1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 1 Общие сведения
 Скачать 1.24 Mb.
|
СодержаниеВведение1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 1.1 Общие сведения 1.2 Типы резервуаров и их конструкции 1.3 Оборудование резервуаров 1.4 Техническое обслуживание резервуаров 1.5 Техническая документация на резервуары 2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС 3. Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС 3.1 Расчет потерь нефти от «малых дыханий» 3.2 Расчет потерь нефти от «обратного выдоха» 3.3 Расчет потерь нефти от «больших дыханий» на примере РВС-5000 4. Мероприятия по сокращению потерь нефти от испарения 5. Выбор мероприятия для сокращения потерь Список использованных источников ВведениеНа объектах транспорта, хранения нефти и нефтепродуктов, в процессе технологических операций, возникает необходимость в применении резервуарных парков, являющиеся технологическим объектом нефтеперекачивающих станций. Если на головных перекачивающих станциях резервуарные парки предназначаются для создания определенного резерва нефти и нефтепродуктов, то на промежуточных станциях они являются буферными емкостями и предназначаются для компенсации неравномерности подачи двух соседних перекачивающих станций. При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточной станций транспортируемая жидкость поступают в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти и нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке. Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных продуктов к потребителю связана со значительными их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном транспорте, из резервуаров, от неполного слива железнодорожных и автомобильных цистерн, обводнения, зачистки, а также вследствие аварий, разливов, разбрызгивания и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят к затратам общественного труда и снижению эффективности производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта. Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов. На базах долговременного хранения к потере сортности приводит окисление нефтепродуктов вследствие несвоевременной его реализации. Таким образом, потери нефти и нефтепродуктов обусловливаются как специфическими их свойствами, так и условиями перекачки хранения, приёма, отпуска, техническим состоянием средств транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовестностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродуктов в окружающую среду приняли глобальный характер и без постоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению нефтепродуктов. По статистике потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке значительно превышают потери при их хранении. Безусловно, распределение потерь зависит от характеристики продукта, вида объекта (нефтебаза, магистральный трубопровод) и характера перевалки нефти и нефтепродуктов. Поэтому одной из основных является проблема разработки и внедрения средств, сокращающих потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. 1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 1.1 Общие сведения На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют стальные и железобетонные резервуары различных конструкций. Резервуары должны отвечать ряду требований. Они должны быть герметичными для хранящихся нефтепродуктов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требования в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химических свойств и условий перекачки нефтепродуктов удовлетворяются в различной степени и разными способами. Резервуары сооружают наземными, полуподземными и подземными. Наземным называется резервуар, у которого днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3м от стенки резервуара) или заглублено менее чем на половину высоты резервуара. Полуподземным называется резервуар, днище которого заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2м над поверхностью прилегающей территории. Подземным называется резервуар, в котором наивысший уровень нефтепродукта находится не менее, чем на 0,2м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории. Форма резервуаров может быть самой разнообразной. Сооружаются резервуары прямоугольные, цилиндрические, конические, сферические, каплевидные и т.д. Выбор формы резервуара зависит от его назначения, свойств хранимого нефтепродукта и требований, предъявляемых к условиям хранения. Объем отдельных резервуаров колеблется в широких пределах и определяется технико-экономическими соображениями. В настоящее время эксплуатируются резервуары объемом более 100000 м3. Вокруг наземных и полуподземных резервуаров для предупреждения разлива нефтепродуктов при авариях или пожаре сооружается с учетом рельефа местности сплошной земляной вал дли сплошная стена из несгораемого материала высотой не менее 1м. Эти сооружения называются обвалованием. Объем пространства внутри обвалования (свободный от резервуаров) должен быть не менее половины объема группы резервуаров, расположенных внутри обвалования, но не менее объема одного резервуара. Зеркало разлившегося нефтепродукта должно быть на 0,2м ниже верхнего края обвалования. Из этих условий определяются высота л линейные размеры обвалования. Наземные и полуподземные резервуары для однородных нефтепродуктов можно размещать группой в одном обваловании. Объем группы в одном обваловании не должен превышать 20000м3. Объем группы подземных резервуаров не ограничивается, однако поверхность зеркала нефтепродукта в каждом резервуаре не должна превышать 7000м , а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна превышать 14000м2. Расстояние между стенками наземных цилиндрических резервуаров вертикальных и горизонтальных в пределах одной группы принимается для резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более 20м; для резервуаров с понтонами — 0,65 диаметра, но не более 30м; для резервуаров со стационарными крышами — 0,75 диаметра, но не более 30м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20м при хранении горючих жидкостей. Резервуары объемом до 200м3 включительно для нефти и нефтепродуктов допускается располагать на одном фундаменте в блоках общим объемом до 4000м3, при этом расстояние между стенками резервуаров в блоке не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних блоков объемом 4000м3 следует принимать 15м. Резервуары, расположенные в блоке, должны быть ограждены сплошным земляным валом или стенкой высотой 0,8м, как при вертикальных резервуарах. Между резервуарами разных конструкций и размеров следует принимать наибольшее расстояние из указанных выше. Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, — не менее 40м и для подземных — 15м. По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м. 1.2 Типы резервуаров и их конструкции Наибольшее распространение в условиях нефтебаз и перекачивающих станций получили вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плоскими, коническими и сферическими крышами и днищами. Применение той или иной конструкции днища и крыши резервуара диктуется свойствами хранимых нефтепродуктов и климатическими условиями. Большинство резервуаров, находящихся в эксплуатации, имеют плоское днище и коническую, плоскую, сферическую и щитовую крышу (типовые резервуары). Резервуары изготовляют на заводе, а в условиях нефтебазы или перекачивающей станции производят их монтаж на подготовленном фундаменте. Эти резервуары рассчитаны на внутреннее избыточное давление в газовом пространстве (над зеркалом нефтепродукта) до 1960Па и вакуум до 196Па. Такие резервуары сооружают объемом от 100 до 100 000м3. Корпуса и днища резервуаров изготовляют из стальных листов размером 1,5Х6м, толщиной 4—25мм. Для покрытий резервуаров применяют стальные листы толщиной 2,5—3мм, размером 1,25X2,5м. При изготовлении корпуса резервуара листы располагают длинной стороной горизонтально. Один ряд сваренных листов по окружности резервуара называется поясом. Пояса резервуара по отношению друг к другу могут располагаться ступенчато, телескопически и встык (рис. 1). Вертикальные швы каждого пояса смещают относительно друг друга не менее чем на 500мм. 
Днище резервуаров изготовляют из стальных листов указанных выше размеров толщиной 4—8мм. Резервуар устанавливают на специально подготовленный фундамент, который состоит (рис. 2) из подсыпки 7, насыпаемой из местных грунтов, не содержащих растительных остатков, и песчаной «подушки» 2 толщиной 15—20см. Для предотвращения коррозии днища его укладывают на изолирующий слой, представляющий собой смесь песка с мазутом. Насыпные основания имеют вокруг резервуара бровку шириной 0,7м. Откос основания выполняется с уклоном 1 : 1,5. На распределительных нефтебазах широко применяют горизонтальные цилиндрические резервуары с плоскими, коническими и сферическими днищами. Объем таких резервуаров от 3 до 300м3. В большинстве случаев на нефтебазах эти резервуары рассчитывают на избыточное давление, не превышающее 0,07МПа. Устанавливают их на земно или подземно. В целях сокращения площади, занятой резервуарами, их можно устанавливать группами объемом не более 300м3. На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют и неметаллические резервуары самых разнообразных форм и конструкций. Их сооружают железобетонными, бетонными, кирпичными, земляными и из синтетических материалов. Из неметаллических на нефтебазах больше всего железобетонных резервуаров, обладающих рядом преимуществ по сравнению с металлическими: долговечностью, меньшим расходом металла на 1 м3 объема, меньшими потерями от испарения и повышенной пожарной безопасностью. Железобетонные резервуары в основном сооружают подземными или полуподземными. Форма их в плане бывает прямоугольная и круглая. Преимущественно сооружают цилиндрические железобетонные резервуары высотой от 4 до 10м и объемом до 50000м3. 1.3 Оборудование резервуаров Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис. 3). Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта. Лестницы строят прислонными, спиральными (по стенке резервуара) и шахтными. Лестницы должны иметь перила высотой не менее 1 м; ширина лестниц не менее 0,7м, шаг ступеней не более 0,25 м; наклон к горизонту марша не более 60°. У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, обнесенная перилами высотой 1м в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5м. На этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательную арматуру. Приемораздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются на нижнем поясе в количестве от одного до четырех (при большом расходе закачки и выкачки продукта — 3000м3/ч и более). Диаметры приемораздаточных патрубков принимаются от 150 до 700мм. Замерный люк служит для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Крышка замерного люка закрывается герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка обычно изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.  Рис. 4. Хлопушка: 1 – стопор хлопушки; 2 – втулка сальника; 3 – сальниковая набивка; 4 – корпус сальника; 5 – вал подъемника; 6 – барабан; 7 – трос подъемника; 8 – запасной трос к крышке светового люка; 9 – хлопушка; 10 – перепускная линия; 11 – штурвал  Рис. З. Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов: 1 — люк световой; 2 — вентиляционный патрубок; 3— предохранитель огневой; 4 — клапан дыхательный; б —люк замерный; 6 — прибор для замера уровня; 7 — люк-лаз; S— края сифонный; 9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточный патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — клапан предохранительный Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначается для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ. Световой люк вертикальных резервуаров устанавливается на крыше резервуара над приемораздаточными патрубками. При открытой крышке через него проникает внутрь резервуара свет и производится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку прикрепляется запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса. Хлопушка (рис. 4) предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуаров при повреждениях приемораздаточных трубопроводов и их задвижек. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на свое место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счет гидростатического давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. При дистанционном управлении перекачкой нефтепродуктов на резервуарах устанавливают электроприводные механизмы для открывания хлопушки. Хлопушки большого диаметра при заполненном резервуаре открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки.
 Рис. 5. Дыхательный (механический) клапан 1 – клапан вакуума; 2 – клапан давления; 3 – крышка; 4 – прокладка; 5 – сетка; 6 – обойма сетки Дыхательный клапан (рис. 5) представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления в газовом пространстве и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу, клапан 1 открывается при разрежении и дает возможность воздуху войти в резервуар. В настоящее время на вертикальных стальных и железобетонных резервуарах устанавливают новые дыхательные клапаны типа НДКМ, рассчитанные на повышенную пропускную способность и исключающие возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний период  Рис. 6. Дыхательный клапан типа НДКМ эксплуатации. Клапан типа НДКМ (рис. 6) состоит из соединительного патрубка 1 с седлом 2, тарелки 3 с мембраной 4, зажатой между фланцами нижнего корпуса 5 и верхнего корпуса 6, верхней мембраны 8 с дисками 9 и регулировочными грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются отверстия для сообщения камер под крышкой с атмосферой при помощи трубки 12. Диски 9 и тарелка 3 соединены цепочками 14. Межмембранная камера сообщается через импульсную трубку 15 с газовым пространством резервуара. В нижнем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк 7. Амортизирующая пружина 13 предназначена для устранения колебаний затвора. Мембрану изготовляют из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается покрытием соприкасающихся поверхностей фторопластовой пленкой. Клапан рассчитан на давление 2000 Па и вакуум 400 Па (в железобетонных резервуарах допускается вакуум 1000 Па).  Рис. 7. Схемы работы предохранительного клапана Работа клапана происходит следующим образом. Если в резервуаре образуется вакуум, то и в межмембранной камере будет вакуум. Когда разность усилий, действующих с двух сторон на мембрану, превысит вес тарелки, она поднимается и в газовое пространство резервуара поступает атмосферный воздух. Если в резервуаре создается избыточное давление, превышающее расчетное, то оно передается в межмембранную камеру, преодолевает суммарный вес тарелки 5, дисков 9 и грузов 10, при помощи цепочки 14 приподнимает тарелку. Паровоздушная смесь выходит в атмосферу. Гидравлические предохранительное клапаны предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а также если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. На рис. 7 представлена схема работы гидравлического предохранительного клапана. Клапан заливают низкозамерзающей и слабоиспаряющейся маловязкой жидкостью — дизельным топливом, соляровым маслом, водным раствором глицерина, этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравлический затвор.  Рис. 8. Предохранительный (гидравлический) клапан типа КПГ В комплексе с дыхательными клапанами НДКМ устанавливают предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ, работа которых основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора (рис. 8). Клапан состоит из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, верхнего корпуса 6 о патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, огневого предохранителя 4, крышки 3 для защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяют по зеркалу жидкости в чашке с помощью шпилек 1. Работа клапана осуществляется следующим образом. При повышении давления в резервуаре и в полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого, скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Площадь кольцевого зазора а между патрубком и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки.  Рис. 9. Сифонный кран: 1 – защитный чехол; 2 – сальниковое уплотнение; 3 – патрубок; 4 – защитная диафрагма; 5 – поворотная рукоятка; 6 – пробковый кран Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и дыхательным или предохранительным клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра. Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные мелкие потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов, и пламя гаснет. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу (рис. 9), пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы удаляется выпуском части нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищен специальным кожухом. Для замера уровня и отбора проб нефтепродуктов резервуары в настоящее время оснащают поплавковыми дистанционными уровнемерами УДУ-5 и сниженными пробоотборниками ПСР. Поплавок уровнемера УДУ-5 перемещается вверх и вниз вместе с уровнем продукта в резервуаре. Лента, к концу которой прикреплен поплавок, выведена наружу, на стенку резервуара; второй ее конец намотан на барабан, размещенный в камере, закрепленной на стенке резервуара на высоте около 1,5м от основания резервуара. Оператор через окошко камеры может считывать по ленте показания уровня продукта в резервуаре. Эти показания с помощью устройств телеизмерения можно передавать на расстояние.  Рис. 10. Оборудование резервуара для темных нефтепродуктов и масел: 1 – вертикальный патрубок; 2 – подъёмная труба Сниженный пробоотборник позволяет отбирать среднюю по высоте пробу продукта, находящегося в резервуаре. При хранении нефтепродуктов III и IV классов на отпускных трубопроводах внутри резервуара устанавливают подъемные трубы, позволяющие забирать нефтепродукт из верхних слоев резервуара, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, так как грязь и вода, оседая под действием силы тяжести, собираются в нижних слоях (рис. 10). Подъемные трубы поворачиваются на шарнирах. Если поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предотвращаются утечки из резервуара при повреждении отпускных трубопроводов или их задвижек, т. е. подъемная труба выполняет роль хлопушки. Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Пена вводится в резервуар через пенокамеры, монтируемые в верхнем поясе резервуара (рис. 11). Подаваемая под давлением по трубам 1 из пенореактивных установок пена разрывает мембрану 2 из промасленного картона или листового свинца, установленную в камере 3 для предупреждения утечки бензиновых паров, поступает на поверхность нефтепродукта и прекращает горение. Число пенокамер, устанавливаемых на резервуаре, зависит от его диаметра; на каждые 8 — 10 м длины окружности резервуара ставится по одной пенокамере. В последние годы резервуары оборудуют камерами для воздушно-механической пены, отличающимися от приведенной на рис. 11. В верхней точке кровли резервуаров (рис. 12), предназначенных для хранения темных нефтепродуктов и масел, устанавливается вентиляционный патрубок (см. рис.12) для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто сеткой с размером ячейки 0,5 — 0,7 мм. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком. Диаметр вентиляционного патрубка 150—250 мм.  Рис. 11. Пенокамера: 1 – пенопроводы; 2 – мембрана; 3 – корпус камеры; 4 – крышка корпуса; 5 – пенослив; 6 – направляющий козырёк; 7 – верхний пояс резервуара  Рис. 12. Вентиляционный патрубок: 1 – опорный фланец; 2 – труба; 3 – лапа; 4, 10 – болты; 5 – сетка; 6 – крышка трубы; 7 – крышка колпака; 8 – обечайка колпака; 9 - хомуты |