Анализ деятельности ООО "Лукойл - Уралнефтепродукт" п. Иглино

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефтепродукт прием хранение резервуар

Я проходил производственную практику на предприятии ОАО «Лукойл», а именно на нефтебазе ООО «Лукойл - Уралнефтепродукт» п. Иглино. Данное предприятие выполняет такие функции, как прием, хранение и отпуск нефтепродуктов. ОАО «ЛУКОЙЛ» -- одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний, обеспечивающая 2,2% мировой добычи нефти.

ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт является одним из крупнейших операторов рынка нефтепродуктов в Башкортостане и Татарстане, на территории Оренбургской, Тюменской и Челябинской областей, а также в Ханты-Мансийском автономном округе. Общество представлено на территории Самарской и Курганской областей, функционирует сеть АЗС франчайзинга на территории Ульяновской Области.

Резервуарный парк является необходимым звеном процесса перекачки нефтепродуктов. Его наличие обеспечивает бесперебойное распределение готовых нефтепродуктов между потребителями.



1. Краткая характеристика предприятия

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

На нефтебазе ООО «Лукойл-Уралнефтепродукт» Иглино хранятся нефтепродукты следующих типов:

- ДТ;

- Р - 92;

- П - 95;

- Н - 80.

1.1 Свойства дизельного топлива

Важными свойствами дизельного топлива являются испаряемость, воспламеняемость (цетановое число), низкотемпературная текучесть, вязкость, содержание серы и стабильность при хранении.

Воспламеняемость влияет на легкость пуска, продолжительность «белого дымления» после пуска, приемистость до прогрева и интенсивность «дизельного стука» (жесткость работы) на холостом ходу. Воспламеняемость напрямую определяет содержание вредных составляющих (СО и СН) в отработанных газах двигателя. С уменьшением задержки воспламенения процесс сгорания начинается раньше и содержание вредных составляющих в отработанных газах снижается. Цетановое число (ЦЧ) представляет собой содержание цетана в смеси, которая дает ту же задержку воспламенения, что и испытуемое топливо. Чем выше цетановое число, тем ниже скорость нарастания давления и тем менее жестко работает двигатель. Однако, с повышением цетанового числа сверх оптимального, несколько уменьшается экономичность двигателей и повышается дымность отработавших газов.

Вязкость и плотность топлив во многом определяют процессы испарения и смесеобразования в дизелях. С их увеличением растет диаметр капель, и ухудшаются условия сгорания, в результате чего увеличивается расход топлива и дымность отработанных газов. Вязкость топлива влияет на наполнение и утечки топлива через зазоры плунжерных пар. При работе на маловязких топливах увеличивается износ деталей топливных насосов, что требует применения в их составе противоизносных присадок. Вязкость топлива зависит от его углеводородного состава, в связи с чем варьируется в широких пределах.

Характер процесса горения в камере сгорания двигателя во многом определяется фракционным составом топлива, характеризующим его испаряемость. На сгорание топлива более легкого фракционного состава требуется меньше воздуха, за счет уменьшения времени необходимого для образования топливовоздушной смеси. При этом процессы смесеобразования протекают более полно. Влияние фракционного состава топлив на работу двигателей с различным смесеобразованием неодинаково. Двигатели с предкамерным и вихревым образованием менее чувствительны к фракционному составу по сравнению с двигателем с непосредственным впрыском. Чрезмерное облегчение фракционного состава может привести к повышению жесткости работы двигателя.

Низкотемпературные свойства топлив оцениваются показателем температуры застывания, которой определяют условия складского хранения топлив. Показателями температур помутнения и предельной температуры фильтруемости определяют условия применения топлив в изделиях техники.

Степень чистоты дизельных топлив определяет эффективность и надежность работы топливной аппаратуры. Частицы размером более 4 мкм вызывают повышенный износ плунжерных пар. Чистоту топлива оценивают коэффициентом фильтруемости, который представляет собой отношение времени фильтрования через фильтр при атмосферном давлении десятой порции фильтруемого топлива по отношению к первой. На фильтруемость топлива влияет наличие воды, механических примесей. Смолистых веществ, мыл нафтеновых кислот. Содержание механических примесей в товарных дизельных топливах на месте их производства составляет 0,002-0,004%, что оценивается по ГОСТ 6370-83 как отсутствие.

Содержание серы напрямую определяет уровень вредных составляющих в отработанных газах двигателя. С уменьшением содержания серы до уровня 0,035% и ниже (экологически чистые дизельные топлива) смазывающие свойства топлив снижаются, а их уровень регламентируется показателем «пятно износа» на машине трения. Поэтому в малосернистые топлива вводятся противоизносные присадки. Уровень выбросов, в не меньшей степени, определяет содержание ароматических углеводородов.

Сернистые соединения, непредельные углеводороды и металлы (ванадий, натрий) влияют на процессы нагарообразования в дизелях, являются причиной повышенных износов и коррозии. Их содержание в топливе регламентировано.

Степень пожарной опасности определяется температурой вспышки топлива. В пожароопасных условиях, когда двигатель установлен в закрытом помещении, применяются топлива с повышенной температурой вспышки. ГОСТ 305-82 предусматривает производство топлив для дизелей общего назначения с температурой вспышки не ниже 40 оС, для судовых и тепловозных двигателей, горных машин с температурой вспышки не ниже 62 оС, что достигается повышением температуры начала кипения топлива. Такое повышение температуры начала кипения является причиной снижения выхода дизельного топлива по отношению к сырью. Поэтому топлива с повышенной температурой вспышки должны применяться строго по назначению [1].

1.2 Свойства бензина регуляр-92, премиум-95 и нормаль-80

Автомобильные бензины применяются в карбюраторных двигателях. Одной из важнейших эксплуатационных характеристик бензинов является их детонационная стойкость. Чем она больше, тем выше может быть степень сжатия двигателя и соответственно будут больше его удельная мощность и ниже расход топлива. Детонационная стойкость бензинов выражается в октановых числах, определяемых на специальных установках моторным или исследовательским методами [9].

Для бензина регуляр - 92 октановое число:

- по моторному методу - 83;

- по исследовательскому методу - 92.

Для бензина премиум - 95 октановое число:

- по моторному методу - 85;

- по исследовательскому методу - 95.

Для бензина нормаль - 80 октановое число:

- по моторному методу - 76;

- по исследовательскому методу - 80.

1.3 Характеристика оборудования нефтебазы

1.3.1 Устройства слива нефтепродуктов

На нефтебазе используется устройство нижнего слива с ж/д цистерн УСН-150 (рисунок 1).

Рисунок 1 - УСН-150



Особенности:

- двухрядные шарниры обеспечивают легкость вращения без перекосов при длительной эксплуатации;

- замена уплотняющих манжет не требует разборки шарниров;

- захваты поворачиваются относительно присоединительной головки, что позволяет установить их в любом удобном месте на сливном приборе цистерны;

- шарнирное исполнение захватов и специальная форма уплотнения присоединительной головки обеспечивают надежное, герметичное присоединение устройства к сливному прибору цистерны.

Технические характеристики УСН-150 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Технические характеристики

Наименование параметра	Значение
Зона действия, м	4,0
Диаметр условного прохода, мм	150
Условное давление, МПа (кгс/см2), не более	0,6 (6)
Расчетная пропускная способность нефтепродуктов, м3/час, не более:
-- светлых;	320
-- темных	570
Усилие, необходимое для перемещения шарнирных труб, Н (кгс), не более	20 (2,0)
Назначенный срок службы, лет, не менее	10
Обслуживающий персонал, чел	1
Габаритные размеры в сложенном положении, мм, не более:
Высота	1000
Длина	2300
Ширина	650
Масса, кг, не более	155

1.3.2 Устройства налива нефтепродуктов

На нефтебазе используется автоматическая система налива в автоцистерны АСН-5В.

АСН-5В - предназначена для дистанционного управления наливом автоцистерн нефтепродуктами (бензин, дизельное топливо, масло и т.д.) на нефтеналивных станциях нефтебаз и измерения количества нефтепродуктов в единицах объёма и массы. Система имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты [2].

Технические характеристики АСН-5В приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Технические характеристики

Марка	Вязкость н/п, мм2 /с	Мощность насосного агрегата, кВт	Производительность /ч	Высота самовсасывания, (м)	Масса, не более, (кг)
АСН-5В-1	0,55 - 6,0	11	70	----	1000
АСН-5В-2	0,55 - 6,0	11	35	6,5	1000
АСН-5В-3	6,0 - 60,0	7,5	36	5	1000



2. Технологическая схема нефтебазы

2.1 Элементы технологической схемы

2.1.1 Манометр МТИ (манометр точных измерений)

Прибор представлен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Манометр МТИ

Назначение: измерение избыточного и вакуумметрического давления неагрессивных, некристаллизующихся жидкостей, пара и газа, в том числе кислорода, хладона [3];

Диаметр корпуса: 150 мм;

Единицы измерения: стандартно - kgс/cm2, по заказу - MPa, kPa;

Класс точности: 0,4 и 0,6 (по заказу 1,0);

Диапазон измерений: избыточного давления - от 0 до 75% диапазона показаний; вакуумметрического давления - равен диапазону показаний;

Температура окружающего воздуха: от минус 50° до плюс 60°С;

Материал корпуса: алюминиевый сплав;

Механизм: бронза, латунь, нержавеющая сталь;

Штуцер, трубчатая пружина: латунь, бронза;

Стекло: техническое;

Резьба штуцера: М20х1,5;

Масса: не более 0,8 кг.

2.1.2 Электро-задвижки, задвижки

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

2.1.3 Электронасосная установка УОДН

Рисунок 3 - Электронасосная установка УОДН

Насосы УОДН (см. рисунок 3) применяются для перекачки:

- светлых и темных нефтепродуктов (бензин, дизтопливо, масло, мазут);

- вязких и загрязненных нефтяных остатков из цистерн, танкеров,

емкостей, резервуаров;

- загрязненных жидкостей с высоким содержанием песка и волокнистых включений.

Насосы имеют специальное исполнение для корродирующих сред и способны перекачивать жидкости большой вязкости до 500 сСт и с высоким содержанием газов, что до последнего времени было возможно лишь при использовании поршневых насосов. Насосы УОДН имеют особую форму кромки рабочего колеса, что предотвращает их наматывание и позволяет транспортировать жидкости с высоким содержанием волокнистых примесей.

Использование шнековых колес с винтовыми лопастями переменного шага позволяет получить межлопаточный канал, обеспечивающий низкую гидродинамическую нагруженность лопастей, отличные антикавитационные и энергетические показатели [4].

2.2 Технологические трубопроводы

От железнодорожных сливо-наливных сооружений до насосной станции (насосных агрегатов):

- бензин Н-80 Ду 150 мм, протяженность 100 метров;

- дизельное топливо Ду 150 мм, протяженность 100 метров;

- бензин Р - 92 Ду 150 мм, протяженность 100 метров;

- бензин П - 95 Ду 150 мм, протяженность 100 метров.

От насосной станции (насосных агрегатов) до резервуаров:

- бензин Н- 80 от насоса Н- 1 до резервуаров №№ 19,29,28 (от задвижки 91 до задвижек 95,32,105,102) Ду150 мм, протяженность 148 метров;

- бензин ДТ от насоса Н- 2 до резервуаров №№ 30,31,32,36 (от задвижки 89 до задвижек 111,31,96,28,100) Ду 150 мм, протяженность 285 метров;

- бензин Р - 92 от насоса Н- 4 до резервуаров №№ 33,37 (от задвижки 85 до задвижек 106,113,33) Ду 150 мм, протяженность 230 метров;

- бензин П - 95 от насоса Н- 3 до резервуаров №№ 34,35 (от задвижки 87 до задвижек 93,110) Ду 150 мм, протяженность 100 метров.

От резервуаров до автоматической системы налива АСН - 5 ВГ:

- дизельное топливо от резервуаров №№ 30,31,32,36 до АСН №4

а) ду 219 мм, протяженность 246 (з.100-99-97-112-49) метров;

б) ду 150 мм, протяженность 75 (з.54-АСН№4) метров;

- бензин Н-80 от резервуаров №№ 19,28,29 до АСН №3

а) ду 219 мм, протяженность 108 (з.103-104-94-51) метров;

б) ду 159 мм, протяженность 74 (з.53-АСН№3) метров.

- бензин Р - 92 от резервуаров №№ 33,35,37 до АСН №2

а) ду 219 мм, протяженность 160 (з.114-107-108-92-45) метров;

б) ду 159 мм, протяженность 82,1 (з.56-АСН №2) метров.

- бензин П - 95 от резервуара № 34 до АСН №1

а) ду 219 мм, протяженность 58 (з.109-47) метров;

б) ду 159 мм, протяженность 82,1 (з.55-АСН№1) метров.

Отвод от МНПП «Уфа-Омск», «Уфа - Петропавловск»:

- ду 114 мм, протяженность 7,8 км метров.

Узел учета располагается в 330 м от «0» км врезки.



3. Прием, хранение и отпуск светлых нефтепродуктов

Прием и отпуск нефтепродуктов нефтебазой осуществляется через специальные сливоналивные устройства:

- в железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные установки;

- в автомобильные цистерны - на станциях налива, автомобильных эстакадах, через отдельные стояки;

- по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов.

Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения применяют резервуары с защитными покрытиями (понтонами).

Перед приемом и отпуском нефтепродуктов по указанию вахтенного начальника базы необходимо:

- проверить готовность к действию противопожарных систем, наличие и исправность средств пожаротушения и пожарного инвентаря на местах приема (отпуска) нефтепродуктов. Принять меры по соблюдению противопожарного режима: включить в действие искрогасители, запретить курение и применение открытого огня;

- подготовить средства перекачки, проверить их готовность к работе;

- подготовить средства для ликвидации аварий и возможных утечек нефтепродуктов (прокладки, аварийные хомуты, болты и др.);

- проверить освещение рабочих мест приема (отпуска), подготовить переносные взрывобезопасные электрические фонари в случае приема (отпуска) нефтепродуктов ночью;

- подготовить устройства замера нефтепродуктов;

- распределить по рабочим местам вахтенных и ознакомить их с характером и порядком предстоящих работ;

- произвести контрольный замер нефтепродукта в отсеках, подлежащих наливу.

Нефтепродукты должны храниться в резервуарах, металлической, деревянной и другой таре, отвечающей требованиям технических условий и стандартов.

Для предотвращения потерь при хранении нефтепродуктов должно быть организовано наблюдение за состоянием резервуарного парка. Контроль за сохранностью нефтепродуктов в резервуарах и таре осуществляется внешним осмотром тары и измерением уровня в резервуарах [6].



4. Насосные агрегаты для перекачки нефтепродуктов

4.1 Центробежный ЦН 160/112 Еб

Рисунок 4 - Центробежный ЦН 160/112 Еб

ЦН 160/112 - горизонтальный электронасосный агрегат с центробежным одноступенчатым насосом, с рабочим колесом двухстороннего входа (рисунок 4). Насос (агрегат) с двойным торцовым уплотнением (обозначено буквой - Е) допускается для работ во взрывоопасных производствах.

Подача - 135 м3/час;

Напор - 80.00 м;

Частота вращения - 2900 (48) об/мин (сек-1);

Максимальная потребляемая мощность - 54.00 кВт;

Допускаемый кавитационный запас - 4.80 м, не менее;

Масса насоса - 185 кг.



4.2 Центробежный насос КМ 100-80-170

Рисунок 5 - Центробежный насос КМ 100-80-170

Насосы центробежные моноблочные КМ (см. рисунок 5) способны перекачивать светлые нефтепродукты. Температура перекачиваемой среды может варьироваться от минус 40 до плюс 50°С, её плотность не должна превышать 1000 кг/м3, вязкость в интервале 0,55 - 6,0 мм2/с, содержание твердых включении не превышает 0,2% по массе и величина их не более 0,2 мм.

Такие насосы применяются во взрывоопасных помещениях и установках на открытом воздухе.

Таблица 3 - Технические характеристики

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Допускаемый кавитационный запас, м	Мощность электродвигателя, кВт	Масса, кг
КМ 100-80-170	100	25	6,0	11,0	160



4.3 УОДН-200-150-125-30-Т

Рисунок 6 - УОДН-200-150-125-30-Т

Высоконапорная насосная установка УОДН 200-150-125 (см. рисунок 6) предназначена для перекачки вязких и загрязненных примесями (грунт, кварцевый песок, волокнистые и другие включения при высоком содержании газов) жидкостей:

- вода, грунтовых и глиняных растворов, промышленных и сточных вод;

- неоднородных по плотности и вязких жидкостей;

- нефти и нефтепродуктов, в том числе откачка их проливов и остатков из емкостей;

Тип насосной установки - установка оседиагонального насоса;

Диаметр рабочего колеса (шнека), 200мм;

Условный проход входного фланца, 150мм;

Условный проход выходного фланца 125мм;

Мощность электродвигателя, 22,30 кВт;

Уплотнение вала торцовое Т [4].

Технические характеристики УОДН приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технические характеристики

Характеристика	Значение
Подача, м3/час	75 - 185
Напор, м	52 - 28
Высота всасывания, м, не более	8
Температура перекачиваемой жидкости*, оС	-20 - 90
Максимальная объемная концентрация твердых частиц, %, не более	10
Максимальный размер твердых частиц, мм, не более	10
Вязкость перекачиваемой жидкости, сСт, не более	500
Плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3, не более	1000
Мощность привода, кВт	30
Частота вращения вала насоса об/мин	3000
Габаритные размеры ОДН, мм не более	372х481х430
Масса ОДН, кг, не более	75
Габаритные размеры УОДН, мм не более	1128х542х650
Масса УОДН, кг, не более	355



5. Резервуарный парк

5.1 Тип и количество резервуаров, их конструкция

Структура резервуарного парка нефтебазы приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Структура резервуарного парка нефтебазы

N резервуара по технолог. схеме	Хранимый нефтепродукт	Характер установки и исполнение	Номинальная вместимость куб.м	Год постройки
30	ДТ	Наземный вертикальный стальной	1000	1981
31(аварийный)	ДТ	Наземный вертикальный стальной	1000	1981
32	ДТ	Наземный вертикальный стальной	1000	1981
19(аварийный)	Р-92	Наземный вертикальный стальной	1000	1964
29 (понтон)	Р-92	Наземный вертикальный стальной	1000	1986
1(аварийный)	Р-92	Наземный вертикальный стальной	400	1977
28(понтон)	Р-92	Наземный вертикальный стальной	1000	1981
35(аварийный)	92/95	Наземный вертикальный стальной	1000	1996
33(понтон)	Р-92	Наземный вертикальный стальной	1000	1992
34(понтон)	П- 95	Наземный вертикальный стальной	1000	1995
36	ДТ	Наземный вертикальный стальной	2000	1996
37(понтон)	Р- 92	Наземный вертикальный стальной	2000	1997

Всего 13000 куб.м, в том числе:

- для автобензинов 8000 куб.м;

- для дизельного топлива 5000 куб.м;

- для масел 0 куб.м.

Из общего объема:

- металлических вертикальных резервуаров 13000куб.м;

- металлических горизонтальных резервуаров 0 куб.м.

Вертикальные стальные цилиндрический резервуары со стационарной крышей (типа РВС) представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5Ч6 м, толщиной 4-25 мм, с щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяют между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) (см. рисунок 7) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки [12].



Рисунок 7 - Резервуар с плавающим металлическим понтоном: 1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 - мембрана из листового металла; 4 - стяжка; 5 - центральный короб понтона; 6 - направляющая труба; 7 - уплотнение направляющей трубы; 8 - люк-лаз; 9 - опоры для понтона; 10 - приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой

5.2 Оборудование резервуаров, назначение, принцип действия

5.2.1 Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются:

- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефтепродуктов;

- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

- противопожарное оборудование;

- приборы контроля и сигнализации.

Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов представлена на рисунке 8.



Рисунок 8 - Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов: 1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный клапан; 4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; 6 - прибор для замера уровня; 7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управление хлопушкой; 13 - крайнее положение приемо - раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан

К группе оборудования для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефтепродуктов относятся:

- дыхательная арматура;

- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

- средства защиты от внутренней коррозии.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефтепродуктов от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефтепродуктов), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефтепродуктов уменьшаются.

Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефтепродуктов из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки, предотвращающие утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемых нефтепродуктов.

В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран и монтируют протекторы на днище резервуара.

Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для указанных целей используется следующее оборудование:

- люк-лаз;

- люк замерный;

- люк световой;

- лестница.

Люк-лаз размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный служит для ручного замера уровней нефтепродуктов и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люк световой предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 600, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк [10].

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

- местные и дистанционные измерители уровня нефтепродуктов;

- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефтепродуктов;

- дистанционные измерители средней температуры нефтепродуктов в резервуаре;

- сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефтепродуктов, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня; «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и др., местные уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборники типа ПСР.

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефтепродуктов в резервуарах.

Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефтепродуктов. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефтепродуктов в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ 6, принцип работы которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности нефтепродуктов и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Для отбора средних проб нефтепродуктов из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа «перфорированная труба» [3].

5.3 Противокоррозионная защита резервуаров

В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Снаружи резервуары корродируют под действием атмосферной влаги и содержащихся в воздухе частиц агрессивных веществ. Внутри резервуаров коррозия зависит в основном от частоты заполнения их нефтепродуктами, химического состава нефтепродуктов, наличия в топливе воды. Скорость и характер коррозионного процесса наиболее ярко выражены на внутренней поверхности резервуаров в местах раздела двух сред. Например, нефтепродукт -- подтоварная вода, нефтепродукт -- паровоздушная смесь. На интенсивность коррозии оказывают влияние влага и температура окружающей среды, а также стойкость стали, из которой изготовлен резервуар, против коррозии.

Наружные поверхности резервуаров эффективно могут быть защищены нанесением на предварительно подготовленную поверхность изоляционных антикоррозионных покрытий в виде полимерных лент, битумно резиновых или битумно полимерных мастик. От почвенной коррозии днища резервуаров защищают гидроизоляционным слоем, а также используют протекторную защиту, когда к днищу резервуара электрически присоединяют алюминиево-магниевые протекторы, находящиеся на глубине 1,5 м вокруг резервуара. Кроме этого, днища резервуаров эффективно защищают, применяя катодную защиту [10].

5.4 Система пожаротушения в резервуарах

Стационарные:

- Емкости противопожарного запаса воды, общий объем 1245 куб.м.

- Три пожарных гидранта от существующего водопровода п. Иглино.

Передвижные:

- Для ж/д сливоналивной эстакады, поста налива автоцистерн, здания насосной предусматривается тушение пожаров передвижной пожарной техникой.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В случае возникновения пожара тушение горящих в резервуарах нефтепродуктов производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.



5.5 Техника безопасности в резервуарном парке

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования должны быть установлены лестницы-переходы с перилами:

для отдельно стоящего резервуара не менее двух; для группы резервуаров не менее четырёх.

Переходы должны устанавливаться по наиболее удобным для работников маршрутам и местам. Переход через обвалование в неустановленных местах запрещается.

Не допускается пребывание на территории резервуарных парков лиц, не имеющих непосредственного отношения к обслуживанию резервуаров, оборудования и их ремонту.

Запрещается въезд на территорию резервуарных парков автомобилей, тракторов, мотоциклов и другого транспорта, не оборудованного специальными искрогасителями.

Ямы и траншеи, вырытые для проведения ремонтных работ внутри обвалования, должны быть ограждены.

На территории резервуарного парка, а также в местах возможного скопления взрывоопасных паров и газов (траншеях, колодцах канализации и т.п.) запрещается применение открытых источников огня (спичек, факелов, свечей и керосиновых фонарей). Для местного освещения следует применять аккумуляторные фонари во взрывозащищённом исполнении, включение и выключение которых должно производиться вне взрывоопасных зон.

Производство работ по монтажу и наладке электротехнических устройств (электрооборудования, электрических сетей и проводки, электроосвещения, заземляющих устройств) необходимо производить в соответствии с правилами эксплуатации электроустановок.

По краю крыши резервуара в обе стороны от лестницы по всему периметру резервуара должны быть установлены перила высотой 1,0 м, примыкающие к перилам лестницы. Площадка для обслуживания оборудования на кровле резервуара должна жёстко соединяться с верхней площадкой маршевой лестницы. Применение для площадок настила из досок запрещается.

Очистку от снега металлических люков колодцев, резервуарных лестниц и крыш резервуаров допускается производить только деревянными лопатами. Территория резервуарного парка должна быть спланирована и своевременно очищена от мусора, сухой травы и листьев. He допускается засорять территорию резервуарного парка промасленными тряпками и другими отходами; они должны собираться в предназначенные для этой цели ящики с крышками.

Не допускается сбрасывать с резервуара на землю лот, рулетку, инструмент или другие предметы.

Отбор проб нефтепродуктов из резервуаров следует производить с помощью стационарных или переносных пробоотборников.

Люк резервуара должен быть снабжён неискрообразующей накладкой

для движения измерительной ленты.

При открывании крышки люка резервуара (за ручку или скобу) для отбора пробы или измерения уровня нефтепродукта следует находиться с

наветренной стороны люка.

Заглядывать или низко наклоняться к горловине открытого люка не допускается во избежание отравления парами нефтепродукта.

Пробоотборник должен иметь покрытие или быть изготовлен из

материала, не дающего искру при ударе.

Пробоотборник должен быть снабжён приваренным к его корпусу токопроводящим медным тросиком.

Перед отбором пробы пробоотборник должен быть надёжно заземлён путём подсоединения медного тросика к клеммному зажиму, располагаемому преимущественно на перильном ограждении крыши. Отбирать пробы нефтепродуктов во время заполнения или опорожнения резервуара не допускается.

Пробу нефтепродукта из резервуара следует отбирать не ранее чем через 2 часа после окончания его заполнения.

Измерение уровня нефтепродукта должно производиться аккуратно, с целью избежания искрения, ударов лотом о края замерного люка, а также трения измерительной ленты о стенки направляющей трубы.

Крышка люка после отбора пробы и измерения уровня нефтепродукта должна закрываться осторожно, без падения и удара её о горловину люка.

При разливе нефтепродукта на крыше резервуара при измерении уровня или отборе пробы все пятна нефтепродукта должны быть убраны, а крыша резервуара насухо вытерта [8].



6. Контроль качества нефтепродуктов. Учет нефтепродуктов

Качество нефтепродуктов определяется по анализу проб, отобранных в соответствии с ГОСТ 2517-85. Объем анализов при приемке, отпуске, хранении устанавливают в соответствии с прил. 4. ВБН В.2.2.-58.1-94. Приемо­сдаточный анализ выполняют в пробах нефтепродуктов, отобранных после налива в транспортные средства или перед выгрузкой из них. Контроль анализа нефтепродуктов, отгружаемых в транспортные средства, проводят не более чем за десять суток до дня отгрузки и в течении 24 часов налива в транспортные средства, при перекачке нефтепродуктов из одной цистерны в другую, определении качества нефтепродуктов, налитых в тару, а также после слива нефтепродуктов в резервуар или долив в него в процессе хранения.

Полный анализ качества выполняют после прибывших нефтепродуктов в резервуар и в случае нарушения правил погрузки, пломбирования, оформления документов на транспортные средства, а также в случае обнаружения несоответствия данных паспорта или контрольного анализа требованиям стандартов на нефть или нефтепродукты.

Показатели полного анализа, указанные в паспорте качества на отгруженный продукт, не должны иметь срок давности более двух месяцев (при поступлении в данный резервуар). Полный анализ проводится также после восстановления качества нефтепродуктов, а также в случае необходимости установления качества нефти и нефтепродукта при отсутствии паспортов качества в товаросопроводительных документах.

При обнаружении несоответствия качества и маркировки поступивших нефтепродуктов требованиям стандартов, технических условий или данным, указанным в сопроводительных документах, удостоверяющих качество, получатель приостанавливает приемку и составляет акт с указанием количества. Вопрос об использовании нестандартного нефтепродукта решается вышестоящей организацией.

На резервуары предусмотрены приборы и средства автоматизации, позволяющие осуществлять местный контроль уровня нефти с возможностью дистанционной передачи показаний на вторичный прибор, установленный в помещении операторной; сигнализацию допустимого верхнего и нижнего уровня нефти в резервуаре.

Все измерения высоты взлива нефти и слоя подтоварной воды производятся с точностью до миллиметра, а все вычисления, связанные с замером нефти или нефтепродукта, с точностью до четвёртого знака десятичной дроби.

При объемно-массовом методе масса нефтепродуктов определяется по его объему и плотности при одной и той же температуре, объем - по градуировочным таблицам на резервуары, трубопроводы, железнодорожные и автомобильные цистерны, суда или по счетчикам жидкости. Уровень нефти и нефтепродуктов измеряют во всех случаях при установившемся уровне и отсутствии пены. Плотность нефтепродукта в резервуарах, таре и транспортных средствах определяют по пробам, отобранным, согласно ГОСТ 2517-85, в трубо­проводах, кроме того, измеряют автоматическими плотномерами.

В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-95 или ручные пробооборники по ГОСТ 2517-85.

Плотность в пробах измеряют в соответствии с ГОСТ 3900-85, показания считывают до четвертого знака десятичных дробей.

Массовым методом измеряют массу жидких нефтепродуктов в таре и транспортных средствах (автомобильных и железнодорожных цистернах), а также сыпучих, твердых нефтепродуктов путем взвешивания на весах.

Масса нефтепродукта определяется как разность между массой брутто и массой тары. Отсчет на шкальных и циферблатных весах снимают до одного деления шкалы [5].



7. Охрана окружающей среды

В нефтепроводном транспорте основным ущербом, нанесенным в результате аварий принято считать ущерб от загрязнения нефтью и нефтепродуктами окружающей природной среды (экологический ущерб).

Основным источником загрязнения на нефтебазе «Лукойл-Уралнефтепродукт» являются следующие факторы потери при «больших» и «малых» дыханиях резервуаров, сброс подтоварной воды, переливы из резервуаров, утечки через не плотности из запорной арматуры. В настоящее время на Иглинской нефтебазе установлена и работает установка локальной очистки сточных вод типа Super-PEK (на ж/д эстакаде, АСН - 5 ВГ) производительностью 4 л/сек. Слив подтоварной воды через сифонный кран и слив ливневых вод происходит в самотечную производственно-ливневую канализацию резервуарного парка. Откуда все стоки попадают в буферную емкость, а оттуда закачиваются в резервуары статического отстоя.

Комплекс очистных сооружений производственных сточных вод предназначен для очистки поверхностного стока с территории резервуарного парка, подтоварных и других производственных сточных вод, с целью предотвращения загрязнения водоемов почв. Очищенная вода в дальнейшем сбрасывается на пруды испарители, а в дальнейшем в водоем.

Переливы из резервуаров контролируются датчиками максимального уровня взлива. Обслуживающим персоналом проводится ежедневный осмотр, техническое обслуживание и при необходимости ремонт оборудования.

Резервуарный парк является объектом повышенной пожароопасности и взрывоопасности. Поэтому при производстве работ в резервуарном парке нужно строго соблюдать меры по обеспечению охраны труда, промышленной и экологической безопасности [7].



Заключение

Пройдя производственную практику, я увидел объекты нефтеперабатывающей отрасли, их работу и функции, изучил оборудования и средства, использующиеся для обеспечения бесперебойной работы нефтеперерабатывающих предприятий.

Эта практика расширила мои знания о предприятиях по обеспечению нефтепродуктами, в частности, приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов. Я почувствовал себя настоящим работником нефтегазовой промышленности, на себе ощутил всю сложность и ответственность работы на нефтебазе.



Список использованных источников

1. http://www.eurodisel.ru/svoistva_dizel.html

2. http://energoarsenal.ru/produkts/3.htm

3. http://mano.tom.ru/mtif.php

4. http://www.agrovodcom.ru/tdkorvet_uodn200.php

5. http://rudocs.exdat.com/docs/index-49705.html?page=10

6. Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. N 232 «Об утверждении Правил технической эксплуатации нефтебаз»

7. http://www.lukoil-ural.ru/

8. http://gazovik-pgo.ru/cat/articles/14/

9. Методические указания по оформлению учебной документации / под общей редакцией д.т.н. проф. Р. Г. Шарафиева. - Уфа.: Нефтегазовое дело, 2011. - 57 с.

10. Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - 2-е изд., испр. и доп. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2002. - 544 с.

Размещено на Allbest.ru

...