Линейно-производственная станция "Нурлино"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Линейно-производственная станция «Нурлино» входит в состав Черкасского районного нефтепроводного управления ОАО Урало-Сибирских нефтепроводов АК «Транснефть» имени Д.А. Черняева.

ЛПДС «Нурлино» введена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные станции по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей.

Нефтепроводы УБКУА и НКК имеют возможность перекачки как отдельно по нефтепроводам УБКУА и НКК, так и одновременно по этим нефтепроводам.

Территориально подпорные и основные насосные станции нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорные нефтепровода НКК-26 QLKM - 4 шт., электродвигатели «Шорох» - 4 шт. Нефтепровод УБКУА - НМП-5000115 - 3 шт., АДН-1600 кВт - 3 шт.

Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК - НМ-10000210 - 4шт., электродвигатели СТД-8000 - 4шт. Нефтепровод УБКУА - НМ-10000210 - 3шт, и СТД-6300 кВт -3шт.

Насосная станция ТОН-1 двумя насосами НМ-500-300 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт.

Охлаждение двигателей как на подпорных так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК централизованная принудительная.

Резервуарный парк из 4-х резервуаров РВС-20000 и 6 резервуаров РВСП-20000. На РВС №1 в 1993 году произведен капитальный ремонт.

В 1997 году построены 6 резервуаров РВСП-20000.

На ЛПДС Нурлино имеются узлы учета нефти совмещенные с узлами качества: УУН №19 - нефтепровод УБКУА

УУН №20 - нефтепровод НКК

УУН №19т - нефтепровод ТОН-№1

УУН №19а - нефтепровод ТУ III

Обслуживает участки магистральных нефтепроводов ТУ-I, ТУ-II,ТУ-III, ТОН-I,ТОН-II,III, УБКУА и НКК.

Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС «Нурлино» оснащена необходимыми техническими средствами перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов и необходимой численностью обслуживающего персонала.

резервуар нефть сигнализация клапан

1. Характеристика Резервуарного парка. Технологические операции, выполняемые в резервуарном парке

На ЛПДС «Нурлино», кроме основной и подпорной насосных имеется общий резервуарный парк, состоящий из 16 вертикальных металлических резервуаров со сферической щитовой кровлей по 20000 м3 каждый. За исключением четырех резервуаров (NN 1,2,5,6), все оборудованы понтонами. При нормальном технологическом режиме в резервуарах находится примерно 83759 тонн нефти:

УБКУА - 28957 тонн

НКК - 54793 тонн нефти.

Полезная емкость одного резервуара РВСП - 20000 составляет - 16400 м3. Суммарная полезная емкость резервуарного парка 262400м3.

Резервуарный парк ЛПДС «Нурлино» состоит из трех групп: 1. по нефтепроводу УБКУА -4 резервуара РВС-20000 № 1,2,5,6; .

2. по нефтепроводу НКК - 6 резервуаров РВСП-20000 № 7-12;

3. группа расширения резервуарного парка по нефтепроводам УБКУА и НКК -6 резервуаров РВСП-20000 № 13-18.

Резервуары 1,2,5,6-12 построены в 1973-1977 годах для приема и хранения нефти в режиме транзит. В 1997 году закончено строительство 6-ти резервуаров: РВСП-20000 №№13-18.

По проекту автоматизации резервуарный парк оборудован системой дистанционного контроля уровня в резервуарах («Корвол»(венгерский уровнемер)), с передачей данных в местный диспетчерский пункт (МДП). Кроме того, на станции с емкостями предусматривается установка счетчиков количества перекаченной и принятой в резервуары нефти.

В соответствии с требованиями «Основных положений по автоматизации и телемеханизации магистральных трубопроводов» в РДП и ЦДП передаются сведенья о производительности и количестве перекаченной нефти по участку нефтепровода, разделенными станциями с емкостями. Кроме того, из резервуарного парка передаются сведения о повышении давления на входе и о положении задвижек узла приема скребка или разделителя.

В проекте предусмотрена передача со счетчиков в резервуарных парках сведений о мгновенном расходе и общем количестве перекаченной нефти.

Данные об уровне нефти в резервуарах передаются по телемеханике двумя способами:

- с помощью пульта дистанционного ввода информации как статистическую информацию (СИ), которая периодически задается оператором резервуарного парка и передается телемеханикой по вызову диспетчера РДП;

- автоматически, как телеизмерения (ТИ), по вызову диспетчера, со специального устройства, которое обеспечивает сопряжение системы телемеханики с системой контроля уровня в резервуарах.

Резервуары оборудуются:

- размывающими головками конструкции ВНИИСПТ нефть в количестве 3-х штук, устанавливаемые для предотвращения отложений парафина типа СПВК - 100 и мешалками фирмы Диоген;

- дыхательной аппаратурой, устанавливаемой на 7000 м3/час и предохранительной на 13000 м3/час.

Для сокращения потерь нефти от испарения запроектирована газоуравнительная система.

Предусматривается так же программно-автоматическое переключение на заполнение и опорожнение резервуаров и дистанционное управление всеми основными задвижками.

При заполнении и опорожнении одновременно должно быть подключено не менее двух резервуаров. На входной линии станции для приема нефти установлены фильтры-грязеуловители Ду - 1400 с патрубками Ду - 700 в количестве трех штук.

Технологические трубопроводы запроектированы с учетом работы через емкость, для возможности полного контроля качества поступающей нефти. Учет нефти, перекачиваемой по нефтепроводам УБКУА и НКК производится также на ЛПДС «Нурлино» на узлах учета №19 и №20.

Технологические трубопроводы на станции «Нурлино» запроектированы с учетом возможности работы как через емкость, так и с подключенной емкостью.

Основное назначение резервуарной емкости на станциях - это обеспечение независимости работы рассматриваемого участка нефтепровода.

Предохранительные устройства ПУПТ и предохранительные клапаны устанавливаются на трубопроводах перед резервуарным парком и между подпоркой и основной насосными.

Предусматривается также защита трубопроводов от повышения давления и защита резервуаров от перелива.

1.1 Тип и характеристика резервуаров, эксплуатация резервуарного парка

На ЛПДС «Нурлино» используется один тип резервуаров. РВС20000 типовой проект 704-1-77184 (в северном исполнении).

Оборудование резервуаров:

- дыхательные клапаны;

- предохранительные клапаны;

огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде)

хлопушки;

противопожарное оборудование;

оборудование для подогрева;

приемо-раздаточные патрубки;

зачистной патрубок;

вентиляционные патрубки;

люки-лазы;

люк световой;

люк замерный.

Основные расчетные положения, принятые при проектировании и показатели резервуара:

1) Плотность продукта:

- при расчете на прочность 0,9 т/м3

- при расчете понтона на плавучесть 0,7 т/м3

- при испытании 1,0 т/м3 (вода)

2) Внутреннее избыточное давление:

- в газовом пространстве - 2000 Па.

- аварийное 2300 Па.

3) Вакуум:

- 0,25 кПа.

- аварийный 0,40 кПа.

4) Тепловая изоляция на стенке 0,30 кПа (30ктс/м2).

5) Вес снегового покрова 150 кПа (150ктс/м2).

6) Скоростной напор ветра 0,35 кПа.

7) Расчетная температура наружного воздуха от -40С и выше.

8) Максимальная температура продукта +90С.

9) Диаметр резервуара 39,80 м.

10) Высота стенки резервуара 17,88 м.

11) Площадь зеркала продукта 1250 м2.

12) Площадь застройки 1259м2.

13) Полезный объем резервуара с понтоном 20667 м3.

14) Максимальная высота налива в резервуаре с понтоном 16,50 м (до конца понтона).

Так же необходимо отметить:

- Резервуар с понтоном не предназначен для эксплуатации его под избыточным давлением.

- При расчете на прочность применяется полный залив резервуара продуктом.

1.2 Защита резервуара от коррозии

К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико- экономическими показателями.

При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепровода, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочных покрытие должно обладать адгезией грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатистической искробезопасности.

1.3 Молниезащита резервуаров

По устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. м3 должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. Допускается установление на самих резервуарах.

При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров присоединены к заземлителям, к ним же допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара в 4 местах.

При устройстве нового молниеотвода необходимо сделать сначала заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединитесь его к токоотводу.

1.4 Защита резервуаров от статического электричества

Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникации, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;

уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

использование радиоизотопных, индукционных и других нейтрализаторов;

заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами электрического оборудования.

Резервуары присоединены к заземлителям с помощью 4 заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год.

1.5 Зачистка резервуаров от отложений

Резервуары для нефти необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны.

Дегазация (очистка) резервуара осуществляется при положении понтона на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиляцией.

Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатка нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопровода должны быть закрыты заглушками.

Резервуар пропаривают, подавая пар под понтон и над ним через люк-лаз и монтажный люк, при температуре 60 - 700С.

После пропарки резервуар остужается до температуры 300С с проветриванием при открытии всех люков. Далее резервуар промывается водой путем дополнения его до максимально допустимого уровня с последующим опорожнением.

1.6 Средства сокращения потерь от испарений в резервуарах на ЛПДС «Нурлино»

Для сокращения потерь нефти от испарения на станции, в резервуарном парке используют металлические понтоны (типовой проект 704-1-171.84).

Конструкция понтона:

Понтон представляет собой листовой настил-днище, по периметру которого привариваются два замкнутых кольцевых ребра на расстоянии 2,8м друг от друга. Последние соединения между собой радиальными ребрами, образующими изолированные отсеки. В центральной части и в каждом отсеке понтона установлено дренажное устройство для автоматического слива продукта, попавшего на понтон. Устройство работает при положении понтона на опорах. Листовой настил-днище понтона изготовляется на заводе в виде полотнищ, для транспортирования сворачиваются в рулон. Остальные конструкции понтона поставляются отдельными элементами и соединяются сваркой на монтаже. В нижнем положении понтон опирается на стойки трубчатого сечения. Стойки крепятся на болтах к патрубкам, приваренным к радиальным ребрам и днищу понтона, и следуют с понтонами при его движении.

Для координации движения понтона установлены две направляющие, из труб, служащие одновременно для установки резервуарного оборудования. Характеристика резервуара с понтоном:

S понтона 1225 м2

S зеркала продукта 1250 м2

Полезная емкость резервуара с понтоном 20642 м3.

2. Расчет потерь от «малых дыханий»

Находим площадь зеркала нефти в резервуаре:

,

FH=0,25. 3,14 . 45,6282 = 1634,303 м2.

Определяем среднюю высоту газового пространства:

,

м

средний уровень взлива в резервуаре

Hг= = 6,563 м.

Находим объём газового пространства резервуара:

,

Vг=1634 . 6,563 = 10725,931 м3.

Молярная масса нефтяных паров определяется по формуле:

,

=К,

-температура начала кипения нефти, К,

M= 52,6292 =58,609 кг/моль.

Газовую постоянную нефтяных паров находят по формуле:

,

RПДж/К. кг.

Среднюю температуру нефти принимаем равной средней температуре воздуха:

,

где: и - наибольшая и наименьшая температуры за летний период

К.

Определяем теплопроводность нефти:

,

где: с293 -плотность нефти при температуре 293 К.

лН Вт/м .К.

Находим удельную теплоёмкость:

,

СР Дж/кг .К.

Рассчитываем коэффициент температуропроводности по формуле:

,

где: -плотность нефти при средней температуре .

кг/м3,

-8 м2/с.

Находим коэффициент m:

,

где: - продолжительность дня.

m .

По графику находим среднее расчетное склонение солнца ц=230.

Определяем интенсивность солнечной радиации без учета облачности:

,

где: -коэффициент прозрачности атмосферы;

=0,7 при безоблачном небе;

-географическая широта места установки резервуара;

I0 Вт/м2.

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

м2 ,

м2.

Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на поверхность, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:

м2.

Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

м2.

Количество тепла ,получаемое 1 стенок , ограничивающих газовое пространство резервуара , за счёт солнечной радиации :

,

где: -степень черноты внешней поверхности резервуара;

=0,5 для алюминиевой краски.

q Вт/м2.

По графику (4.3) , [1] находим коэффициенты теплоотдачи в дневное и ночное время; = 2,3 Вт/м2.К и = 2,33 Вт/м2.К - коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

=4,8 Вт/м2.К и =2,44 Вт/м2.К - коэффициенты конвективного теплообмена от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

= 4,1 Вт/м2.К и = 3,6 Вт/м2.К - коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к внешнему воздуху, соответственно для дневного и ночного времени; = 4,6 Вт/м2.К и = 4,2 Вт/м2.К - коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефти, через газовое пространство, соответственно для дневного и ночного времени;

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи и :

= += 4,8+4,1= 8,9 Вт/м2.К,

=+= 2,44+3,6= 6,04 Вт/м2.К.

Приведённые коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляются по формулам:

,

,

где: = 5,35 Вт/м2.К и = 5,35 Вт/м2.К - соответственно коэффициенты теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, и поверхности жидкости для дневного и ночного времени.

Вт/м2.К ,

Вт/м2.К.

Определяем избыточные температуры:

,

К,

исм.мinК.

,

К .

исм.мах. К

К;

К.

Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:

К,

К.

Задаётся давление насыщенных паров =16 кПа, при Т=Тr min, взятое из [2].

Находим минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:

 Па,

Vж= Fn. Нвзл = 1634,303 . 6,357 = 10389,264 м3.

Находим температурный напор и = 8,1 К.

Определяем почасовой рост концентрации в газовом пространстве резервуара:

,

= 101200+2300 = 103500,

Сф %/ч.

Определяется продолжительность выдоха:

,

где: фДН - продолжительность дня определим по формуле:

, час..

фВЫД, час.

Находим минимальную и максимальную концентрации:

 ,

% .

Рассчитываем максимальное парциальное давление в газовом пространстве:

Па.

Находим среднее массовое содержание паров нефти в газовоздушной смеси:

кг/м3.

Обьём вытесняемой паровоздушной смеси:

=

м3.

Потери нефти от “ малых дыханий “ за одни сутки:

кг.

3. Сокращения потерь нефти от испарения

3.1 Возможные способы сокращения потерь

Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении является обязательным мероприятием и предусматривается требованиями ГОСТ 1510-76.

Потери нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров могут быть сокращены в результате осуществления следующих мероприятий:

уменьшения объёма газового пространства резервуаров;

хранение нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением в резервуарах;

уменьшения амплитуды колебаний температур поверхности нефти или нефтепродуктов и газового пространства резервуара;

улавливание паров нефти или нефтепродуктов, выходящих из резервуаров;

При рациональной эксплуатации резервуаров и других сооружений, связанных с транспортировкой и хранением нефти и нефтепродуктов;

Уменьшение в резервуаре объёма газового пространства осуществляется путём разобщения его и свободной поверхности нефти или нефтепродукта. С этой целью применяются текучие вещества (эмульсии, микрошарики) или жёсткие и полужёсткие конструкции (плавающие крыши, понтоны) из материалов, стойких к воздействию нефти или нефтепродуктов. При таком способе сокращения потерь от испарения вещества или конструкции плавают на свободной поверхности нефти или нефтепродуктов, перемещаясь вдоль корпуса резервуара при изменении в нём уровня жидкости.

Плавающие эмульсии. Представляют собой вязкую белую массу, плотность которой меньше плотности защищаемой жидкости, вследствие чего они способны плавать на её поверхности. В качестве дисперсной среды в них применяется вода, а дисперсной фазой являются нефтепродукты.

Практического применения в промышленности известные эмульсии пока не получили из-за их непродолжительного срока службы.

Микрошарики и пластмасс. Их изготавливают из фенольно-формальдегидной или карбамидной смолы. Они представляют собой сферы, наполненные инертным газов - азотом.

Достоинством этого средства сокращения потерь от испарения является возможность применения микрошариков как во вновь построенных, так и в эксплуатирующихся резервуарах. При этом полезный объём резервуаров практически не сокращается.

Основными недостатками применения микрошариков являются: унос их в трубопровод; нарушения целостности защитного слоя вследствие размыва её струёй нефти при заполнении резервуара; смерзание микрошариков на свободной поверхности нефти или нефтепродукта при отрицательных температурах.

Микрошарики не получили широкого применения в промышленных условиях.

Плавающие крыши. СНиП II-106 - 79 допускает строительство резервуаров с плавающей крышей до 120 тыс. м3.

Конструкция плавающих крыш может быть сведена к четырём основным типам (рисунок 2): дисковые (а); однослойнае с кольцевым коробом (б) или с кольцевым и центральным коробами (в); двухслойные (г).



Рисунок 2 Схемы основных типов плавающих крыш

Дисковая крыша конструктивно исполнена в виде металлического диска со сплошным вертикальным бортом. Она не надёжна в эксплуатации. Появление течи в любой её части, соприкасающейся с нефтью или нефтепродуктом, приводит к заполнению внутренней чаши и, в конечном счёте, к потоплению. Эффективным направлением совершенствования конструкции этих крыш может являться придание им непотопляемости путём заполнения внутренней чаши лёгким пористым материалом типа пенополиуретана.

Плавающие крыши второго типа состоят из кольцевого понтона, расположенного по периферии металлического диска, или из кольцевого и центрального понтонов, соединённых металлическим настилом.

Двухслойные плавающие крыши изготавливают из двух металлических дисков, между которыми устанавливаются металлические вертикальные перегородки.

Крыши этого типа выдерживают вертикальную нагрузку до 1962 Па и не тонут при появлении течи в 85 % отсеков.

Обычно плавающим крышам придают уклон к центральной части для сбора и отвода ливневых вод.

Для нормального перемещения плавающей крыши при заполнении или опорожнении резервуаров и предотвращения её заклинивания при попадании продукта в отсеки или неравномерной осадке фундамента предусматривается кольцевой зазор между корпусом резервуара и бортом крыши.

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг оси, в резервуаре обычно устанавливают вертикальные направляющие из труб, которые одновременно используются для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти или нефтепродукта.

Непосредственно на настиле плавающей крыши монтируются замерный люк, люки-лазы, дыхательные клапаны, водоприёмник дренажной системы, направляющие катучей лестницы, устройства для заземления, патрубки для крепления опорных стоек.

Резервуар с плавающей крышей оснащён размывающими головками, предотвращающими накопление осадков на днище резервуара, сниженным пробоотборником ПСР-1 и прибором дистанционного измерения уровня УДУ-5М, сигнализатором максимального уровня жидкости СУЖ-1М и системой пожаротушения.

Металлические понтоны. Понтоны - эффективное средство сокращения потерь нефти от «малых и больших дыханий» и «обратного выдоха» резервуара.

Резервуар с понтонов отличается от резервуара с плавающей крышей наличием стационарной кровли, защищающей понтон от атмосферных осадков. В результате этого отпадает необходимость в сооружение малонадёжных в эксплуатации дренажных систем и катучей лестницы, облегчаются условия работы уплотняющих затворов, предотвращается загрязнение нефтепродуктов и т.д.

В современных металлических понтонах металлические короба-сегменты без верхней крышки (короба открытого типа). Металлический настил изготавливают в заводских условиях и транспортируют в виде рулона к месту монтажа.

Эффективность применения понтонов для сокращения потерь нефти или нефтепродуктов определяется степенью герметизации зазора между понтоном и стенкой резервуара и вокруг направляющих стоек, что зависит от конструкции уплотняющего затвора.

Как показал опыт длительной эксплуатации и многочисленные испытания, конструкция затвора из обрезиненного бельтинга, она не обеспечивает надёжного перекрытия зазора уже в начале эксплуатации; материал с течением времени стареет, теряет упругость и затвор провисает, оставляя зазор открытым.

Во ВНИИСПТНефть разработан мягкий уплотняющий затвор ЗУПР для резервуаров с металлическим понтоном и стационарной крышей, он обладает рядом преимуществ перед известными затворами мягкого типа.

Затвор ЗУПР состоит из закреплённой по периметру понтона оболочки, изготовленной из тонкого эластичного непроницаемого бензомасло - и морозостойкого материала повышенной прочности. Внутри оболочки находится эластичный материал, упругость которого достаточна для восстановления первоначальной формы затвора после снятия нагрузки, деформирующий его. В результате этого повышается пластичность затвора, его способность заполнять все неровности на стенках резервуара и компенсировать отклонения их от вертикали.

Затвор ЗУПР частично погружён в хранимую в резервуаре жидкость и имеет собственную плавучесть. Вследствие этого под затвором отсутствует газовое пространство, что повышает эффективность понтона в сокращение потерь нефти или нефтепродуктов от испарения.

Во ВНИИСПТНефть разработана конструкция затвора ЗУС для герметизации зазора вокруг направляющей стойки плавающей крыши или понтона. Затвор состоит из металлического корпуса, внутри которого находятся свободно лежащие два металлических кольцевых диска с закреплённой между ними диафрагмой из износоустойчивого и маслобензостойкого материала. В дисках и диафрагме имеется отверстие для направляющей стойки, причём диафрагма плотно прилегает к стойке и скользит по ней при движении понтона вверх и вниз. Корпус затвора неподвижно прикреплён к патрубку плавающей крыши (понтона).

Вследствие простоты конструкции, удобства монтажа и эксплуатации и практически полной герметизации кольцевого затвора между направляющей стойкой и патрубком затвора нашёл применение на ряде предприятий в резервуарах, как с понтоном, так и с плавающей крышей.

Затвор ЗУС рекомендован к серийному производству.

Понтоны из синтетических материалов. Развитие нефтехимической промышленности, создание и рост производства синтетических материалов позволили разработать конструкцию понтона из синтетических материалов (ПСМ). Такая конструкция понтонов для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров вместимостью 100, 200, 300, 400, 700, 1000, 3000, и 5000 м3 со щитовой кровлей разработана во ВНИИСПТНефть.

Понтон состоит из отдельных элементов, большинство которых изготовлено из синтетических материалов. Размеры элементов позволяют вести монтаж понтона как во вновь построенных, так и эксплуатирующихся резервуарах. Причём к резервуару ряд деталей доставляют собранные в секции или рулоны. Так как поплавки, ковёр и некоторые другие элементы понтона изготавливают из синтетических материалов, значительно уменьшается размеры и масса отдельных элементов, узлов и понтона в целом.

Понтон состоит из кольца жёсткости, уплотняющего затвора, поплавков, сетки с отводом заземления, дренажного устройства и крепёжных деталей. Для ограничения движения понтона вниз и для опирания его в крайнем нижнем положении в резервуаре смонтированы опорные устройства.

Плавучесть понтона обеспечивается поплавками, изготовляемыми из химически стойкого к углеводородам плиточного пенопласта ПХВ-1. Для стока нефтепродукта с поверхности понтона в случае аварийного переполнения резервуара и отвода конденсата предусмотрено дренажное устройство.

Для удобства монтажа, осмотра и ремонта понтона в третьем поясе резервуара установлен люк-лаз. Конструкция понтона позволяет при его осмотре и ремонте перемещать на поверхности поплавок.

Практика показала, что понтоны из синтетических материалов по сравнению с металлическими практически непотопляемы (вследствие отсутствия полых поплавков), обладают хорошей гибкостью, позволяют вести ремонт без применения огневых работ в резервуаре. Их можно собирать в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса. У них значительно меньше масса и небольшой расход металла. При их использовании полезная ёмкость резервуара уменьшается незначительно.

На основании многолетнего опыта эксплуатации в промышленных условиях понтоны ПСМ были модернизированы и рекомендованы к серийному производству.

Диски-отражатели получили широкое применение в качестве временного средства для сокращения потерь нефти или нефтепродуктов от испарения от металлических наземных и заглубленных железобетонных резервуаров. Их конструкция весьма проста, позволяет монтировать диски как во вновь строящихся резервуарах, так и в эксплуатирующихся, заполненных нефтью или нефтепродуктом, без применения огневых работ и какой-либо предварительной подготовки.

Диск-отражатель изготовлен из листового металла толщиной 1-2 мм. Он состоит из трёх частей, соединённых шарнирами. Эксцентрично относительно оси диска на шарнирах к нему крепится стойка, предназначенная для подвески диска-отражателя в резервуаре. На нижнем конце стойки имеется косынка, фиксирующая диск отражатель в горизонтальном положении. Между нижним фланцем огневого предохранителя и фланец монтажного патрубка на резервуаре устанавливается промежуточный фланец с приваренной бобышкой, в которой закрепляется стойка.

Сложенный диск-отражатель вводят через монтажных патрубок дыхательного клапана в резервуар, слегка втягивают до принятия им горизонтального положения и крепят к промежуточному фланцу. После этого огневой предохранитель и дыхательный клапан устанавливают на место.

Для сокращения потерь от испарения при использование дисков-отражателей должно соблюдаться следующее условие: время простоя резервуара от момента окончания выкачки до момента закачки не должно превышать в среднем 3-4 суток.

Вследствие простоты конструкции диски-отражатели могут быть изготовлены в мастерских непосредственно на предприятиях по чертежам ВНИИСПТНефти.

Диски-отражатели прошли приёмочные испытания и рекомендованы к применению.

Резервуары повышенного давления. Для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов, в частности авиа - и автобензинов, под избыточным давлением используют резервуары повышенного давления (каплевидные, шаровые, резервуары ДИСИ и др.). Хранение нефтепродуктов в таких резервуарах даёт возможность при работе резервуара на заданное для конкретного климатического района избыточное давление уменьшить потери от «больших дыханий».

Наибольший эффект в сокращение потерь от испарения из резервуаров повышенного давления достигается при длительном неподвижном хранении в них легкоиспаряющихся нефтепродуктов или небольшой оборачиваемости.

Стальной каплевидный резервуар вместимостью 5000 м3 рассчитан на внутреннее давление 7000 мм. вод. ст. и вакуум 100 мм. вод. ст. Резервуару придана форма капли, что позволило максимально использовать технические возможности материала оболочки. Для придания жёсткости резервуару оболочка оснащена жёстким каркасом.

Оболочка в нижней части резервуара плавно переходит в днище. Она состоит из двух торцовых частей и цилиндрической вставки. Изменяя стандартную цилиндрическую вставку, можно образовать резервуары различной вместимости.

Днепропетровский инженерно-строительный институт разработал резервуары ДИСИ вместимостью 400, 700, 1000 и 2000 м3, рассчитанный на избыточное давление от 1300 до 2500 мм вод. ст.

Резервуар ДИСИ состоит из цилиндрического кожуха, плоского днища обычной конструкции и сфероцилиндрической кровли. Кожух и днище монтируются из рулонных заготовок. Кровля состоит из большого числа цилиндрических лепестков, что позволяет без изготовления листов двоякой кривизны придать ей форму поверхности вращения. Лепесток изготовляют следующим образом. Двум металлическим листам на вальце придают различные радиусы кривизны (большой и малой), образуя из них цилиндрические элементы. Затем эти элементы сваривают в месте перехода от малого радиуса к большому, в результате образуется лепесток сфероцилиндрической кровли.

Для компенсации давления в газовом пространстве при малом количестве жидкости на листы окрайков днища и предотвращения деформации корпуса низ его закрепляют анкерными болтами в фундаменте-противовесе.

Расчётное давление в резервуарах ДИСИ в 6-9 раз, а у каплевидных в 35 раз выше давления в типовом резервуаре. И при длительном хранении или небольшой оборачиваемости, особенно в южных районах, эти резервуары экономичнее типовых.

Наиболее рациональное применение резервуаров повышенного давления вместимостью до 5000 м3.

Отражательно-тепловая изоляция. Эта изоляция предназначена для предохранения вертикальных цилиндрических резервуаров от воздействия солнечной радиации. Её навешивают на корпус и накладывают на крышу резервуара.

Изоляция состоит из двойных щитов-экранов с воздушными прослойками между ними. Каждый щит собирается из двух волнистых (или волнистого и плоского) асбоцементных листов, которые образуют воздушные прослойки на кровле и корпусе резервуара. Поверхность листов окрашивается алюминиевой краской.

Тепловой поток, проходя последовательно через ряд слоёв с различным термическим сопротивлением, уменьшается, вследствие чего сокращается амплитуда колебания температуры паровоздушной смеси и поверхности нефтепродукта в резервуаре, т.е. сокращаются потери нефтепродукта от «малых дыханий».

Эффективность отражательно-тепловой изоляции зависит от степени экранирования кровли и корпуса резервуара, а так же от степени наполнения резервуара. Однако, как показали исследования, при экранировании только кровли или кровли и части боковых стенок отражательно-тепловая изоляция способствует увеличению потерь нефтепродукта от испарения. В частично экранированном резервуаре скорость распространения паров в газовом пространстве превышает скорость распространения паров в незащищённом резервуаре и, следовательно, амплитуда изменения парциального давления бензиновых паров в изолированном резервуаре также больше, что ведёт к увеличению потерь паровоздушной смеси.

С увеличением степени экранирования корпуса резервуара, а так же с повышением степени наполнения резервуара эффективность отражательно-тепловой изоляции для сокращения потерь от «малых дыханий» резервуаров возрастает.

Как показали эксперименты, концентрация нефтяных паров в газовом пространстве изолированного и не изолированного резервуаров различается незначительно. Поэтому отражательно-тепловая изоляция практически не сокращает потери от «больших дыханий».

К преимуществам отражательно-тепловой изоляции относится возможность применения её для сокращения потерь от «малых дыханий» резервуаров с различной конструкцией кровли.

Водяное орошение резервуаров. При орошении резервуара вода, покрывая тонкой плёнкой его поверхность, аккумулирует часть солнечной энергии, вследствие чего уменьшается нагрев кровли и стенок и, следовательно, газового пространства резервуара.

Оросительные установки монтируются на кровле резервуара и обычно выполняются в виде сегнетова колеса.

Орошение резервуаров водой сокращает потери в основном только от «малых дыханий» в результате значительного уменьшения амплитуды колебания температуры газового пространства. Сокращение потерь от «больших дыханий» при водяном орошении незначительно, так как концентрация бензиновых паров в газовом пространстве опытного и контрольного резервуаров отличаются друг от друга в пределах ошибки измерения.

Сокращение потерь от «малых дыханий» при водяном орошение колеблется в широких пределах в зависимости от погоды.

Чтобы получить максимальный эффект от оросительных систем, их включение в работу производится в солнечные дни или в дни с переменной облачностью не позднее чем через 1-1,5 ч после восхода солнца, а выключение - не ранее чем за 2-2,5 ч до захода солнца. Это связано с тем, что расширение паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара происходит в утренние часы до полудня. По достижении газового пространства резервуара максимальной температуры расширения смеси и, следовательно, «выдох» прекращается. С началом уменьшения температуры газового пространства начинается «вдох». Однако оросительные установки должны продолжать работу и во время «вдоха», так как при несвоевременном их отключении происходит дополнительно «малое дыхание».

Для получения максимального эффекта в сокращение потерь от испарения при использовании водяного орошения целесообразно процесс включения - отключения оросительных установок автоматизировать. При этом необходимо принимать меры по защите резервуаров от коррозии и фундаментов от размыва стекающей водой.

Окраска резервуаров. Величина потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов в значительной степени зависит от амплитуды колебания температуры паровоздушной смеси в резервуаре.

Чтобы уменьшить амплитуду колебания температура в резервуаре, применяют наружную лучеотражающую окраску его корпуса и крыши. Наибольшее распространение для окраски резервуаров получила алюминиевая краска.

Экспериментальные исследования показали, что для сокращения потерь от «малых дыханий» эффективно применение внутренней окраски резервуара. Теоретически предпосылки этого способа сокращения потерь следующие. Согласно закону теплового излучения тел количество излучённой энергии зависит от степени черноты тела. Окисленная внутренняя поверхность стенок резервуара обладает высокой степенью черноты. Если понизить степень черноты этой поверхности путём окраски её в светлый тон, количество излучаемой энергии уменьшится и, следовательно, уменьшится температурный перепад паровоздушной смеси и значение потерь паров нефтепродуктов.

Исследования температурного режима этих резервуаров показали, что окрашенная поверхность стенок резервуара из-за понижения степени черноты излучает меньшее количество тепла. Вследствие этого в газовом пространстве покрашенного внутри резервуара значительно уменьшается амплитуда колебания температуры паровоздушной смеси и соответственно снижаются потери от испарения. Отношение средней температуры свободной поверхности в окрашенном и неокрашенном резервуаре за период наблюдений составляет 0,9.

Покраска внутренней поверхности стенок и кровли резервуаров в светлый тон позволяет не только сократить потери от «малых дыханий», но и значительно продлить срок службы резервуаров из-за уменьшения коррозии.

Дыхательная арматура резервуаров. Для сокращения потерь нефтей при вентиляции газового пространства резервуара, выдувании их паров ветром и испарении необходимо герметизировать газовое пространство. Это обеспечивается дыхательной арматурой. В комплект дыхательной арматуры входят дыхательный и предохранительные клапаны.

Дыхательный клапан служит для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой при достижении в нём давления или вакуума, на который рассчитана конструкция резервуара. Предохранительный клапан имеет то же назначение, что и дыхательный, но срабатывает только при предельно допустимых для резервуара значениях давления и вакуума. Огневые предохранители предотвращают попадание пламени в резервуар через дыхательную арматуру.

Для герметизации газового пространства резервуаров высокого давления создана специальная дыхательная арматура, включающая мембранный дыхательный клапан НДКМ-630 и гидравлический предохранительный клапан КПГ-250. В связи с освоением нефтяных районов Сибири и Крайнего Севера созданы непримерзающие дыхательные клапаны КДС пропускной способностью 1500 и 3000 м3/ч, способные герметизировать газовое пространство при температуре до -60 0С.

Установка на резервуарах непримерзающей дыхательной арматуры позволяет ликвидировать потери нефти или нефтепродуктов от вентиляции и испарения, снизить пожароопасность и улучшить санитарно-гигиенические условия в пунктах их применения.

Газосборные и газоуравнительные системы. Данная схема представляет собой группу резервуаров, газовое пространство которых соединено между собой газопроводами и подключено к газосборникам (рисунок 3).

Рисунок 3 Принципиальная схема газовой обвязки резервуаров

Выбор способа сокращения потерь

В[3] утверждается, что понтоны сокращают потери от “больших дыханий ” на 70…75% при коэффициентах оборачиваемости резервуаров тонн/год, и на 80…85% при тонн/год; сокращение потерь от “малых дыханий “ составляет 70%.

Согласно экспериментальным данным, эффективность понтонов составила лишь 60…66% .

На основании заложенных в «Нормах естественной убыли» нормативов [1 ] рассчитана эффективность применения понтонов во 2-й климатической зоне, к которой относится основная часть России. Для резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов эффективность применения понтонов %.

При этом необходимо учитывать, что разброс значений достаточно велик. Чем его объяснить?

Из-за несовершенства геометрической формы резервуаров между их системой и затвором всегда есть зазоры. Через них происходит постепенное насыщение углеводородами надпонтонного пространства. Чем длительнее простой резервуара с нефтью, тем ниже . Следовательно, эффективность применения понтона напрямую зависит от времени простоя резервуара с нефтью.

Можно с уверенностью утверждать, что понтоны целесообразнее применять на резервуарах большой ёмкости и с высоким коэффициентом оборачиваемости.

Список использованной литературы

1. Коршак А.А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения. - Уфа: ООО «Дизайнполиграфсервис»,2001.-144с.

2. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новосёлов В.Ф. и др. - М: Недра,1981.-248 с.

3. Бронштейн И.С. Об эффективности различных технических средств в борьбе с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов / Сб. науч. Тр. НИИТранснефть. Вып.6. = Уфа, 1969-С.153-171.

4. Бунчук В.А. Потери нефти и нефтепродуктов при хранении и транспорте и средства их сокращения / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1978. - №5. - С.-9-11.

5. Коршак А.А., Ботыгин Г.Н., Шаммазов А.М. Об эффективности применения понтонов для сокращения потерь бензинов / Транспорт и хранение нефтепродуктов.-1997. - №10. - С. -9-12.

Размещено на Allbest.ru

...