 |
Распределение потерь нефти и нефтепродуктов
|
|
|
|
| Виды и источник потерь | Перевалочные нефтебазы | Объекты магистральных трубопроводов |
| Резервуары: В том числе: - «большие дыхания» и «обратный выдох» …… - «газовый сифон» ……. - «малые дыхания» …… - зачистка … Насосные Магистральные трубопроводы: В том числе: - утечки ………- аварии Причалы ……… Эстакады: - налив цистерн ………….. - слив цистерн ……………. - утечки …… Канализационные стоки …. Итого ……………………. | 83, 6 31, 2 5, 2 11, 4 - 0, 7 2, 5 - 1, 2 - 2, 8 6, 8 2, 4 | 64, 8 54, 0 0, 9 - 5, 3 2, 3 23, 6 22, 3 1, 3 - - 1, 8 - - 7, 5 |
2. 1. 2. Экологический аспект потерь углеводородов.
Независимо от вида потерь жидких углеводородов в конечном итоге они оказываются в земле, воде и в атмосфере, что отрицательным образом сказывается на окружающей природной среде и, особенно, на здоровье людей.
Источники загрязнения окружающей среды подразделяют на регламентируемые и нерегламентируемые.
К основным источникам регламентируемых загрязнений относятся потери от естественной убыли – испарения нефтепродуктов в процессе приёмки, хранения, отпуска и зачистки резервуаров, фильтров, камер приема-запуска очистных устройств и т. д.
К нерегламентируемым потенциальным источникам загрязнения относят утечки через уплотнительные узлы запорной арматуры, насосов, трубопроводов и наливных устройств, перелив, аварийные сбросы в сточные воды, разливы нефти и нефтепродуктов при коррозионных разрушениях, авариях и стихийных бедствиях.
Загрязнение воздушного пространства происходит, главным образом, в процессе испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров при хранении и проведении сливо-наливных технологических операций, а также в результате «потения» стенок резервуаров, транспортных емкостей и резервуаров из-за наличия в стенках металла и в сварных швах микротрещин.
|
|
|
Нефтебазы и перекачивающие станции, исходя из санитарных норм проектирования промпредприятий СН 245-71, относятся к 1 классу вредности для окружающей среды.
Высокая концентрация углеводородов в воздухе вызывает повышенную заболеваемость органов дыхания; функциональные изменения в центральной нервной системе. Наблюдаются: снижение кровяного давления и замедление пульса, нарушение желудочной секреции, признаки поражения печени, повышенное содержание холестерина в крови.
При концентрации углеводородов в воздухе 60…300 мг/м3 в крови происходит снижение гемоглобина и содержание эритроцитов.
При концентрации углеводородов 300…500 мг/м3 отмечается снижение обоняния и возбудимость нервной системы, головная боль, слабость, учащенное сердцебиение.
Бензол, содержащийся в автомобильном бензине, очень быстро абсорбируется человеческим организмом. При вдыхании 50% бензола вступает в реакцию обмена с образованием фенола и других продуктов, вредных для здоровья человека. Даже очень кратковременное воздействие бензола, но в высоких концентрациях, может вызвать слепоту и потерю сознания. А повторное или длительное воздействие приводит к нарушению деятельности кроветворных тканей костного мозга, возникновению анемии и раковых заболеваний.
По данным Европейской организации нефтяных компаний по охране окружающей среды и здоровья «Concawe», профессиональные работники подвергаются значительному риску заболевания лейкемией при длительном вдыхании воздуха с концентрацией бензола 0, 005%. Функциональные нарушения деятельности нервной системы наблюдаются у рабочих со стажем 5…10 лет. Нарушения сводятся к головной боли, расстройству сна, утомляемости, раздражительности, головокружению, боли в области сердца.
|
|
|
В рабочих документах Европейской комиссии отмечается, что пары органических соединений, к которым относятся углеводороды, участвуют в фотохимических реакциях, ведущих к образованию озона, который вредно влияет на здоровье людей, состояние лесов и урожая, а также вызывает так называемый «парниковый эффект».
Таким образом, сокращение всех видов потерь нефти и нефтепродуктов является актуальной задачей не только с экономической, но и, что не менее важно, с экологической точки зрения.
Выбросы и сбросы загрязняющих веществ в атмосферу, почву и воду допускаются только при наличии разрешения, выдаваемого органами по охране природы на основании утвержденных предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу и предельно допустимых сбросов (ПДС) в почву и воду с учетом передельно-допустимых концентраций вредных веществ (ПДК).
Нормы ПДВ и ПДС должны устанавливаться по каждому загрязняющему веществу для каждого источника загрязнения атмосферы, почвы и водной среды и для нефтеперекачивающей станции в целом.
Ресурсосберегающие мероприятия и технологии снижает объемы отходов, сбросов и выбросов, что в свою очередь уменьшает их негативное влияние на человека и окружающую среду, т. е., ресурсосбережение в значительной мере обеспечивает экологическую безопасность.
В резервуарах наблюдаются количественные, количественно-качественные и качественные потери нефти или нефтепродуктов.
Количественные потери. Причинами количественных потерь при хранении и наливе в резервуарах являются:
- неплотности сварных швов стенок и днища;
- возникновение трещин в облицовке железобетонных резервуаров;
- повреждение и негерметичность запорной арматуры и сифонных кранов;
- сливы нефтепродуктов при отборе проб со сниженных пробоотборников;
- спуск подтоварной воды через сифонный кран без наблюдения;
- аварии с резервуарами и оборудованием;
- переливы;
- хищения.
Основным путем уменьшения количественных потерь нефтепродуктов является предотвращение их утечек и переливов. Прежде всего необходимо обеспечить поддержание резервуаров и их оборудования в надлежащем техническом состоянии. Достигается это периодической диагностикой, а также методами профилактических ремонтов (текущих и капитальных). Важным является обеспечение ответственного и внимательного отношения к своему делу обслуживающего персонала, его профессионализм.
|
|
|
Для предотвращения количественных потерь от утечек при хранении нефти и нефтепродуктов необходимо следить за технической исправностью и герметичностью резервуаров и запорной арматуры.
Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродуктов при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси (ПВС), а также с учетом пропарки резервуара перед зачисткой.
Для соблюдения правильной эксплуатации резервуаров на резервуары резервуарного парка составляется технологическая карта по эксплуатации резервуаров. В технологической карте указываются: номер резервуара, его вместимость, максимально-допустимый уровень наполнения, минимально-допустимый уровень откачки, максимальная производительность наполнения и опорожнения (в соответствии с установленной дыхательной арматурой), максимальная температура подогрева каждого сорта нефти и нефтепродукта, а также тип и количество предохранительных клапанов, дыхательной арматуры и т. д.
Технологическая карта по эксплуатации резервуаров, утвержденная главным инженером предприятия, является руководством для эксплуатационного персонала, Она вывешивается в производственных помещениях резервуарного парка (в операторной и в технологических отделах).
Для сокращения количественных потерь в резервуарах на предприятии должны быть организованы периодические осмотры их технического состояния. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от срока эксплуатации резервуара, а обследование его технического состояния может быть полное – с выводом резервуара из эксплуатации или частичное – без вывода из эксплуатации.
На предприятии, эксплуатирующим резервуары, должен быть назначен квалифицированный работник (обычно это механик резервуарного парка), ответственный за своевременное проведение осмотров и ведение журнала эксплуатационного осмотра резервуаров, в котором указывается дата осмотра, делается отметка об устранении неисправности и ставится подпись ответственного лица.
|
|
|
При вступлении на дежурство в резервуарном парке старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. Обо всех замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, ненормальный шум в резервуаре, перелив и др. ) необходимо немедленно сообщить техническому руководству с одновременном принятием соответствующих мер и обязательной записью в вахтенном журнале.
Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по календарному графику, разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмотров оборудования резервуаров и утвержденному главным инженером предприятия.
Наиболее распространенным методом контроля состояния резервуаров является визуальный контроль.
При визуальном контроле выявляют видимые дефекты металла, сварных швов и оборудования резервуаров: наличие коррозионных повреждений, царапин, трещин, расслоений, неметаллических включений, свищей, отпотин, непроваров, прожогов, смещений кромок стыкуемых элементов, местных деформаций (вмятин, выпучин) и др.
Внешний осмотр резервуаров производится с наружной, а при выводе его из эксплуатации, и с внутренней стороны. Особое внимание в зимний период должно уделяться сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (в частности, швам уторного уголка) и прилегающим к этим швам участкам основного металла.
При осмотре резервуарного оборудования необходимо обращать внимание на герметичность фланцевых соединений люка-лаза с крышкой. Например, неравномерно затянутые болты могут явиться причиной появления течи, а сифонный кран при плохо набитом сальнике или не притертых поверхностях пробок может служить причиной потерь нефтепродуктов.
При спуске подтоварной воды из резервуаров нельзя допускать утечек нефтепродуктов вместе с ней. Спуск воды следует производить медленно, периодичность спуска определяется количеством воды, скопившейся на дне резервуара. Контроль сброса подтоварной воды из резервуаров может, например, осуществляться устройством СГРУЗ, основанным на приеме сигнализатором ультразвуковых сигналов, отраженных от поверхности раздела двух несмешивающихся между собой жидкостей. Результаты осмотров фиксируются в журнале эксплуатационных осмотров.
При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и зачищен, в швах или основном металле корпуса – опорожнен полностью или частично в зависимости от способа ремонта. Чеканка трещины или отдельных свищей в сварном шве резервуара запрещается, так как она может привести к разрушению шва и всего резервуара.
|
|
|
При обнаружении коррозионных свищей и отпотин сначала принимают меры по ограничению утечки (напылением пенополиуретана, использованием клеевых композиций или " холодной сварки" ), а затем опорожняют резервуар и выводят его из эксплуатации для ремонта.
Скрытые дефекты металла и сварных швов выявляют методами неразрушающего контроля – проведением дефектоскопии методами гаммаскопии и рентгенографии и с помощью ультразвука, которые позволяют наглядно определить характер скрытых дефектов.
Гаммаскопия производится обычно аппаратами типа ГУПТИ-0, 53, ГУП-1-52, РИД-П и др.
Для рентгенографии применяют аппараты типа РУП, ИРА с различной толщиной просвечивания стали.
Для дефектоскопии ультразвуком используют приборы УД 2-12, ДУК-66 и др. Фактическую толщину стенок корпуса, кровли, днища резервуаров определяют толщиномерами типа «Кварц-6». «Кварц-15», УТ-31МЦ и другими приборами, позволяющими измерять толщину металла в пределах 0, 2…50 мм с погрешностью ± 0, 1 мм при температуре окружающего воздуха - 10…+40 оС.
В настоящее время в России и странах СНГ находится в эксплуатации более 40 тысяч вертикальных и горизонтальных резервуаров емкостью от 100 до 50000 м3 для хранения нефти, нефтепродуктов и агрессивных жидкостей. Практически каждый из них представляет собой объект повышенной аварийной опасности для персонала предприятия и окружающей среды.
Анализ причин аварий с резервуарами показал, что в 65% случаев разрушение происходит по монтажным сварным соединениям корпуса резервуаров и от коррозионных повреждений кровли, нижнего пояса и днища.
Наиболее эффективным средством предотвращения аварий с резервуарами является внедрение систем мониторинга – постоянного слежения за их состоянием и в первую очередь резервуаров, представляющих особую опасность. К ним относятся резервуары вместимостью 10000 м3 и более, а также вместимостью 5000 м3 и более, расположенные вблизи рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.
Одним из перспективных направлений в этой области является оснащение опасных производственных объектов системами постоянного или периодического акустико-эмиссионного мониторинга (АЭ-мониторинга), которые в настоящее время широко внедряются на предприятиях ООО «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез», «СИБУР», АК «Транснефть», ПАО «Газпром». Так как наиболее частой причиной аварий с резервуарами является разрушение их корпусов, то наиболее перспективным направлением является мониторинг состояния корпуса резервуара, основанный на методе акустической эмиссии.
Для предотвращения возникновения утечек нефтепродуктов из резервуаров в процессе их эксплуатации следует проводить ежедневный контроль их состояния. Для сигнализации и для контроля работы резервуаров применяются:
- местные и дистанционные измерители уровня нефти (нефтепродукта);
- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти (нефтепродукта);
- дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;
- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);
- сниженные пробоотборники и др.
Для избежания переливов необходимо осуществлять постоянный автоматический контроль за верхним и аварийным уровнями нефтепродуктов в резервуарах с помощью специальных устройств. Примером такого устройства служит сигнализатор уровня СУУЗ-2, являющийся бесконтактным устройством ультразвукового типа. Акустические преобразователи сигнализатора СУУЗ-2 построены по схеме «излучатель – приемник». Такие преобразователи исполняют роль чувствительных элементов, передающих в прибор данные об изменении уровня жидкости в виде электрических сигналов. Применяются и другие сигнализаторы уровня.
Для предотвращения количественных потерь нефтепродуктов от хищений места возможных хищений нефтепродуктов (пробоотборники, сифонные краны, задвижки приемо-раздаточных патрубков) должны быть закрыты защитными кожухами, запирающимися на замок и опломбированы и сданы под охрану, что отмечается в специальном журнале.
Зачистка резервуаров . Металлические резервуары должны периодически зачищаться от накапливающихся отложений и осадка на донной поверхности в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение». Зачистка резервуаров производится при необходимости:
- смены сорта хранящегося нефтепродукта;
- освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
- очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.
Пирофорные отложения способны к самовозгоранию, поэтому грязь и отложения, извлекаемые из резервуара, при очистке и вывозе должны поддерживаться во влажном состоянии до удаления их с территории перекачивающей станции. Отложения, находящиеся на стенках резервуаров, во время очистки должны непрерывно смачиваться. Извлеченный нефтесодержащий шлам является производственным отбросом и подлежит захоронению в отведенных для этой цели местах. Списание количественных потерь нефтепродуктов в результате зачистки производится согласно действующим нормативным документам и инструкциям.
При эксплуатации резервуаров с парафинистыми нефтями наблюдается интенсивное накопление осадков на днищах, что затрудняет определение количества нефти, уменьшает полезную емкость резервуара и усложняет его эксплуатацию. В этом случае применяют систему размыва.
Система размыва для предотвращения накопления донных отложений встречается только в нефтяных резервуарах. Для предотвращения накопления осадков на днищах нефтяных резервуаров применяются размывающие головки, присоединенные к приёмо-раздаточной трубе, продолженной до центра резервуара.
Система размыва представляет собой группу веерных сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к соплам подается нефть. При закачке резервуара нефть проходит через кольцевое сопло размывающей головки и, распространяясь в виде веерной струи по днищу резервуара, размывает осевший на дне парафин и распределяет его по всей массе нефти. Скорость истечения нефти через кольцевую щель сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их взвешивание. При откачке нефть с взвешенным парафином поступает в кольцевое сопло и верхнее отверстие головки и уходит из резервуара.
За рубежом для предотвращения оседания частиц парафина в нефти широко применяют винтовые мешалки. Существуют и отечественные винтовые мешалки типа «Диоген».
Устройство “Диоген” с регулируемым углом поворота состоит из взрывозащищенного асинхронного электродвигателя, плоскозубчатой ременной передачи, торцевого уплотнения, сферического уплотнения, приводного вала на шарикоподшипниковых опорах, корпуса, шарнирного узла, автоматического привода поворота, пропеллера, электросилового и управляющего оборудования.
Устройство устанавливается на нижнем поясе нефтяных резервуаров на крышках овальных или круглых люков лазов. Количество устанавливаемых устройств на нефтяном резервуаре определяется емкостью резервуара, его геометрическими размерами, местом расположения на резервуаре существующих люков-лазов относительно друг друга и типоразмером устройств («Диоген-500» и «Диоген-700»), отличающихся мощностью используемого электродвигателя и геометрическими параметрами пропеллера.
Принцип работы устройства заключается в образовании процесса перемешивания направленной струей хранимого продукта (нефти), при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Этот процесс достигается двумя факторами при работе устройства:
- за счет непосредственного перемешивания продукта при работе пропеллера устройства создаваемой направленной струей нефти;
- за счет создания кругового вращения всей массы хранимого продукта в резервуаре при работе устройства в крайних угловых положениях.
При использовании устройств “Диоген” на резервуаре в стационарном режиме управление осуществляется из операторной. Продолжительность по времени операции размыва накопившихся сильно уплотненных донных осадков зависит от высоты слоя осадков, их физико-химических свойств (вязкости, плотности и т. д. ), температуры нефти, емкости резервуара и модели устройства “Диоген”.
|
|
|
