Методы борьбы с потерями нефтепродуктов выбирают на основании технико-экономических расчетов с учетом метеорологических и производственных условий.

Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер.

Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий, то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового суммирования. Для этого все дни года разбивают на n групп, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями. Чем меньше метеорологические различия между днями, входящими в каждую группу, тем выше точность расчета. Для каждой выделенной группы рассчитывают суточные потери от испарения нефтепродуктов, а затем подсчитывают число дней m, входящих в каждую группу, и определяют величину потерь за год.

Такой метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднейшую систему мероприятий по борьбе с потерями.

Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп.

Первая группа - сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V₁=V₂=0 в резервуаре теоретически потери от испарения должны отсутствовать.

Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от "больших дыханий" и "обратного выдоха" на 70-75% при коэффициенте годовой оборачиваемости до 60 раз в год и на 80-85% при коэффициенте годовой оборачиваемости свыше 60 раз в год, а от "малых дыханий" - на 70% по сравнению с обычными резервуарами со щитовой кровлей.

Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте годовой оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов и улучшения конструкции уплотняющих затворов.

Вторая группа - хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от "малых дыханий" и частично от "больших дыханий".

Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияет оборачиваемость резервуара, физико-химические свойства нефтепродукта и метеорологические условия.

Третья группа - уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства.

Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения колебаний температур газового пространства и поверхности нефтепродукта применяют теплоизоляцию резервуаров, охлаждение их в летнее время водой и окраску в белый цвет, а также подземное хранение.

Четвертая группа - улавливание паров нефтепродуктов, вытесняемых из емкости. Для этого применяют газоуравнительные обвязки, представляющие собой отдельные трубопроводы или систему трубопроводов, соединяющих газовые пространства резервуаров или транспортных емкостей. Принципиальная схема газовой обвязки представлена на рисунке 14.



Рис. 14 - Газовая обвязка [7]: 1 - резервуар; 2 - дыхательный клапан; 3 - газгольдер; 4 - регулятор давления; 5 - трубопровод для паровоздушной смеси; 6 - конденсатопровод; 7 - насос для откачки конденсата; 8 - конденсатосборник; 9 - транспортная емкость

Применение газоуравнительной обвязки позволяет частично сократить потери от "больших дыханий". Эффективность сокращения потерь при использовании газовой обвязки зависит от коэффициента совпадения операций закачки и выкачки. Ориентировочно можно считать, что потери сокращаются на величину, равную коэффициенту совпадения операций.

Применение газгольдеров, включаемых в газоуравнительную обвязку резервуаров, позволяет значительно снизить потери и при малых коэффициентах совпадения операций.

Если поступление нефтепродукта превышает откачку, то избыток паровоздушной смеси поступает в газгольдер, что позволяет уменьшить потери нефтепродуктов на 90-95%. Наоборот, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродукта, газгольдеры "отдают" в систему паровоздушную смесь. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения операций.

Паровоздушную смесь из газовой обвязки можно подавать в устройства для извлечения (улавливания) нефтепродукта. Улавливание паров нефтепродукта можно осуществить путем конденсации паров за счет охлаждения или абсорбции (например, с помощью активированного угля).

Не допускается включать в газовую обвязку резервуары, хранящие этилированные и неэтилированные бензины, а так же нефтепродукты, вызывающие изменение физико-химических свойств друг друга.

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 нефтепродукты необходимо хранить при максимальном заполнении резервуаров, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства;

- для сокращения потерь от "больших дыханий" необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки нефтепродукта 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 дыхательный клапан будет поступать воздух, который при малом интервале времени не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следовательно, при закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией;

- потери от "малых дыханий" прямо пропорциональны площади испарения, поэтому легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема;

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

- при выкачке нефтепродуктов из оперативных резервуаров, имеющих высокие коэффициенты оборачиваемости, сокращение потерь до 25% может быть достигнуто установкой под дыхательным клапаном дисков-отражателей [5].

3. Расчет потерь нефти

3.1 Расчет потерь нефти от "больших дыханий"

В качестве примера рассмотрим потери из резервуара РВС 20000 со следующими исходными данными:

Пример 1. Закачка нефти в резервуар осуществляется днем в пасмурную погоду с производительностью 2000 м³/ч от высоты взлива 5м до 8м. Закачке предшествовали откачка в этот же день с высоты 7м до 5м с производительностью 1500 м³/ч и простой в течение 6 часов. РВС оснащен двумя дыхательными клапанами НДКМ_350. Уставка клапана вакуума P_кв = 200 Па, а клапана давления - 2000 Па. Атмосферное давление равно P_а = 102920 Па. Давление насыщенных паров по Рейду P_R = 44000 Па. Температура воздуха за рассматриваемый период T_min = 291 К, T_max = 305 К, температура начала кипения нефти T_нк = 317 К. геометрические данные на данный тип РВС представлены в табл.10.

Таблица 10 - Геометрические данные резервуара вертикального стального

Номинальный объем, м3	Диаметр, м	Высота, м	Высота кровли, м	Резервуар без понтона	Резервуар со стальным понтоном
			конической	сферической	геометрическая вместимость, м3	масса, т	геометрическая вместимость, м3	масса, т
20000	45,6	11,92	0,85	4,0	19450	353,81 390,77	17050	422,77 440,32

1. Площадь "зеркала" нефти находим по формуле (7):

2. Молярная масса паров нефти по формуле (5):

3. Средняя температура воздуха:

Принимаем, что средняя температура нефти равна среднесуточной температуре воздуха, т.е. Т_н.ср = Т_в.ср = 298 К.

4. Плотность паров нефти по формуле (4):

5. Абсолютные давления срабатывания клапанов вакуума и давления НКДМ_350:

.

6. Продолжительность откачки и закачки нефти по формулам (16), (17):

7. Объем закачиваемой нефти по формуле (3):

8. Объем жидкой и паровой фаз в резервуаре на момент начала закачки по формулам (6), (8):

9. Соотношение фаз и величина функции F (V_п/V_ж):

Так как V_п/V_ж<4, то согласно табл. 7:

10. Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГП резервуара по формуле (10):

11. Высота ГП резервуара до и после откачки бензина по формуле (12):

12. Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана по формуле (14):

13. По табл. 8 для РВС 2000, оснащенным двумя клапанами НДКМ -350, находим ш_{с 1} = 0,0071 с/(м·ч). Прирост относительной концентрации в ГП при опорожнении резервуара по формуле (13):

14. Для условий пасмурной погоды (ш_{с 2}=5,4·10^-4; вш=1,305) прирост средней относительной концентрации за время простоя резервуара и его заполнения по формуле (15):

15. Средняя относительная концентрация углеводородов в ГП резервуара при его заполнении по формуле (11):

16. Среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара по формуле (9):

17. Потери от "большого дыхания" по формуле (2):

Пример 2. Используя данные примера 1, рассчитываем потери нефти от "большого дыхания", но с одним отличием - закачка нефти в резервуар осуществляется днем в солнечную погоду.

Данный расчет производится аналогично примеру 1 п.1-13.

14. Для условий солнечной погоды (ш_{с 2}=2,61·10^-3; вш=1,462) прирост средней относительной концентрации за время простоя резервуара и его заполнения по формуле (15):

15. Средняя относительная концентрация углеводородов в ГП резервуара при его заполнении по формуле (11):

16. Среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара по формуле (9):

17. Потери от "большого дыхания" по формуле (2):

3.2 Расчет потерь нефти от "малых дыханий"

В качестве примера рассмотрим потери из резервуара РВС 20000 со следующими исходными данными:

Пример 3. Определить потери от "малого дыхания" 15 июня из резервуара РВС 20000, расположенного в г. Томске (географическая широта ш = 56?30'). Высота взлива нефти H_взл = 7 м. Максимальная температура воздуха 305 К, минимальная - 291 К. Резервуар окрашен алюминиевой краской годичной давности (е_с = 0,5). Уставка клапана вакуума P_кв = 200 Па, а клапана давления - 2000 Па. Барометрическое давление равно P_а = 101320 Па. Облачность 50% (К ₀ = 0,8). Температура начала кипения нефти T_нк = 317 К, плотность с₂₉₃ = 720 кг/м³, давление насыщенных паров по Рейду P_R = 44000 Па. Нефть хранится в резервуаре без движения третьи сутки.

1. Геометрические данные резервуара представлены в табл. 10.

2. Площадь "зеркала" нефти находим по формуле (7):

3. Молярная масса паров нефти по формуле (5):

4. Средняя температура воздуха:

Принимаем, что средняя температура нефти равна среднесуточной температуре воздуха, т.е. Т_н.ср = Т_в.ср = 298 К.

5. Теплопроводность и теплоемкость нефти при его средней температуре по формулам (26), (27):

6. Плотность нефти при средней температуре по формуле (28):

7. Коэффициент температуропроводности нефти по формуле (25):

8. Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года:

9. Расчетное склонение Солнца 15 июня по формуле (36):

10. Продолжительность дня по формуле (43):

11. Расчетный параметр m₀ по формуле (24):

12. Интенсивность солнечной радиации по формуле (35):

13. Расчетная высота газового пространства резервуара по формуле (12):

14. Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную плоскость:

(44)

где: D_р - диаметр резервуара, м.

15. Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле (34):

16. Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

(45)

17. Количество тепла, получаемого 1м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации, по формуле (33):

18. По формулам (37), (38) с учетом табл. 9 находим величины коэффициентов теплоотдачи:

19. Приведенные величины коэффициентов теплоотдачи по формулам (31), (32):

20. Избыточные максимальная и минимальная температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти, по формулам (29), (30):

21. Избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефти, по формулам (22), (23):

22. Минимальная и максимальная температуры ГП резервуара по формулам (20), (21):

23. Объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре по формулам (6), (8):

24. Соотношение фаз и величина функции F (V_п/V_ж):

Так как V_п/V_ж<4, то согласно табл. 7:

25. Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГП резервуара по формуле (10):

26. Температурный напор по формуле (41):

27. Почасовой рост парциального давления паров нефти в ГП по формуле (40):

28. Продолжительность роста парциального давления в ГП по формуле (42):

29. Максимальное парциальное давление паров в ГП резервуара по формуле (39):

30. Среднее массовое содержание паров нефти в ПВС по формуле (19):

31. Потери нефти от "малого дыхания" 15 июня по формуле (18):

Пример 4. Используя данные примера 3, рассчитываем потери нефти от "малого дыхания", но с одним отличием - плотность нефти при с₂₉₃ = 980 кг/м³.

1. Геометрические данные резервуара представлены в табл. 10.

2. Площадь "зеркала" нефти находим по формуле (7):

3. Молярная масса паров нефти по формуле (5):

4. Средняя температура воздуха:

Принимаем, что средняя температура нефти равна среднесуточной температуре воздуха, т.е. Т_н.ср = Т_в.ср = 298 К.

5. Теплопроводность и теплоемкость нефти при его средней температуре по формулам (26), (27):

6. Плотность нефти при средней температуре по формуле (28):

7. Коэффициент температуропроводности нефти по формуле (25):

8. Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года:

9. Расчетное склонение Солнца 15 июня по формуле (36):

10. Продолжительность дня по формуле (43):

11. Расчетный параметр m₀ по формуле (24):

12. Интенсивность солнечной радиации по формуле (35):

13. Расчетная высота газового пространства резервуара по формуле (12):

14. Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную плоскость:

(44)

где: D_р - диаметр резервуара, м.

15. Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле (34):

16. Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

(45)

17. Количество тепла, получаемого 1м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации, по формуле (33):

18. По формулам (37), (38) с учетом табл. 9 находим величины коэффициентов теплоотдачи:

19. Приведенные величины коэффициентов теплоотдачи по формулам (31), (32):

20. Избыточные максимальная и минимальная температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти, по формулам (29), (30):

21. Избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефти, по формулам (22), (23):

22. Минимальная и максимальная температуры ГП резервуара по формулам (20), (21):

23. Объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре по формулам (6), (8):

24. Соотношение фаз и величина функции F (V_п/V_ж):

Так как V_п/V_ж<4, то согласно табл. 7:

25. Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГП резервуара по формуле (10):

26. Температурный напор по формуле (41):

27. Почасовой рост парциального давления паров нефти в ГП по формуле (40):

28. Продолжительность роста парциального давления в ГП по формуле (42):

29. Максимальное парциальное давление паров в ГП резервуара по формуле (39):

30. Среднее массовое содержание паров нефти в ПВС по формуле (19):

31. Потери нефти от "малого дыхания" 15 июня по формуле (18):



4. Правила безопасной эксплуатации резервуаров

Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах, в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Открывать и закрывать задвижки в РП следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния ("Открыто" и "Закрыто").

При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20?С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных лестницами для обслуживания.

Для местного освещения следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно проводиться вне обвалования.

Нахождение обслуживающего персонала на плавающей крыше во время закачки откачки резервуара запрещается.

При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124-83 "Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования". Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

При ручном отборе проб и замере уровня нефти, при спуске подтоварной воды, открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе с открытыми люками последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом. Запрещается без противогаза заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами.

Запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную, а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы. При гололеде должны быть приняты дополнительные меры безопасности.

Запрещается эксплуатировать газоуравнительную систему без огневых предохранителей на газоотводных трубопроводах резервуаров [4].



Заключение

резервуар нефть вентиляция

В ходе работы было рассмотрено оборудование резервуаров, которое обеспечивает надежную эксплуатацию и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения, виды и источники потерь нефти и нефтепродуктов, а также методы сокращения этих потерь.

В качестве наглядного примера потерь нефти были рассчитаны потери от "большого и малого дыханий". Исходя из произведённых технологических расчётов по определению потерь нефти при испарении из РВС 20000 м³, потери нефти от "большого" дыхания в пасмурную погоду составили 3680,38 кг в день, а в солнечную - 3818,69 кг в день; потери нефти от "малого" дыхания при с₂₉₃ = 720 кг/м³ составили 218 кг; а при с₂₉₃ = 980 кг/м³ - 212,4 кг.

Так же следует заметить, что потери от "больших дыханий" не зависят от плотности хранимого продукта, а только от условий погоды, т.к. процесс протекает довольно быстро. Что касается потерь от "малых дыханий", то они зависят от плотности хранимого продукта, причем чем меньше плотность, тем больше потери.



Список используемой литературы

1. РД 153-39.4-033-98 "Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, транспортировании, хранении и отпуске на объектах магистральных нефтепродуктопроводах"

2. РД 153-39-019-97 "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации"

3. Захаров В.И., Лощинин А.Е., Рябухин В.И. и др Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода Часть I: Учебное пособие. Тюмень: Тюменский учебный центра ОАО "Сибнефтепровод", 2005. - 161 с.

4. Коновалов Н.И., Мустафин Ф.М., Коробков Г.Е., Ахияров Р.Ж., Лукьянова И.Э. Оборудование резервуаров: Учеб. пособие для вузов / Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Г.Е. Коробков и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - 214 с.

5. Сальников А.В. Потери нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие / А.В. Сальников. - Ухта: УГТУ, 2012. - 108 с., ил.

6. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО "Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. - 658 с.

7. Газовая обвязка. [Электронный ресурс]. URL: http://www.intuit.ru/EDI/13_-05_16_2/1463091622-23109/tutorial/692/objects/7/files/07_04.jpg

8. (дата обращения 11.06.2016)

9. Люк замерный. [Электронный ресурс]. URL: http://armakomplekt.-od.ua/images/catalog/lz150.gif (дата обращения 5.06.2016)

10. Люк световой. [Электронный ресурс]. URL: http://td-vzrk.ru/upload-/information_system_16/1/7/2/item_172/information_items_172.jpg

11. Люк-лаз. [Электронный ресурс]. URL: http://www.complexdoc.ru-/documents/56709/56709.files/image049.jpg (дата обращения 5.06.2016)

12. Не примерзающий дыхательный клапан мембранный. [Электронный ресурс]. URL: http://konspekta.net/studopediainfo/baza9/471965925112.files-/image928.jpg (дата обращения 5.06.2016)

13. Общий вид вентиляционного патрубка. [Электронный ресурс]. URL: http://www.himstalcon.ru/userfiles/image/sxema-pv-sr.jpg

14. Огневой предохранитель. [Электронный ресурс]. URL: http://helpiks.org/helpiksorg/baza7/664883849478.files/image1088.jpg (дата обращения 5.06.2016)

15. Приемо-раздаточное устройство. [Электронный ресурс]. URL: http://po-ngo.ru/images/pic/15.jpg (дата обращения 5.06.2016)

16. Приемо-раздаточный патрубок. [Электронный ресурс]. URL: https://encrypted-tbn3.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcQ7FDuMyHnBk-DIPX5DqZgrM5tOFgZbSPClOVC5ANeQmz8QNnWNo

17. Сифонный кран. [Электронный ресурс]. URL: http://ok-t.ru/studopediasu-/baza1/4447713422760.files/image063.jpg (дата обращения 5.06.2016)

18. Схема вентиляции газового пространства резервуара. [Электронный ресурс]. URL: http://refleader.ru/files/0/be6585a18812e47f342e428acbcd674-c.html_files/17.png (дата обращения 11.06.2016)

19. Схема кольцевой и шахтной лестниц. [Электронный ресурс]. URL: http://mzrv.ru/assets/images/shema_rvs_02.jpg (дата обращения 5.06.2016)

20. Установка дисков-отражателей на резервуаре. [Электронный ресурс]. URL: http://neftemagnat.ru/images/data/enc/Untitled.FR11-8595.png

21. Устройство размыва донных отложений "Диоген". [Электронный ресурс]. URL: http://www.vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2013/04/100583-vms-CHertezhdiogen-700.jpg (дата обращения 5.06.2016)

Размещено на Allbest.ru

...