1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 1 Общие сведения

• Название: 1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 1 Общие сведения
• Дата: 26.12.2018
• Размер: 1.24 Mb.
• Имя файла: bestreferat-146761.docx
• Тип: Реферат; #61942
• страница: 3 из 4

1.4 Техническое обслуживание резервуаров
Техническое обследование резервуаров выполняется Отделом технического надзора согласно «Графика технического обследования резервуаров», утвержденного главным инженером ТПП «Когалымнефтегаз». Частичное техническое обследование выполняется не реже одного раза в пять лет, полное техническое обследование - один раз в десять лет.

Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическим осмотрам согласно «Календарного графика» утвержденного главным инженером НГДУ. Результаты осмотра и обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение согласно «План-графика выполнения нивелирования резервуаров» утвержденного главным инженером НГДУ.

В первые четыре года эксплуатации резервуаров необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и принимающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонтам:

• текущий не реже одного раза в шесть месяцев;

• средний не реже одного раза в два года;

• капитальный ремонт должен проводиться по мере необходимости на основании результатов проверок технического состояния, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений.

1.5 Техническая документация на резервуары

Комплект технической документации должен включать:

• 
  документацию на изготовление и монтаж резервуара;
  
• 
  эксплуатационную документацию;
  
• 
  ремонтную документацию.
  

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть технический паспорт резервуара в соответствии со СНиП III-18-75:

• 
  градуировочная таблица резервуара;
  
• 
  технологическая карта резервуара;
  
• 
  журнал текущего обслуживания;
  
• 
  журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявлений статического электричества;
  
• 
  схема нивелирования основания;
  
• 
  схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;
  
• 
  распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;
  
• 
  технологические карты на замену оборудования резервуаров;
  
• 
  акты.
  

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

Указания по текущему обслуживанию резервуаров:

• 
  в процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи следует подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки;
  
• 
  при осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо:
  
• 
  следить за исправным состоянием замерного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резьбы барашка, направляющей планки, плотностью прилегания крыши;
  
• 
  обеспечить в дыхательном (механическом) клапане, рассчитанном на давление до 2 кПа, плавное движение тарелок клапанов и плотную посадку их в гнезда; не допускать примерзания тарелок клапанов к гнездам; в зимнее время поддерживать в чистоте сетки клапанов и освобождать их от инея и льда; в клапане НДКМ не допускать разрыва внутренней поверхности, негерметичности фланцев, смотрового люка клапанов, обрыва цепочки, зарастания импульсной трубки инеем, льдом, засорение пылью, разрыва мембраны, неисправности пружины амортизатора;
  
• 
  следить за исправностью дыхательного клапана, рассчитанного на давление 0,07 МПа, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
  
• 
  в процессе эксплуатации дыхательные клапаны должны периодически осматриваться и регулироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, при этом следует проверять целостность фторопластового покрытия; мембран, тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности от льда и инея;
  
• 
  в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;
  
• 
  следить за горизонтальностью положения диска-отражателя, прочностью его подвески;
  
• 
  в огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофрированными пластинами, засорение их пылью, инеем;
  
• 
  следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменить новыми;
  
• 
  в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов; следить за плотностью соединения пенокамеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара; в пеногенераторах ГПС-2000, ГПС-600, ГПС-200 необходимо следить за правильностью положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), деталей, за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки (в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене);
  
• 
  проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;
  
• 
  в пробоотборнике стационарного типа проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем; следить, нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т.п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;
  
• 
  в приемо-раздаточных патрубках проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) грубы (подъем должен быть легким и плавным); следить за исправным состоянием троса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;
  
• 
  проверять исправность работы хлопушки с управлением в приемо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия; управление хлопушкой должно осуществляться легко без заеданий;
  
• 
  на резервуарных задвижках в зимнее время проверять состояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежание их заморожения спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду; выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;
  
• 
  в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;
  
• 
  следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированнах участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать допускаемых величин;
  
• 
  следить за состоянием сварных швов, заклепочных соединений резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в швах, в основном металле вблизи заклепок и сварных швов);
  
• 
  следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных соединений);
  
• 
  следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин); должен быть отвод ливневых вод по лотку, по канализационной сети резервуарного парка; следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб, хлопушки, в тросе хлопушки, не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтов или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.
  

2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС
Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой вред всему народному хозяйству, поэтому борьба с потерями — чрезвычайно важная и актуальная задача. Для борьбы с потерями необходимо знать причины, вызывающие потери нефти и нефтепродуктов.

Потери происходят от утечек, испарения, смешения' различных сортов нефтепродуктов и нефтей.

По данным исследований в системе транспорта и хранения примерно 75% потерь нефти и нефтепродуктов происходит от испарения.

Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Количество нефтепродукта в этой паровоздушной смеси:
,
гдес — объемная концентрация паров нефтепродукта в паровоздушной смеси;

р — плотность паров продукта;

V — объем газового пространства.

Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта, испарившегося в газовое пространство – это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим причинам.

1. От вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на расстоянии Н по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а соответствующее количество атмосферного воздуха входить в газовое пространство резервуара через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуется так называемый газовый сифон. Объемная потеря газа в единицу времени работы «газового сифона» определяется по уравнению:
,
где у — коэффициент расхода отверстия;

F — площадь отверстия;

р — давление, под которым происходит истечение, оно равно разности весов столбов высотой Н паровоздушной смеси плотностью р_с и воздуха плотностью р_в, т.е.:
.
Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров, цистерн путем простого выдувания бензиновых паров ветром, вследствие чего их необходимо тщательно герметизировать.

2. Потери от «больших дыханий» — от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется «большое дыхание».

При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равен вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух — произойдет «вдох» резервуара.

3. Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; вследствие этого по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» — выход насыщающейся газовой смеси.

4. Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздущная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть ее может уйти из резервуара — произойдут потери от насыщения.

5. Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:

а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время. В дневное время газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет солнечной радиации. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие фракции, концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь — происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух — происходит «вдох»;

б) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» («барометрические малые дыхания»). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох».

3. Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС
3.1 Расчет потерь нефти от «малых дыханий»
Находим площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре:
,
гдеD – диаметр резервуара.

Определяем среднюю высоту газового пространства:
,
где Н – высота корпуса;

Н_взл – высота взлива;

Н_К – высота корпуса крыши.

Находим объем газового пространства резервуара:
,
гдеF_H – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

Н_Г – средняя высота газового пространства.

Молярная масса бензиновых паров определяется по формуле:
,
где;

Т_НК – температура начала кипения бензина, Т_НК= 311 К.

Газовую постоянную бензиновых паров находят по формуле:
,
гдеМ – молярная масса бензиновых паров.

Среднюю температура нефтепродукта принимаем равной средней температуре воздуха:
,
гдемаксимальная температура воздуха;

минимальная температура воздуха.

Определяем теплопроводность бензина:
,
гдеТ_п.ср – средняя температура нефтепродукта.

Находим удельную теплоемкость:
,
(для практических расчетов можно принять равной 0,13 Вт/(мК) ).

Рассчитываем коэффициент температуропроводности:
,

гдеплотность нефтепродукта при средней температуре нефтепродукта Т_п.ср.;

удельная теплоемкость;

теплопроводность;
Находим коэффициент m:
,
гдепродолжительность дня.

По графику для определения расчетного склонения солнца находим среднее расчетное отклонение солнца  (для 15 числа месяца).

Для этого дня определяется интенсивность солнечной радиации без учета области или с учетом, в зависимости от задания:
,
гдекоэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности, облачности, запыленности, при безоблачном небе;

географическая широта места установки резервуара.

Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную и горизонтальную плоскости:
; ,

гдеD – диаметр резервуара;

Н_Г – средняя высота газового пространства.

Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:
,
для сферических и сфероидальных резервуаров:
.
Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:
.
Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:
,
гдестепень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67) для алюминиевой краски;

i_o – интенсивность солнечной радиации;

F – площадь поверхности стенок;

F_o – площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость.

По графикам для определения коэффициентов теплоотдачи находим коэффициенты теплоотдачи в дневное и ночное время в Вт/(м²К):

гдеи – коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

и – коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время лучеиспусканием;

и – то же – конвекцией;

и – коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время;

и – коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через газовое пространство в дневное и ночное время.

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи и :
;

.
Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формуле:
;

,
где и – соответственно коэффициенты теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного времени;

F_H – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

F – площадь поверхности стенок;

– теплопроводность бензина.

Определяем избыточные температуры:
,
где;

-минимальная температура воздуха;

- средняя температура нефтепродукта.
,

где;
- максимальная температура воздуха.
;

.
Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:
,

.
По графику для определения давления насыщенных паров нефтепродукта определяем при , Па.

Находим минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:
,
где – объем газового пространства резервуара;

– объем бензина в резервуаре.

При степени заполнения резервуара менее 0,6 определяют минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара по формуле:
,

где ;
и – высоты газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки нефтепродукта;

при известном определяют по графику прирост
относительной концентрации во время выкачки из резервуара с двумя клапанами типа НДКМ, где скорость входящего воздуха определяется по формуле:
,
гдеQ – производительность выкачки;

n – число дыхательных клапанов на резервуаре;

d – диаметр монтажного патрубка дыхательного патрубка;

принимаем по графику зависимость прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий.

Находим температурный напор по графику для определения температурного напора.

Определяем почасовой рост концентрации в газовом пространстве резервуара:
,
где , Па;

D – диаметр резервуара;

R_n – газовая постоянная бензиновых паров;

Т_п.ср.- средня температура нефтепродукта.

Определяем продолжительность выхода
ч,

где, ч , здесь и в градусах.

Находим минимальную и максимальную концентрацию:
,

,
гдеР_а – атмосферное давление;

Р_min – минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара.

Рассчитываем максимальное парциальное парциальное давление в газовом пространстве:
.
Находим среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси:
.
Объем вытесняемой паровоздушной смеси:
.
Потери нефтепродукта от “малых дыханий” за 1сутки:

,
где – среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси;

– объем вытесняемой паровоздушной смеси.

Потери нефтепродукта от “малых дыханий” за месяц:
.