2 Лекции. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов классификация нефтебаз
 Скачать 1.29 Mb.
|
|
4.6. ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них(рис. 4.10). Наземные стальные резервуары должны иметь: - оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефтепродуктов (дыхательная арматура, приемно-раздаточные патрубки с хлопушками, средства защиты от коррозии); - оборудование для обслуживания и ремонта (люки-лазы, люки замерные, люки световые, лестницы); - противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); - приборы контроля и сигнализации. 1. Верхний световой люк – предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъѐма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. 187 2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара. 3. Механический дыхательный клапан – устанавливают на крыше у замерной площадки, для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре и для предотвращения испарения. Работает при повышенном давлении в резервуаре или вакууме выше расчѐтного. 4. Огневой предохранитель – препятствует проникновению внутрь резервуара огня и искр, через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательным клапаном. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. 5. Замерный люк – нужен для замера уровня нефти и отборе пробы из резервуара. 6. Прибор для замера уровня. В настоящее время резервуары оснащены дистанционным уровнемером – УДУ-5 – различных модификаций Н, А, Е, Д и сниженным пробоотборником ПСР. ПСР состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы. а б Рис. 4.10. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре: а – для хранения маловязких нефтепродуктов; б – для хранения высоковязких нефтепродуктов 188 7. Нижний люк-лаз – находится в первом поясе резервуара на высоте 700 мм, предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку на дне грязи. Также используется для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку. 8. Сифонный кран – предназначен для спуска из резервуара подтоварной воды, представляющий собой трубу пропущенную через сальник внутрь резервуара. 9. Хлопушка – предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приѐмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки. 10. Грузовой патрубок, через который подсоединяются приѐмо- раздаточные трубы. 11. Перепускное устройство. 12. Подъѐмник хлопушки – после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку. 13. Крайнее положение приѐмо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы. 14. Гидравлический предохранительный дыхательный клапан – на случай выхода из строя механического. Клапан заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Чтобы он не срабатывал вместе с механическим его устанавливают на повышенное давление и вакуум на 5 10%. Всѐ выше перечисленное оборудование ставится на резервуарах для хранения маловязких нефтепродуктов и нефтей (рис. 4.10. а). Резервуары для хранения высоковязких нефтей оснащены следующим оборудованием (рис. 4.10. б): 1. Верхний световой люк. 2. Вентиляционный патрубок. 3. Замерный люк. 4. Уровнемер. 5. Нижний люк-лаз. 6. Водоспускной кран. 7. Шарнирная подъѐмная труба – устанавливается на приѐмной трубе. Подняв трубу выше уровня нефтепродукта, можно предотвратить утечки. Подъѐм трубы осуществляется лебедкой, а опускается под собственным весом. Конец подъѐмной трубы срезается под углом 30 , чтобы уменьшить входную скорость подтекания нефти. 8. Перепускное устройство. 9. Грузовой патрубок. 10. Противопожарное оборудование. 11. Оборудование для подогрева. Конструкции подогревателей различают следующих типов: стационарные и переносные, общие и местные, трубчатые, циркуляционного подогрева, паровые, электрические и др. 189 4.7. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕЗЕРВУАРОВ 4.7.1. Вертикальные изотермические резервуары Изотермические резервуары служат для хранения различных нефтепродуктов при постоянной пониженной или отрицательной температуре, проектирование и сооружение которых является новым направлением в резервуаростроении. В ЦНИИПроектстальконструкции разработаны различные типы конструкций для хранения нефтепродуктов при температуре выше 196°С. Наиболее распространены двухслойные конструкции изотермических резервуаров с зазорами между стенками, крышками и днищами (рис. 4.11, а, б). Величины зазоров определяют технологические институты и выдают в техническом задании (ТЗ) на проектирование. Задания включают исходные данные для проектирования резервуаров: объем; название и температуру хранимого сжиженного газa, марки сталей для внутреннего и наружного резервуаров; величину избыточного и гидростатического давления; район строительства; величину снеговой и ветровой нагрузок; сейсмичность района строительства; наименование теплоизоляционных материалов, сварочные материалы для сварки сталей специальных марок и другие данные. Рис. 4.11. Изотермический резервуар объемом 20 тыс. м 3 (D ВН = 34,2 м, Dн = 36 м): а – фасад внутреннего резервуара (слева) и наружного резервуара (справа); б – разрез; 1 – кольца жесткости; 2 – анкерные крепления; 3 – железобетонная плита (ростверк) свайного основания Если температура хранения не ниже -65°С, то при проектировании резервуаров применяются строительные стали. При более низких 190 температурах должны применять стали специальных марок: никельсодержащие; нержавеющие стали; алюминиевые сплавы. Проектирование и сооружение изотермических резервуаров во многом аналогично проектированию и сооружению вертикальных цилиндрических резервуаров низкого и повышенного давления. Также аналогичны методики инженерных расчетов, что дает возможность использовать многолетний опыт их проектирования. Новым, с чем столкнулись при проектировании и расчете несущих элементов изотермических резервуаров, явились нагрузки от теплоизоляционных материалов. При расчете стенки пустого внутреннего резервуара на устойчивость – собственный вес изоляции, находящейся между крышами и вызывающей осевое сжатие стенки. Изоляция, находящаяся в межстенном пространстве, вызывает боковое давление на стенки внутреннего и наружного резервуаров. Кроме того, за счет трения о стенки она вызывает также вертикальное усилие. При длительном хранении нефтепродуктов (не более 10 12 раз оборачиваемости в год) целесообразно применение резервуаров повышенного давления типа ДИСИ (Днепропетровского инженерно- строительного института) и «Гибрид», запроектированного ЦНИИПроектстальконструкцией. Оба типа резервуаров имеют торосферическую кровлю. Резервуары типа ДИСИ прошли детальное испытание и эксплуатируются под избыточным давлением. Резервуары «Гибрид» имеют торосферическую кровлю. Авторы проекта предполагали, что кровля будет состоять из лепестков в виде трапеций, а на заводах им будет придана двойная кривизна. Однако опыт показал, что в тонких листах при имеющейся кривизне кровли практически невозможно создать остаточные деформации, особенно в кольцевом направлении, для образования сферической формы. Поэтому в резервуарах «Гибрид», как и в резервуарах типа ДИСИ, практически получаем не сферическую, а сфероцилиндрическую кровлю, т.е. имеем кривизну только в меридиональном направлении. Резервуар «Гибрид» объемом 3 тыс. м 3 после испытания сдан в эксплуатацию под избыточным давлением 0,018 МПа и вакуумом 0,0015 МПа. 4.7.2. Осесимметричные каплевидные резервуары Сооружено, испытано и внедрено несколько таких резервуаров объемом по 2 тыс. м 3 , рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа и вакуум 0,003 МПа. Авторы проекта – инженеры С.И. Веревкин и Г.М. Чичко. При детальных испытаниях напряженно-деформированного состояния резервуаров с опорным кольцом в его конструкциях возникают зоны концентрации высоких напряжений. На этом основании один из авторов (Г.М. Чичко) предложил новую конструктивную форму каплевидного резервуара – резервуар с экваториальной опорой (рис. 4.12). В этой конструкции отсутствуют опорное кольцо и ребра жесткости внутри резервуара, а оболочка опирается в зоне экватора на 20 опор (колонн), которые устанавливают на железобетонное опорное кольцо. Каплевидная оболочка имеет толщину выше экватора 5 мм, ниже – 6 мм. Геометрия оболочки имеет такую форму эллиптических поясов, что радиусы кривизны 191 уменьшают вверх до экватора с таким расчетом, чтобы меридиональные и кольцевые усилия по всей поверхности от гидростатической нагрузки и избыточного давления были равны между собой: N1= N = const.Поэтому каплевидные оболочки называют оболочками равного сопротивления. 1 06 20 8500 36 20 R = 92 62 60 0 350 350 а б Рис. 4.12. Каплевидный резервуар объемом 2 тыс. м 3 с экваториальной опорой: а – фасад резервуара; б – план фундамента и расположение колонн Каплевидные резервуары экономичны в своей области, т.е. в области повышенного давления, однако монтаж таких резервуаров сложен, требует соответствующих средств механизации для изготовления лепестков двоякой кривизны. Но в связи с необходимостью сокращения потерь нефтепродуктов при хранении, а резервуары с плавающей крышей или понтоном неэкономичны при малой оборачиваемости, проблема резервуаров повышенного давления, в том числе каплевидных резервуаров, является актуальной и перспективной. В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в резервуарах повышенного давления нет никаких движущихся конструкций и затворов, в них сохраняется возможность для рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Их эксплуатация сравнительно проста. Таким образом, для более полного удовлетворения потребности страны в нефтерезервуарах и хранилищах сжиженных газов целесообразно применение резервуаров новых конструктивных форм – повышенного давления, изотермических и др. 4.7.3. Горизонтальные резервуары Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей (табл. 4.2) под избыточным давлением 0,04 МПа при плоских днищах и 0,07 МПа при конических днищах. Разработаны проекты резервуаров объемом 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м 3 Для обеспечения устойчивости пустых резервуаров под воздействием разрежения (вакуума), внешних нагрузок и давления грунта внутри резервуара устанавливают кольца (ребра) жесткости. В надземных двух опорных резервуарах в пределах опор устанавливают внутренние треугольные диафрагмы (см. рис. 4.13) . Горизонтальные резервуары по пространственному расположению подразделяют на надземные (выше планировочной отметки территории нефтебазы) и подземные (ниже уровня территории). По конструкции днищ 192 горизонтальные резервуары в зависимости от объема и избыточного давления проектируют с плоскими, коническими или цилиндрическими днищами. Для обеспечения устойчивости цилиндрической оболочки внутри нее должны быть установлены опорные кольца жесткости. В зависимости от объема устанавливают и дополнительные кольца жесткости. Таблица 4.2 Характеристика надземных горизонтальных резервуаров (толщина оболочки 4 мм) Показатель Номинальный объем, м 3 5 10 25 50 75 100 Геометрический объем, м 3 5,7 10,79 26,9 55,46 76,9 101,5 Диаметр, мм 1900 2220 2700 2760 3240 3240 Длина оболочки, мм 2030 2750 4150 8940 8940 11920 Пролет, мм 1980 2750 4150 4500 5400 5400 Толщина конического днища, мм - 5 5 5 5 5 Толщина плоского днища, мм 4 4 4 4 4 4 Число опорных колец жесткости, шт. - - - - 2 2 Число промежуточных колец жесткости, шт - 1 1 1 2 4 Масса резервуара, т 0,72 1,09 1,86 3,44 4,23 5,41 Удельный расход стали на 1м 3 объема, кг 126 101 69 62 55 53 Рис. 4.13. Горизонтальный резервуар объемом 50 м 3 : а – с плоским днищем; б – с цилиндрическим днищем 4.8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 4.8.1. Специфические особенности экономики резервуаростроения Анализ экономической эффективности стальных резервуаров показывает, что сравнение технико-экономических показателей, например по общему расходу металла, хотя и выявляет оптимальные конструкции по удельному расходу металла (в расчете на 1 м 3 полезного объема), однако простое сопоставление не раскрывает всех сторон экономической эффективности резервуаров различных типов. Широкая номенклатура резервуаров содержит большой перечень сооружений, не сопоставимых по своему назначению. Например, не имеет смысла сравнивать между собой резервуары низкого и высокого давлений (обычные вертикальные резервуары со сферическими 193 крышами) по величине потерь нефтепродуктов от испарения, т.к. назначение их различно. Также нельзя просто сравнивать резервуары с плавающей крышей и резервуары с понтоном, т.к. резервуары с плавающей крышей в среднем экономичнее резервуаров с понтоном на 20 % из-за отсутствия лишней стационарной крыши, но каждый из них имеет свою рациональную область. Существует немало случаев, когда по условиям эксплуатации необходимо применять резервуары с понтоном. Например, в районах с большими снеговыми осадками или в районах с песчаными бурями непригодны резервуары с плавающей крышей. Но в районах, где оба вида резервуаров эквивалентны по сокращению потерь, предпочтение следует отдавать резервуарам с плавающей крышей, которые имеют ряд преимуществ. Они более удобны для наблюдения во время эксплуатации, в пожаротушении и ремонте, при защите от коррозии. Специфическая особенность нефтяных резервуаров в отличие от других строительных конструкций и сооружений заключается в том, что в них, с точки зрения экономической эффективности, значительно большее значение имеет не экономия стали или снижение себестоимости, а стоимость сокращения потерь от испарения, которая несравненно выше. Например, если экономия стали или сметной стоимости составляет тысячи рублей, то экономия от сокращения потерь нефтепродукта составляет десятки или сотни тысяч рублей. Это следует из общего количества потерь нефти и нефтепродуктов, которое оценивается в пределах 5 7% от объема добываемой нефти в стране и составляет миллионы тонн. С другой стороны, борьба с потерями нефти и нефтепродуктов с точки зрения охраны природы также имеет большое социальное значение. Таким образом, экономическая эффективность резервуаров должна выявляться и оцениваться путем комплексного анализа всех факторов с учетом приведенных затрат, включающих эксплуатационные расходы и стоимость потерь при хранении. При упрощенном анализе экономической эффективности резервуаров различных типов следует сравнивать между собой в основном однотипные резервуары, но имеющие разные объемы. В этом случае следует сравнивать между собой удельные расходы или стоимости, приходящиеся на 1 м 3 объема. При комплексном анализе для более полного выявления экономической эффективности стальных резервуаров учитывают все факторы, в том числе эксплуатационные расходы, включающие стоимость сокращения потерь при хранении. При анализе эффективности не отдельных резервуаров, а целых резервуарных парков учитывают, кроме того, стоимость территории, внутри парковых коммуникаций и других обще парковых расходов. Тогда более полно выявляется экономическая эффективность как отдельных резервуаров, так и всего парка в целом. 4.8.2. Технико-экономические показатели резервуаров различных типов и объемов 1. Резервуары с плавающей крышей. В табл. 4.3 приведены основные размеры и показатели резервуаров оптимальных габаритов с плавающей крышей. Из данных следует, что с увеличением объема резервуаров 194 удельный расход стали уменьшается, а удельный расход стали резервуаров одного и того же объема с понтоном соответственно больше, чем резервуаров с плавающей крышей, на 10 50 %. Таблица 4.3 Технико-экономические показатели резервуаров с плавающей крышей Показатель Номинальный объем, тыс. м 3 1 2 3 5 10 20 30 50 100 Полезный объем, тыс.м 3 0,94 2,0 3,15 4,9 10,78 20,9 29,6 47,5 103,6 Диаметр, м 10,43 15,18 18.9 20,9 28,5 39,9 45,6 60,7 88,7 Высота стенки, м 11,92 11,92 11,9 14,9 17,9 17,9 17,9 17,9 17,9 Расход металла, т 27,3 51,8 75,2 115 211 396 470 711 1514 Удельный расход металла на 1 м 3 полезного объема, кг 29,0 25,4 24,0 23,4 20,3 18,8 16,0 15,0 14,5 2. Изотермические резервуары. Расход металла в изотермических резервуарах (см. табл. 4.4) по сравнению с резервуарами для нефти и нефтепродуктов соответственно больше, поскольку они представляют собой двухслойную конструкцию, между двумя резервуарами которой устраивают теплоизоляцию для обеспечения постоянной отрицательной температуры. Таблица 4.4 Технико-экономические показатели изотермических резервуаров Показатель Номинальный объем, тыс. м 3 1 5 10 20 30 Полезный объем, тыс. м 3 0,8 5 8,8 15 29,078 Диаметр резервуара: наружного 13,3 21,8 24,3 36,0 Однослойный внутреннего 10,4 19,4 22,8 34,2 35,5 Высота резервуара: наружного 13,0 18,0 23,85 17,55 Однослойный внутреннего 8,9 16,4 22,35 14,7 29,87 Расход стали, т 77 226 416 714 675 3. |