Резервуар для хранения масла

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Резервуары для хранения масел и их оборудование

Резервуар для ГСМ (горюче-смазочных материалов) представляет собой цилиндрическую или прямоугольную стальную горизонтальную емкость наземного или подземного исполнения [2].

Резервуар для масла входит в число опасных объектов на нефтебазе.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м.

На нефтебазах, как и на перекачивающих станциях нефте- и нефтепродуктопроводов, применяются:

1) резервуары вертикальные стальные (типа РВС);

2) резервуары горизонтальные стальные (типа РГС);

3) железобетонные резервуары (типа ЖБР). Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и темных нефтепродуктов, а типа ЖБР - только для темных.

Оборудование резервуаров для нефтепродуктов практически такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую. Это стало возможным, благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев.

Для подогрева вязких нефтепродуктов насыщенным водяным паром резервуары горизонтальные стальные РГС-50м³ могут оснащаться внутренним секционным подогревающим устройством, а также металлоконструкциями площадок обслуживания с лестницей ограждением.

Резервуары производятся с двойной стенкой, имеют систему и приборы контроля герметичности межстенного пространства, датчик максимального уровня линии наполнения, систему деаэрации.

резервуар нефтепродукт масло подогреватель

2. Способы подогрева нефтепродуктов в резервуарах

Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции сними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке, приемо- раздаточных операциях.

Основная проблема состоит в больших расстояниях и длительных периодах низких температур на большей части территории нашей страны. Даже летнее дизельное топливо при температурах ниже плюс 3°С склонно к парафинизации. Повышение вязкости затрудняет его прокачиваемость по трубам, что ведет к дополнительным энергозатратам и повышенному износу насосного оборудования. В зимних сортах дизтоплива загустевание и парафинизация происходят при более низких температурах. Нефть и мазут загустевают уже при плюсовых температурах.

Устройства подогрева нефтепродуктов можно разделить постоянные и временные. Принцип действия и конструкция подогревателя могут различаться. Постоянные устройства как правило смонтированы внутри резервуаров либо стационарно установлены на трубопроводах. Временные подогреватели используются в экстренных ситуациях (например, разогрев замерзшего участка нефтепровода) либо для нагрева мобильных емкостей (авто и ж/д цистерн и т.п.).

Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности, обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100С.

Горячую воду применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Горячие газы имеют ограниченное применение, так как они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а так же трудно организовывать их сбор; используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и трубчатых подогревателях на нефтеперерабатывающих заводах.

Горячие масла в качестве теплоносителей в случаях когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки- для которых не возможен разогрев горячей водой или паром.

Электроэнергия - один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать воспламенение паров нефтепродуктов.

Подогрев острым (открытым) паром-заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из железнодорожной цистерны (ЖДЦ). Недостаток данного способа- необходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.

Подогрев трубчатыми подогревателями-заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом, пар поступая в трубчатый подогреватель отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.

Циркуляционный подогрев-основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков, а так же ЖДЦ.

2.1 Конструкции и расчет подогревателей

По конструкции подогреватели в зависимости от назначения делятся на подогреватели при сливе нефтепродуктов из емкостей, подогреватели при хранении в резервуарах и подогреватели трубопроводов.

Подогреватели при сливе нефтепродуктов различаются по способу подогреваи типу транспортной емкости. Для подогрева в (ЖДЦ) применяют следующие подогреватели:

Подогреватели острым паром по конструкции представляют собой перфорированные трубчатые шланги, помещённые в толщу жидкости, пар поступает через отверстия в штангах. Используется только для разогрева мазута, допускающего частичное обводнение.

Подогреватели глухим паром подразделяются на переносные и стационарные, переносные помещают в ЖДЦ только на время разогрева, а по окончании их извлекают. Стационарные находятся внутри ЖДЦ постоянно, подогреватели изготавливают из дюралюминиевых труб, состоят из трех секции, помещаемых в ЖДЦ поочередно.

Подогреватели в резервуарах РВС, РГС выполняются в виде различных конструктивных форм- змеевиковые и секционные из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара. Наибольшее применение имеют подогреватели собираемые из отдельных унифицированных секций.

Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта применяют так называемый местный подогрев. Местные подогреватели следует располагать поблизости от приемо- раздаточных устройств.

При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт собирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогреватель- теплообменник. В этом случае внутри резервуара устанавливается кольцевой подающий трубопровод и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообменники устанавливаются индивидуально у каждого резервуара.

Основными подогревателями для трубопроводов являются паровые подогреватели и электрические. Паровые выполняются в виде паровых спутников- паропроводов, прокладываемых вместе и параллельно с нагревательным трубопроводом, существуют два способа прокладки паровых спутников- внутренний и наружный. Монтаж изоляции трубопроводов со спутниками выполняют с применением формованных изделий (пенопластиков), мастик или минераловатных скорлуп с покрытием штукатуркой или металлическими кожухами.

В качестве электрических подогревателей применяют гибкие нагревательные элементы (ГНЭ) , они представляют собой узкую эластичную ленту, состоящую из медных и нихромовых проволок, сплетенных стеклонитью. Для придания влагоустойчивости ленту покрывают кремнеорганической резиной. В таком виде ленту наматывают на трубопровод и покрывают снаружи слоем тепловой изоляции. Лента снабжена штепсельным разъемом для быстрого подключения к сети.

3. Расчет вероятной температуры при хранении в резервуаре

Рассчитать местный подогреватель для резервуара РГС-50, в котором хранится индустриальное масло марки Т-22 со следующими характеристиками: н₂₀=100·10^-6 м²/с; н₅₀=21,8·10^-6 м²/с; с₂₀=890 кг/м³ [1].

Резервуар выполнен в наземном варианте и имеет следующие геометрические размеры: L=10100мм; D_н=2760мм;д=4мм.

Коэффициент теплопроводности стали л_ст=40 Вт/(м·К).

Резервуар имеет теплоизоляцию, выполненную из пенополиуретана толщиной д_из=0,05 м; л_из=0,03 Вт/(м·К).

Температура, при которой нефтепродукт был залит в резервуар Т_зал=319 К.

Температура воздуха в период хранения (май) Т₀=286,2 К.

Средняя скорость ветра в период хранения w_в=5 м/с.

Время хранения масла ф_пр=7 сут.

Масло необходимо разогреть за время 24 часа с помощью трубчатого подогревателя с диаметром трубок d_тр=60Ч3,5 мм, работающего на насыщенном водяном паре с параметрами: давление пара Р=0,39 МПа; температура пара Т_пар=416 К, до температуры Т_к.=323К

Определение вероятной температуры масла в конце срока его хранения.

Определяем среднюю температуру масла в процессе его хранения

Задаемся температурой внутренней стенки резервуара Т_ст=286К.

Определяем параметры масла при температурах Т_п и Т_ст (с, н, с_р, л).

Плотность



,

где - коэффициент объемного расширения, 1/К.=0,000722 К^-1,

,

.

Вязкость

Удельная теплоемкость

Коэффициент теплопроводности

Параметры масла при температуре Т_п

с_п=883,87 кг/м³,

н_п=160,6 сСт,

с_рп=1891,3 Дж/кг·К,

л_п=0,1509 Вт/м·К.

Параметры масла при температуре Т_ст

с_ст=894,52кг/м³,

н_ст=200,3 сСт,

с_рст=1831,8 Дж/кг·К,

л_ст=0,1523 Вт/м·К.

Определяем параметры Прандтля и Грасгода

Параметр Прандтля при температуре Т_п

Параметр Прандтля при температуре Т_ст

Параметр Грасгофа при температуре Т_п



где D_в - внутренний диаметр резервуара, D_в=D_н-2·д;

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

Определяем коэффициент теплоотдачи от масла к внутренней стенки резервуара

где h - уровень взлива нефтепродукта в резервуаре (при полном резервуаре h=D_в);

Вт/м²·К.

Определяем параметр Рейнольдса при обдувании резервуара воздухом

где н_в - вязкость воздуха, м²/с;



Определяем коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности резервуара в окружающую среду за счет конвекции

где - коэффициент теплопроводности воздуха, Вт/м·К

Вт/м²·К.

Определяем коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности резервуара в окружающую среду за счёт радиации

где - степень черноты поверхности резервуара, принимается в зависимости от материала и вида поверхности.

При заданных искомых данных =0,91-0,93; с_s - постоянная Планка; с_s=5,768 Вт/м²·К⁴.

Вт/м²·К.

Определяем коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта в окружающую среду по формуле



,

Проверяем правильность выбора температуры стенки

Условие выполняется.

Определяем вероятную температуру масла в конце срока его хранения

,

где - время хранения масла в резервуаре, с;

G - масса масла, залитого в резервуар, кг;

F - полная площадь поверхности резервуара, м².

;

кг;

;

;

К.

Расчётная средняя температура масла определяется по формуле

;

К.

4. Расчёт трубчатого подогревателя

Определяем конечную температуру подогрева масла.

Для данной задачи выбор температуры масла в конце его подогрева осуществляем, исходя из следующих соображений.

Согласно справочным данным минимальная температура, при которой возможна перекачка масла ИС-45 составляет 2⁰С. С учётом тепловых потерь в трубопроводе до насоса, а также коэффициента запаса принимаем конечную температуру подогрева масла Т_К=323К.

Находим отношение

;

.

Определяем среднюю температуру масла в процессе подогрева:

- Если А?2, то

- Если А>2, то

,

следовательно

К.

Определяем среднюю температуру масла вблизи трубок теплообменного аппарата

Определяем параметры масла при температуре Т_П(с_п, н_п, с_рп, л_п)

,

;

Задаемся значением коэффициента теплоотдачи от пара к внутренней стенке теплообменного аппарата

Задаемся температурой стенки теплообменного аппарата Т_ст=415К.

Определяем параметр Прандтля и Грасгофа при температуре Т_п

Определяем коэффициент теплоотдачи от стенок т/о аппарата к маслу (при свободной конвекции)

Определяем коэффициент теплоотдачи от пара к маслу

Проверяем правильность выбранной температуры стенки т/о аппарата

Определяем количество тепла, необходимого для разогрева масла в единицу времени

где ф - требуемое время разогрева, с;

Находим среднелогарифмический температурный напор

где ДТ₁=Т_т'-Т_в - наибольшая разность температур между теплоносителем и нагреваемой средой.

Т_т' - температура теплоносителя на входе в теплообменный аппарат, Т_т'=Т_пар.

ДТ₁=416-307,8=108,2 К.

ДТ₂=Т_т''-Т_к

- наименьшая разность температур между теплоносителем и нагреваемой средой.

Т_т'' - температура теплоносителя на выходе из т/о аппарата.

Считая, что конденсация пара в т/о аппарате происходит при постоянной температуре, принимаем

Т_т'= Т_т''=Т_пар.

ДТ₂=416-323=93К.



Находим расчетную поверхность нагрева

С учетом образования накипи на стенках теплообменника аппарата за время его эксплуатации и, как следствие, изменения коэффициента теплоотдачи, необходимо увеличить полученную площадь на 20-30%. F=15 м³

5. Правила технической эксплуатации резервуаров для хранения темных нефтепродуктов и масел

Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении [3].

Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо: обеспечить полную герметизацию крыши; поддерживать давление в резервуаре, равное проектному; осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время; максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов; окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками; применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

Эксплуатация и обслуживание понтонов производится в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров: 700 м³ и менее - 3,5 м/ч; более 700 м³ - 6 м/ч. При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м³ и менее не должна превышать 2,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

При необходимости вывода из эксплуатации резервуара или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком. Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время - освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90°С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35°С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

- стационарные и переносные;

- общие и местные;

- трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и др.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С.

Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - змеевиковые подогреватели.

Подогреватели должны: обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки; обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло. Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются: слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам; хранение нефтепродуктов в резервуарах; налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке: через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее; к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом; открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей; при уровне нефтепродукта 600-700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы;остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны; остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют нагревательные гибкие ленточные элементы.

Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования. Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению. В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание. Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

При эксплуатации систем электроподогрева запрещается: производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями; включать погружные нагреватели без блокировочного устройства; включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков; включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов; ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов. Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70-90°С. При нагреве выше 100°С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте. Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование - отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары. Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45° С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается. Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб.м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120°С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность. Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0°С, могут не отапливаться.

Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ). Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий. Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

Размещено на Allbest.ru

...