Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Сокращение потерь нефти от испарений на ЛПДС «Языково»



Введение

диспетчерский резервуар нефть испарение

Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных продуктов к потребителю связана со значительными их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном транспорте, из резервуаров, от неполного слива железнодорожных и автомобильных цистерн, обводнения, зачистки, а также вследствие аварий, разливов, разбрызгивания и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят к затратам общественного труда и снижению эффективности производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта. Из товарного и сырьевого резервуарных парков только одного нефтеперерабатывающего завода в атмосферу уходит в среднем около 50 тыс. тонн углеводородов в год. Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов.

Потери нефти и нефтепродуктов обусловливаются как специфическими их свойствами, так и условиями перекачки хранения, приёма, отпуска, техническим состоянием средств транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовестностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродуктов в окружающую среду приняли глобальный характер и без постоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению нефтепродуктов.

В практике нефтяного промысла наиболее часто встречаются потери нефти от испарения при хранении, наполнении резервуара, а также при его опорожнении.

В данной работе будут произведены расчеты некоторых видов потерь от испарения из резервуара РВС - 5000 (№9 в резервуарном парке) ЛПДС «Языково» Туймазинского нефтепроводного управления.



1. Общая характеристика линейного производственно - диспетчерской станции (ЛПДС) «Языково»

ЛПДС «Языково» представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральным нефтепроводам и делится по назначению на три нефтеперекачивающие станции: НПС - 2, НПС - 3 с емкостью и НПС - 4 без емкости.

1.1 Назначение и состав НПС с ёмкостью

Нефтеперекачивающая станция НПС - 2 введена в эксплуатацию в 1962 году, входит в состав ЛПДС Языково Туймазинского НУ и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу ТУ-2 (68 км.), ТУ-3 (65 км.). Проект нефтеперекачивающей станции разработан институтом "Гипротрубопровод".

В состав НПС-2 входят:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная;

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами, системой смазки и откачки утечек;

- фильтра-грязеуловители;

- система автоматического регулирования давления;

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно - бытовые здания и сооружения;

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти является перекачка с «подключенными резервуарами».

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением 0.07 МПа, через приемные задвижки № 117, 182, 183, 103, 126, 104, 129, 130 на фильтры-грязеуловители. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен.

Нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в насосную.

Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапана № 1, 2.

Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом 14НДсН и подается на прием магистральных насосов НМ 1250x260.

Нефтеперекачивающая станция НПС - 3 введена в эксплуатацию в 1966 году, входит в состав ЛПДС «Языково» ТНУ и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «К-Я-С» на участке 160-323 км.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан институтом «Типроспецпром-строй".

В состав НПС - 3 входят:

- резервуарный парк;

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами, системой смазки и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно - бытовые здания и сооружения

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС-3 является перекачка с «подключенными резервуарами».

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением 0.07 МПа, через приемные задвижки № 138, 224 и направляется на фильтра-грязеуловители. По факсограмме с РДП по работе на «Салаватнефтеоргсинтез» нефть поступает в зависимости схемы подкачки по задвижкам № 305, 318. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом 14НДсН и подается на прием магистральных насосов. При работе нефтепровода ТОН-2 нефть подается на МНА НМ 1250-260 через задвижку № 318.

Нефтеперекачивающая станция БКНС введена в эксплуатацию в 1977 году, входит в состав ЛПДС «Языково» ТНУ и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу НКК на 1849 км.

Проект нефтеперекачивающей станции разработан институтом "Гипротрубопровод".

В состав НПС - 4 входят:

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- узел регуляторов давления;

- система сглаживания волн давления;

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно - бытовые здания и сооружения.

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

Нефть перекачивается по нефтепроводу НКК с головной перекачивающей станции Нурлино. Нефть поступает на НПС-4 через приемную задвижку № 23, 29 (см. технологическую схему) расположенную в узле пропуска очистных устройств. Узел пропуска очистных устройств позволяет вести перекачку нефти как через НПС-4, так и минуя ее. При перекачке нефти через НПС открыты задвижки № 23, 26, 27, 28, 29, а задвижки № 24, 25, 30 - закрыты. При перекачке нефти, минуя НПС, открыты задвижки № 23, 24, 27 а задвижки №25, 26, 29, 30 - закрыты.

Нефть проходит через фильтры-грязеуловители № 1, 2, 3, где она очищается. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя.

Далее нефть поступает в магистральную насосную. На участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС - 4 установлена система типа Аркрон -1000 с клапанами Флекс - Фло в количестве 6 шт., производства США. При появлении волн давления ССВД обеспечивает сброс части потока нефти с приемной линии магистральной насосной в сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа. ССВД срабатывает при скорости повышения давления выше 0,3 МПа/с и при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/сек. ССВД может быть отключена от приемной линии магистральной насосной задвижками № 7, 8.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

минимальное давление на входе в магистральную насосную 0,5 МПа.

максимальное давление на выходе из магистральной насосной 3,95 МПа.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки № 1, 2 на суммарную производительность Q = 12500 м³/ч.

После узла регуляторов давления нефть подается на следующую НПС «Субханкулово».

1.2 Физико-химические свойства нефти

Физико-химические свойства нефтей, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу, зависит от их состава. Основную массу нефти составляют углеводороды (более 98%), доля других компонентов - смол, асфальтенов, солей, механических примесей, воды. Количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими углеводородами и другими компонентами определяет свойства нефти, которые необходимо учитывать при товарно - учетных операциях (плотность, сжимаемость, коэффициент температурного расширения и др.), перекачки (вязкость, напряжение сдвига, температура застывания, теплоемкость и др.), переработке и использовании в качестве топлива (выход фракций, температура начала кипения, молекулярная масса и др.).

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются, главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры и давления.

Плотность нефти - масса нефти в единице объема. При изменении температуры плотность нефти изменяется: при повышении температуры она уменьшается, при понижении температуры увеличивается. Зависимость плотности с (кг/м³) нефти от температуры T (°C) определяется формулой

где - плотность нефти при температуре 20°C; (1/°C) - коэффициент объемного расширения.

При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. Плотность нефти при увеличении давление возрастает, а при уменьшении давления - убывает. Зависимость плотности с (кг/м³) нефти от давления p представляется формулой

где - плотность нефти при стандартных условиях(атмосферном давлении и температуре +20°C); в(1/Па) - коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого составляет 0,00078 Мпа^-1.

Вязкость - важнейшее технологическое свойство нефти. Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между 2 смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис 1.2.1).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:



где А - площадь перемещающихся слоев жидкости;

F - сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy - расстояние между движущимися слоями жидкости;

dv - разность скоростей движущихся слоев жидкости.

м - коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рисунок 1.2.1 - Движение двух слоев жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ - [ПаЧс, мПаЧс];

- система СГС - [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (смЧс)].

С вязкостью связан параметр - текучесть (j) - величина обратная вязкости:



Кроме динамической вязкости для расчетов используют также параметр Кинематическая вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.

Единицы измерения кинематической вязкости:

- система СИ - [м²/с, мм²/с];

- система СГС - [стокс (ст), сантистокс (сст)];сст =1*10^-4 м²/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.

С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает.

Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

1.3 Климатические данные

Климат местности континентальный, с суровой и продолжительной зимой, коротким, иногда жарким летом.

? температура воздуха наиболее холодных суток -41⁰С

? температура воздуха наиболее холодной пятидневки -38⁰С

? среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца (январь) -14,9⁰С

? средняя температура воздуха периода со среднесуточной температурой воздуха менее 0⁰С -9,4⁰С, продолжительность- 159 суток

? абсолютно-минимальная температура воздуха -49⁰С

? температура воздуха наиболее теплых суток +27,3⁰С

? температура воздуха наиболее теплой пятидневки +22,4⁰С

? среднемесячная температура воздуха наиболее теплого месяца (июль) +18,9⁰С

? средняя температура воздуха периода со среднесуточной температурой воздуха более 0⁰С +10,4⁰С, продолжительность -206 суток

? абсолютно-максимальная температура воздуха +39⁰С

? среднегодовая температура воздуха +2,8⁰С

? среднемесячная влажность наиболее холодного месяца 80%

? среднемесячная влажность наиболее теплого месяца 72%

? суточный минимум осадков 58мм

? преобладающее направление ветра за декабрь-февраль «южный»

? преобладающее направление ветра за июнь-август «северный»

? среднее барометрическое давление 990 гПа

? строительно-климатическая зона IB



2. Описание резервуара РВС-5000 и его оборудование

На территории ЛПДС «Языково» расположены шесть резервуаров: с понтоном РВСП-5000 №7,8,10-12 (резервуар высотный стальной понтонный, объемом 5000 м³) и без понтона РВС-5000 №9.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуарные конструкции 5000 эксплуатируются в качестве емкостей для хранения, выдачи нефтепродуктов, технических веществ и воды в различного рода климатических условиях.

РВС 5000 широко распространен в промышленной нефтедобывающей и перерабатывающей отраслях. Они представляют собой (Рисунок 2.1) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Рисунок 2.1 - Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³



Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

К основным конструктивным элементам резервуара относят:

? стенка, включая врезки патрубков и люков;

? днище;

? крыша (каркасная или щитовая);

? площадки и ограждения на крыше;

? лестница (кольцевая или шахтовая);

? технологические люки и патрубки.

По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары делятся на следующие

? резервуар со стационарной крышей без понтона;

? резервуар со стационарной крышей с понтоном;

? резервуар с плавающей крышей.

Резервуарное оборудование

В зависимости от характеристик хранимого продукта резервуар оснащается оборудованием различного назначения:

- вентиляционное и дыхательное (клапаны, патрубки),

- измерительное и сигнализирующее (уровнемеры различных типов, датчики уровней, пробоотборники),

- пожарное (генераторы пены, системы орошения),

- предохранительное (хлопуши с механизмами управления)

- устройства слива/налива (приёмо-раздаточные, плавающие заборные устройства),

- другое технологическое оборудование (устройства размыва донных отложений, краны слива подтоварной воды (сифонные) и др.)

Ассортимент резервуарного оборудования достаточно большой, поэтому пример размещения оборудования приведен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Резервуарное оборудование



3. Виды потерь от испарения

При эксплуатации резервуара в течение суток температура окружающего воздуха, состояние облачности, и другие погодные условия могут существенно меняться. В большинстве случаев это приводит к увеличению температуры в газовом пространстве, вследствие чего увеличивается процесс насыщения газового пространства лёгкими фракциями нефти.

При этом увеличивается давление в газовом пространстве. При достижении давления в газовом пространстве определённой величины, срабатывает дыхательный клапан, газовая смесь выходит в атмосферу. Происходит «малое дыхание», в зависимости от того, в какую сторону произошло изменение температуры (уменьшение или увеличение), можем наблюдать «вдох» или «выдох».

Потери нефти от испарения при заполнении или опорожнении резервуара «большие дыхания».

Данные потери происходят вследствие разности давлений атмосферного и давления внутри резервуара.

При заполнении резервуара нефтью происходит интенсивное насыщение газового пространства резервуара парами нефти, при этом давление в газовом пространстве возрастает за счёт подкачки нефти. При достижении давления в газовом пространстве определённой величины, срабатывает дыхательный клапан, газовая смесь выходит в атмосферу. Происходит «большой выдох».

При опорожнении резервуара в газовом пространстве происходит разряжение, при этом свежий воздух через дыхательный клапан поступает в резервуар. Происходит «большой вдох».

Потери нефти от «обратного выдоха» наблюдаются при дополнительной откачке нефти, при этом через определённое время происходит насыщение газового пространства парами нефти, и можем наблюдать «обратный выдох».

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения и окисления нефтепродуктов.

Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по не зачищенным трубопроводам.

Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков.

Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения.

3.1 Расчет потерь от испарений из резервуаров

Расчет потерь нефти от испарения из резервуара РВС-5000 от “малых дыханий”

Исходные данные: плотность нефти , вязкость , давление насыщенных паров Р_у=57,75 кПа, площадь зеркала нефти F_н=408м², температура начала кипения нефти Т_нк=343К, диаметр резервуара D=22,8м, высота стенки резервуара Н=11,9 м, кровля коническая [6], расчетный число - 9 июля, местонахождение резервуара широта , республика Башкортостан.

1) Принимаем, что средняя температура воздуха равна среднесуточной температуре нефти: Т_ср=293,2 [1]

2) Находим удельную теплоемкость:

3) Определяем теплопроводность нефти:

4) Рассчитываем коэффициент температуропроводности:

где плотность нефтепродукта при средней температуре нефтепродукта Тп.ср.;

- удельная теплоемкость;

теплопроводность.

5) Пересчитываем плотность на среднюю температуру



где - коэффициент объемного расширения ([1],табл.1.1)

6) Расчетное отклонение Солнца 9 июля

7) Продолжительность дня

8) Находим коэффициент m:

где - продолжительность дня.

9) Определяем интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле Кастрова-Савинова:



Где коэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности облачности, запыленности; при безоблачном небе;

- географическая широта места установки резервуара

10) Определяем расчетную высоту газового пространства резервуара:

где Н - высота боковых стенок вертикальной части резервуара;

Н_взл - высота взлива нефти в резервуаре;

Н_К - высота конуса крыши.

где F_H - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

Н_Г - средняя высота газового пространства.

11) Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную плоскость

где D- диаметр резервуара;

НГ- высота газового пространства.

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



13) Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

14) Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:

где степень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67)

для алюминиевой краски;

i_o - интенсивность солнечной радиации;

15)Определяем величины коэффициентов теплоотдачи б_г, б_в.л, б_р, б_в.к, определим по графикам:

где ) - коэффициенты теплоотдачи конвекцией;

- коэффициенты теплоотдачи излучением;

- коэффициенты теплоотдачи радиацией соответственно в ночное и дневное время.

16) Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формуле:

где и -соответственно коэффициенты теплоотдачи от

паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве

резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного времени;

F_H - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

F - площадь поверхности стенок, ограничивающих ГПР;

- теплопроводность нефти.

17) Определяем избыточные максимальную и минимальную температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти

где -минимальная температура воздуха;

- средняя температура нефтепродукта.

где

- максимальная температура воздуха.

- коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время

;

18) Избыточные температуры газового пространства, отсчитываемые от средней температуры нефти

19) Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:

20) Определяем газовую постоянную паров нефтепродукта:

,

где =8314,3 Дж/(моль К);

М - молярная масса паров нефтепродукта;

где



- температура начала кипения нефтепродукта

21) Находим объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре

22) Средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени:

где Н_1Г, Н_2Г - высоты газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки;

- прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время выкачки ф_в нефтепродукта;

- то же самое за время простоя.

Выкачка нефти из резервуара производилась с 10⁰⁰ 7 июля до 0⁰⁰ 9 июля, после этого уровень налива держался на отметке 2,65 м с 0⁰⁰ 9 июля до 12⁰⁰ 12 июля:

ф_в=34 ч;

ф=84 ч.

Средняя производительность выкачки:

где Н_взл1 и Н_взл2 - уровни взлива нефти соответственно до и после выкачки.

Скорость входящего воздуха:

где k - число действующих дыхательных клапанов (для РВС-5000 k=2),

d_П - диаметр (условный проход) монтажного патрубка дыхательного клапана.

Выкачка нефти производилась с относительно небольшой производительностью, соответственно скорость входящего воздуха также мала и величиной в данном случае можно пренебречь:

Т.к. время простоя резервуара равно 84 ч при солнечной погода, то принимаем .

Получаем:



Учитывая, что не может быть больше 1, принимаем

23) Минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара с учетом степени заполнения резервуара:

значит расчет производим по формуле:

где - средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени,

где р_s - давление насыщенных паров нефтепродуктов при Т=Т_{г min}

p_s=9 кПа,

24) Температурный напор:

25) Почасовой рост концентраций в газовом пространстве:



где - давление в газовом пространстве резервуара

26) Продолжительность выдоха:

27) Максимальная концентрация:

где

28) Максимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:

29) Объём газового пространства резервуара:



30) Вытесняемый объём паровоздушной смеси:

31) Среднее массовое содержание паров нефти в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара:

32) Потери нефти при «малом дыхании» резервуара с установленными дыхательными клапанами:

33) Годовые потери от «малых дыханий» равны сумме потерь от всех «малых дыханий» в течение года. По определению, «малое дыхание» резервуара наблюдается только при остановке операций с нефтью в данном резервуаре. Указанный РВС 5000 используется для аварийного сброса двух нефтей. Поэтому закачка и выкачка нефти останавливается только на время проведения врезок, ремонтных, предупредительных или других видов работ с резервуаром. За год происходит 10 остановок. Средняя продолжительность остановки составляет 48 часов, т.е. 2 суток. Таким образом на РВС-5000 №9 происходит 20 «малых дыханий» в год.



где N_м.д - количество «малых дыханий» за год.

Расчет потерь нефти от “больших дыханий”

Используя данные п.3.1.1 определим потери от испарения при «большом дыхании», если закачка в резервуар осуществляется в течение 40000м³/ч от высоты взлива 2м до 9м.Закачке предшествовала откачка нефти в то же день с уровня 9,75м до 2м с производительностью 3500 м³/ч. Резервуар оснащен 2 дыхательными клапанами КДС-3000.

1) Продолжительность откачки и закачки нефти

2)

3,61 ч;

=2.8 ч;

3) Средняя высота взлива нефти в резервуаре при закачке и откачке

4) Средняя высота газового пространства резервуара при закачке и откачке нефти

где Н_Р - высота резервуара;

Н_взл - высота взлива;

Н_К - высота корпуса крыши.

5) Объемы жидкой и паровой фаз на момент начала откачки нефти из резервуара

6) Скорость закачиваемой нефти в приемо-раздаточном устройстве

7) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана

где r - радиус монтажного патрубка

N_к - число дыхательных клапанов

8) Диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефти, омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар

9)



10) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти

9) Так как откачка нефти производилась в тот же день, что и заполнение резервуара, то необходимо определить, как изменялась концентрация паров в газовом пространстве в ходе каждой из операций.

10) В процессе откачки средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре

11) Соотношение фаз

Так как

12) Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГПР в процессе откачки

13) Концентрация насыщенных паров нефти при откачке

14) Начальная объемная концентрация углеводородов в ГПР перед откачкой

15) Плотность паров нефти и воздуха при условиях откачки

16) Плотность ПВС перед началом откачки

17) Масса ПВС и паров нефти в газовом пространстве перед началом откачки

18) Объем и масса воздуха, подсасываемого в резервуар при его опорожнении

19) Если бы нефть в процессе опорожнения резервуара не испарялась, то к концу опорожнения объемная концентрация паров в газовом пространстве составляла бы



Соответственно средняя объемная концентрация паров нефти была бы

20) Поскольку в ходе опорожнения происходит донасыщение ГП парами нефти, то в качестве первого приближения принимаем, что .

При этой концентрации вычисляем:

- молярную массу ПВС:

- плотность ПВС:

- кинематическая вязкость ПВС:

- число Шмидта:

- коэффициент диффузии паров:



([1],табл.10.1)

- модуль движущей силы процесса испарения:

- величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по формуле:

- среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом:

-

- величина Kt-критерия при откачке нефти:

=55.9*10^-4

21) Плотность потока массы испаряющейся нефти в процессе откачки:

22) Масса нефти, испарившейся за время откачки:



23) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту завершения откачки:

Так как Сs0,278, то принимаем С_от=0,278.

24) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке:

Проверим каково расхождение ранее принятой и расчетной величины:

Так как расхождение составляет менее 5%, то уточнять концентрацию нет необходимости.

25) Парциальное давление паров нефти в ГП к началу простоя резервуара:

26) Объемы жидкой и паровой фаз в процессе простоя резервуара перед его заполнением, а также их соотношение:



Так как , то

27) Давление и концентрация насыщенных паров нефти при простое:

Так как P_s.прP⁽⁰⁾_у.пр, то испарения нефти в процессе простоя происходить не будет. Следовательно, начальная концентрация паров нефти в ГП в начале закачки С⁽⁰⁾_зак=0,261; Р⁽⁰⁾_у.зак=26418Па.

28)Средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре в процессе закачки, а также их соотношение:

Так как ,, то

29) Средние давления и концентрации насыщенных паров нефти в ГП при заполнении резервуара:

Так как Р_SзакР⁽⁰⁾_у.зак, то в процессе заполнения резервуара будет происходить донасыщение ГП парами нефти.

30) Примем, что средняя концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара равна С⁽⁰⁾_ср.зак=0,268.

При этой концентрации вычисляем:

? молярную массу ПВС:

? плотность ПВС:

? кинематическая вязкость ПВС:

? число Шмидта:

- коэффициент диффузии паров:

([1],табл.10.1)

? модуль движущей силы процесса испарения:

? величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по формуле:

?



? среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом:

? величина Kt-критерия при откачке нефти:

? скорость нефти в приемном патрубке резервуара:

? средняя характерная скорость перемешивания нефти в резервуаре:

? находим величину среднего комплексного параметра



? величина Kt критерия при заполнении резервуара:

? плотность потока массы нефти, испаряющегося в процессе закачки:

? масса нефти, испарившейся в процессе закачки:

? массы углеводородов и ПВС в ГПР на момент начала закачки:

? объем закачиваемой нефти и масса вытесняемой в атмосферу ПВС:

=1.62*1632=2644 кг;

? средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара:

? массовая концентрация паров нефти в ГП к моменту окончания закачки:



? соответствующая объемная концентрация паров в газовом пространстве:

Так как С_закСs_зак принимаем Сs_зак=0,268.

31) Находим расчетную среднюю концентрацию паров нефти в ГП в процессе закачки:

? отклонение расчетной величины от ранее принятой составляет

следовательно, средняя концентрация паров нефти в ГП резервуара в процессе его заполнения выбрана правильно.

32) Абсолютные давления срабатывания клапанов вакуума и давления НКДМ-350

Р₁=101320Па, так как закачка начинается днем

Р₂=101320+2000=103320 Па

33) Среднее парциальное давление паров нефти в ГП в процессе закачки:

34) Плотность паров нефти в процессе закачки:



35) Потери нефти от «большого дыхания»

Потери от «большого дыхания» составили 7764кг. Можно сделать вывод, что нецелесообразно производить откачку от максимального уровня взлива до минимального и заполнение резервуара практичсеки полностью.

Расчет потерь нефти от “обратного выдоха”

1) Продолжительность откачки нефти:

2) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана:

3) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти:



4) Среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом:

5) Величина Kt-критерия при откачке нефти:

6) Плотность потока массы нефти, испаряющейся в процессе откачки

7) Масса нефти, испарившейся за время откачки

8) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту завершения откачки:



11) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке:

Данная величина отличается от ранее принятой на

12) Газовая постоянная паров нефти:

13) Потери нефти от «обратного выдоха»:

Отрицательный результат расчета говорит о том, что при данных условиях потерь от «обратного выдоха» не будет.



4. Выбор средств 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;

- уменьшение парциального давления в ГП резервуара;

- улавливание паров нефти или нефтепродуктов, выходящих из резервуаров;

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

- хранение нефтепродукта в максимально-заполненных резервуарах;

- уменьшение внутрибазовых перекачек;

- своевременный ремонт и техническое обслуживание резервуаров.

4.1 Метод уменьшения газового пространства резервуара

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.

Плавающая эмульсия

Плавающая эмульсия 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 пластмассы

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; смерзание микрошариков на свободной поверхности нефти при отрицательных температурах. Микрошарики также не получили широкого применения в промышленных условиях.

Плавающие крыши

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

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

Для сокращения потерь от испарения также применяют различные виды понтонов. Понтоны изготавливают из стали, пенополиуретана, в настоящее время наиболее эффективным является применение понтонов из алюминиевых сплавов.

Понтон

Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов.

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

Резервуар с понтоном 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.

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.

4.2 Хранение нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением в резервуарах

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 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.

4.3 Уменьшение амплитуды колебаний температур поверхности нефти или нефтепродуктов и газового пространства резервуара

Чем меньше колебания температуры, тем меньше потери от испарения. Для этой цели используются:

1) лучеотражающая окраска резервуаров (используется алюминиевая краска «серебрянка», а в последнее время белые эмали - более долговечные и эффективные);

2) подземное хранение - на глубине 10 метров и более температура грунта постоянная, поэтому применение железобетонных подземных резервуаров сокращало потери от испарения, однако они были ненадежны - их покрытие относительно быстро разрушалось и их перестали использовать;

3) орошение резервуаров водой;

4) затенение небольших резервуаров.

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.

Орошение крыш резервуаров водой производится через специальные распылители. Вода, выходя из распылителей, создает водяную завесу, которая покрывает всю поверхность крыши и стекает по стенкам корпуса резервуара.

Орошение резервуаров водой сокращает потери в основном только от «малых дыханий» (на 20-30%) в результате значительного уменьшения амплитуды колебания температуры газового пространства.

Сокращение потерь от «малых дыханий» при водяном орошении 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 «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.

Для резервуаров с плавающими крышами и понтонами выбор цвета окраски не имеет существенного значения, поскольку суточные колебания температуры практически не влияют на потери. Краску для них следует подбирать с учетом срока службы, стоимости и надежности защиты металла от коррозии.

Резервуары, работающие при повышенном давлении, и резервуары, включенные в газоуравнительную систему, целесообразно окрашивать в белый или алюминиевый цвет. В первом случае уменьшается необходимое избыточное давление для предотвращения потерь от «малых дыханий», во втором -- объем газосборника.

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.

...