2 Лекции. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов классификация нефтебаз
 Скачать 1.29 Mb.
|
|
4.9.2. Эксплуатационный уход за корпусом и оборудованием резервуаров Резервуары нельзя вводить в эксплуатацию до их полного оснащения оборудованием, арматурой и гарнитурой, предусмотренных проектами или соответствующим стандартом. Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры корпусов, крыш и днищ резервуаров, а также резервуарного оборудования. Для регистрации осмотров ведется специальный журнал по следующей форме: № п/п Объект осмотра Дата осмотра Отметка об устранении неисправностей и подпись ответственного лица Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание 202 уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уторного уголка при его наличии). Необходимо учитывать, что обнаружение мельчайших волосных трещин или отпотин в резервуарах, заполненных легко испаряющимися продуктами, очень сложно, т.к. в теплое время вытекающая жидкость очень быстро испаряется. Дефекты в швах и корпусах резервуаров легче обнаружить в холодное время суток (вечером, рано утром). Облегчает обнаружение дефектов в швах промазка их мелом, на котором появляются пятна, свидетельствующие о наличии течи или отпотин. При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов – резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт. Следует учитывать, что чеканка трещин или отдельных свищей в сварных швах может привести к разрушению швов или всего резервуара, поэтому такие работы не должны допускаться. Чеканка особенно опасна при заполненном резервуаре, когда весь его корпус находится под значительной нагрузкой. Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил. Нельзя загромождать лестницы и площадки на крыше резервуаров оборудованием и другими предметами. При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Нельзя допускать инструментов или работ, при которых могли бы иметь место искрение или высокие температуры, могущие вызвать взрыв или пожар. Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крышки или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения их качества. В табл. 4.11 приводятся составы нескольких красок, применяемых для окраски резервуаров. Таблица 4.11 Составы красок, применяемых для окраски резервуаров Наименование краски Состав Примечание Алюминиевая краска Алюминиевая пудра 0,9 кг, олифа 4,5 кг, или алюминиевая пудра 5 кг, лак №177 16,5 кг, скипидар 3,1 кг Этого количества краски хватает на 100 м 3 окрашиваемой поверхности. Скипидар можно заменять уайтспири- том или бензином в том же количестве Белила сорта 0 Сухие цинковые белила 56%, льняное масло 33,3%, сиккатив 0,1%, льняная олифа 10,6 % В качестве наполнителей применяют легкий шпат: 20 21% для сорта 0; 40 43% для I сорта Густотертые белила сорта 0 Олиф до 20%, сухой пигмент 80% Сурик железный (густотертая краска) Олиф 19 24%, пигмент 76 81% Антикоррозионные свойства увеличи- ваются при добавке нафтенокислого алюминия 203 В защите корпуса и кровли резервуаров от ржавления большое значение имеет исправное содержание внешней поверхности. Перед окраской необходимо тщательно, до металлического блеска, очистить корпус и крышу резервуара от ржавчины и грязи. Очистка от ржавчины, окалины, грязи может производиться вручную скребками, металлическими щетками или пескоструйными аппаратами. Последний способ очистки более эффективен, т.к. песок, подаваемый через шланг под давлением 2 3 ат, лучше очищает как плоскости, так и швы, углубления и т. п. Грязь и пыль окончательно смывают водой, протирают корпус и крышу сухими тряпками или ветошью. Бензином или уайтспиритом смывают жирные пятна и только после проверки качества очистки наносят краску. Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской. 4.9.3. Производственные операции Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил. Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана. По окончании каждой операции, связанной с наполнением или опорожнением резервуара, подъемную трубу обязательно поднимают выше уровня жидкости в резервуаре, что предотвращает утечки нефтепродукта при повреждении резервуарной задвижки или приемо-раздаточного трубопровода. С той же целью по окончании операций закрывают хлопушку. После каждого опорожнения и зачистки резервуара обязательно проверяют исправность и правильность действия хлопушки, сальника, подъемной трубы, фланцев и прокладок приемо-раздаточного патрубка, задвижки, сифонного крана и т. п. Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня. Во избежание опасного напряжения в конструкциях резервуара должны применяться меры к предохранению резервуаров от гидравлических ударов, механических толчков, которые могут передаваться от насосов в случае их неправильной установки или неправильной эксплуатации. При эксплуатации резервуаров нельзя допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром. Требуемая пропускная способность дыхательного клапана связана с производительностью приемо-раздаточного патрубка. Размеры дыхательных клапанов приведены в табл. 4.12. Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением 204 резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Открытие задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов. Во время перекачки должно быть постоянное сообщение работающего насоса с резервуарной емкостью. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня, гарантирующего от перелива нефтепродукта при его расширении от нагрева. Таблица 4.12 Размеры дыхательных клапанов Производительность приѐмо-раздаточного трубопровода, м 3 /час Наименьший условный проход клапана, мм До25 От 25 до 100 »100 » 215 »215 » 380 »380 » 600 150 100 150 200 250 При заполнении резервуаров, а также при подогреве нефти и нефтепродуктов максимальная их температура не должна быть выше 90°. При более высоких температурах может происходить вскипание воды, почти всегда в известных количествах содержащейся в резервуаре. Вскипание воды приводит к выбросу жидкости или к гидравлическим ударам. Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50 см. Оголение действующих подогревателей может создавать пожарную опасность. Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других экс- плуатационных показателей. При обнаружении каких-либо ненормальностей при наполнении или опорожнении резервуара (по данным замера) перекачку немедленно останавливают. Оперативные замеры уровня нефти и нефтепро- дуктов при наполнении резервуаров имеют цель предотвратить перелив резер- вуара. Промежутки, в течение которых должен производиться замер, зависят от объема наполняемого резервуара, а также от производительности насосов или самотечных трубопроводных линий. В начальной стадии заполнения резер- вуара замеры рекомендуется вести примерно через каждые два часа. Когда же до предельного заполнения остается 1 1,5 м взлива, производительность перекачки должна снижаться до минимума во избежание перелива. При самотечных трубопроводах или при перекачке центробежными насосами это легко достигается прикрытием коренной задвижки или напорной задвижки у насоса. При работе же поршневых насосов уменьшение производительности перекачки может быть достигнуто сбросом части жидкости в другие резервуары или в запасные емкости. Для предупреждения перелива резервуаров большое значение имеет автоматизация налива. С этой целью успешно применяются автоматические задвижки с электроприводом. За последнее время непрерывно изменяющийся уровень жидкости 205 замеряется с применением специальных электрических сигнализаторов, совершенно безопасных в пожарном отношении. При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы: освобождение резервуара от нефтепродуктов; длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации; промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара; удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре; протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров. Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости. Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают плотные заглушки на прокладках. Резервуары примерно за 2 суток до зачистки интенсивно пропаривают острым паром. Целью пропаривания являются нагрев паров нефтепродуктов и их удаление через люки, а также частичное разрыхление твердых отложений (пульпы) на стенках, днище и крыше резервуара. Продолжительность пропаривания в зависимости от продукта, хранившегося в резервуаре, и в зависимости от того, насколько резервуар загрязнен твердыми отложениями, назначается от 15 до 24 часов. При большом количестве отложений простым пропариванием разрыхлить пульпу не удается. В таких случаях может быть рекомендован пропуск пара через специальные насадки, из которых пар, выходя с большой скоростью, не только нагревает пульпу, но также производит и механическое разрушение ее. Наиболее перспективным следует считать применение для этой цели гидропультов или специальных стволов, через которые осуществлялась бы подача пара или воды под значительным давлением. Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4 5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах. Установлены факты самовозгорания пирофорных отложений при 20°С. Из практики известно, что взрывы и пожары, вызванные пирофорными явлениями, происходят чаще всего весной или осенью вскоре после опорожнения или во время опорожнения резервуаров. При средних температурах (весной, осенью) пирофорные отложения накапливаются на стенках резервуаров и при высыхании жидкой пленки после опорожнения резервуара подвергаются быстрому окислению. 4.9.4. Зачистка резервуаров Для зачистки и извлечения твердых осадков допускается применять деревянные лопаты, неметаллические щетки, метлы. 206 При входе в резервуар для кратковременного пребывания рабочие могут использовать фильтрующие противогазы соответствующих марок, защищающие от паров и газов, содержащихся в резервуаре. При необходимости же длительного пребывания в резервуаре (например, при зачистке, промывке и т. п.) рабочие должны надевать изолирующие (шланговые) противогазы. Такой противогаз полностью изолирует дыхательные органы человека от окружающей атмосферы и дает возможность дышать свежим воздухом, поступающим по шлангу. Работы внутри резервуара должны производиться в спецодежде и в обуви без гвоздей. Поверх спецодежды надевается специальный спасательный пояс с сигнальной веревкой. Во время пребывания рабочего в резервуаре наружный конец сигнальной веревки держит в руках другой рабочий, неотлучно находящийся снаружи у резервуара. На обязанности этого рабочего лежит следить за самочувствием работающего в резервуаре и оказывать ему немедленную помощь в несчастных случаях. Рабочий, находящийся снаружи, также наблюдает за тем, чтобы конец шланга от изолирующего противогаза находился все время в зоне чистого воздуха, чтобы шланг не перекручивался и не перегибался, т.к. это может вызвать прекращение поступления воздуха к противогазу. Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво- и пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонтным работам можно приступать после получения разрешения руководства и после уведомления местной пожарной охраны. В задачу по механизации зачистки резервуаров входят отыскание наиболее рациональных мероприятий разрушения и удаления твердых отложений (пульпы); удаление паров нефтепродуктов; экспрессный метод анализа воздуха после зачистки резервуаров. Полагаем, что для разрушения твердых отложений наиболее рациональным должно явиться применение передвижных гидромониторных установок с вращающимися стволами, которыми можно было бы управлять, не входя в резервуар. Очень ответственной задачей является исследование воздушной среды внутри резервуаров после зачистки для возможности огневых работ (сварка, клепка и т. п.). Применяя аспирацию или другой способ, берут многократные пробы воздуха из разных уровней внутри резервуара и в лаборатории определяют наличие или отсутствие взрывоопасной смеси. Для огневых работ внутри резервуаров необходимо иметь полную уверенность в отсутствии взрывоопасных концентраций паров и газов внутри резервуара. В силу указанных причин большой интерес представляют экспрессные методы определения взрывоопасной смеси внутри резервуаров. Для очистки резервуаров успешное применение находят химические растворители. Антикоррозионная защита резервуаров может осуществляться комбинированным способом, а именно кровля, перекрытие и корпус резервуара, кроме нижнего пояса, защищаются лакокрасочным покрытием, а днище и нижний пояс – торкрет-покрытием. 207 В зарубежной практике для указанных выше целей применяются различные соединения химически инертных термопластических смол с повышенной стойкостью против коррозии. Эти покрытия неэлектропроводны, что исключает явления электролитической коррозии. 4.9.5. Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуарных парков Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%). Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении. Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях. Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов. Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил. Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл. 4.13). Календарный год делится на два периода: осенне- зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно). Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может 208 составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек. Таблица 4.13 Потери нефтепродуктов и нефти Источники потерь Потери, % В резервуарах в том числе: от «больших дыханий» от выдуваний от газового сифона При зачистке В насосных станциях С канализационными стоками В линейной части в том числе: от утечек от аварий При наливе железнодорожных цистерн 64,8 54,0 4,6 0,9 5,3 2,3 7,5 23,5 22,3 1,2 1,84 В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях. Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара. Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4 0,6% и достигают 120 тыс. т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенери- ровать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резер- вуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%. Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн. В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5 3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. 4.14. Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода. Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По 209 данным СибНИИНП в 1м 3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м 3 растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру. Таблица 4.14 Состав нефтяного газа Углеводороды Объемная доля по массе, % СН 4 . 19,28 С 2 Н 6 8,26 С 3 Н8 32,37 i-С 4 Н 10 10,00 n-С 4 Н 10 18,70 i-С 5 Н 12 5,25 n-С 5 Н 12 6,14 Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 4.15. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на ре- зервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3 4 года, а алюминиевой – 1,5 2 г. Таблица 4.15 Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности Вид краски Потери из резер- вуара в долях единицы Сокращение потерь от вида окраски, % 1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар) 1,00 0 2. Белая краска (МЛ – 12, ПХБ - 1) 0,46 54 3. Алюминиевая старая обветренная после 2 3 лет эксплуатации 0,82 18 4. Алюминиевая после 0,5 1 года эксплуатации 0,63 37 5. Алюминиевая свежая с эксплуатацией до 0,5 года 0,56 44 |