бетон, железобетон). Размеры причальных сооружений должны соответствовать размерам судов.
Для обслуживания нефтебаз сооружают причальные сооружения разнообразных конструкций в зависимости от колебания уровня воды, геологических условий дна и берега и других условий.
Береговые причалы бывают стационарными и плавучими. Плавучие причалы, металлические или железобетонные, применяют для нефтебаз, расположенных на реках и озерах с пологим дном и м большим колебанием уровня воды. В большинстве случаев сооружаются причалы стационарные. Они бывают: железобетонными, в виде отдельных устоев и швартово - отбойных пал; центральный устой соединяется с береговым мостом; в виде каменной или железобетонной вертикальной стенки, представляющей собой набережную; эстакадные, металлические или из сборного железобетона; косяковые, состоящие из металлической тележки, перемещающейся по наклонным рельсам, в зависимости от уровня воды в реке.
Нефтепричалы соединяются с нефтебазой трубопроводами - грузовыми для выкачки и закачки нефтепродуктов, топливными для снабжения топливом силовых установок танкеров, водяными, пенопроводами для тушения пожаров. Трубопроводы на нефтепричалах должны допускать полное опорожнение их после слива или налива. На причалах или около них предусматриваются помещения для обслуживающего персонала и для хранения инвентаря, инструментов и материалов, необходимых для эксплуатации.
На пирсах и береговых причалах прокладываются грузовые трубопроводы, рассчитанные на обеспечение своевременного налива любого танкера.
37. Замер и учет нефти и нефтепродуктов
Учет и измерение количества нефтепродуктов производится тремя методами: массовым, объемно - массовым и объемным. Небольшие партии нефтепродуктов (в таре, автоцистерне или вагоне - цистерне) могут быть взвешены на стационарных или передвижных весах. Количество отпущенного нефтепродукта может быть определено также с помощью массовых счетчиков.
Количество больших партий нефтепродуктов (в резервуарах, трубопроводах) определяют объемно - массовым методом - измеряют объем нефтепродукта V и его плотность с при данной температуре, а затем пересчитывают в массу G = Vс.
Объемным способом учитывают нефтепродукты на автозаправочных станциях, когда количество отпущенного нефтепродукта исчисляется в литрах.
Для пересчета объемных количеств в массовые определяют плотность нефтепродукта при температуре замера. Этот замер производится на пробе нефтепродукта, отбираемой из емкости. Пробы из резервуаров отбираются с помощью сниженного пробоотборника, а из других емкостей - специальными пробоотборниками.
Пробы нефтепродуктов подразделяются на индивидуальные и средние. индивидуальная проба отбирается в один прием и характеризует качество нефтепродукта в одном месте. Средняя проба получается смешением нескольких индивидуальных проб и характеризует среднее качество нефтепродукта в одной или нескольких емкостях.
Температура пробы нефтепродукта определяется с помощью термометра, а плотность - ареометром, который представляет собой запаянную с двух сторон стеклянную трубку с грузом и со шкалой. Плотность нефтепродукта определяется глубиной погружения в него ареометра.
Объем нефтепродукта в емкостях определяется по высоте уровня. Определение уровня или высоты взлива в емкости производится с помощью стальной мерной ленты через люк в крыше емкости или при помощи специальных приборов - уровнемеров, которые могут быть поплавковыми, магнитными, пневматическими и других конструкций. Приборы для измерения уровня можно оборудовать устройствами передачи показаний на расстояние.
Точность определения массы нефтепродукта, принятого или отпущенного из резервуара, будет зависеть от точности определения объема. Для упрощения расчетов на каждый резервуар составляют замерные таблицы, называемые также калибровочными, характеризующие объем заполненной части резервуара в зависимости от высоты взлива с интервалом через каждый сантиметр. Таблицы составляют на каждый резервуар в отдельности.
Калибровка резервуаров может производиться следующими способами:
1) путем налива в емкость или слива из нее измеренных объемов воды (для малых емкостей);
2) с помощью объемных счетчиков;
3) путем обмера и подсчета объема емкости - наиболее распространенный способ.
Обмеры резервуаров производится с помощью стальных мерных лент. Измеряют длины окружностей поясов резервуара, высоты поясов и толщины стенок поясов. Расчет объема резервуара производится по обычным формулам объема геометрических тел.
Точность замера количества нефтепродукта в резервуаре зависит от состояния резервуара (отсутствие осадка днища, наклона, деформации корпуса и т.д.), точности определения уровня, температуры, плотности нефтепродукта и квалификации лица, производящего замер.
Высоту взлива следует измерять не менее двух раз. Так же измеряют уровень подтоварной воды. Плотность и температуру нефтепродукта определяют по средней пробе, составленной не менее чем из трех индивидуальных проб, взятых из верхней, средней и нижней частей емкости по высоте в соответствии с ГОСТ 2517 - 69.
38. Суточная и сезонная неравномерность потребления газа. Способы погашения
Потребление газа в течение года и суток является неравномерным. Различается неравномерность: сезонная (месячная), суточная и часовая.
Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом газа на отопление в зимнее время, а также некоторым уменьшением потребления газа летом на коммунально-бытовые нужды.
В течение недели по отдельным ее дням неравномерное потребление газа вызвано укладом жизни населения, режимов работы предприятий и изменением температуры наружного воздуха. Эта неравномерность потребления газа называется суточной.
В течение суток газ потребляется также неравномерно (часовая неравномерность). наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Режим потребления газа промышленными предприятиями определяется главным образом числом рабочих мест.
Неравномерность потребления газа характеризуется коэффициентами неравномерности:
1. коэффициент сезонной неравномерности К1 определяется как отношение расхода газа за данный месяц к среднемесячному расходу;
2. коэффициент суточной неравномерности К2 рассчитывается как отношение расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за неделю;
3. коэффициент часовой неравномерности К3 определяется как отношение расхода газа за один час к среднечасовому расходу за сутки.
Способы погашения суточной неравномерности газопотребления. Для устранения суточной неравномерности потребления газа используют газгольдеры и объем последнего участка газопровода.
Газгольдеры, предназначенные для снятия суточной неравномерности газопотребления, должны быть рассчитаны на достаточно высокое давление, чтобы можно было от них питать городскую сеть. Газгольдеры устанавливают горизонтально и вертикально на специальных опорах. Устанавливают их группами по несколько газгольдеров в одной группе. Для отключения каждого из газгольдеров и их групп предусмотрена отсекающая арматура. Каждый газгольдер и каждая их группа снабжены предохранительными клапанами, срабатывающими при превышении рабочего давления на 10 %.
Последний участок магистрального газопровода работает в условиях, отличающихся от условий работы промежуточных участков. Массовый расход газа в начале последнего участка постоянен, а в конце - переменный и равен меняющемуся в течение суток отбору газа потребителем. Ночью, когда отбор газа из газопровода меньше расхода в газопроводе, газ накапливается в последнем участке, причем вследствие этого давление в участке растет. В дневные часы, тогда отбор превышает расход в газопроводе, давление в последнем участке снижается. Поскольку все время расходы в начале и конце участка неодинаковы, количество газа, накапливаемое в последнем участке, следует определять по уравнениям неустановившегося движения газа в трубопроводе. Расчет по формулам неустановившегося движения сложен. Однако в этом случае расчет можно вести методом смены стационарных состояний, погрешность которого находится в пределах 15 - 20 %, что при расчете аккумулирующей способности последнего участка газопровода допустимо.
Способы погашения сезонной неравномерности газопотребления. Технико-экономические расчеты и уже имеющийся опыт ряда стран показывают, что наиболее целесообразным способом компенсации сезонной неравномерности потребления газа является создание подземных хранилищ.
Для работы магистрального газопровода на полную мощность в течении всего года необходимо организовать хранение летних избытков газа вблизи конечного пункта, чтобы потом, в зимнее время, возвратить их потребителю.
Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления применяются следующие основные типы подземных хранилищ: подземные хранилища в истощенных газовых и нефтяных месторождениях; подземные хранилища в водоносных пластах; подземные хранилища в соляных куполах; подземные хранилища в искусственных выработках (заброшенных шахтах). Последние используются для хранения сжиженных газов.
Для хранения больших количеств природного газа в первую очередь используют истощенные газовые, а также нефтяные месторождения. Самыми выгодными для подземного хранилища являются выработанные месторождения нефти и газа, если они расположены на небольшом расстоянии от районов потребления. Экономическая эффективность хранилища тем выше, чем больше его полезная вместимость (она должна составлять не меньше нескольких сотен миллионов кубических метров).
Пропускная способность газопровода от подземного хранилища до потребителя должна соответствовать сумме отбора газа из подземного хранилища и пропускной способности основной части магистрального газопровода.
39. Подземное хранение газа
Подземное хранение аза получило преимущественное распространение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях. Технико-экономические показатели свидетельствуют о том, что хранилища в истощенных пластах более эффективны, чем другие виды хранилищ. Это объясняется рядом причин:
1) наличие залежи гарантирует возможность хранения газа;
2) при обустройстве хранилища отпадает необходимость проведения разведочных работ, бурения скважин и т.д.;
3) возможность использования имеющейся системы промысловых коммуникаций для транспорта газа;
4) допустимое давление в подземном хранилище можно принять равным или несколько большим первоначального давления.
Проектирование, создание и эксплуатация газового хранилища имеют свои особенности, однако в основу положен принцип проектирования разработки газовых месторождений.
В истощенных нефтяных залежах при хранении газа часть тяжелых углеводородов оставшейся нефти переходит в газообразное состояние и извлекается из пласта вместе с хранимым газом. В этом случае необходимо запроектировать установки для выделения тяжелых углеводородов из газов.
Хранилища газа в водонапорных системах являются искусственными газовыми залежами. Обычно хранилища создают в ловушках пластовых водонапорных систем.
Создание хранилища проводится путем вытеснения или оттеснения воды газом. При вытеснении вода из пласта удаляется через разгрузочные скважины, при оттеснении - перемещается водонапорную систему.
Пласт - коллектор, предназначенный для хранения газа, должен быть расположен вблизи мест потребления, чтобы избежать сооружения дополнительных газовых коммуникаций большой длины.
Выбранный коллектор (ловушка) должен быть герметичным, что предотвращает потери газа. Для этого важно, чтобы кровля пласта была плотной и прочной.
Если кровля над хранилищем представлена пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами пи отсутствии трещин и разломов, то обычно мощность кровли 5 - 15 м на глубинах 300 - 1000 м уже достаточна для предотвращения утечек газов. Находящийся в ловушке газ снизу и по краям подпирается, как правило, водой.
Наиболее экономичными считают хранилища на глубине 300 - 600 м.
40. Хранение сжиженных газов
Горючие сжиженные газы, являющиеся товарным продуктом нефтяной и газовой промышленности, бывают двух видов: сжиженные нефтяные газы и сжиженный природный газ.
Сжиженные нефтяные газы (СНГ) - это углеводородные газы, которые при нормальной температуре сравнительно небольшим повышением давления могут быть переведены из газообразного состояния в жидкое. Товарные СНГ представляют собой, как правило, смесь пропана и бутанов с небольшими примесями этана и более тяжелых алканов и алкенов.
...Подобные документы
Организация учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием на приемо-сдаточном пункте. Транспорт сырья по железной дороге. Перевозка нефти и нефтепродуктов по воде. Хранение сырья. Приготовление и хранение товарной продукции.
реферат [135,1 K], добавлен 14.12.2010Потери легких фракций нефти, малые и большие "дыхания" резервуаров. Устройства для борьбы с потерями нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов под слоем газа. Улавливание паров и нефтепродуктов с помощью эжектора. Снижение температуры газового пространства.
презентация [413,2 K], добавлен 26.06.2014Понятие резервуара и резервуарного парка для хранения нефти и нефтепродуктов, их классификация. Общие требования к квалификации сварщиков и руководителей сварочного производства. Основные положения при сборке под сварку монтажных сварных соединений.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 09.03.2018Классификация и общая характеристика резервуаров для хранения нефти. Выбор конструктивного решения для крыши, зависящий от условий хранения нефтепродуктов, климатических условий размещения резервуара и его ёмкости. Принципы работы насосных станций.
презентация [113,2 K], добавлен 16.05.2019Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.
презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015Расчет потерь бензина от «большого дыхания» при закачке в резервуары. Подземное и подводное хранение топлива. Характеристика средств снижения потерь нефти и нефтепродуктов: резервуары с понтонами, повышенного давления, использование дисков-отражателей.
дипломная работа [742,6 K], добавлен 23.02.2009Изучение стандартизации, норм и правил сооружения резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов. Основы проектирования площадки и заложение фундамента вертикального стального резервуара. Сооружение стенки и крыши емкости и основного оборудования.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 09.04.2014Описание наименований и технологии получения нефтяных фракций. Особенности и направления переработки нефти. Классификация товарных нефтепродуктов. Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей. Нефтяные масла, энергетические топлива.
презентация [69,2 K], добавлен 21.01.2015Разработка технологических решений по увеличению резервуарного парка на нефтескладе ООО "Мостсервис-транс". Расчет сливного трубопровода и фундамента под емкости РГС-75. Насосная слива и налива нефтепродуктов. Оценка экономической эффективности проекта.
дипломная работа [913,3 K], добавлен 31.08.2012Особенности перекачивания и хранения нефтепродуктов, основные требования к хранилищам. Типы резервуаров и их конструкции, техническая документация и обслуживание. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС, мероприятия по их сокращению.
курсовая работа [7,7 M], добавлен 21.06.2010Характеристика и рекомендации по выбору традиционных средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. Особенности применения систем улавливания легких фракций. Методика расчета сокращения потерь при применении различных технических средств.
курсовая работа [776,6 K], добавлен 21.06.2010Основные пути повышения ресурсоэффективности нефтеперерабатывающих процессов. Схемы фракционирования нефти. Дистилляция нефтепродуктов с прямой и обратной последовательностью колонн. Механическая и термическая интеграция, механические устройства.
презентация [1,7 M], добавлен 19.04.2014Реконструкция резервуарного парка Находкинской нефтебазы ОАО "Нефтепорт"; физико-географические и техногенные условия объекта, свойства грунтов. Расчет количества наливных устройств, подбор оборудования системы рекуперации паров светлых нефтепродуктов.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 02.05.2012Определение физических характеристик нефтепродуктов: плотность, вязкость, температура. Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов, их размещение, полезный суммарный объем. Расчёт параметров и выбор типа насоса для перекачки нефти. Расчёт трубопровода.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 06.05.2014Оборудование наземных резервуаров. Расчет потерь нефтепродукта из резервуара от "больших" и "малых дыханий". Сокращение потерь нефтепродукта от испарения. Применение дисков-отражателей, газоуравнительных систем, систем улавливания легких фракций.
курсовая работа [4,5 M], добавлен 06.08.2013Виды нефтяных фракций (светлые дистилляты, мазут). Условные наименования нефтяных фракций. Направления переработки нефти. Классификация товарных нефтепродуктов, их использование как сырья. Моторные топлива в зависимости от принципа работы двигателей.
презентация [69,3 K], добавлен 26.06.2014Очистка сточных вод от нефтепродуктов, ее методы и инструменты, используемые на современном этапе. Порядок и условия применения акустических воздействий. Оценка фильтрующих материалов при очистке поверхностного стока с урбанизированных территорий.
реферат [18,6 K], добавлен 21.11.2010Расчет гидравлических потерь по длине трубопроводов. Разработка автоматизированной системы налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны. Эффективность использования дифференцированных расстояний между резервуарами на складах нефти и нефтепродуктов.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 19.04.2014Историческая справка о создании и развитии нефтебаз. Прием нефти по техническим трубопроводам, автоматическая защита от превышения давления в них. Прием и выгрузка нефти и нефтепродуктов из вагонов-цистерн. Назначение операционных и технологических карт.
курсовая работа [38,7 K], добавлен 24.06.2011Техническая диагностика резервуара РВС-5000 для хранения нефти, выявление дефектов. Реконструкция резервуара для уменьшения потерь нефтепродуктов. Разработка системы пожаротушения. Технология и организация выполнения работ. Сметная стоимость ремонта.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 24.06.2015
