ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ "РОСНЕФТЬ"

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ "РОСНЕФТЬ"

РД 112-045-2002

Дата введения 01.01.2002

РАЗРАБОТАНЫ ОАО СКВ "Транснефтеавтоматика" по заказу ОАО НК "РОСНЕФТЬ"

УТВЕРЖДЕНЫ ОАО НК "РОСНЕФТЬ" 05 ноября 2001 г.

ВВЕСТИ В ДЕЙСТВИЕ с 1 мая 2002 г. (Приказ № 54 от 29 апреля 2002 г.)

 

Настоящий документ устанавливает нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения НК "РОСНЕФТЬ",

С введением в действие настоящих Норм считать утратившими силу "Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров", утв. Главнефтепродуктом ГП "Роснефть" 26.12.94 г.

Содержание

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий документ устанавливает нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения НК "РОСНЕФТЬ".

1.2. Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров (в дальнейшем "Нормы") распространяются на резервуары вертикальные вместимостью от 100 до 20000 м³ в том числе оснащённые понтонами, и горизонтальные вместимостью от 3 до 1000 м,

1.3. Нормы установлены исходя из условия полного заполнения полезного объёма резервуара перед освобождением для зачистки.

1.4. Геометрические параметры вертикальных и горизонтальных резервуаров, принятые при расчётах норм, приведены в таблицах 1.1. и 1.2.

Таблица 1.1.

Геометрические параметры вертикальных стальных резервуаров

Таблица 1.2.

Геометрические параметры горизонтальных стальных резервуаров

1.5. Резервуары должны периодически зачищаться в соответствии с требованиями ГОСТ 1510. Кроме того, резервуары зачищают перед ремонтом, градуировкой, нанесением защитных покрытий на внутреннюю поверхность резервуаров, сменой марки нефтепродукта и выполнением других технологических операций,

1.6. Нормы установлены для нефтепродуктов - I, II, III, IV, V групп в зависимости от их вязкости и степени испарения. Распределение нефтепродуктов на группы приведено в Приложении I.

1.7. В процессе выполнения технологических операций зачистки резервуаров часть остатка нефтепродукта выделяется из продуктов размыва и после очистки на очистных сооружениях с пониженным качеством откачивается в технологические резервуары с нефтепродуктом, имеющим запас качества, или переводится в смесь отработанных нефтепродуктов (СНО), остальная часть остатка нефтепродукта теряется безвозвратно.

1.8. Потери от снижения качества - это масса нефтепродуктов, переведённых в смесь отработанных нефтепродуктов (СНО),

1.9. Безвозвратные потери - это потери нефтепродуктов вследствие вентилирования, промывки, пропарки, механической или ручной зачистки и других операций. Количество безвозвратных потерь нефтепродуктов зависит от полноты и качества технологических операций зачистки и эффективности работы очистных сооружений.

Соотношение величин безвозвратных потерь и потерь от снижения качества установлено на основе экспериментальных данных по механизированной зачистке резервуаров, эффективности работы очистных сооружений, литературных сведений и опыта применения ранее разработанных норм потерь при зачистке резервуаров.

1.10. Нормы установлены для условий проведения зачистки в соответствии с "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов".

1.11. Количество воды для промывки внутренних поверхностей резервуаров из-под нефтепродуктов определяется согласно действующей "Методике расчета укрупнённых норм водопотребления и водоотведения".

1.12. Зачистка резервуаров от нефтепродуктов I группы проводится по следующим основным этапам:

освобождение резервуара от остатка нефтепродукта "подъёмом его на воду" путём закачивания воды до уровня нижней отметки приёмо-раздаточного патрубка;

выкачка волы с остатком нефтепродукта на очистные сооружения;

дегазация резервуара принудительной или естественной вентиляцией от паров нефтепродукта;

промывка резервуара водой (в соответствии с нормами недопотребления);

удаление донного осадка.

1.13. Безвозвратные потерн нефтепродуктов I группы при зачистке резервуаров включают; потери эмульгированных и испарившихся нефтепродуктов на очистных сооружениях; потери при дегазации резервуара от паров нефтепродукта,

1.14. Потери от снижения качества нефтепродуктов I группы составляют нефтепродукты, отделяемые от воды, поступившей на очистные сооружения.

1.15. Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов II-V групп проводится по следующим основным этапам:

выкачка подвижного остатка нефтепродукта насосом в разделочный резервуар; разогрев вязкого остатка паром (от котельной или передвижной пропарочной установки); мойка резервуара горячей водой или моющими средствами;

дегазация резервуара принудительной или естественной вентиляцией от паров нефтепродукта;

удаление донного осадка.

1.16. Безвозвратные потери нефтепродуктов II-V групп при зачистке резервуаров включают: потери при промывке водой и моющими средствами стенок и днищ резервуаров;

потери при дегазации;

потери эмульгированных нефтепродуктов на очистных сооружениях.

1.17. Потери от снижения качества при зачистке резервуаров от нефтепродуктов II-V групп составляют нефтепродукты, отделяемые от промывочной воды или моющих средств на очистных сооружениях.

НОРМЫ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ЗАЧИСТКЕ ВЕРТИКАЛЬНЫх СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Технологические потери при зачистке резервуаров в соответствии с "Методикой определения потерь нефтепродуктов при проведении зачистки резервуаров на предприятиях НК «Роснефть» состоят из массы нефтепродукта, остающегося в донном осадке в резервуаре после выполнения первого этапа зачистки, и массы нефтепродукта, налипшего на внутренние стенки и конструкции резервуара, удаляемого из резервуара на следующих этапах зачистки - разогреве, дегазации, промывке и удалении оставшихся на дне механических примесей (ржавчины, песка, и др.).

2.1. Масса потерь нефтепродуктов определяется по формуле:

М= М_Д.ОТ + М_СТ.                                                                                      (1)

где:

М_Д.ОТ - масса нефтепродукта в донных отложениях, кг;

М_СТ - масса нефтепродукта, налипшего на внутренние стенки и конструкции резервуара, кг;

2.2. Масса нефтепродукта в донных отложениях определяется по формуле:

М_Д.ОТ. = 0,785 × Д²×h×ρ×n                                                                      (2)

где:

Д - внутренний диаметр резервуара, м;

h - средняя высота слоя донных отложений, м;

ρ - плотность нефтепродукта в лонных отложениях, кг/м³.

Принимается для расчетов ρ = 1000 кг/ м³.

N - доля содержания нефтепродукта в донных отложениях. По усредненным данным результатов отечественных и зарубежных НИР и ОКР по очистке резервуаров для нефтепродуктов I группы N = 0.65: для нефтепродуктов II-V групп N = 0,7.

Средняя высота донных отложений вычисляется не менее чем из пяти результатов измерений в точках, расположенных на диаметральной линии днища, проходящей через приёмо-раздаточный патрубок, по формуле:

                                                                             (3)

где:

n - количество измерений.

2.3. Масса нефтепродукта, налипшего на внутренние стенки резервуара, рассчитывается по формуле:

М_СТ=К_Н × S                                                                                           (4)

где:

К_Н - коэффициент налипания нефтепродукта на металлическую поверхность, кг/м²;

S - площадь поверхности налипания, м².

2.3.1. Коэффициенты налипания нефтепродукта (кг/м²) на металлическую поверхность вертикальных резервуаров определены по экспериментально найденным эмпирическим зависимостям после математической обработки результатов определения массы налипших нефтепродуктов с различной вязкостью на металлическую поверхность с учетом приведения размерностей параметров, входящих в формулу:

для вязкости, выраженной в мм²/с

Кн = 0,01217×v                                                                                (5)

для вязкости, выраженной в см²/с

Кн = 0,03349×v                                                                                (5а)

для вязкости, выраженной в м²/с

Кн = 0,25367×v                                                                                (5б)

где:

V- кинематическая вязкость при температуре налипания.

В расчетах норм потерь нефтепродуктов при зачистке вертикальных стальных резервуаров приняты следующие значения коэффициентов налипания:

Для I группы нефтепродуктов Кн = 0,0142 кг/м²

Для II группы нефтепродуктов Кн = 0,0257 кг/м²

Для III группы нефтепродуктов Кн = 0,0335 кг/м²

Для IV группы нефтепродуктов Кн = 0,0478 кг/м²

Для V группы нефтепродуктов Кн ⁼ 0,0608 кг/м²

2.3.2. Площадь поверхности налипания нефтепродуктов в вертикальных резервуарах определяется по формуле:

для резервуаров без понтона

S=×D×H                                                                                               (6)

для резервуаров с понтоном

S=×D×H+0,785D²                                                                                (6а)

где:

S - площадь поверхности налипания, м;

D - внутренний диаметр резервуара, м;

Н - высота смоченной нефтепродуктом поверхности стенки вертикального резервуара, м.

2.4. Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке вертикальных резервуаров приведены в таблицах:

Нефтепродуктов I группы - таблицах 2.1. и 2.2.

Нефтепродуктов II группы - таблице 2.3.

Нефтепродуктов III группы - таблице 2.4.

Нефтепродуктов IV группы - таблице 2.5.

Нефтепродуктов V группы - таблице 2.6.

2.5. Пример расчета потерь нефтепродуктов при зачистке вертикального резервуара приведен в Приложении 2.

НОРМЫ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЗАЧИСТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Масса потерь нефтепродуктов при проведении зачистки горизонтальных резервуаров определяется по формуле (1).

3.2. Масса донных отложений в горизонтальных резервуарах рассчитывается по формуле:

M_дот = V×ρ×N                                                                                          (7)

где:

V - объем донных отложений, м³;

ρ- плотность нефтепродукта в донных отложениях, кг/ м³; принята в расчетах равной 1000 кг/м³;

N - доля содержания нефтепродукта в донных отложениях:

для I группы нефтепродуктов N=0,65;

для II - V групп N=0,7.

Осадок накапливается в нижней части резервуара, при этом распределение осадка по толщине неравномерно. В расчетах принимается часть поверхности, ограниченная дугой, равной 3/16 окружности (1/8 + 2/32). После подстановки и преобразования получаем формулу для определения объема осадка высотой h, образующегося в нижней части горизонтального резервуара:

V = 0,589×l×h×(D - h)                                                                             (8)

где:

D - внутренний диаметр резервуара, м;

h - средняя высота донных отложений, м;

l - длина резервуара, м.

Примечание: плотность осадка, доля содержания нефтепродукта в осадке, доля поверхности горизонтальных резервуаров, на которой происходит накопление осадка, приняты по усредненным данным ни основании результатов отечественных и зарубежных научно-исследовательских и опытно-конструкторских робот по очистке резервуаров.

Высота донных отложений измеряется не менее, чем в пяти точках перпендикулярно к нижней образующей горизонтального резервуара. Средняя высота донных отложений рассчитывается по формуле (3),

Подставляя (8) в (7) получаем формулу для расчета массы донных отложений в горизонтальном резервуаре:

М_д.от. = 589×l×h×N×(D - h)                                                                      (9)

3.3. Масса нефтепродукта, налипшего на стенки горизонтального резервуара, рассчитывается по формуле (4).

3.3.1. Площадь смоченной поверхности налипания в горизонтальном резервуаре определяется с учетом того, что максимальная высота наполнения резервуара не превышает 0,9 высоты резервуара, т.е. диаметра резервуара.

S_г = ×D×l+2×0,785×D²- S_несм                                                              (10)

где:

S_несм - площадь несмоченной поверхности, м².

- площадь, равная длине дуги окружности резервуара, умноженной на длину резервуара, м²,

- площадь двух сегментов на днищах резервуара (длина дуги и хорды определена по справочным данным).

В результате всех преобразований получаем формулу определения площади поверхности налипания в горизонтальном резервуаре:

S_г = 2,498×D×l+1,489D²                                                                         (11)

3.3.2. Коэффициент налипания нефтепродукта (кг/м²) на металлическую поверхность горизонтальных резервуаров определен по экспериментально найденным эмпирическим зависимостям после математической обработки результатов определения массы налипших нефтепродуктов с различной вязкостью на металлическую поверхность с учетом приведения размерностей параметров, входящих в формулу:

для вязкости, выраженной в мм/с

К_н = 0,0138 ×v^0,209                                                                                    (12)

для вязкости, выраженной в см/с

К_н = 0.0362 × v^0,209                                                                                   (12а)

для вязкости, выраженной в м/с

К_н = 0,2486 × v^0,209                                                                                   (12б)

где:

V- кинематическая вязкость при температуре налипания (зачистки)

В расчётах норм потерь нефтепродуктов приняты следующие значения коэффициентов налипания в горизонтальных стальных резервуарах:

Для I группы нефтепродуктов К_н = 0,0160 кг/м²

Для II группы нефтепродуктов К_н = 0,0280 кг/м²

Для III группы нефтепродуктов К_н = 0,0361 кг/м²

Для IV группы нефтепродуктов К_н = 0,0506 кг/м²

Для V группы нефтепродуктов К_н = 0,0636 кг/м²

3.3.3. Масса нефтепродукта, налипшего на стенки горизонтального резервуара, определялась по формулам:

Для I группы нефтепродуктов М_г = 0.040 ×D×l + 0,024D²

Для II группы нефтепродуктов М_г = 0,070 ×D×l + 0,042D²

Для III группы нефтепродуктов М_г = 0,090 ×D×l + 0,054D²

Для IV группы нефтепродуктов М_г = 0,126×D×l + 0,075D²

Для V группы нефтепродуктов М_г = 0,159×D×l + 0,095D²

3.4. Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке горизонтальных резервуаров приведены в таблицах:

Нефтепродуктов I группы - таблице 3.1.

Нефтепродуктов II группы - таблице 3.2.

Нефтепродуктов III группы - таблице 3.3.

Нефтепродуктов IV группы - таблице 3.4.

Нефтепродуктов V группы - таблице 3.5.

пример расчета потерь нефтепродуктов при зачистке горизонтального резервуара приведен в Приложении 3.

Таблица 2.1.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов I группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров

Таблица 2.2.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов I группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров с понтоном

Таблица 2.3.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов II группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров

Таблица 2.4.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов III группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров

Таблица 2.5.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов IV группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров

Таблица 2.6.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов V группы при зачистке вертикальных стальных резервуаров

Таблица 3.1

Нормы технологических потерь нефтепродуктов I группы при зачистке горизонтальных стальных резервуаров

Таблица 3.2.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов II группы при зачистке горизонтальных стальных резервуаров

Таблица 3.3.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов III группы при зачистке горизонтальных стальных резервуаров

Таблица 3.4.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов IV группы при зачистке горизонтальных стальных резервуаров

Таблица 3.5.

Нормы технологических потерь нефтепродуктов V группы при зачистке горизонтальных стальных резервуаров

Приложение 1
ГРУППИРОВКА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ВЯЗКОСТИ

I группа. Включает нефтепродукты с кинематической вязкостью при температуре 20°С менее 3мм²/c (0,000003 м^2/с) и пределом выкипания до 210°С,

II группа. Включает нефтепродукты с кинематической вязкостью при температуре +20°С до 35 мм²/c (0,000035 м^2/с).

III группа. Включает нефтепродукты с кинематической вязкостью при температуре +20°С выше 35 и до 100 мм²/c (0,0001 м²/с).

IV группа. Включает нефтепродукты с кинематической вязкостью при температуре +20°С выше 100 и до 500 мм²/с (0,0005 м²/с).

V группа. Включает нефтепродукты с кинематической вязкостью при температуре +20°С выше 500 мм²/с (0,0005 м²/с).

Приложение 2
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ЗАЧИСТКЕ ВЕРТИКАЛЬНОГО СТАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

Определить потери нефтепродуктов I группы при зачистке вертикального стального резервуара вместимостью 5000 м., внутренний диаметр резервуара 22,8 м, высота смоченной нефтепродуктом поверхности стенки резервуара 10,0 м, средняя высота донных отложений по результатам 5 измерений составила 15 мм (0,015 м), кинематическая вязкость нефтепродукта при температуре выкачки 1,15 мм²/c. Плотность нефтепродукта в осадке принята равной 1000 кг/м²

Масса нефтепродукта в донных отложениях резервуара рассчитывается по формуле (2) при N = 0,65:

М_д..от. = 0,785×22,8²×0,015×1000×0,65 = 3978,7 кг

Площадь поверхности налипания определяется по формуле (6);

S = 3,14×22,8×10 = 715,9 м²

Коэффициент налипания рассчитывается по любой из формул (5-5б):

К_н =0,01217×1,15^0,220 = 0,01255 кг/м²

Масса налипшего на стенки резервуара нефтепродукта рассчитывается по Формуле (4):

М_ст = 0,01255×715,9 = 9,0 кг.

Потери нефтепродукта при зачистке резервуара составляют:

М = М_ст + М_д.от = 9,0 + 3978,7 = 3987,7 кг.

Потери распределяются:

Безвозвратные:

М_без = 3987,7×0,55 = 2193,2 кг

От снижения качества:

М_кач = 3987,7×0,45 = 1794,5 кг

приложение 3
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ЗАЧИСТКЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

Определить потери нефтепродуктов III группы при зачистке горизонтального стального резервуара вместимостью 100 м³. Внутренний диаметр резервуара 3,2 м, длина цилиндрической части 12 м. средняя высота донных отложений по результатам 5 измерений составила 45 мм (0,045 м), кинематическая вязкость нефтепродукта при температуре выкачки 100 мм²/с. Плотность нефтепродукта в осадке принята равной 1000 кг/м³

Масса нефтепродукта в донных отложениях резервуара рассчитывается по Формуле (9) при N = 0,7:

М_л._от = 589×12×0,045×0,7×(3,2 - 0,045) = 702,4 кг

Площадь поверхности налипания рассчитывается по формуле (10):

S = 2,498×3,2×12+ 1.489×3,2² = 111,2 м²

Коэффициент налипания рассчитывается по любой из формул (12-12б):

К_н = 0,0138×100^0,209 = 0,0361 кг/м²

Масса налипшего на стенки резервуара нефтепродукта определяется по формуле (4):

М_ст= 111,2×0,0361 = 4 кг

Потери нефтепродукта при зачистке резервуара составляют:

М_пот = 702,4 + 4 = 706,4 кг

Потери распределяются:

Безвозвратные

М_6ез = 706,4×0,4 = 282,6 кг

От снижения качества

М_кач = 706,4×0,6 = 423,8 кг

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 1510-84 (СТ СЭВ 1415-78; Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение.

2. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам,

3. Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов, утв. Главнефтепродуктом ГП "Роснефть" 22.09.95.

4. Сведения нефтебаз и управлений Госкомнефтепродукта РСФСР о количестве списываемых или переводимых в СНО нефтепродуктов при зачистке резервуаров за 1987-1989 гг.

5. Сведения о зачистке технологических резервуаров акционерных обществ АК "Транснефтепродукт" за 1995-1996 гг.

6. Внедрение в производство установки моечной "УМ-1". Отчет о НИР ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР, арх. № 992. Астрахань. 1986 г.

7. Установка утилизации нефтешламов УГШ-1 методом термического разложения на три фазы: жидкую, газообразную и твердый остаток. Проект ВНИИЖТ. г. Москва.

8. Очистка резервуаров от остатков нефти и нефтепродуктов. Тематический научно-технический обзор ВНИИОЭНГ, г. Москва. 1965 г.

9. Очистка ёмкостей от остатков и отложений нефтепродуктов. Тематический обзор ЦНИИТЭнефтехим. Москва. 1984 г.

10. Исследование коэффициентов налипания вязких нефтепродуктов и определение величины потерь от налипания. Отчет о НИР ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР, арх. № 967. Астрахань. 1985 г.

11. Нормы технологических потерь при зачистке резервуаров, утв. Главнефтепродуктом ГП "Роснефть", 1994 г.

12. Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения ОАО "ЛУКойл" 1997 г.

13. Методика расчета укрупненных норм водопотребления и водоотведения на предприятиях нефтепродуктообеспечения, утв. Главнефтепродуктом ГП "Роснефть", 1993 г,

14. Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих и автозаправочных станций, утв. Госкомнефтепродуктом РСФСР, 1988 г.

15. Экспериментальное исследование погрешностей измерения массы нефтепродуктов в резервуарах, отчет о НИР ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР по теме 102-76. лап 1. 1978 г.

16. Определение оптимальных погрешностей измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Отчёт о НИР, ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР. 1977 г.

17. И.Н. Бронштейн, К.А. Семендяев. Справочник по математике. "Наука", Москва. 1965 г.