8.3 Правила эксплуатации грузоподъемных машин

Грузоподъемные краны, краны-манипуляторы и краны-трубоукладчики широко используются при проведении монтажно-демонтажных и ремонтно-восстановительных работ на объектах магистральных нефтепроводов, однако всегда следует помнить о том, что их эксплуатация должна осуществляться в строгом соответствии со следующими нормативными правовыми актами: «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (ПБ 10-382-00), Правилами устройства и безопасной эксплуатации кранов-манипуляторов» (ПБ 10-257-98), «Правилами устройства и безопасной эксплуатации кранов-трубоукладчиков» (ПБ 10-157-97). Все Правила построены по одинаковому принципу и содержат аналогичные требования. Согласно требованиям правил безопасности:

• к управлению грузоподъемными кранами, кранами-манипуляторами и кранами-трубоукладчиками допускаются рабочие, обученные по соответствующим профессиям (крановщик, оператор, машинист);

• к выполнению погрузочно-разгрузочных работ грузоподъемными машинами допускаются рабочие, обученные по профессии «стропальщик»;

• грузоподъемные краны, краны-манипуляторы и краны-трубоукладчики должны быть зарегистрированы в органах Ростехнадзора, после чего на них должна быть закреплена табличка с указанием: регистрационного номера, грузоподъемности и дат следующего частичного и полного технического освидетельствования (испытания);

• находящиеся в работе грузоподъемные краны, краны-манипуляторы и краны-трубоукладчики, должны регулярно подвергаться техническому освидетельствованию;

• на предприятиях, эксплуатирующих грузоподъемные краны, краны-манипуляторы и краны-трубоукладчики должны быть назначены соответствующие специалисты (по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных машин, ответственные за содержание их в исправном состоянии и ответственные за безопасное производство работ);

• погрузочно-разгрузочные работы грузоподъемными машинами должны производиться в соответствии указанными правилами безопасности, проектами производство работ, технологическим картами и другими нормативными документами.

9 Свойства нефти

На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

9.1 Общие сведения о составе и свойствах нефти

Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединении с комплексами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и органических кислот. Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Несмотря на многообразие углеводородов, основными структурными элементами нефти являются углерод и водород, а элементарный состав колеблется в небольших пределах: углерод 83-87%, водород 11-14%.

К остальным относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты, ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из окислов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия (соединения последнего являются переносчиками кислорода и способствуют активной коррозии). В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева. Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен.

Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, но при этом состав нефти может значительно измениться в результате различных реакций. Нефть состоит из метановых (парафиновых) (С_пН_2п+2), нафтеновых (С_пН_2п) и ароматических (С_пН_2п-6) углеводородов.

В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%), нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Классификация нефтей по углеводородному составу позволяет определить нефть как раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений, т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы. Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, а раствор различных соединений друг в друге.

Фракции. Разделение таких многокомпонентных смесей проводят на части, состоящие из углеводородов, близких по составу, которые принято называть фракциями. Нефть и нефтепродукты имеют температуру начала кипения tн.к. и конца кипения tк.к.

Фракционный состав нефтяной смеси определяется обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его определяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Нефтепродукты и конденсата, получаемые из нефти, являются фракциями, вскипающими в достаточно узких температурных пределах, определяемых техническими условиями. При перегонке нефти, имеющей типичный состав, можно получить: 31% бензиновых фракций, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут.

Условно товарные нефтепродукты делятся на светлые, темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты. К светлым нефтепродуктам относят бензины, керосины, топлива для реактивных двигателей, дизельные топлива. Темные нефтепродукты — это различные масла и мазуты.

В процессе перегонки, составляющие его компоненты, отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. Нефти классифицируются по содержанию в них бензиновых, керосиновых и масляных фракций. Фракционный состав нефтяных смесей определяется обычно простой перегонкой с дефлегмацией или ректификацией, разгонку легких фракций проводят при низких температурах и повышенных давлениях, средних фракций — при атмосферном давлении, тяжелых фракций — в вакууме.

Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией. Фракции, выкипающие до 350^оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами (фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140^оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180^оС – лигроиновая фракция (тяжелая нафта), 140-220^оС (180-240^оС) - керосиновая фракция, 180-350^оС (220-350^оС, 240-350^оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят). Фракция, выкипающая выше 350^оС, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500^оС вакуумный газойль (дистиллят), более 500^оС вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400^оС (350-420^оС) легкая масленая фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450^оС (420-490^оС) средняя масленая фракция (машинный дистиллят), 450-490^оС тяжелая масленая фракция (цилиндровый дистиллят), выше 490оС гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные.

Фракционирование – это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие. Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350^оС, и к темным, если пределы выкипания 350^оС и выше. Нефти различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций. Эти фракции являются базовыми для получения товарных нефтепродуктов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен.

К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав).

Плотность. Эта величина может служить самостоятельной характеристикой, а также входить в другие величины - удельную рефракцию, характеристический фактор и пр. Относительная плотность нефтей и нефтепродуктов при +20°С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07. Содержание в нефти легких фракций сказывается на плотности больше, чем содержание смол. Плотность нефти заметно зависит температуры, эта зависимость достаточно хорошо описывается формулой:

ρ(t)= ρ (20⁰C) {1+ ζ(t-20⁰C)}

где ρ (20⁰C) - плотность нефти при температуре 20 °С; ζ (1/°С) -коэффициент объемного расширения (табличная величина, зависящая от плотности нефти при 20 °С).

При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. Изменения плотности малы по сравнению с ее номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать только в приемосдаточных операциях.

Плотность нефти и нефтепродуктов связана с их химическим составом, поэтому в ГОСТах на реактивные топлива, керосин, некоторые бензины она является нормируемым показателем. Плотность нефти - важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, приближающейся к 900 кг/м3, возникает угроза ее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности воды вследствие понижения ее температуры с 4 до 0°С. Однако нефть может всплыть на поверхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температуры и соответствующем изменении плотности.

Молекулярная масса. Теоретически молекулярная масса смеси аддитивно складывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необходимо знать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в данную смесью.

Вязкость нефтей и нефтепродуктов.

Вязкость является одной из главных характеристик этой жидкости. Вязкость - это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению под действием приложенных к ней сил. При воздействии на нефть каких-либо сил между отдельными ее слоями возникает трение. Величина касательного напряжения т (Н/м2 или кг/м*с²), возникающего между отдельными слоями нефти, как правило, определяется по формуле:

τ=μ* dv/dr

где dv/dr - скорость сдвига отдельных слоев нефти друг относительно друга (градиент скорости по радиусу трубы) (с^-1); μ - коэффициент пропорциональности (коэффициент динамической вязкости) (кг/м*с).

Для контроля метрологических характеристик узла учета и расчета оптимальных режимов работы нефтепроводов пользуются понятием коэффициента кинематической вязкости, который определяется как отношение μ / ρ (м²/с). Единицей измерения кинематической вязкости чаще всего является стокс (см²/с) или сантистокс (мм²/с). Например, коэффициент кинематической вязкости воды равен 0,01 Ст = 10 ^-6 м²/с = 1 сантистокс (сСт). Вязкость маловязких нефтей может составлять 5 - 15 сСт; более вязких нефтей - 15 - 35 сСт, но существуют нефти с вязкостью 50 и более сСт.

Для измерения вязкости нефти используют специальные приборы, называемые вискозиметрами. Наиболее распространенными являются капиллярные вискозиметры, в частности вискозиметр Пинкевича. Принцип действия всех капиллярных вискозиметров основан на определении времени свободного истечения фиксированного объема испытываемой жидкости из камеры прибора через узкую цилиндрическую трубку (капилляр). Чем больше вязкость жидкости, тем дольше длится ее истечение. С учетом диаметра капилляра производится пересчет времени истечения жидкости в кинематическую вязкость.

Вязкость нефтей зависит от температуры. При повышении температуры вязкость нефти, как правило, уменьшается, при понижении - увеличивается. Для перерасчета вязкостей используются различные зависимости вязкости от температуры. Зависимость вязкости нефти от температуры носит экспоненциальный характер.

Индекс вязкости Дина и Девиса (ИВ) широко используется в мировой практике для оценки вязкостно-температурных свойств масел. Это отношение вязкости исследуемого масла при 37,8 ⁰С и 98,9 ⁰С к вязкости при этих температурах эталонных масел, вязкость которых при 98,9 ⁰С была бы равна вязкости используемого масла в условных единицах.

Теплоемкость нефтей является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом. Повышение температуры снижает вязкость нефти и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от ее теплоемкости. Теплоемкостью С вещества называется количество теплоты, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1 град. Для большинства нефтей теплоемкость лежит в пределах 1500 - 2000 Дж/(кг* град).

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков нефти к менее нагретым. Коэффициент теплопроводности λ – это количество тепла, которое проходит через единичную площадь слоя толщиной 1 м при разности температур в один градус Вт/(м _* град).

Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем содержания легких углеводородов в нефти и ее испаряемости. ДНП – это давление насыщенных паров транспортируемой нефти над ее поверхностью в замкнутом объеме, находящихся в термодинамическом равновесии с жидкостью при данной температуре (жидкость не испаряется, пары не конденсируются). При изменении температуры термодинамическое равновесие нарушается. При повышении температуры ДНП увеличивается, а при понижении – уменьшается. ДНП оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на значение потерь от испарения при закачке нефти в резервуары и хранении в них, на глубину переработки и выход фракций. ДНП измеряется по методу Рейда в соответствии с требованиями ГОСТ 1756 – 2000. В паспорте качества на нефть записывается значение ДНП, измеренное при строго определенной температуре 37,8 ⁰С (100 ⁰F), что позволяет сравнивать различные нефти по этому показателю.

Температура кипения. Любое индивидуальное вещество кипит при определенной температуре, называемой температурой кипения, которая зависит от химической природы вещества и внешнего давления. Нефть является многокомпонентной жидкостью и каждый индивидуальный углеводород, входящий в ее состав имеет собственную температуру кипения. Легкие углеводороды кипят при низких температурах, а тяжелые – при высоких. Поэтому нефть можно характеризовать только температурой начала кипения, величина которой зависит в основном от содержания в ней легких углеводородов.

Температура застывания имеет важное значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например при определении времени безопасной остановки «горячего» нефтепровода для проведения ремонтных работ. В соответствии с ГОСТ 20287 – 74 температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке стандартных размеров нефть остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45 ⁰. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины и асфальтосмолистые вещества. Температура застывания нефтей и нефтепродуктов находится в интервале от – 80 до + 150 ⁰С.

Электризация нефтей. Нефть и нефтепродукты обладают высоким электрическим сопротивлением и относятся к диэлектрикам. При движении по трубопроводам, насосам и арматуре от трения на стенках труб и оборудования могут образовываться заряды статического электричества с разностью потенциалов до 30 – 40 Кв. В случае разряда статического электричества возникают искры, которые могут привести к воспламенению или взрыву. Наиболее часто применяемой мерой защиты от статического электричества, цель которой – устранение электрических разрядов с проводящих элементов оборудования и трубопроводов, является заземление резервуаров, насосов, арматуры и трубопроводов.

Токсичность – свойство нефти и ее паров оказывать отравляющее действие на организм человека. Особенно токсичны пары сернистых нефтей. Отравление парами может происходить от вдыхания их при зачистке и ремонтных работах в резервуарах, в плохо вентилируемых помещениях, где возможно выделение углеводородных паров, в насосном цехе, в колодцах и т. д.. По характеру воздействия на организм человека нефть и ее пары относятся к наркотическим веществам, вызывающим головокружение, сухость во рту, головную боль, тошноту, повышенное сердцебиение, общую слабость, а в больших дозах – удушье.

По степени воздействия на организм человека нефть и ее пары относятся к 4 классу, т.е. к малоопасным веществам со средней смертельной концентрацией в воздухе более 50 000 мг/м³. Одной из основных характеристик токсичности различных веществ является их предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе. ПДК – это максимальная концентрация данного вещества в воздухе, которая в течение всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.

При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (ПДК аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/куб. м), при хранении и лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (ПДК по легким углеводородам в пересчете на углерод - не более 300 мг/куб.м).