Размещено на http://www.allbest.ru/

Хранение и распределение нефтепродуктов

1. Краткая история развития нефтебаз

Первые склады нефти - прообразы современных нефтебаз -появились в России в XVII веке. Нефть хранилась в земляных ямах-амбарах глубиной 4...5 м, устроенных в глинистых грунтах, или в подземных каменных резервуарах, зацементированных особым цементом и перекрытых каменными сводчатыми крышами. Такой способ хранения применялся до второй половины XIX века. Емкость каменных резервуаров достигала 50000 м3. Строились они в основном в районе бакинских нефтепромыслов.

С началом перевозок нефти и нефтепродуктов речным, морским и железнодорожным транспортом сеть нефтебаз в России значительно расширилась. Основным направлением транспорта неф-тегрузов была водная магистраль Каспийское море-Волга с притоками Камой и Окой-Марйинская система-Нева. На этом пути и расположились старейшие нефтебазы нашей страны: Махачкалинская, Астраханская, Симоновская (Москва), Сормовская и другие.

О том, что они собой представляли можно судить по Симоновской нефтебазе. Она была построена «Товариществом братьев Нобель» в 1895 г. на берегу Москвы-реки неподалеку (вниз по течению) от Кремля на землях станции Москва-Симоново.

Завоз нефтепродуктов на нефтебазу в летнее время осуществлялся с помощью барж, а в зимний период - по железной дороге в цистернах с самотечным сливом. На разгрузку барж и цистерн тратилось довольно много времени.

Нефтепродукты, поступавшие на Симоновскую нефтебазу, расфасовывались в бочки и бидоны и по железной дороге и гужевым транспортом направлялись потребителям для бытовых нужд (керосин) и отопления (мазут, печное топливо и т.п.). Ежедневно жителям Москвы продавалось до 40 пудов осветительного керосина.

Необходимо отметить, что на территории России до начала 80-х годов прошлого века были в ходу американские дубовые бочки, в которых из-за океана завозился произведенный там керосин. Однако в 1881 г. «Товариществом братьев Нобель» в Царицыне (ныне Волгоград) была выстроена механическая бондарка, выпускавшая восьмипудовые бочки. В последующие годы аналогичные производства были организованы в Ярославле, Рыбинске, Саратове, Уфе и других городах. Создание в России собственной материально-технической базы по производству и ремонту деревянной и металлической тары различной вместимости позволило нефтелавкам, нефтескладам и нефтебазам более полно удовлетворять запросы потребителей по ассортименту, количеству, качеству и срокам доставки заказанных нефтепродуктов.

На территории Симоновской нефтебазы существовало собственное бондарно-тарное производство. Кроме того, имелся большой конный парк для доставки гужевым транспортом керосина в частные нефтелавки, а других нефтепродуктов - различным предприятиям.

Большая часть из 10 резервуаров общей емкостью 50 тыс. м³ использовалась для хранения топочного мазута и керосина, в остальных хранились печное топливо и масла. Для перекачки нефтепродуктов использовались паровые насосы типов «Блек» и «Вартингтон».

Всего на внутреннем рынке России в 1913 г. было реализовано 5914 тыс. т нефтепродуктов, в том числе: автобензина и лигроина -36, керосина осветительного - 821, смазочных масел - 147, нефтетоп-лив (мазут, печное топливо и др.) - 4820, прочих - 90.

Первые нефтебазы строились стихийно, без плана, эксплуатировали их нерационально, без учета требований науки и техники.

В период гражданской войны нефтебазовое хозяйство было в значительной степени уничтожено, расхищено и находилось в состоянии полного развала: из 1452 мелких нефтебаз эксплуатировалась только 91.

Восстановление и реорганизация нефтебазового хозяйства после национализации нефтяной промышленности в России (1918г.) производились укрупнением нефтебаз, там, где ранее их имелось несколько; заменой устаревшего оборудования; строительством новых нефтебаз в соответствии с быстро растущими потребностями народного хозяйства.

Предпосылками стремительного увеличения количества нефтебаз и емкости установленных на них резервуаров стали механизация сельского хозяйства, ввод в действие все новых автомобильных заводов, развитие армии, авиации и флота.

Развитие нефтебаз сопровождалось совершенствованием применяемого на них оборудования. Особенно наглядно это можно проследить на примере резервуаров.

Необходимость в них возникла сразу с началом промышленной добычи нефти. В первое время для хранения нефти использовали обычные деревянные бочки - barrel (англ.). Память об этом сохранилась в англо-американской системе единиц измерения: баррелем называют объем, равный 159 литрам.

Когда бочек не хватало в земле копали ямы, которые первоначально использовали как временные резервуары. Затем земляные резервуары (ямы, амбары) стали применяться как самостоятельное средство хранения. По своему устройству они представляли котлованы (чаще всего прямоугольной формы), окруженные защитным земляным валом (обвалованием), препятствующим растеканию хранимой жидкости. Внутри весь земляной амбар (яму) облицовывали жирной глиной с целью ухудшения проницаемости стенок и дна. Емкость подобных амбаров достигала 160 тыс. м3 и более.

Однако в процессе эксплуатации земляных резервуаров стало ясно, что они пригодны для хранения только низкоиспаряющихся жидкостей: мазутов, гудронов и т.п. В настоящее время от применения земляных амбаров и ям отказались по экологическим соображениям.

Следует однако отметить, что земляные резервуары не канули в лету. При ликвидации аварий на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах их используют для временного хранения нефти и нефтепродуктов, вытекающих из участков трубопровода, являющихся нисходящими к месту его разгерметизации.

Появление каменных резервуаров позволило повысить устойчивость стенок емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Они выполнялись из местного камня, кирпича или искусственных блоков, малопроницаемых для хранимой жидкости. Низкая проницаемость раствора для кладки обеспечивалась правильным подбором цемента, гранулометрического состава песка, а также с помощью специальных добавок. Для обеспечения полной непроницаемости внутренние поверхности каменных резервуаров изолировались различными покрытиями.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были источниками значительных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. В водонасыщенных грунтах в зимнее время стенки таких резервуаров разрушались вследствие расширения промерзающего грунта. Поэтому каменные стены стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление железобетонных резервуаров. Первые из них были сооружены в 1912 г. на Бэби-Эйбатских нефтепромыслах в районе Баку. Они имели объем 100 м³. В 30-х годах здесь строились железобетонные резервуары объемом до 1000 м3, а в Москве был построен резервуар объемом 7000 м3.

Резервуары данного типа сооружались прямоугольной и цилиндрической формы. Они снабжались плоскими или куполообразными кровлями.

Практика показала, что железобетонные резервуары целесообразно применять для хранения только темных нефтепродуктов и высоковязких нефтей, т. к. их кровля проницаема для паров углеводородных жидкостей. В настоящее время такие резервуары не строят. А в тех, которые продолжают эксплуатироваться, производятся работы по монтажу внутренней облицовки из тонколистового металла.

В 1864 г. в США был смонтирован первый большой металлический резервуар объемом 1270 м³. В России первый резервуар из металла был построен в 1878 г. по проекту выдающегося инженера В. Г. Шухова. В отличие от американского прямоугольного он был цилиндрическим и, следовательно, менее металлоемким.

Листы металла соединялись между собой с помощью заклепок, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Понятно, что такая технология строительства резервуаров была очень трудоемкой. Тем не менее из-за несовершенства сварочной техники она применялась в нашей стране до начала 50-х годов. Значительное количество клепаных резервуаров эксплуатируется и в настоящее время.

Первый в СССР государственный стандарт (ГОСТ) на сварные резервуары появился в 1937 г. Он устанавливал основные требования на параметры резервуаров объемом 11,6 и 22,2 м³. Во время Великой Отечественной войны - в 1944 г. - в связи с совершенствованием сварочной техники был введен ГОСТ на сварные резервуары объемом до 4600 м³. К 195-1 г. максимальный объем стальных сварных резервуаров достиг 10500 м³.

В последующем резервуары стали сооружать только с помощью сварки. Их максимальный объем достиг 50000 м3.

Стремительный рост добычи нефти, вызванный открытием новых месторождений в Западной Сибири, привел к увеличению объема производства нефтепродуктов и, как следствие, дал мощный импульс развитию системы нефтепродуктообеспечения. В этот период она была объединена в Государственный комитет -- Госкомнефтепродукт РСФСР. В конце 70-х - начале 80-х годов эта отрасль включала в себя 52 территориальных управления, в состав которых входили 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз, 9893 стационарных и передвижных автозаправочных станций. Суммарная емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров составляла более 28 млн. м³, а потребительский грузооборот отрасли - около 320 млн. т.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные, 76,4 % - железнодорожные, 14, 2 % - водные и 3,9 % -глубинные распределительные нефтебазы.

С начала 90-х годов система нефтепродуктообеспечения стала быстро видоизменяться. За очень короткий период времени государственный комитет Госкомнефтепродукт РСФСР был реорганизован в концерн «Роснефтепродукт», который, в свою очередь, вместе с другими государственными структурами был преобразован в «Главнефтепродукт» - подразделение государственного предприятия «Роснефть».

В последующем в стране по примеру западных были созданы вертикально интегриррванньге нефтяные компании ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз, СИДАНКО, ОНАКО, Восточная нефтяная компания и другие. Данные компании контролируют добычу нефти, ее переработку и распределение нефтепродуктов. В табл. 1 приведена информация об объединениях нефтепродуктообеспече-ния, вошедших в различные нефтяные компании, а также о количестве нефтебаз, АЗС и суммарной резервуарной емкости на 1996 г. Видно, что наибольшее число нефтебаз (212) входит в состав НК «Роснефть». Далее в порядке убывания следуют Тюменская нефтяная компания (192), ЮКОС (172), СИДАНКО (168), ЛУКойл (122) и другие. По количеству АЗС также лидирует ГП «Роснефть» - 1916. За ним следуют СИДАНКО (1190), ЮКОС (940), ЛУКойл (898) и т. д.

В настоящее время в связи с падением добычи нефти и соответственного снижения производства нефтепродуктов количество нефтебаз сократилось. Одновременно все нефтяные компании ведут активное строительство автозаправочных станций.

2. Классификация нефтебаз

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.

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары. Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на категории:

- I - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м^:!;

- II - то же свыше 20 000 м^! по 100 000 м3;

- III а - то же свыше 10 000 м' по 20 000 м3;

- III б-то же свыше 2 000м'по 10 000 м3;

- III в - то же до 2 000 м3 .включительно.

Таблица 1 Система нефтепродуктообеспечения Российской Федерации (на 1996 г.)

Акционерная нефтяная компания	№	Наименование объединения (предприя гия)	Кол-во нефтебаз, шт	Резервуарн емкость, тыс м3	Кол-во АЗС, шт
1	2	3	4	5	6
"Роснефть"	1	Алтайское	40	430	252
	2	Архангельское	10	246	71
	3	Дагестанское	13	607	195
	4	Екатеринбургское	17	181	262
	5	Кабардино-Балканское	7	33	65
	6	Калмыцкое	2	31	32
	7	Карачаево-Черкесское	2	20,1	38
	8	Кемеровское	16	192	96
	9	Краснодарская н/б	1	15
	10	Краснодарское	32	276	324
	11	Курганское	16	234	85
	12	Мордовское	10	92	65
	13	Мурманск	7	283	70
	14	Находкинское	1	274
	15	Североосетинское	4	46	54
	16	Смоленское	18	188	132
	17	Ставропольское	15	207	175
	18	[_Гуапсинская н/б	1	215
	19	Ямалнефтепродукт
		Итого	212	3570	1916
"ЛУКойл"	1	Адыгейское	1	11	20
	2	Астраханское	11	862	105
	3	Волгоградское	29	745	209
	4	Вологодское	15	229	89
	5	Кировское	25	255	136
	6	Пермское	24	384	168
	7	Челябинское	16	265	171
		Итого	122	2751	898
"ЮКОС"	1	Белгород	21	271	209
	2	Брянское	21	172	87
	3	Воронежское	32	423	199
	4	Липецкое	18	198	114
	D	Орловское	14	166	74
	6	Пензенское	15	142	113
	7	Самарское	17	293	188
	8	Тамбовское	20	158	95
	9	Ульяновское	1_ 14	153	70
		Итого	172	/976	940
"Сургутнефтегаз"	!	Калининградское	6	97	60
	2	Карельское	6	46	39
	3	Красный нефтяник	1	42
	4	Новгородское	11	102	74
	5	Псковское	14	133	72
	6	Ручьи	1	72
	7	С - Петербургское	14	99	91
	8	Тверское	30	298	114
		Итого	83	889 "	450
"СИДАНКО"	1	^Амурское	17	321	94
	2	Вам нефтепродукт	1	60
	3	Бурятское	8	133	69
	4	Иркутское	18	810	167
	5	Камчатское	2	902	20
	6	Магаданское	9	282	56
	7	Приморское	9	202	107
	8	Ростовское	39	388	290
	9	Саратовское	37	785	210
	10	Сахалинское	4	98	31
	11	Хабаровское	11	246	11
	12	Читинское	10	182	126
	13	Чукотское	3	174	9
		Итого	168	377/	1190
"Восточная"	1	Красноярское	34	612	206
	2	Новосибирское	23	487	159
	3	Томское	18	327	82
	4	Тувинское	5	50	49
	5	Хакасское	4	72	37
		Итого	84	1548	533
"ОНАКО"	1	Оренбургское	24	22	162
"Тюменская"	1	Калужское	12	96	72
	2	Курское	24	213	111
	3	Рязанское	15	124	62
	4	Тульское	16	147	64
	5	Тюменское	27	897	137
		Итого	192	1477	446
"НОРСИ-ойл"	1	Владимирское	16	160	85
	2	Марийское	4	72	52
	3	Нижегородское	31	594	172
	4	Удмуртское	11	378	95
	5	Чувашское	7	143	69
		Итого	69	1347	473
"Славнефть"	1	Ивановское	8	145	74
	2	Костромское	16	145	74
	3	Ярославльское	И	447	83
		Итого	35	737	231
"Татнефтехиминвест-холдинг"	1	Татнефтепродукт	20	625	211
		Итого	20	625	211
"Башнефтехим"	1	Башкирское	31	598	331
		Итого	3/	598	331
"Коми ТЭК"	1	Коми	8	166	87
		Итого	8	166	87

В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категории - не менее 100 м.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.

Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза.

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.

Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз.

По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.

По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефтебазы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.

3. Операции, проводимые на нефтебазах

Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся:

- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;

- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

- замер и учет нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся:

- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;

- смешение масел и топлив;

- регенерация отработанных масел;

- изготовление и ремонт тары;

- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

- эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

Количество вспомогательных операций на различных нефтебазах неодинаково.

4. Объекты нефтебаз и их размещение

Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать удобство их взаимодействия, рациональное использование территории, минимальную длину технологических трубопроводов, во-доотводящих (канализационных), водопроводных и тепловых сетей при соблюдении всех противопожарных и санитарно-гигиенических требований.

Территория нефтебазы в общем огучае разделена на 7 зон (рис. 1):

1) железнодорожных операций;

2) водных операций;

3) хранения нефтепродуктов;

4) оперативная;

5) очистных сооружений;

6) вспомогательных сооружений;

7) административно-хозяйственная.

В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В , состав объектов этой зоны входят:

а) железнодорожные тупики;

б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;

в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей;

г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно;

д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов;

е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная);

ж)храншшща нефтепродуктов в таре; з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре. В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся:

а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов;

б) стационарные и плавучие насосные; в)лаборатория;

г) помещение для сливщиков и наливщиков. В зоне хранения нефтепродуктов размещаются:

а) резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов;

б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники);

в) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуар-ных парков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров.

Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т. е. относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются:

а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны;

б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны;

в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов;

г) склады для тары;

д) погрузочные площадки для автотранспорта.

Рис. 1. Схема разбивки территории нефтебазы на зоны:

I - зона железнодорожных операций; II - зона водных операций;

III - зона хранения; IV - оперативная зона; V - зона очистных

сооружений; VI - зона вспомогательных операций;

VII - административно - хозяйственная зона;

1 - железнодорожный тупик; 2 - железнодорожная сливо-наливная эстакада; 3 - нулевой резервуар; 4 - насосная; 5 - лаборатория; 6 - операторная; 7 - хранилище нефтепродуктов в таре; 8 - причал; 9 - насосная; 10 - операторная; 11 - резервуарный парк светлых нефтепродуктов; 12-резервуарный парк темных нефтепродуктов; 13 - мерник; 14 - резервуар пожарного запаса воды; 15 - автоэстакада; 16 - разливочная и "расфасовочная; 17 - склад для хранения расфасованных нефтепродуктов; 18 - склад для тары; 19 - нефтеловушка; 20 - шламонакопитель; 21 - котельная; 22 - трансформаторная подстанция; 23 - водонасосная; 24 - мехмастерские; 25 - склад материалов, обрудования и запасных частей; 26 - конторы грузовых операций; 27 - пожарное депо; 28 - конторы; 29 - проходная; 30 - здание охраны; 31 - гараж

В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся:

а) нефтеловушки;

б) флотаторы;

в) пруды-отстойники;

г) иловые площадки;

д) шламонакопители;

е) насосные;

ж)береговые станции по очистке балластных вод. В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных объектов нефтебазы находятся:

а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления;

б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией;

в) водонасосная;

г) механические мастерские;

д) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты.

Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод.

В административно-хозяйственной зоне размещаются:

а) контора;

б) проходные;

в) гаражи;

г) пожарное депо;

д) здание охраны нефтебазы.

Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, например, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта нет железнодорожных и водных операций.

5. Резервуары нефтебаз

Только на крупных нефтебазах резервуарные парки соизмеримы с аналогичными объектами магистральных трубопроводов.

В подавляющем же большинстве их суммарный объем не превышает нескольких десятков тысяч кубометров.

В связи с относительно малыми объемами годовой реализации общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Кроме того, по «Нормам проектирования» для каждого нефтепродукта должно быть предусмотрено не менее 2-х резервуаров. Делается это для того, чтобы один из них при необходимости можно было вывести в ремонт. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 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 светлых 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 (рис. 2).

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно - для темных.

6. Насосы и насосные станции нефтебаз

С помощью насосов нефтепродукты транспортируются при их приеме и отпуске, а также при внутрибазовых перекачках.

На нефтебазах применяют главным образом центробежные, поршневые и шестеренные насосы. Наиболее распространены центробежные насосы типов НК (консольные) и ИД (с рабочими колесами двухстороннего входа). Консольные насосы НК одноступенчатые; их подача составляет от 30 до 140 м³/ч, а напор - от 45 до 130 м. Насосы типа НД (рис. 3) бывают одно-, двух- и трехступенчатыми с подачей от 200 до 1700 м³/ч и напором - от 60 до 300 м. Таким образом, их параметры, как правило, значительно отличаются от параметров центробежных насосов, используемых на перекачивающих станциях магистральных трубопроводов.

Схема поршневого насоса простого действия изображена на рис. 4. В цилиндре 1 перемещается поршень 2. Движение поршню от привода передается через шток 6. К цилиндру присоединена клапанная коробка 4, в которой размещены два клапана: всасывающий 3, устанавливаемый на всасывающей линии и нагнетательный 5, устанавливаемый на напорной линии. При движении поршня вправо всасывающий клапан открывается и цилиндр заполняется перекачиваемой жидкостью. Когда же поршень движется влево, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, через который перекачиваемая жидкость вытесняется в нагнетательный трубопровод.

В качестве привода поршневых насосов используются электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и паровые двигатели.

Схема шестеренного насоса приведена на рис. 5. Он состоит из корпуса 1, в котором помещены две находящиеся в зацеплении крупнозубые шестерни 2. Корпус охватывает шестерни с наибольшим зазором. При вращении шестерни в направлении, указанном стрелками, зубья выходят из зацепления в зоне всасывания (справа). При этом освобождается некоторый объем и в зоне образуется разряжение. В насос засасывается жидкость, которая захватывается зубьями в направлении к стрелкам корпуса и переносится во впадинах между зубьями в зону нагнетания (слева).

Выбор типа насоса определяется:

1) свойствами перекачиваемого нефтепродукта (вязкость, давление насыщенных паров);

2) необходимой подачей нефтепродукта;

3) необходимым напором;

4) обеспеченностью нефтебазы электроэнергией и паром.

Так, центробежные насосы используются, в основном, для перекачки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий кпд. Область преимущественного применения поршневых и шестеренных насосов - перекачка высоковязких нефтепродуктов. Кроме того, их используют там, где требуются самовсасывающие насосы (например, при операциях по зачистке вагонов-цистерн и барж).

Количество и марку насосов выбирают в соответствии с необходимыми подачей и напором.

Обеспеченность нефтебаз электроэнергией и паром влияет на выбор привода насосов и соответственно - самого насоса.

Специально оборудованное помещение, в котором устанавливаются насосы вместе с двигателями, называется насосной станцией.

По характеру размещения насосные станции делят на стационарные и передвижные. В стационарных насосных (наземных, полуподземных и подземных) оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах и связано с емкостями постоянными жесткими соединениями трубопроводов.

Рис. 2 Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для высоковязких нефтепродуктов кг масел:

I - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - замерный люк; 4 - прибор для замера уровня; 5 - люк-лаз; 6 - сифонный кран; 7 - подъемная труба ( с шарниром а. роликовым блоком б. и ручной лебедкой в.); 8 - перепускное устройство; 9 - патрубок приемо-раздаточный; 10 - положение второй подъемной трубы (при условии ее установки);

II - ось лестницы; 12 - крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы

Рис. 3. Центробежный насос типа 6НДВ:

1 - всасывающий патрубок; 2 - нагнетательный патрубок;

3 - схема жидкости в насосе; 4 - вал насоса и рабочее колесо;

5 - крышка насоса ( вид снизу )

Рис. 4. Принципиальная схема насосной установки на базе поршневого насоса:

1 - опорожняемая емкость; 2 - всасывающий трубопровод; 3 - всасывающий

клапан; 4 - цилиндр насоса; 5 - поршень; 6 - шток; 7 - крейцкопф; 8 - шатун;

9 - кривошип; 10 - нагнетательный клапан; 11 - напорный трубопровод;

12 - вакуумметр; 13 - манометр



Рис. 5. Схема шестеренного насоса: 1 - корпус; 2 - зубчатое колесо

Оборудование передвижных насосных устанавливается на автомашинах, прицепах, баржах или понтонах (плавучие станции). Передвижные насосные служат для перекачки нефтепродуктов там, где нецелесообразно строить стационарную насосную (на временных складах, на судоходных реках и т.д.).

По роду перекачиваемых нефтепродуктов имеются насосные для перекачки светлых нефтепродуктов, темных нефтепродуктов и смешанные.

Насосные, предназначенные для перекачки легковоспламеняющихся нефтепродуктов, оборудуются естественной вентиляцией с применением дефлекторов или искусственной вентиляцией с применением вентиляционных установок.

7. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

Слив железнодорожных цистерн производится через их горловину (верхний слив) или через сливной прибор, расположенный снизу цистерны (нижний слив). Заполнение же цистерн нефтепродуктом производится, как правило, только через горловину (верхний налив).

Возможные схемы налива железнодорожных цистерн приведены на рис. 6.

При наливе открытой струей (рис. 6 а) струя нефтепродукта соприкасается с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному испарению светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статического электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив открытой струей применяют ограниченно и только при операциях с темными нефтепродуктами.

Налив закрытой струей (рис. 6 б) осуществляется путем опускания шланга до нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефтепродукта контактирует с воздухом только в начале налива. Соответственно, при наливе закрытой струей потери бензина, например, почти в 2 раза меньше, чем в предыдущем случае.

Герметичный налив цистерн (рис. 6 в) производится с помощью специальных автоматизированных систем налива (АСН). Их отличительной чертой является наличие герметизирующей крышки 6, телескопической трубы 5 и линии 7 для отвода образующейся паровоздушной смеси (например, на установку отделения углеводородов от ПВС).

Применяемые на нефтебазах схемы слива нефтепродуктов приведены на рис. 7.

Открытый самотечный слив (рис. 7 а) применяют при сливе низкоиспаряющихся нефтепродуктов из цистерн через нижние сливные приборы 1. Далее нефтепродукт по переносным желобам 2 поступает в центральный желоб 3, из которого по трубопроводу 4 стекает в расположенный ниже поверхности грунта приемный («нулевой») резервуар 5.

Частным случаем данной схемы является межрельсовый слив (рис. 7 б), когда центральный желоб располагается под сливаемыми цистернами и поэтому необходимости в переносных желобах нет.

Закрытый самотечный слив (рис. 7 в) отличается от открытого тем, что вместо переносных желобов к нижним сливным приборам присоединяются гибкие рукава или шарнирно-сочлененные трубы 6, а вместо центрального желоба проложен трубопровод - коллектор 7. Эта схема может быть применена и для бензинов, т. к. потери от испарения в этом случае невелики.

Сифонный слив самотеком (рис. 7 г) производится через горловину цистерн. Он возможен только в том случае, когда приемный резервуар по отношению к сливаемой цистерне находится на более низкой отметке. Начало движения нефтепродукта обеспечивается созданием вакуума в стояке с помощью вакуум-насоса. Во избежание разрыва струи и соответственно срыва сифона давление в точке А не должно опускаться ниже давления упругости паров нефтепродукта.

Производительность сифонного слива самотеком невелика.

Принудительный нижний слив (рис. 7 д) производится насосом 10 через нижний сливной прибор цистерны.

Принудительный верхний слив (рис. 7 е) отличается от предыдущей схемы тем, что производится через горловину цистерны посредством сливного стояка 9. Начало слива обеспечивает вакуум-насос после чего включается насос 10, закачивающий нефтепродукт в резервуарный парк нефтебазы.

Кроме рассмотренных могут также применяться верхний слив бензинов с помощью эжекторов, слив вязких нефтепродуктов с подогревом или под давлением и другие.

Более предпочтительным является нижний слив нефтепродуктов. Верхний слив применяют реже и в тех случаях, когда нижний сливной прибор цистерн неисправен.

Устройства для железнодорожного слива и налива на нефтебазах рассчитывают на маршрутный, групповой и одиночный слив и налив вагонов-цистерн.



Рис. 6. Возможные схемы налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны: а) налив открытой струёй; б) налив закрытой струёй; в) герметичный налив

1 - цистерна; 2 - шланг; 3 - наливной стояк; 4 - коллектор; 5 - телескопическая труба; 6 - герметизирующая крышка; 7 - линия отвода ПВС

I - нефтепродукт; II - паровоздушная смесь

Рис. 7. Применяемые схемы слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн:

а) открытый самотечный слив; б) межрельсовый слив; в) закрытый самотечный слив; г) сифонный самотечный слив; д) принудительный нижний слив; е) принудительный верхний слив

I - нижний сливной прибор; 2 - переносной желоб; 3 - центральный желоб; 4 - трубопровод; 5 - нулевой резервуар; б - шарнирно - сочлененные трубы; 7 - коллектор; 8 - соединительный трубопровод; 9 - сливной стояк; 10 -насос; 11- приемный резервуар

Количество устройств для слива и налива принимают исходя из суточного объема поступления и отгрузки нефтепродуктов по железной дороге. Если количество поступающих цистерн составляет более трех, то применяют одиночные устройства для слива и налива. При большем числе цистерн применяют односторонние или двусторонние эстакады.

Эстакадой (рис. 8) называют совокупность расположенных вдоль железнодорожного полотна с тагом 4...6 м сливо-наливных устройств, соединенных общими коллекторами и площадкой для перемещения персонала. Эстакады изготавливают из несгораемых материалов с учетом габаритов железнодорожных цистерн. Сооружают эстакады в виде длинных галерей с эксплуатационными площадками, расположенными на высоте 3...3.5 м, считая от рельса, и снабжают для перехода на цистерны откидными подвижными мостиками, которые могут опускаться на котел цистерны. Ширина прохода на эстакаде - не менее 1 м. Лестницы для подъема на нее размещают, как правило, с торцов.

Для подогрева высоковязких нефтепродуктов в цистернах и трубопроводах эстакады оборудуют паропроводами или электроподогревателями.

Для предотвращения необоснованных задержек цистерн время их слива-налива нормируется. В зависимости от грузоподъемности цистерн, вида нефтепродукта и степени механизации работ нормативное время слива -- налива железнодорожного маршрута составляет от 2 до 4 часов.

8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы

Для налива и разгрузки нефтеналивных судов устраиваются специальные сооружения - нефтяные гавани, причалы и пирсы.

Нефтегаванью называется водная территория (акватория), укрытая от сильных течений, ледохода и ветров, имеющая достаточные для причаливания и маневрирования судов площадь и глубину. Современные нефтегавани проектируются трех типов (рис. 9): в виде узкого тупикового бассейна («ковша»), в виде выемки части берега или просто в виде огражденной акватории у берега. Чтобы уменьшить объем земляных работ при сооружении нефтегаваней стараются использовать естественные укрытия в береговой полосе -бухты, заливы и речные затоны.

Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попавших на ее поверхность (вследствие аварии, пролива и т. п.), акватория нефтегаваней 4 отделяется от остального водного пространства 3 плавучими боковыми ограждениями 2 или затворами 1. Для пропуска судов боковые ограждения разводятся.

Рис.8. Двусторонняя комбинированная сливо-наливная эстакада типа КС:

1 - коллекторы для нефтепродуктов; 2 - коллекторы зачистные; 3 - штуцера для слива из поврежденных цистерн; 4 - сливо-наливной стояк; 5 - зачистной стояк; 6 - гибкий шланг; 7 - поворотная консоль

Рис 9. Схемы современных гаваней трех типов: - направления движения судна

1 - затвор; 2 - боковые ограждения; 3 - водное пространство; 4 - акватория нефтегаваней.

а) в виде тупикового бассейна;

б) в виде выемки части берега;

в) в виде огражденной акватории у берега;

Для непосредственной швартовки нефтеналивных судов служат причалы и пирсы. Причалами называют сооружения, расположенные параллельно берегу, тогда как пирсы расположены перпендикулярно к нему или под некоторым углом. Пирс может иметь одну или несколько причальных линий. Количество причалов определяется расчетом, а их расположение - местными условиями и противопожарными требованиями.

Простейшим типом соединения трубопроводов нефтебаз с нефтеналивными судами являются гибкие прорезиненные рукава (шланги). Они изготавливаются диаметром до 350 мм, длиной 4 м, на рабочее давление до 1 МПа. Недостатком прорезиненных рукавов является то, что при сливо- наливных операциях довольно часты их разрывы, а это в свою очередь приводит к значительному розливу нефтепродуктов.

В настоящее время на смену системам с гибкими рукавами приходят стендеры - конструкция из шарнирно-сочлененных трубопроводов, концевая часть (соединитель) которой служит для соединения береговых коммуникаций с приемо-сливными патрубками трубопроводов на нефтеналивном судне. Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них - 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем гибкие рукава и обеспечивают большую производительность слива-налива.

9. Установки налива автомобильных цистерн

Для налива нефтепродуктов в автоцистерны применяют стояки различных типов.

Стояки для налива автоцистерн классифицируют:

- по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);

- по способу налива (герметизированный или негерметизированный);

- по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные);

- по виду управления ( с механизированным или ручным управлением).

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок автоцистерны (нижний налив).

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих нефтепродуктов.

Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами - дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества нефтепродукта. Подобный контроль - обязательное условие герметизированного налива бензинов.

Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа наливных устройств, управляемых из специального здания - операторной, образует станцию налива.

Станция налива состоит из 4... 12 наливных «островков», располагаемых под навесом. Каждый «островок» оборудуется одним или двумя наливными устройствами (стояками).

Принципиальная схема налива автомобильных цистерн выглядит следующим образом (рис. 10). Нефтепродукт забирается из резервуаров насосом 5, прокачивается через фильтр 4, клапан-дозатор 3, счетчик 2 и через стояк 1 поступает в автоцистерну.

В качестве наливных устройств используются установки автоматизированного налива (АСН). На пунктах налива с незначительным грузооборотом применяются неавтоматизированные наливные стояки с ручным управлением.

10. Подземное хранение нефтепродуктов

Подземные хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение в нашей стране и за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются: 1) небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны - зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность; 3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость по сравнению с наземными стальными резервуарами.

Различают следующие типы подземных хранилищ:

- хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва);

- хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов;

- шахтные хранилища;

- льдогрунтовые хранилища.

Рис. 10. Принципиальная схема верхнего налива нефтепродуктов в автоцистерны:

1 - наливной стояк; 2 - счетчик; 3 - клапан-дозатор; 4 - фильтр; 5 - насос

Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономическими показателями.

Хранилища в отложениях каменной соли

Подземные хранилища в отложениях каменной соли - это наиболее распространенный вид подземных емкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в ее отложениях подземных емкостей.

Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва (рис. 11). Последовательность выполнения работ в этом случае такова. Сначала бурится скважина, вскрывающая верхнюю кровлю соляного пласта 4. В нее устанавливается обсадная труба 3. Затем в трубу 3 до кровли будущего хранилища опускаются водоподающая труба 2 и рассолоотводящая труба 1.

Закачиваемая под давлением вода растворяет соль. Образующийся соляной раствор откачивается по трубе 1. Постепенно опуская трубы 1и 2, доводят размер подземной емкости до необходимого.

При эксплуатации данной емкости трубу 1 опускают до ее нижней отметки, а трубу 2 поднимают до кровли будущего хранилища. Закачку-выкачку нефтепродуктов производят методом прямого вытеснения. При приеме нефтепродукта по трубе 2 соляной рассол по трубе 1 вытесняется в специальные емкости, расположенные на поверхности земли. При необходимости отпуска нефтепродукта его вытесняют из хранилища закачкой соляного рассола по трубе 1.

Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов

Данный тип хранилищ создается там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность.

Последовательность создания хранилищ методом глубинных взрывов выглядит следующим образом (рис. 12). Сначала бурят скважину нужной глубины. Ее стенки укрепляют с помощью обсадных труб и цементируют. Затем двумя предварительными взрывами создают зарядную камеру, в которую помещают основной заряд взрывчатого вещества. Необходимая полость получается в результате основного взрыва.

Для того, чтобы получить подземные резервуары емкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 м³ необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т.е. в 2...3 раза превышающая радиус шара равного объема.

Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более, чем в течение пяти лет. Продлить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105...110 "С выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре 900...950 °С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1100 "С производят оплавление стенок полости.

Наряду с применением обычных взрывчатых веществ для создания хранилищ нефтепродуктов методом глубинных взрывов перспективно применение ядерных боеприпасов.

При взрыве ядерного заряда образующийся плазменный шар расплавляет окружающие горные породы. Так, при взрыве заряда мощностью 1 кт в граните за 30 мкс расплавляется около 1000 м3 породы, а расширяющиеся газы увеличивают объем полости до 2000...8000 м3

В США в 1967 г. при проведении эксперимента «Гэзбагги» с помощью ядерного заряда в 26 кт была создана подземная полость объемом 56000 м³.

Шахтные хранилища

Подземные хранилища шахтного типа (рис. 13) - это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хранения нефтепродуктов, 2) вскрывающих выработок, 3) выработок вспомогательного назначения, 4) наземных сооружений и 5) технологического оборудования.

Выработки-резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему горизонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от емкости хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработок-резервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму. Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) метров.

Рис. 11. Схема сооружения подземной емкости в отложениях каменной соли:

1 - рассолоотводящая труба; 2 - водоподающая труба; 3 - обсадная тоуба: 4 - соляной пласт; 5 - соляной раствор



Рис. 12. Схема последовательности работ при создании ; хранилищ методом глубинных взрывов:

а - бурение скважины на начальный размер; б - обсадка скважины (цементация затрубного пространства и бурение скважины на конечный размер); в - первый "прострел" скважины; д - взрыв основного заряда ВВ; е - готовое подземное хранилище

Рис. 13. Схемы шахтных...