Хранение нефти и нефтепродуктов

Общая характеристика нефтебаз

Хранение нефти и нефтепродуктов проводится на специально построенных нефтебазах (рис.55).

Нефтебаза представляет собой комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов и нефтей.

 

 

 

Рис.55. Хранение нефти на нефтебазах

 

К основным показателям, характеризующим деятельность нефтебаз, относятся их грузооборот по нефтепродуктам и вместимость резервуарного парка.

По годовому грузообороту (тыс.т/год) нефтебазы делятся на 5 классов:

- I - более 500

- II - 100..500

- III - 50...100

- IV - 20...50

- V -до 20 включительно.

 

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.

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района.

Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз

По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные, 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.

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям на нефтебазе относятся:

ü прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

ü хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

ü отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом;

ü реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады;

ü затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

ü регенерация масел;

ü компаундирование (смешение) нефтепродуктов.

 

К вспомогательным операциям на нефтебазе относятся:

ü очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

ü изготовление и ремонт нефтяной тары;

ü производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

ü ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

ü эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

 

Объемы основных и вспомогательных операций, проводимые на нефтебазе, зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности.

К оборудованию нефтебаз относится:

ü установки нижнего слива-налива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

ü установки верхнего слива-налива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

ü оборудование для разогрева и слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

ü оборудование для разогрева и слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

ü установки верхнего налива нефтепродуктов в автоцистерны;

ü установки нижнего налива нефтепродуктов в автоцистерны;

ü резервуары для нефтебаз;

ü установки берегового налива;

ü битумное хозяйство.

 

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из противопожарных соображений все объекты нефтебаз распределены по семи зонам (рис. 56).

 

 

 

 

Рис. 56. 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 - мех.мастерские; 25 - склад материалов, оборудования и запасных частей; 26 - конторы грузовых опера­ций; 27 - пожарное депо; 28 - конторы; 29 - проходная; 30 - здание охраны; 31 – гараж

1. Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге.

В этой зоне размещаются:

ü железнодорожные подъездные пути;

ü погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

ü технологические трубопроводы различного назначения;

ü насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

ü операторная для обслуживающего персонала эстакады.

 

2. Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефти и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом.

В этой зоне размещаются:

ü морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы);

ü насосные;

ü береговые резервуарные парки;

ü технологические трубопроводы;

ü операторные.

 

3.         Зона хранения представлена следующими объектами:

 

ü резервуарными парками;

ü технологическими трубопроводами;

ü насосными;

ü операторными.

 

4. Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет:

ü автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны;

ü разливочные для налива нефтепродуктов в бочки;

ü склады для затаренных нефтепродуктов;

ü лаборатория для анализа качества нефтепродуктов;

ü тарные склады;

ü цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;

ü цех по регенерации отработанных масел.

 

5. Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает:

ü механическую мастерскую;

ü котельную;

ü электростанцию или трансформаторную подстанцию;

ü цех по производству и ремонту нефтяной тары;

ü водопроводные и сантехнические сооружения;

ü материальный склад;

ü топливный склад для нужд нефтебазы;

ü объекты противопожарной службы.

ü

1.   Зона административно-хозяйственная, в которую входят:

ü контора нефтебазы;

ü пожарное депо;

ü здание охраны нефтебазы;

ü гараж.

 

7. Зона очистных сооружений, включает:

ü нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;

ü пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;

ü иловую площадку;

ü насосную при нефтеловушке.

 

В отдельной зоне вне территории нефтебазы размещается жилой поселок. При проектировании нефтебаз необходимо строго руководствоваться действующими в данный момент времени нормами.

Основу нефтебазы составляет резервуарный парк. Для хранения нефти и нефтепродуктов используются металлические, железобетонные и резинотканевые резервуары.

Наиболее употребляемыми являются металлические резервуары. По форме они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими и сферическими.

В зависимости от давления различают резервуары:

· низкого давления (вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 1¸2 кПа и вакуум 0,25¸0,5 кПа);

· повышенного давления (горизонтальные и сферические резервуары, рассчитанные на давление до 70 кПа).

 

                                    

         

 

 

                                            

                                          

 

   

 

 

Рис. 1. Схема установки горизонтального резервуара

1- раздаточный патрубок; 2 – приемный клапан; 3 – вентиляционная труба; 4 - дыхательный клапан; 5- огневой предохранитель

 

Вертикальные резервуары сооружаются со стационарной и плавающей крышей. Стационарные крыши выполняются плоскими, коническими и сферическими.

Вертикальные резервуары имеют емкость от 100 до 100000 м³. Горизонтальные резервуары выпускают емкостью от 3 до 200 м³ с плоскими, коническими и сферическими днищами. Устанавливаются они надземно и используются в основном для хранения темных нефтепродуктов. На автозаправочных станциях (АЗС) в горизонтальных резервуарах хранят и светлые нефтепродукты, в этом случае они устанавливаются подземно (рис. 1).

Для обеспечения условий всасывания насосов, выкачивающих нефтепродукт из резервуара, раздаточный патрубок 1 должен быть заполнен жидкостью. С этой целью раздаточный патрубок оборудуется приемным клапаном 2, исключающим обратный слив нефтепродукта. Сообщение с атмосферой происходит через вентиляционную трубу 3 и регулируется дыхательным клапаном 4. Для исключения попадания в резервуар открытого огня перед дыхательным клапаном устанавливается огневой предохранитель 5.

Основная часть нефти и нефтепродуктов хранится в вертикальных резервуарах (рис. 2).

 

                                                                                         

                                                                                                  

                                                                          

 

 

                                                    

                                                                    

                                                     

 

              

 

Рис. 2. Оборудование вертикального резервуара

1- приемораздаточный патрубок; 2 – хлопушка; 3 – управление хлопушкой; 4 – дыхательный клапан; 5- замерный люк; 6- сифонный кран; 7- люк-лаз; 8- световой люк;

9- вентиляционный люк

 

Заполнение и опорожнение производится через приемораздаточный патрубок 1. Для исключения самопроизвольного опорожнения резервуара на конце патрубка установлена хлопушка 2. Открывается хлопушка при помощи управления хлопушкой 3. При заполнении и опорожнении резервуара в нем меняется давление. Для предупреждения разрушения на крыше установлены дыхательный и предохранительный клапаны 4. 

Уровень жидкости в резервуаре измеряется уровнемером, установленным в замерном люке 5. Для освещения и вентиляции резервуара при ремонте на крыше установлены световой 8 и вентиляционный 9 люки. Слив подтоварной воды производится через сифонный кран 6. Для проникновения рабочих в резервуар предусмотрен люк-лаз 7.

Способы хранения газа

В общем случае газ хранят в сжиженном и в газообразном состоянии.

Различают сжиженный углеводородный (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ).

Газ можно перевести в сжиженное состояние повышением давления выше давления насыщения либо снижением температуры ниже температуры кипения. Отсюда два метода хранения сжиженного газа: под повышенным давлением и низкотемпературное.

СУГ в основном хранится под повышенным давлением в горизонтальных резервуарах емкостью от 10 до 200 м³ и в сферических резервуарах емкостью 600 м³. В частности, этот метод хранения используется в автомобильных автозаправочных станциях.

СПГ хранится при низких температурах. В этом случае используются теплоизолированные вертикальные цилиндрические резервуары. Для поддержания температуры в резервуарах используются холодильные машины.

В основном природный газ хранится в газообразном состоянии под повышенным давлением. Наибольшее распространение получило подземное хранение в выработанных нефтяных и газовых месторождениях и в водоносных горизонтах.

Достаточно широко используется хранение газа в газгольдерах высокого давления – толстостенных горизонтальных резервуарах и в болонах. Хранение компримированного природного газа (КПГ) применяется на автомобильных заправочных станциях.

 

 

Хранение газа

 

Для хранения газа используют наземные (газгольдеры) (рис.57,58) и подземные хранилища. Основное промышленное значение имеют подземные, способные вмещать сотни млн. м³ (иногда млрд. м³) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20-25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные газохранилища обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности. Летом, когда резко уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают в хранилищах, а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают. Кроме того, подземные хранилища служат аварийным резервом топлива и химического сырья. Газотранспортная система, рассчитанная на максимальную потребность в газе, на протяжении года будет не загружена, если же исходить из минимальной подачи, то город в отдельные месяцы не будет полностью обеспечен газом. Поэтому газотранспортную систему сооружают исходя из средней её производительности, а вблизи крупных потребителей газа создают хранилища.

Сезонную неравномерность потребления газа частично выравнивают с помощью буферных потребителей, которые летом переводятся на газ, а зимой используют др. вид топлива (обычно мазут или уголь).

Подземные хранилища сооружаются двух типов: в пористых породах и в полостях горных пород. К первому типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. В них природный газ обычно хранится в газообразном состоянии. Ко второму типу относятся хранилища, созданные в заброшенных шахтах, старых туннелях, в пещерах, а также в специальных горных выработках, которые сооружаются в плотных горных породах (известняках, гранитах, глинах, каменной соли и др.). Наиболее дёшевы и удобны хранилища, созданные в истощённых нефтяных и газовых залежах. Приспособление этих ёмкостей под хранилища сводится к установке дополнительного оборудования, ремонту скважин, прокладке необходимых коммуникаций. В тех районах, где нужны резервы газа, а истощённые нефтяные и газовые залежи отсутствуют, хранилища устраивают в водоносных пластах (они представляет собой искусственно созданную газовую залежь, которая эксплуатируется циклически). Для устройства такой залежи необходимо, чтобы водоносный пласт был достаточно порист, проницаем, имел бы ловушку для газа и допускал оттеснение воды из ловушки на периферию пласта. Обычно ловушка - это куполовидное поднятие пласта, перекрытое непроницаемыми породами, чаще всего глинами. Хранилища в водоносных пластах устраивают обычно на глубине от 200- 300 до 1000-1200 м.

Из хранилищ в полостях горных пород наибольшее значение имеют хранилища, сооруженные в отложениях каменной соли. Хранилище в соли сооружают на глубине от 80-100 до 1000 м и более.

На территории Удмуртской Республики (Можгинский район) находится Карашурское подземное хранилище газа (ПХГ), которое является первым подземным хранилищем газа, входящим в состав Удмуртского резервирующего комплекса ПХГ. В дальнейшем в этот комплекс войдут еще три ПХГ: Чежебашевское, Северо-Чежебашевское и Новотроицкое. Проектная активная емкость Карашурского ПХГ составляет 640 млн куб. м, потенциальная максимальная суточная производительность - 7,5 млн м³. Фото Карашурского ПХГ показано на рис.

 

 

Карашурское подземное хранилище газа.

 

Для хранения природного газа целесообразны глубокие хранилища, т. к. в них можно поддерживать более высокие давления и, следовательно, содержать в заданном объёме больше газа. Особое место занимают изотермические подземные хранилища (например, для сжиженного метана), которые представляют собой котлован с замороженными стенками. Для хранения углеводородов в жидком состоянии применяются и наземные ёмкости - стальные резервуары с двойными стенками, между которыми помещен теплоизоляционный материал. Наземные изотермические хранилища относительно дороги и металлоёмки, поэтому они распространены мало.

Газгольдеры (англ, gasholder, от gas - газ и holder - держатель) представляют собой сооружения для хранения газов под избыточным давлением. По его величине различают газгольдеры низкого (до 4-5 кПа) и высокого (до 3 МПа) давления, по способу герметизации газового пространства - мокрые и сухие. Мокрые газгольдеры применяют, как правило, в качестве буферных емкостей на всасывающих линиях компрессоров. В России наиболее распространены газгольдеры объемом 0,1-30 тыс. м³ для хранения газов под давлением до 4 кПа

Сухие газгольдеры служат для хранения газов под низким или высоким давлением. Герметизация газгольдеров низкого давления осуществляется в основном с помощью эластичных сальников. Достоинства таких газгольдеров: небольшая металлоемкость, значительные объемы хранимого газа (до 500 тыс. м³), недостаток - сравнительно малая надежность уплотнительного элемента. В России, в основном, применяют шаровые газгольдеры объемом 600м³ для хранения воздуха и благородных газов под давлением. 0,8 МПа. Шаровые газгольдеры используют в целях создания аварийных запасов газов: воздуха - для систем КИП и автоматики, азота - для систем пожаротушения, воздуха и азота - для продувки технологических аппаратов и др.

  

Принципиальная схема газгольдеров низкого давления:

а) мокрый; б) сухой; 1 - резервуар; 2 - колокол; 3 - ролики; 4 - газопровод; 5 - шайба; 6 - уплотнение; 7 - ограничитель хода.

 

 

Цилиндрические газгольдеры высокого давления:

а) - горизонтальный; б) – вертикальный