Оборудование стальных резервуаров. Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис. 5.11). Наземные стальные резервуары должны иметь следующее оборудование:

1. Верхний световой люк – предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара.

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.

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 приёмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

10.Грузовой патрубок, через который подсоединяются приёмо-раздаточные трубы.

11. Перепускное устройство.

12. Подъёмник хлопушки – после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку.

13. Крайнее положение приёмо-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%.

Всё выше перечисленное оборудование ставится на резервуарах для хранения маловязких нефтепродуктов и нефтей (рис. 5.11. а).

Резервуары для хранения высоковязких нефтей оснащены следующим оборудованием (рис. 5.11. б):

1. Верхний световой люк.

2. Вентиляционный патрубок.

3. Замерный люк.

4. Уровнемер.

5. Нижний люк-лаз.

6. Водоспускной кран.

7. Шарнирная подъёмная труба – устанавливается на приёмной трубе. Подняв трубу выше уровня нефтепродукта, можно предотвратить утечки. Подъём трубы осуществляется лебедкой, а опускается под собственным весом. Конец подъёмной 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.

5.2. Потери нефти и нефтепродуктов при хранении

и методы их сокращения

5.2.1. источники потерь от испарения

Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся резервов (например, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочные подсчёты показывают, что годовые потери нефти при перекачки от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти уходит главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьём для нефтехимических производств.

Потери легких фракций бензина приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения, а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.

Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах и при транспортировке составляют примерно 4,5%. Потери от утечек составляют наибольшую часть и могут быть полностью ликвидированы за счёт повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных, обязательных организационно-технических и профилактических мер.

Основные источники потерь – испарения в резервуарах и при сливо-наливных операциях. Процесс испарения происходит при любой температуре вследствие теплового движения молекул нефтепродукта. С возрастанием температуры, т.е. с ростом интенсивности теплового движения, скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарения происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового пространства резервуара парами нефтепродукта при различных температурах необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхностного слоя нефтепродукта. Степень испаряемости нефтепродуктов определяется давлением насыщенных паров.

Давление насыщенных паров жидкости (Р_У) называют парциальное давление паров над её поверхностью, при котором пары находятся в равновесии с жидкостью (рис. 5.12).

Потери при опорожнении и заполнении резервуара, т.е. потери от «больших дыханий».

При выкачки нефтепродуктов из ёмкости в освобождающийся объём газового пространства всасывается атмосферный воздух. При этом концентрация паров в газовом пространстве уменьшается и начинается испарение нефтепродукта. В момент окончания выкачки парциальное давление паров в газовом пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паро-воздушная смесь вытесняется из ёмкости. По удельному весу потери от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь от испарения.

Таким образом, из самого определения потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки – выкачки резервуаров, т.е. от коэффициента оборачиваемости.

Потери от «малых дыханий» происходят по двум причинам:

· от суточного колебания температуры, а следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется и абсолютное давление в газовом пространстве резервуара. При достижении давления, превышающего необходимую величину для подъёма клапана, приподнимается тарелка клапана и часть паро-воздушной смеси выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток газовое пространство и поверхность нефтепродукта охлаждаются, газ сжимается и происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в газовом пространстве падает, и как только вакуум в резервуаре достигает величины, равной расчётной, откроется вакуумный клапан и из атмосферы в резервуар начнет поступать чистый воздух (получается как бы «вдох»);

· от расширения паро-воздушной смеси при понижении атмосферного давления, вследствие чего часть газа выйдет из резервуара (при условии, что разность давлений в резервуаре и атмосферного больше расчётного давления клапана).

Потери от вентиляции газового пространства резервуара происходят при наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоянии h по вертикали (рис. 5.13). Вследствие того, что плотность паро-воздушной смеси больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, при котором паро-воздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением

где – плотность паровоздушной смеси в резервуаре; – плотность воздуха.

Секундный расход при газовом сифоне можно вычислить по известной формуле истечения

где m – коэффициент расхода при истечении через отверстие (для практических расчётов m = 0,58); f – площадь отверстия.

Если известны концентрации С и плотность паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта при наличии газового сифона определится из соотношения

Газовый сифон в резервуаре возможен и при герметичной крыше, если дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 5.11. В этом случае сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар и может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допустимое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха в паровоздушной смеси.

Потери от насыщения газового пространства резервуара парами нефтепродуктов могут происходить при начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться ещё и парами нефтепродукта. Эти потери могут быть и в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.

Потери от обратного выхода возможны при частичной выкачке нефтепродуктов из ёмкости, когда её газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачки происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие испарения некоторого количества нефтепродукта. Если ёмкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве при этом повышается до давления, на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объём паровоздушной смеси, соответствующий объёму паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной и проветренной ёмкости, если в конце заполнения газовое пространство ещё не вполне насыщено парами («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения ёмкости не закрывается, и сразу начинается «дополнительный выдох».

5.2.2. Методы сокращения потерь

Все известные методы совращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп.

Первая группа – сокращение объёма газового пространства резервуара. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери на 90%. Расчёты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счёт применения прочных полимерных материалов.

Вторая группа – хранение под избыточным давлением. Если инструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. На рис. 5.14 представлен график суммарной стоимости хранения автобензина для резервуаров различной конструкции объёмом 5000 м³. Кривые зависимости построены для различных коэффициентов оборачиваемости и позволяют сделать следующие выводы:

1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает, достигая максимального значения в северной климатической зоне;

2) чем меньше коэффициент оборачиваемости при данном избыточном давлении, тем больше срок окупаемости;

3) наиболее эффективны резервуары повышенного давления в южной полосе России, так как с повышением температуры окружающего воздуха резко сокращается срок окупаемости капитальных затрат.

Третья группа – уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства резервуара.

Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения амплитуды колебания температур газового пространства резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуаров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение.

Четвёртая группа – улавливание паров нефтепродуктов, уходящих из ёмкостей. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система (рис. 5.15), представляющая сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые пространства резервуаров между собой.

Объём газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения погрузочно-разгрузочных операций. Дыхательные клапаны системы надо устанавливать с условием, что избыточное и вакуумное давление будут несколько ниже значений, на которые рассчитан резервуар. Этим обеспечивается заполнение газгольдера паровоздушной смесью до того, как произойдёт их выход из резервуара в атмосферу через дыхательную арматуру резервуара, и опорожнение газгольдера до входа атмосферного воздуха в резервуар.

При наполнении резервуара сразу после освобождения установкой дисков-отражателей (рис. 5.16) под дыхательным клапаном внутри резервуара можно сократить потери до 25 %. Эффект установки дисков-отражателей основан на уменьшении влияния вынужденной конвекции при освобождении резервуара на испарение с поверхности нефтепродукта, так как с помощью отражателя изменяется направление входящего в резервуар воздуха с вертикального на горизонтальное. Диски-отражатели с дыхательными клапанами целесообразно располагать ближе к центру крыши, чтобы уменьшить скорость горизонтальной веерной струи поступающего воздуха у стенки резервуара. При высокой скорости струя у стенки резервуара начнёт двигаться вдоль стенки, вызывая интенсивное перемешивание паровоздушной смеси.

Эффективность работы дисков-отражателей от их диаметра D и высоты установки h. Наилучшие результаты работы дисков-отражателей получены при h, равным двум диаметрам монтажного патрубка d, и диаметре диска .

Пятая группа – организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров – одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие организационные мероприятия:

· Для уменьшения потерь от «малых дыханий» в «атмосферных» резервуарах необходимо легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объём газового пространства. По той же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкоиспаряющихся нефтепродуктов в одном резервуаре.

· Для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки из резервуара в резервуар.

· Чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что при выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следовательно, при закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же, наоборот, целесообразнее проводить днём.

· Известно, что потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны площади испарения. Но так как с увеличением объёма резервуара отношение площади поперечного сечения к объёму падает для типовых «атмосферных» резервуаров, то отсюда следует, что легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объёма.

· Важное значение имеет техническое состояние резервуаров и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства.

· Правильная организация системы учёта, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.

5.2.3. Нормирование естественной убыли нефтепродуктов при

приёме, хранении, отпуске и транспортировании

С 1 июля 1986 года утверждены и введены в действие Госкомитетом СССР по материально-техническому снабжению:

а) нормы естественной убыли нефтепродуктов при приёме, отпуске и хранении в резервуарах магистральных нефтепродуктопроводов;

б) нормы естественной убыли нефтепродуктов при перекачке по магистральным нефтепродуктопроводам.

Под естественной убылью нефтепродуктов понимаются потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием физико-химических свойств нефтепродуктов, воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в данное время, средств защиты нефтепродуктов и нефтей от потерь при приёме, хранении и отпуске.

Под нормой естественной убыли понимается допустимая величина безвозвратных потерь, при товаротранспортных операциях либо потерь неизбежных при наличии применяемого оборудования (т.е. потерь от испарения из всех видов ёмкостей, через сальниковые уплотнения насосов и задвижек, потерь от налипания и т.д.).

В нормы естественной убыли не включены потери, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров, трубопроводов, потери при врезках лупингов и вставок, все виды аварийных потерь, а также потери при внутрискладских (внутриплощадочных) перекачках.

Нормы естественной убыли являются предельными и поэтому применяются только в случае фактической недостачи.

Списание в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.

В зависимости от физико-химических свойств все нефтепродукты делятся на группы, их восемь. Так к 1, 2 группам относятся бензины, к 8 группе – нефти.

Для применения норм естественной убыли территория Советского Союза разделена на 5 климатических зон. Тюменская область относится ко второй климатической зоне. Нормы естественной убыли установлены для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября), а также в зависимости от типа и вместимости резервуаров и их оснащённости средствами защиты от потерь (понтон, ГУС). Естественная убыль нефтепродуктов при приёме определяется умножением соответствующей нормы на массу принятого нефтепродукта в резервуар в тоннах.

Естественная убыль нефтепродуктов при трубопроводном транспортировании складывается из потерь на отдельных объектах нефтепродуктопровода

где М₁, М₂, М₃ – естественная убыль нефтепродуктов на каждой насосной станции конкретного участка с прилегающими к ней линейными частями трубопровода, ответвлениями к объектам налива нефтепродукта.

Естественная убыль нефтепродукта при трубопроводном транспорте начисляется по формуле:

где k – коэффициент режима работы станции; k = 1 – при работе станции «через резервуар»; k = 0,3 – «с подключенным резервуаром»; k = 0 – «из насоса в насос»; – норма естественной убыли нефтепродукта ( кг/м при приёме, отпуске и хранении в магистральных нефтепродуктопроводах); – количество продукта, поступившего на перекачивающую станцию, в тоннах; – норма естественной убыли на линейной части нефтепродуктопровода = 0,18 кг/т*; l – протяжённость линейного участка трубопровода от данной станции до следующей, км; – количество нефтепродуктов, перекачиваемое по данному участку, в тоннах; – количество нефтепродукта сбрасываемое на ближайшую нефтебазу, тонны; – норма естественной убыли нефтепродукта 1–2 групп при приёме в резервуар нефтебаз = 0,25 кг/т*; – протяжённость ответвления к ближайшей нефтебазе, км; – количество нефтепродукта, поступившего в резервуары наливной станции магистрального нефтепродуктопровода, тонны; – норма естественной убыли автобензина при наливе в транспортные средства = 0,19 кг/т*; – количество нефтепродукта, наливаемое в транспортные средства, в тоннах.

Примечание: * – нормы даны для бензина в весенне-летний период.

5.2.4. Расчёт «естественной убыли»

На участке продуктопровода имеются ГНС, 2 ПНС, работающие в режиме «с подключенным резервуаром», на сотом км линейной части участка имеется ответвление на нефтебазу длинной 20 км. Вторая промежуточная станция совмещена с наливной станцией (налив железнодорожных цистерн) на конечном пункте магистрального нефтепровода имеется наливная станция НПС (налив в железнодорожную цистерну). Все резервуары наземные. Определить естественную убыль автобензина за 2 квартал на участке продуктопровода при следующих данных:

1. Количество бензина, поступившее на ГНС 500 тыс.т.

2. Протяжённость участка 400 км, в т.ч.

3. Сброс на нефтебазы составляет 50 тыс.т.

4. На 2 ПНС, совмещённой с НПС, наливается 100 тыс.т., а остальное на КП

5. ГНС расположена во 2 климатической зоне.

Схема продуктопровода

участок ГНС – 1 ПНС:

участок 1 ПНС – 2 ПНС:

участок 2 ПНС – К.П.:

На ННСКП

Общие потери

5.3. Эксплуатация резервуаров

5.3.1. Критерии эксплуатационной надёжности

Критериями, характеризующими эксплутационную надёжность резервуаров, являются:

· работоспособность резервуара – состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

· безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надёжности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

· долговечность резервуара и его элементов – свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов.Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы.

· ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособлении элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.

Основными факторами, обеспечивающими надёжность и долговечность резервуаров, являются:

ü Качественное сооружение оснований и фундаментов;

ü Качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

ü Соблюдение геометрической формы резервуара и его элементов;

ü Контроль качества строительных и монтажных работ;

ü Соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;

ü Строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надёжность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.