1.Введение

Объекты вспомогательного и нодсобно-хозяйственного назначения, к которым относятся:

• понижающая электроподстанция с распределительными устройствами;

• комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции;

• комплекс сооружений по отводу промыхпленных и бытовых стоков;

• котельная с тепловыми сетями;

• инженерно-лабораторный корпус;

• пожарное депо;

• узел связи;

• механические мастерские;

• мастерские ремонта и наладки котрольно-измерительных приборов (КИП);

• гараж;

• складские помещения;

• административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции:

• прием и учет нефтепродукта;

• краткосрочное хранение нефтепродукта в резервуарах;

• внутристанционные перекачки нефтепродукта (из резервуара в резервуар);

• закачка нефти в магистральный трубопровод;

• пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.

На ГНПС может производиться подкачка нефтепродукта из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме “из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков: в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов .

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

1.2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИЙ НА НПС

Головные НПС - наиболее ответственная часть всего комплекса. На них выполняются следующие технологические операции: прием и учет нефти, нефтепродуктов; закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения; откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств; внутристационарные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, пере-качку при зачистке резервуаров и т. д.); подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников поступлений, на-пример, с других трубопроводов.

Узел учета – это автоматизированная система учета нефти (нефтепродуктов, сырой нефти), которая предназначена для автоматизированных измерений в соответствии с требованиями действующей нормативной документацией (НД) при проведении коммерческого учета или оперативного учета между принимающей и сдающей сторонами.

Узел учета состоит из следующих основных функциональных блоков:

- блок измерительных линий (БИЛ) – обеспечивает коммерческий или оперативный учет нефти, (нефтепродуктов, сырой нефти),

- блок измерений показателей качества (БИК) в составе узла учета и обеспечивает измерения параметров качества продукта (рабочей среды),

- стационарная поверочная установка (ПУ) или узел подключения передвижной поверочной установки (УП ППУ) для поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров узлов учета.

Ежесменное обслуживание выполняется эксплуатационным персоналом и осуществляется в течение рабочей смены. В данный вид обслуживания включаются операции, которые необходимо проводить на оборудовании с периодичностью менее одних суток.

Периодическое обслуживание осуществляется через промежутки времени, продиктованные техническими особенностями оборудования, и выполняется в соответствии со сроками, установленными в документации по эксплуатации оборудования. В состав операций периодического обслуживания входят работы ежесменного обслуживания.

Сезонное техническое обслуживание производится для подготовки оборудования к очередному осенне-зимнему или весенне-летнему периоду эксплуатации. Этот вид обслуживания включает в себя операции периодического обслуживания и выполняется при очередном периодическом обслуживании.

Согласно РД-39-40-416-80 техническое обслуживание основных и под- порных насосов НПА должно проводиться через каждые 800 часов наработки.

Трудоёмкость ТО для НМ-360-460 ÷ НМ-1250-260 – 3 чел.ч., для насосов НМ большей производительности и для подпорных насосов – 4 чел.ч.

Ремонт – это комплекс операций по восстановлению работоспособности и технико-экономических характеристик оборудования, а также по восстановлению ресурса оборудования – времени безотказной работы до предельного состояния оборудования.

За критерий предельного состояния принимаются значения технических параметров оборудования, соответствующих нормам отработки.

Все плановые ремонтные работы составляют единую систему плано-во-предупредительного ремонта (ППР). В рамках ППР предусматривается три вида ремонта: текущий, средний и капитальный ремонт.

Текущий ремонт – минимальный по объёму вид планового ремонта, при котором нормальное эксплуатационное состояние оборудование до очередного планового ремонта поддерживается за счёт выполнения регулировочных работ:

замены быстроизнашивающихся частей, остаточный ресурс которых не обеспечивает оборудованию безотказной работы до следующего планового ремонта, и восстановления деталей и сборочных единиц с низким показателем надёжности.

Средний ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном в нормативно-технической документации.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ оборудования — комплекс работ по восстановлению технических качеств оборудования и его работоспособности.

В отличие от текущего ремонта, при котором производят замену и восстановление отдельных деталей без разборки оборудования, и среднего ремонта, когда производится частичная разборка оборудования, замена или восстановление его отдельных составных частей, капитальный ремонт предусматривает полную разборку оборудования, замену или восстановление всех дефектных составных частей, включая базовые и корпусные.

При капитальном ремонте осуществляется также регулировка и испытание оборудования и восстановление его внешнего вида (полировка, окраска, гальванопокрытие, восстановление указательных надписей, таблиц и т. п.).

1.3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА НА НПС

Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размещения ее объектов, а также внутристанционных коммуникаций (технологических трубопроводов) с указанием ди­аметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две группы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная насосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, емкость сбора утечек с погруженным насосом.

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке ниже. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магистральный нефтепровод.

Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции:

I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутри- станционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

• прием нефти с промыслов;

• ее оперативный и коммерческий учет;

• хранение нефти;

• запуск очистных и диагностических устройств;

• внутристанционные перекачки.

Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер приема и пуска очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обвод­ной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии — через задвижку III в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предше­ствующего участка трубопровода, после того как скре­бок пройдет линейный сигнализатор, открываются зад­вижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в под­земную дренажную емкость ЕП, концевой затвор прием­ной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается.

При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II от­крывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода.

При неработающей НПС открыты только задвижки III, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию.

Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначе­ны для улавливания крупных механических частиц, по­ступающих из магистрального (или подводящего) трубо­провода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения од­них можно было включить в работу другие. О работоспо­собности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их за­грязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемен­та) производится переключение на резервный фильтр.

Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключени­ях. В качестве предохранительных устройств использу­ются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточ­ного давления производится в безнапорные технологи­ческие емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллель­ных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струе выпрямитель, счетчик, термометр, отводы к конт­рольному счетчику или труверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается допол­нительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением тур­булентности потока в струе выпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по­мещенных в основную трубу), а также внесением тем­пературной поправки на основе показаний термометра.

Соединение насосов на НПС может быть параллель­ным, последовательным или комбинированным. При па­раллельном включении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а по­дача увеличивается в число раз, равное количеству рабо­тающих насосов. При последовательном включении (рисунок ниже) нефть проходит один насос за другим, полу­чая в каждом из них приращение напора. Для предот­вращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону. Обратный клапан устанавливается также после по­следнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических уда­ров в последующем участке трубопровода. Узел регуляторов давления служит для установле­ния требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.

Все перечисленные объекты соединяются технологи­ческими трубопроводами. На НПС они служат для вы­полнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.

1.4 Виды потерь на НПС.

Потери происходят от утечек, испарения, смешивания различных сортов нефтепродуктов, примерно 75% потерь происходит от испарения.

Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий.

Потери от смешивания происходят при последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов и при случайном их смешивании в резервуарах.

Потери от испарения. Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.

«Малые дыхания» — это выбросы паров углеводородов из резервуара и впуск воздуха в резервуар при колебании температуры окружающей среды в течение суток. В дневное время температура окружающей среды и продукта в резервуаре увеличивается, в результате внутри резервуара увеличивается объем продукта, повышается интенсивность испарения и увеличивается давление паров в газовом пространстве. При достижении давления до предельного рабочего значения открывается дыхательный клапан, и пары с загрязненным воздухом выбрасываются в атмосферу. В ночное время процесс протекает в обратном направлении — температура окружающей среды уменьшается и соответственно происходит конденсация паров в резервуаре, снижение давления в газовом пространстве, и при достижении его до нижнего критического значения дыхательный клапан открывается и в резервуар поступает из атмосферы воздух.

При откачивании нефтепродуктов или нефти из резервуаров в газовое пространство через дыхательные клапаны всасывается атмосферный воздух, что приводит к снижению давления паров. При этом начинается интенсивное испарение. Обычно к моменту окончания откачивания парциальное давление паров в газовом пространстве резервуара значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. При последующем закачивании резервуара паровоздушная смесь вытесняется из него в атмосферу поступающим продуктом. Таким образом, происходит «большое дыхание». Потери от «больших дыханий» составляют около 70% общих потерь от испарения.

В ночное время суток температура воздуха обычно понижается, за счет чего газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродуктов охлаждаются. Происходит частичная конденсация паров нефтепродуктов в резервуаре, и образуется вакуум. Как только он достигает расчетной величины, открывается вакуумный клапан, и из атмосферы поступает свежий воздух — происходит так называемый «вдох». В дневное время вследствие повышения температуры в резервуаре с поверхности жидкости происходит интенсивное испарение легких компонентов. Давление в газовом пространстве резервуара повышается. Когда оно достигает расчетной величины, открывается дыхательный клапан, и часть паровоздушной смеси удаляется в атмосферу — происходит «выдох».

«Большие дыхания» резервуаров происходят во время закачки нефтепродукта в резервуар или при его выкачке. При закачке в резервуаре давление в газовом пространстве возрастает до верхнего критического значения и смесь паров с воздухом выбрасывается в атмосферу через дыхательный или предохранительный клапаны. При выкачке, наоборот, в резервуаре создается вакуум, и воздух из атмосферы через клапаны поступает в резервуар. При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется из емкости. Потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки-выкачки и пропорциональны объему закаченного в резервуар нефтепродукта. Если закачка нефтепродукта в резервуар начинается непосредственно после выкачки или в момент, когда давление в резервуаре меньше рг2, то поступающий нефтепродукт будет сжимать паровоздушную смесь в газовом пространстве резервуара. При этом «выдох» начинается тогда, когда давление в газовом пространстве возрастает до рГ2, и сработает дыхательный клапан. Таким образом можно закачать в резервуар часть нефтепродукта без потерь.

Газовый сифон образуется в случаях, когда один конец трубы соединён с газовым пространством резервуара, а другой конец опущен снаружи его корпуса и сообщён с атмосферой. В результате чего за счет разности веса столбов газа внутренней и внешней части трубы пары вытекают наружу в окружающую среду и в трубе создается вакуум. Одновременно создается вакуум и в газовом пространстве резервуара, что приводит к снижению точки кипения продукта и увеличению интенсивности процесса испарения. Газовый сифон также образуется в конусных крышах резервуаров в случаях, когда в крыше имеются сквозные отверстия от коррозии и когда эти отверстия расположены на разной высоте по отношению друг другу. В этом случае пары нефтепродуктов, как более тяжёлые, выходят наружу через нижнее отверстие, а воздух входит в резервуар через верхнее. Таким образом, создаётся естественная циркуляция воздуха и паров.

Количество потерь нефтепродуктов от испарения зависит от оборачиваемости резервуаров. Количество потерь от испарения зависит от способа проведения технологических сливо-наливных операций. При наливе и сливе нефти нефтепродуктов из транспортных средств закрытым способом потери от испарения происходят за счет «больших дыханий» емкостей транспортных средств и резервуаров нефтебаз при рабочих давлениях.

1.5 Мероприятия по снижению потерь на НПС.

По причинам возникновения потери делятся на эксплуатационные и аварийные, а по физическому состоянию - на потери в жидком виде и в газообразном.

К эксплуатационным относятся потери, происходящие в результате:

1. утечек жидких продуктов;

2. испарения;

3. смешения разных сортов нефтепродуктов;

4. очистки продуктов от воды и грязи;

5. очистки хранилищ, оборудования и трубопроводов.

К аварийным относятся потери, возникающие:

1. от нарушения правил технической эксплуатации сооружений и устройств;

2. от повреждений вагонов-цистерн, нефтеналивных судов, сооружений и устройств;

3. в результате стихийных бедствий.

Потери от утечек

Потери от утечек жидких продуктов происходят в следующих случаях:

1. при наличии всевозможных неплотностей в резервуарах, трубопроводах, наливных судах, вагонах-цистернах, насосах, арматуре и другом оборудовании;

2. от несвоевременной смены различного рода набивок и прокладок (сальниковых, фланцевых и т. д.);

3. при спуске отстоявшейся воды из резервуаров через водоспускной кран без надлежащего наблюдения;

4. в результате переполнения сливного желоба во время нижнего слива вагонов-цистерн;

5. при переливе нефтепродуктов через верх резервуаров, вагонов- цистерн, автоцистерн и мелкой тары (бочек, бидонов и т. п.);

6. при выбросе нефтепродуктов через колпак вагонов-цистерн вследствие увеличения объема от повышения температуры, а также при выплескивании через неплотно закрытый люк во время движения;

7. из-за неисправности наливных устройств, сливных клапанов и т. д.;

8. от рассыхания деревянных бочек и несвоевременной осадки обручей;

9. при наличии свищей на трубопроводах.

Потери от утечек по характеру являются количественными потерями, так как оставшийся после хранения нефтепродукт не изменяет своих свойств.

Цифровые данные, характеризующие величину потерь от утечек, приведены в таблице.

Потери от утечек

Потери от испарения

Потери от испарения жидких веществ происходят в результате недостаточной герметизации при транспортировании, хранении, приеме и отпуске. Величина этих потерь зависит от физико-химических свойств и состава нефтепродуктов. Эти потери более значительны, чем потери от утечек, и являются не только количественными, но и качественными, так как остающиеся в резервуаре продукты могут значительно изменить свои свойства.

Потери от испарения нефти при транспортировании ее от скважины до резервуара товарного парка составляют 2-4% от веса добытой нефти, за счет ее лучших бензиновых фракций. Потери нефти, подогреваемой в целях обезвоживания, еще более высоки.

Склонность нефтей и нефтепродуктов к испарению характеризуется упругостью их паров и фракционным составом, определяющим качественную сторону потерь. Наибольшей испаряемостью обладают легкие нефти, богатые бензиновыми фракциями, и светлые нефтепродукты (бензины, лигроин, керосины).

Нефть и нефтепродукты, обладающие высокой упругостью паров, насыщают воздух парами наиболее ценных легких фракций, которые, выходя вместе с воздухом в атмосферу, безвозвратно теряются.

Сохранение нефтепродуктов, теряемых при испарении, могло бы сэкономить народному хозяйству значительное количество самых ценных сортов горючего.

Потери от испарения происходят:

1. при наливе (сливе) нефтей и нефтепродуктов в наливные суда, вагоны-цистерны и автоцистерны через открытые люки;

2. при заполнении резервуаров и различных емкостей, газовое пространство которых сообщается с атмосферой;

3. при увеличении давления в газовом пространстве резервуаров.

При хранении сырых нефтей и светлых нефтепродуктов имеют место потери наиболее ценных фракций от больших и малых «дыханий» резервуаров.

Суточные колебания температуры наружного воздуха вызывают изменение температуры и упругости смеси паров нефтепродукта с воздухом, насыщающих газовое пространство резервуара. Днем при нагревании резервуара и верхнего слоя нефтепродукта количество паров и их упругость в герметически закрытом резервуаре увеличиваются, и если давление превысит расчетное, то часть паров и воздуха выйдет из резервуара в атмосферу через предохранительные клапаны, устанавливаемые на резервуаре. Ночью наблюдается обратное явление: температура наружного воздуха и паров нефтепродукта понижается, часть паров конденсируется, давление в резервуаре падает, и в газовое пространство резервуара, при достижении вакуума сверх расчетного, будет входить наружный воздух.

Этот процесс выпуска паровоздушной смеси и впуска воздуха, вызываемый изменением температуры, носит название малых «дыханий» резервуара. Малые «дыхания» возникают также при изменении наружного барометрического давления.

При наполнении резервуара из него вытесняется в атмосферу воздух, насыщенный парами нефтепродукта, а при опорожнении, наоборот, в него поступает наружный воздух. В этом случае происходит опять процесс «дыхания», но с большей амплитудой. В отличие от первого случая, процесс впуска воздуха и выпуска смеси паров и воздуха при опорожнении и наполнении резервуара нефтепродуктом принято называть большими «дыханиями». Основными факторами, вызывающими такие потери от «дыханий» резервуаров, являются:

1. колебания температуры паров и жидкости в резервуаре, а также их абсолютные величины температур;

2. климатические и метеорологические условия (температура наружного воздуха и ее суточные колебания, барометрическое давление и cкорость ветра);

3. емкость резервуаров;

4. соотношение основных размеров (высоты и диаметра);

5. степень заполнения резервуаров жидкостью;

6. свойства хранимой жидкости;

7. допустимое давление в газовом пространстве;

8. качество и цвет окраски резервуаров;

9. защищенность от ветра;

10. подверженность резервуаров непосредственному действию солнечных лучей и т. д.

Нагрев резервуаров солнечными лучами сопровождается повышением температуры хранимой жидкости. С повышением температуры жидкости усиливается испарение с ее поверхности, сопровождающееся увеличением упругости паров в газовом пространстве. Например, повышение температуры жидкости и паров в газовом пространстве резервуара с бензином на 9 °С увеличивает давление газов на 0,57 кГ/см².

Изменение барометрического давления также вызывает изменение давления в газовом пространстве резервуаров.

В резервуарах малой емкости величина потерь от малых «дыханий» увеличивается, по сравнению с потерями в крупных резервуарах, в связи с тем, что в этом случае хранимая жидкость имеет меньшую тепловую инерцию и сильнее подвержена колебаниям температуры.

От изменения основных размеров резервуаров изменяется величина зеркала испарения жидкости, а так как испарение жидкости происходит с поверхности, то, следовательно, оно тем больше, чем больше площадь испарения.

Степенью заполнения резервуаров определяется величина газового пространства. В резервуарах, заполненных не до конца, большие «дыхания» приводят к большим потерям.

Величина потерь от испарения в зависимости от климатических условий и степени заполнения емкостей, приведена в таблице.

Годовые потери от испарения, % от объёма резервуара

Данные таблицы показывают, что полное использование емкости сокращает потери от испарения.

Эти потери сокращаются также при окраске резервуаров в светлые тона, так как уменьшается нагреваемость их солнечными лучами.

Потери от смешения

Потери от смешения различных сортов нефтепродуктов имеют место при несовершенной эксплуатации нефтебаз, в частности при случайном заполнении емкостей разными нефтепродуктами, плохой зачистке емкостей, перекачке нескольких нефтепродуктов по одному трубопроводу без зачистки последнего и неплотном закрывании задвижек на трубопроводах, соединяющих различные емкости.

При смешении нескольких нефтепродуктов ухудшаются кондиционные качества наиболее ценных из них, и поэтому потери от смешения являются качественными потерями.

Аварийные потери

Наиболее часто происходят при разрывах недоброкачественно сваренных стыков трубопроводов и различных повреждениях арматуры.

Аварийными считаются также потери, происшедшие в результате переливов наливных судов, вагонов-цистерн и резервуаров.

1.6 Оборудование, применяемое для снижения потерь.

Методы борьбы с потерями нефтепродуктов выбирают на основании техник экономических расчетов с учетом метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер. Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий, то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового суммирования. Для этого все дни года разбивают на n групп, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями. Чем меньше метеорологические различия между днями, входящими в каждую группу, тем выше точность расчета. Для каждой выделенной группы рассчитывают суточные потери от испарения нефтепродуктов, а затем подсчитывают число дней m, входящих в каждую группу, и определяют величину потерь за год. Такой метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднейшую систему мероприятий по борьбе с потерями. Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп. Первая группа – сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V1 = V2 = 0 в резервуаре теоретически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от «больших дыханий» и «обратного выдоха» на 70-75% при коэффициенте годовой обора- чиваемости до 60 раз в год и на 80-85% при коэффициенте годовой оборачи- ваемости свыше 60 раз в год, а от «малых дыханий» – на 70% по сравнению с обычными резервуарами со щитовой кровлей.

Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте годовой оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов и улучшения конструкции уплотняющих затворов. Вторая группа – хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияет оборачиваемость резервуара, физико-химические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. Третья группа – уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства. Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения колебаний температур газового пространства и по- верхности нефтепродукта применяют теплоизоляцию резервуаров, охлаждение их в летнее время водой и окраску в белый цвет, а также подземное хранение. Четвертая группа – улавливание паров нефтепродуктов, вытесняемых из емкости. Для этого применяют газоуравнительные обвязки, представляющие собой отдельные трубопроводы или систему трубопроводов, соединяющих газовые пространства резервуаров или транспортных емкостей. Применение газоуравнительной обвязки позволяет частично сократить потери от «больших дыханий». Эффективность сокращения потерь при использовании газовой обвязки зависит от коэффициента совпадения операций и вы- качки. Ориентировочно можно считать, что потери сокращаются на величину, равную коэффициенту совпадения операций. Применение газгольдеров, включаемых в газоуравнительную обвязку резервуаров, позволяет значительно снизить потери и при малых коэффициентах совпадения операций. Если поступление нефтепродукта превышает откачку, то избыток паровоздушной смеси поступает в газгольдер, что позволяет уменьшить потери нефтепродуктов на 90-95%. Наоборот, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродукта, газгольдеры «отдают» в систему паровоздушную смесь. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения операций.

Газовая обвязка резервуаров (газоуравнительная система, улавливание и конденсация паров) — это система газопроводов, соединяющих между собой газовые пространства резервуаров, в которых хранятся нефтепродукты одного сорта. Одновременно с применением газовой обвязки можно применять и специальные газосборники, подключенные трубопроводом к системе газовой обвязки. Газовая обвязка обеспечивает циркуляцию паровоздушной смеси по замкнутому контуру, что предотвращает потери паров нефтепродуктов в атмосферу, способствует снижению потерь нефтепродуктов при приеме и отпуске (газовая обвязка предназначается для взаимной компенсации вытесняемых и всасываемых объемов газов при перекачках нефтепродуктов из одной емкости в другую)

Выход паровоздушной смеси при «малых дыханиях» из резервуаров с продуктом 1 осуществляется в резервуар с подъемной крышей 2. Система снабжена огневыми предохранителями 3, запорными задвижками 4, задвижкой для спуска конденсата 5, сборником конденсата 6 и насосом 7 для его откачки. На случай отключения резервуаров при ремонте газоуравнительной системы или заливе другого сорта нефтепродукта резервуары имеют дыхательное оборудование.

Дыхательные клапаны (с огневыми предохранителями) 8 резервуаров, подключенных к указанной газоуравнительной системе, должны быть отрегу­лированы на открытие лишь при максимальном или минимальном давлениях газового пространства резервуара с подъемной крышей (газосборника).

Огневые предохранители устанавливаются на газоуравнительных трубопроводах у каждого резервуара и обеспечивают нераспространение пожара в случае загорания одного из них.

Газовая обвязка резервуаров должна быть выполнена из труб, диаметр которых обеспечивал бы прохождение паровоздушной смеси при максимальной выкачке или закачке нефтепродукта и устранение вакуума при понижении температуры окружающего воздуха.

В качестве газосборников (газокомпенсаторов) могут применяться резервуары обычные с подъемной крышей и гидравлическим или сухим затвором, с мембранной «дышащей» крышей, с баллонными крышами типа «дышащий баллон», а также мягкие «дышащие» резервуары из синтетических материалов. Последний тип газосборника по опыту эксплуатации за рубежом используется для предотвращения потерь из резервуаров малой и средней вместимости, а также для сбора паровоздушной смеси, выходящей из железнодорожных цистерн при наливе. Допустимое внутреннее давление в нем достигает 0,015—0,07 кгс/см2.

В качестве газосборников могут быть использованы дополнительные резервуары того же типа, что и основные емкости с нефтепродуктом, включенные в газоуравнительную систему. Конструкция указанных газосборников постоянного объема проще конструкции газосборников переменного объема. В случае необходимости газосборник может применяться для залива нефтепродуктов. Для исключения потерь при использовании газосборников постоянного объема необходимо обеспечить высокое избыточное давление.

Помимо только улавливания паров нефтепродуктов имеются способы улавливания их с последующей конденсацией следующими способами:

• абсорбция паров активированным углем или маслом с последующей их десорбцией и конденсацией;

• конденсация паров охлаждением в специальных холодильных установках;

• конденсация компрессией паров с охлаждением водой.

Опыт эксплуатации углеабсорбционных и маслоабсорбционных установок на нефтяных промыслах показал целесообразность их применения для улавливания паров нефтепродуктов, вытесняемых из резервуаров при перекачках.

Сокращение газового пространства резервуаров дает наибольший эффект в борьбе с потерями нефтепродуктов от испарения. Наиболее эффективное средство уменьшения газового пространства резервуара с нефтепродуктами — применение плавающих крыш и понтонов, а также микрополых шариков из пластмасс и защитных эмульсий.

По опыту эксплуатации применение плавающих понтонов (металлических и пластмассовых) в резервуарах со стационарной кровлей дает следующие результаты:

1. Срок окупаемости понтонов зависит от оборачиваемости резервуара. Чем больше число полных наполнений резервуара за год, тем меньше срок окупаемости понтона. Для металлических понтонов при коэффициенте оборачиваемости 30 срок окупаемости составляет приблизительно 2 года, при 100— 8 месяцев; для понтонов из полимерных материалов этот срок несколько меньше — соответственно 1,5 и 0,5 года. При отсутствии движения продукта в резервуаре или при коэффициенте оборачиваемости менее 10—12 срок окупаемости капитальных затрат в зависимости от вместимости резервуара возрастает до 4—8 лет, т. е. применение плавающих понтонов становится нерентабельным.

2. Срок окупаемости плавающего понтона зависит от температуры окружающего воздуха. Чем ниже средняя температура окружающего воздуха, тем больше срок его окупаемости.

3. Эксплуатационные расходы и срок окупаемости резервуаров с плавающими понтонами уменьшается с возрастанием их вместимости. Так, в южном климатическом поясе срок окупаемости понтона для резервуара вместимостью 5000 м3 при коэффициенте оборачиваемости 50 составляет около 1 года, для резервуара вместимостью 400 м3 (при тех же условиях) — 2 года.

При правильной технологических операций значительно сокра­щаются потери нефтепродуктов от испарения. Так на величину потерь нефтепродуктов от «больших дыханий» оказывают влияние производительность перекачки, выбор времени перекачки и другие факторы. Например, потери от испарения при наливе нефтепродуктов в железнодорожные цистерны могут быть существенно уменьшены при сокращении времени налива цистерн. Внутрискладские перекачки нефтепродуктов из резервуара должны сводиться до минимума, так как они связаны с потерями от «больших дыханий».

Для сокращения потерь от испарения очень важно, чтобы резервуарные ёмкости и другое технологическое оборудование находилось в исправном состоянии. Резервуарные ёмкости должны быть оборудованы дыхательными приборами согласно стандарту, а крыши резервуаров герметичны. Из-за негерметичности крыш потери от испарения могут увеличиться в 20 раз.

Следует регулярно проверять исправность дыхательной арматуры резервуаров.

Атмосферные резервуары после их опорожнения необходимо сразу заполнять новыми партиями нефтепродуктов. Резервуары, работающие под давлением, следует заполнять и опорожнять по возможности медленно.

Не следует распылять нефтепродукты по многим резервуарам, хранить их необходимо по возможности в полностью заполненных резервуарах, что значительно сокращает потери от «малых дыханий».