Основные сооружения нефтебаз, зоны и участки

Классификация нефтебаз

Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов (теплоемкость, теплосодержание, излучение, конвекция, теплопроводность)

Пожаровзрывоопасность нефтепродуктов (температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения).

Проукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных веществ. Пожароопасность керосинов, масел, мазутов и других тяжелых нефтепродуктов оценивается температурами вспышки и воспламенения.

Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и легких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний.

Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки бензинов находится в пределах от –30 до –40⁰С, керосинов 30-60⁰С, дизельных топлив 30-90⁰С и нефтяных масел 130-320⁰С. По температуре вспышке можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах.

Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-350⁰С, а бензины только при температуре выше 500⁰С.При появлении внешнего источника пламени (огня или икры) положение резко меняется, и легкие нефтепродукты становятся взрыво- и пожароопасными.

Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды

Удельная теплоёмкость. Удельная теплоёмкость нефти – количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1г нефти на 1°С. Удельная теплоёмкость колеблется в пределах 0,4 – 0,5 кал (г*°С)^-1­­­­. С повышением плотности нефти она уменьшается.

Теплосодержание При сжигании углеводорода происходят два процесса — идет химическая реакция и выделяется теплота. Хими­ческая реакция обычно представляет собой превращение углеводорода и кислорода в диоксид углерода и воду:

2 С6Н6 + 15 02 12 С02 + 6 Н20 + тепло.

Количество теплоты, выделяющееся в процессе реак­ции, различно для разных углеводородов. В нефтеперера­батывающей промышленности количество теплоты обыч­но измеряют в Британских тепловых единицах (1 BTU = 1054,8 Дж = 252 кал).

Под удельным теплосодержанием жидких нефтепродуктов (энтальпией) при данной температуре понимают количество тепла, которое требуется для нагревания 1 кг жидкости от 0 С до данной температуры

Конвекция Конвекция возникает при механическом перемешивании растворов или вследствие различий в плотности внутри раствора, вызванных градиентами концентрации или температуры. Конвекция может быть свободная (естественная), появляющаяся в поле действия гравитационных сил при наличии неоднородности плотности во флюиде, возникшей в результате действия градиентов температуры или химического потенциала. Вынужденная конвекция вызывается внешним механическим воздействием на среду. Капиллярная конвекция появляется в объемах жидкости со свободной поверхностью при наличии перепадов поверхностного натяжения, вызванных действием градиентов температуры (термокапиллярная конвекция) или химического потенциала поверхностно-активного вещества

Теплопроводность Теплопроводность нефтей зависит от их химического и фракционного состава. Теплопроводность нефти по мере перегонки и деструкции возрастает. Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэфициент теплопроводности нефти в среднем равен 0 1 ккал / м час С, теплоемкость 0 4 ккал / кг С, уд.

7. Технические харастеристики нефтепродуктов (электропроводность,взрывоопасность, релаксация, старение, стабильность)

Взрывоопасность Взрывоопасность, самовозгораемость и ядовитость транспортируемых грузов учитывается по специальным техническим условиям, которые необходимо обязательно выполнять при проектировании машины. Взрывоопасность представляет выделяющийся в процессе заряда аккумуляторных батарей водород, который образует с кислородом воздуха гремучий газ, легко взрывающийся при наличии искры. Взрывоопасность при любых режимах обеспечивается искро-безопасностью при любом количестве повреждений в нормальном и аварийном режимах, за исключением повреждений в искробезопасных защитных элементах схемы. Взрывоопасность жидкостей и горючих газов характеризуется температурой вспышки паров данной жидкости и температурой сВзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости - это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости.амовоспламенения взрывоопасной смеси горючих паров и газов с воздухом

.

Старение Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение для подготовки нефти к переработке, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и при меньших затратах, чем после старения. Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем постаревшие. Для прекращения процесса старения необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование, деэмульхадор -, с высокой поверхностной активностью, адсорби-руясь на поверхности глобул воды, не только способствует вытеснению и разрушению образовавшегося гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения эмульсии, оставшейся в нефти после смешения ее с деэмульгатором, должен полностью прекратиться. Процесс старения нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Объясняется это старением нефтяных эмульсий: при перемешивании нефти в насосных агрегатах и магистральных нефтепроводах эмульсия дополнительно диспергируется, становится более прочной, поэтому разрушить ее и удалить из нефти остаточные соли весьма трудно.

Стабильность стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Ps2 на заданном уровне. Стабильность нефти обеспечивается давлением насыщенных паров стабильной нефти PS. Стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Ря. Стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Рч: на заданном уровне. Наблюдения за стабильностью нефти при условии взбалтывания ее с водой, когда нефть находилась не только в пленке, но также во взвешенном и эмульгированном состоянии, показали, что степень разрушения нефти и в этом случае лежит ла том же уровне, что и пленочной нефти. Поэтому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкретных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспортирования я хранения, степени герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений, возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности проведения тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на потенциальное содержание бензиновых фракций в нефти, направляемых на переработку. По ГОСТ 1756 - 52 стабильность нефти характеризуется давлением насыщенных паров по Рейду. Различные технологические приемы позволяют получить одно и то же значение ДНП, но количество стабильной нефти при этом бывает разным. Примером может служить одно - и многоступенчатая сепарация.

Нефтебазы являются комплексом сложных многофункциональных инженерно-технических сооружений с различными объектами производственно-хозяйственного назначения. Эти объекты обеспечивают необходимые условия приема и отпуска нефтепродуктов, сбор, отгрузку и регенерацию отработанных масел, тем самым отвечая за бесперебойное и надежное снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами.

Обычно нефтебазы классифицируются по:

• назначению: оперативные, хранения и гражданского запаса;
• основному виду транспорта: трубопроводные, железнодорожные, водные, глубинные;
• виду проводимых операций: перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные;
• объему резервуарного парка:

нефтебазы первой группы подразделяются на три категории: нефтебазы с общим объемом резервуаров более 100 тыс.м3 (РВС-100), общим объемом резервуаров от 20 до 100 тыс.м3(РВС-20 — РВС-100), общим объемом резервуаров до 20 тыс.м3 включительно (РВС-20);

на складах второй группы допускается хранение в наземных хранилищах 2000 м3 легко воспламеняющихся продуктов и 10000 м3 горючих продуктов, в подземных – 4000 м3 и 20000 м3 соответственно. виду хранимого продукта: для темных и светлых нефтепродуктов.

На территории нефтебазы сооружения и объекты должны быть расположены рационально. Этот вопрос принципиален, так как от этого зависит благоприятность условий, обеспечивающих бесперебойность проведения всех операций, соблюдение санитарно – гигиенических и противопожарных требований. В конечном счете, рациональность расположения определяет экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом. Наиболее целесообразным представляется объединение объектов нефтебазы по их технологической или функциональной принадлежности и расположение на территории по зонам.

Обычно выделяют шесть – семь таких зон:

• зона железнодорожного приема и отпуска. Включает железнодорожные сливо-наливные устройства, насосные и компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, технологические трубопроводы различного назначения, операторные помещения и другие объекты, связанные с проводимыми операциями; зона водного приема и отпуска. Определяется морскими или речными пирсами и причалами, насосными станциями, технологическими трубопроводами, операторными, манифольдами и другими сооружениями, обеспечивающими сливо-наливные операции в транспортные емкости;
• зона резервуарного хранения. Включает резервуары, технологические трубопроводы, газосборники, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.;
• зона розничного отпуска. Представляет собой автоэстакады, устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные, хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха затаривания нефтепродуктов, цеха регенерации отработанных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, лаборатории и т.д.;
• зона очистных сооружений. Содержит буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки, флотары, фильтры, биофильтры, хлораторные, азонаторные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопители (иловые площадки);
• зона подсобных зданий и сооружений. В нее входят ремонтно-механические мастерские, пропарочные установки, котельные, малярные цеха, электростанции и трансформаторные подстанции, распределительные пункты, водопроводы, склады для тары и материалов, цеха по ремонту оборудования;
• зона административно-хозяйственная. Включает объекты противопожарной службы, административные здания, столовые, проходные, гаражи, объекты охраны и т.д.

Стоит отметить, что разделение нефтебазы на зоны достаточно условно. К примеру, на нефтебазах, где хранятся только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Далеко не на всех нефтебазах, в случае необходимости значительного количества пара и сжатого воздуха, возможно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел. Также ремонт и изготовление бочковой тары выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих необходимое оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных. Таким образом, в разных случаях возможно отсутствие одной или нескольких зон, при этом, некоторые зоны иногда совмещаются, могут выделяться дополнительно новые зоны, обоснованные либо экономическими показателями, либо технологией проводимых операций.

Дата добавления: 2015-04-23