2015-05-30
4113
К резервуарам повышенного давления относятся каплевидные и сферические емкости типа ДИСИ и др. Промышленные испытания по определению эффективности каплевидного резервуара емкостью 2000 м в части сокращения потерь от испарения автобензина при различных операциях впервые проводились в осенний период 1958 г.
Дыхательный клапан был отрегулирован на избыточное давление 3000 мм вод. ст. и вакуум 130 мм вод. ст. Испытания показали, что при низких температурах окружающего воздуха потерь бензина от «малых дыханий» не было. Потери от «больших дыханий» снизились на 33—48%. Резервуары типа ДИСИ имеют емкость 400, 700, 1000 и 2000 м3 и рассчитаны на избыточное давление от 1300 до 2000 мм вод. ст. и вакуум 30—50 мм вод. ст. Расположение поясов ступенчатое. С внутренней стороны стенки для увеличения устойчивости при вакууме имеются кольца жесткости.
Стоимость резервуаров повышенного давления значительно выше стоимости вертикальных цилиндрических «атмосферных» резервуаров. На многих химических и нефтехимических предприятиях большое количество легковоспламеняющихся жидкостей (метанол, этиловый спирт, изопропиловый спирт, стирол, метилстирол и др.) хранят в «атмосферных» резервуарах, вследствие чего происходят большие потери продуктов и загазовывается воздушный бассейн [3].
|
|
|
27. Оборудование резервуаров
Современный резервуар представляет собой сложное инженерное сооружение. Резервуарное оборудование является неотъемлемой частью резервуара, без которого эксплуатация резервуара или резервуарного парка либо затруднена, либо совсем невозможна.
По функциональному назначению резервуарное оборудование можно разделить на следующие группы:
• Дыхательная арматура – основное назначение данного вида оборудования — это регулирование давления в газовоздушном пространстве резервуара, так как перепады давления в резервуаре (образование вакуума при сливе либо охлаждении, а также избыточное давление при наполнении либо нагреве, способно повредить резервуар)
• Огневые предохранители - как следует из названия, данное оборудование предназначено для предотвращения, в пределах заданного временного диапазона, проникновению пламени внутрь резервуара, при возникновении возгорания взрывоопасных топливо-воздушных смесей.
• Оборудование для слива-налива нефтепродуктов - данный вид оборудования соединяет внутренний объем резервуара с подводящими магистралями, а также выполняет предохранительные функции при возникновении внештатных ситуаций во время операций заполнения, либо опорожнения резервуара.
• Оборудование, используемое при техническом обслуживании и ремонте резервуаров - данный вид оборудования позволяет обеспечить доступ внутрь одностенного резервуара, а также в межстенное пространство резервуаров с защитной стенкой, что облегчает работы связанные с эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом резервуара.
|
|
|
• Оборудование и приборы контроля качества и количества продукта в резервуаре - приспособления облегчающее взятие проб с различных высот в резервуаре, а также оборудование контроля уровня, обеспечивающее автоматическую остановку наполнения резервуара, при достижении заданного уровня взлива.
• Оборудование для зачистки и размыва осадков - данный вид оборудования применяется для удаления либо уменьшения появления донных отложений в резервуаре.
• Противопожарное оборудование - оборудование и автоматизированные системы, основное назначение которых предотвращение возникновения пожаров на резервуарах, комплексы аварийной сигнализации и пожаротушения, пожарные извещатели.
• Вспомогательное резервуарное оборудование - в данную группу включено оборудование, которое так же применяется при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, не вошедшее в основные группы классификации.
1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:
• 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.
Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.
1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.
Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).
1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150—69 (часть II, прил. 1, п. 7).
1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097—78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).
1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.
1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.
|
|
|
1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.
1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.
Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.
Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1.
Таблица 1.4.1
| Марка диска-отражателя | |||||
| Параметры | КД-100 | КД-150 | КД-200 | КД-250 | |
| Д | |||||
| Н | |||||
1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106—79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).
1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).
1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.
1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.
В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:
• стационарные и переносные;
• общие и местные;
• трубчатые, циркуляционного подогрева;
• паровые, электрические и другие.
1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.
|
|
|
1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.
1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.
Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.
За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.
1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.
1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.
Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).
1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.
Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.
1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020—76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39).
28. Классификация потерь нефтепродуктов от испарения. Их характеристика.
Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Всякое выталкивание паровоздушной Смеси из газового пространства атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта- это и есть Потери от испарения, они происходят по нескольким причинам:
Потери от вентиляции газового пространства - если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на некотором расстоянии по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а атмосферный воздух будет выходить через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуются так называемые газовые сифоны. Потери от вентиляции могут происходить через открытые Люки резервуаров путем простого выдувания бензиновых паров ветром, поэтому Люки необходимо тщательно герметизировать.
Потери от больших дыханий - от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура.
Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»).
При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равным вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух- происходит «вдох» резервуара.
Потери от «обратного выдоха» -вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газа в резервуаре будет увеличиваться, поэтому по окончании «вдоха» спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» - выход насыщающейся газовой смеси.
Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар содержащий только воздух залить небольшое количество нефтепродукта- последний начнет испарятся и насыщать газовое пространство. Паровоздушная смесь будет увеличиваться в объеме и часть её может уйти из резервуара- произойдут потери насыщения.
Потери от малых дыханий происходят в результате следующих причин:
Из-за повышения температуры газового пространства в дневное время (при нагреве солнечными лучами), паровоздушная смесь стремится расширится, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление растет. Когда давление в резервуаре Станет равным давлению на дыхательный Клапан, он откроется и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь- происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный Клапан открывается и в Резервуар Входит атмосферный воздух- ПРОИСХОДИТ «вдох».
Из-за снижения атмосферного давления, ПРИ ЭТОМ Разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного воздуха Может превысить перепад давлений на Который Установлен дыхательный Клапан, он откроется и произойдёт «выдох» (барометрические малые дыхания), при повышении атмосферного давления может произойти «вдох»,
Давлением насыщенных паров жидкости (Ру) называют парциальное давление паров над её поверхностью, при котором пары находятся в равновесии с жидкостью.
Где 
29. Классификация резервуаров.
1. По материалам из которых они изготовлены - металлические, железобетонные, полиэтиленовые(синтетические), земляные, ледо-грунтовые, в горных выработках.
2. По величине избыточного давления – низкого давления(до 0,002 мПа), высокого давления(свыше 0,002мПа).
3. По конструкции – вертикальные, цилиндрические, сферические, с плоским или пространственным днищем.
4. По технологическим операциям – отстойники, смесители, буферные резервуары, со спец конструкцией (понтонная крыша),для хранения маловязких и высоковязких нефтепродуктов.
5. По расположению относительно поверхности – подземные, надземные, наземные.
6.
30. Зонирование территорий нефтебаз.
Рациональное расположение сооружений и объектов на территории нефтебаз создает наиболее благоприятные условия, обеспечивающие бесперебойность проведения всех операций, с соблюдением санитарно гигиенических и противопожарных требований, в конечном счете определяют экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом.
Объекты нефтебаз целесообразно объединять по их технологической или функциональной принадлежности и располагать на территории по зонам. Обычно выделяют 7 зон:
1. Зона железнодорожных операций – ж/д сливные и наливные устройства, насосные, компрессорные, сливные (нулевые) резервуары, хранилище жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные платформы, помещения для рабочих.
2. Зона водных операций – причалы, насосные, и тд.
3. Зона хранения – резервуары, газосборники, насосные, компрессорные, теплообменники.
4. Розничного отпуска и производственных зданий – разливочные, расфасовочные, хранилище жидкостей в таре, наливные колонки, площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки.
5. Зона очистных сооружений – нефтеловушки, пруды-отстойники, иловые площадки, станции биологической очистки, шламонакопители, береговые станции по очистке балластных вод.
6. Зона вспомогательных операций – пропарочные установки, слесарно-сворные посты, котельные, водомаслонагреваельные станции и тд.
7. Административно хозяйственные здания и сооружения – офисы проходные, здания охраны, пожарные, столовая.
31. Организация налива нефтепродуктов в морские и речные анкеры.
Подготовка танкера под перевозку наливных грузов включает:
1. подготовку грузовых танков;
2. проверку механизмов, обслуживающие танки
3. проверку технической исправности систем подогрева груза, систем пожаротушения и газоотводной системы.
Наиболее трудоемкой является подготовка танков, т. е. их зачистка и мойка. Танки моют даже в том случае, если судно перевозит один и тот же вид груза. Существует три способа зачистки грузовых танков. Это ручной, механизированный и химико-механизированный.
Ручной способ зачистки танков состоит в том, что после окатывания танков холодной заборной водой каждый танк подвергается пропариванию острым паром. Когда температура в танках снизится до +300С - +400С, мойщики окатывают стенки танков горячей пресной водой.
1. Механизированный способ зачистки осуществляется специальными моечными машинами, которые могут быть стационарными и переносными. Принцип их работы одинаков и основан на ударном действии промывочной жидкости.
2. Химико-механизированный должен удовлетворять требованиям:
- обеспечение хорошего качества зачистки;
- снижение времени нахождения танкера под отчисткой;
- исключение слива нефтепродуктов в море.
Отчистка танка осуществляется механизированным способом, но вместо воды используются моечные растворы. Моечный раствор готовится в специальной емкости на берегу или в одном из танков судна. Моечный раствор подается горячим с температурой не ниже +850С.
Загрузку танкера осуществляют по согласованному Грузовому плану. Нормальная загрузка должна удовлетворять условиям:
1. наиболее полного использования грузоподъемности и грузовместимости судна;
2. нормальной осадки, дифферента и прочности корпуса судна;
3. обеспечение количественной и качественной сохранности груза;
4. сохранения остойчивости судна при погрузке и выгрузке;
5. обеспечение техники безопасности и противопожарной безопасности при погрузке, перевозке, выгрузке.
План загрузки танкера составляется таким образом, чтобы при наливе по возможности были задействованы все грузовые магистрали. После заполнения танков и закрытия задвижных клапанов несколько раз проверяется величина пустоты. Если уровень груза изменяется, то грузовые операции на судне прекращаются до выяснения причины изменения пустоты. После окончания загрузки шланги осушают путем продувки.
32. Классификация нефтебаз.
Нефтебазы – это самостоятельные предприятия по обеспечению приему, хранению и отгрузки нефти и нефтепродуктов с резервуарным парком, комплексом зданий, сооружений, инженерных коммуникаций производственного и вспомогательного назначения.
По годовому грузообороту:
| Класс нефтебазы | Годовой грузооборот |
| 500 000 м3 и выше | |
| Свыше 100 000 м3 до 500 000 м3 | |
| Свыше 50 000 м3 до 100 000 м3 | |
| Свыше 20 000 м3 до 50 000 м3 | |
| До 20 000 м3 |
По категориям:
| категория | Объём одного резервуара | Суммарный объём резервуарного парка |
| I | - | Более 100 000 м3 |
| II | - | Более 20 000 м3 до 100 000 м3 |
| IIIa | От 5000 м3 включительно | Более 10 000 м3 до 20 000 м3 |
| IIIб | От 2000м3 до 5000м3 | Более 2000 м3 до 10 000 м3 |
| IV | До 700 м3 включительно | Менее 2000 м3 включительно |
По функциональному назначению – «перевалочные», «распределительные», «перевалочно-распределительные»
По транспортным связям поступления нефтепродуктов – железнодорожные, водный, трубопроводный, автомобильные, смешанные.
По номенклатуре хранения продуктов – легковоспламеняющиеся(керосин,бензин), горючие продукты(солярка), общего хранения(битумы).
По назначению – оперативная, нефтебазы хранения, система гос. резерва.
33. Мероприятия по улавливанию паров нефтепродуктов, выходящих из резервуара.
1. Уменьшение контакта поверхности нефтепродукта и газогого пространства (понтонные крыши)
2. Газосборная система соединяющая несколько резервуаров (при одновременном опорожнении одного и налива другого).
3. Использование резервуаров с «дышащими крышами».
4. Применение резервуаров из эластичной оболочки в виде мешков или баллонов, в которые собираются пары от одного или нескольких резервуаров.
5. Компрессорная и эжекторная системы улавливания паров нефти и нефтяного газа для резервуаров.
6. Хранение нефтепродуктов под повышенным давлением.
Компрессорная система с поддержанием положительного давления в резервуарах позволяет достичь практически 100 % степени утилизации углеводородов. Она наиболее дешева и наименее энергоемка, поэтому, безусловно, имеет преимущества перед другими, и ее следует рассматривать как приоритетную при решении вопросов улавливания паров нефти.
