Прочее оборудование резервуара

1) Люк-лаз – находится в первом поясе резервуара. Может быть цилиндрической или элептической формы.

2) Световой люк – находится на крыше резервуара над раздаточными патрубками и служит для освещения и проветривания резервуара при ремонте.

3) Указатель раздела фаз устанавливается в нижнем поясе резервуара и регистрирует уровень подтоварной воды.

4) Сигнализаторы максимального уровня, устанавливаемые в верхнем поясе резервуара.

5) Водоспускной (сифонный) кран – устанавливается в нижнем поясе резервуара для сброса подтоварной воды. Устройство показано на рис.5.

где 1 – нижний пояс резервуара; 2 – защитный колпак; 3 – кран; 4 – рукоятка; 5 – сальниковые уплотнения; 6 – поворотная водоотводная труба.

6) Подогреватели на днище для вязких нефтепродуктов.

7) Винтовые мешалки, устанавливаемые во втором поясе резервуара для нефти, необходимы для предотвращения образования и размыва осадка на днище резервуара.

8) Молниеотводы.

Пример расчета резервуарного оборудования

Расчеты привязаны к дыхательному оборудованию, поскольку измерение в режиме эксплуатации резервуаров и конкретные условия прежде всего отражаются на упомянутом оборудовании.

Рассчитывают высоту залива, гидравлические предохранительные клапана, вес тарелок, механические дыхательные клапана, пропускную способность дыхательного клапана.

Рассмотрим методику расчета пропускной способности дыхательного клапана, которая при проектировании используется для подбора нового дыхательного клапана, а при эксплуатации для проверки эффективности работы установленных дыхательных клапанов.

1) На первом этапе рассчитывают расход газовой смеси через клапан при заполнении резервуара.

Где q₃ – расход заполнения резервуара; q_1t – дополнительный расход газа вызванный нагревом от внешней среды; q_2t – дополнительный расход газа при подаче нефтепродукта с более высокой температурой; q_Г – газовый фактор нефти, если резервуар заполнен нефтью, за счет попутного газа из нефти.

2) На втором этапе определяют расход воздуха, который идет через дыхательный клапан в процессе опорожнения резервуара.

Q_в= q_в +q_3t,

где q_в – расход выкачки из резервуара, q_3t – дополнительный расход воздуха при возможном охлаждении газового пространства резервуара.

3) Сравниваются Q_з и Q_в, выбирается наибольший и по этому значению расхода подбирается клапан с учетом его паспортной характеристики.

4. Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях

4.1. Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти)

Все потери разделяются по причине происхождения на: эксплуатационные и аварийные потери. Эксплуатационные потери делятся в зависимости от их характера, а также от причины происхождения:

1) потери от испарения из резервуаров и других объектов, где есть открытая поверхность нефти или нефтепродуктов;

2) потери из-за неплотностей различного характера;

3) потери в результате розлива, перелива нефтепродуктов, при зачистке резервуаров;

4) потери при смешении нефтепродуктов, при загрязнении, при их обводнении.

В зависимости от того, меняется ли количество, и качество нефтепродукта потери подразделяются на: количественные, качественные и комбинированы. Основная доля всех потерь приходится на испарения (примерно ¾ всех потерь).

4.2. Причины потерь от испарения

Потери от испарения обусловлены свойством жидких углеводородов испаряемостью и имеют место при следующих технологических операциях в резервуарном парке:

1) потери от «больших дыханиях» резервуара – выход газовой смеси при заполнении резервуара, т.е. уровень взлива нефтепродукта изменяется.

2) потери от «малых дыханий» резервуара – выход газовой смеси в результате изменения температур и давления газовой смеси резервуара и соответствующих параметров внешней среды. В этом случае процесс происходит при неподвижном уровне нефтепродукта.

3) Потери при «обратном выдохе» резервуара – при опорожнении резервуара в него заходит атмосферный воздух, насыщается парами нефтепродукта, давление в газовом пространства растет и при превышении предела срабатывания тарелки давления газовая смесь выходит из резервуара.

4) Потери от испарения в результате вентиляции газового пространства резервуара – в этом случае выход газовой смеси вызывается наличием по крайней мере двух отверстий в газовом пространстве резервуара (крыше, верхний пояс резервуара) находящихся на разной высоте. Данный процесс возможен, когда давление в верхней точке газового пространства равно атмосферному.

5) Потери от испарения в результате насыщения газового пространства резервуара. Имеет место при наливе нефтепродукта в пустой резервуар

4.3. О параметрах газовой смеси в резервуарах

Испарение нефтепродукта представляет собой переход его из жидкого в газообразное состояние при температурах меньших, чем температура его кипения при данном давлении. В закрытой незаполненной емкости испарения происходят до тех пор, пока давление над уровнем жидкости не достигнет давления её насыщенных паров. С повышением температуры давление паров растет, а с понижением падает. Различают общее давление газовой смеси (давление газовой смеси) и парциальное давление паров нефтепродукта в газовой смеси. Парциальное давление газовой смеси равно той части давления газовой смеси, которое равно давлению, обусловленному присутствием данного компонента и равно тому давлению компонента, которым он обладал бы, если бы он занимал весь объем газовой смеси.

4.4. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства

,

 где С – концентрация паров; ρ – плотность паров нефтепродукта; Q_см – расход газовой смеси.

ΔP=gh(ρ_см-ρ_в),

При действии перепада давления расход смеси будем определять по формуле истечения:

,

где F – площадь поперечного сечения отверстия; μ коэффициент расхода отверстия, через которое выходит газовая смесь.

4.5. Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара

При определении массы паров теряемых при одном малом дыхании резервуара принимают следующие допущения:

1) резервуар герметичен;

2) газовая (или паровоздушная) смесь подчиняется законам идеальных газов;

3) концентрация паров нефтепродуктов одинакова в каждый момент времени во всех точках газового пространства резервуара;

4) температура нефтепродукта значительно ниже температуры его кипения.

М_п= ΔV *σ,

где σ – среднее массовое содержание паров в газовой смеси; ΔV – объем вытесняемой газовой смеси.

Н.Н.Константинов получил следующую зависимость:

М_п= V_п *ln…,

где Т_гmin, T_гmax – минимальная и максимальная температура в газовом пространстве резервуара в течении суток; p_a – атмосферное давление; p_кв и p_кд – пределы срабатывания клапанов вакуума и давления; М_у – молекулярный вес паров нефтепродуктов; R – универсальная газовая постоянная.

 4.6. Определение потерь от испарения при «больших дыханиях» резервуара

М_п=[V_H-V_Г((p₂-p₁)/(p₂-p_зак))]* (p_зак/p₂)*ρ,

где V_H – объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта; V_Г – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта; p₂ – абсолютное давление в газовом пространстве в конце закачки; p₁ - абсолютное давление в газовом пространстве в начале закачки (p₁=p_a-p_kb – если закачка ночью, p₁=p_a - если закачка днем).

4.7. Определение потерь от испарения при «обратном выдохе» резервуара

Формула,

Где С_от, С_пр^* - объемная концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве к моменту окончания соответственно опорожнения резервуара и простоя; Т_ср – средняя температура нефтепродуктов в резервуаре; R – газовая постоянная паров нефтепродукта.

4.8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов

На практике потери рассчитывают, основываясь на нормах естественной убыли нефтепродуктов, которые утверждены высшим руководящим органом отрасли и определяют потери для условий транспортировки, хранения в различных климатических зонах для различных нефтепродуктов.

4.9. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения

Все мероприятия делятся на: технические и организационные.

I) Технические мероприятия:

1) Сокращение объема газового пространства резервуара. Все средства мы подразделим на твердые и пластичные. К твердым средствам потерь от испарения относятся: понтоны и плавающие крыши. К пластичным относятся микрошарики, эмульсии, пеногели.

2) Твердые покрытия: понтоны (в резервуарах со стационарной крышей) и плавающие крыши. Бывают стальные понтоны, из полимерных материалов, алюмополимерные, алюминиевые понтоны. Устройство показано на рисунке:

РВСП – 50000 - резервуар вертикальный стальной с понтоном.

 

где 1 – периферийный короб понтона для обеспечения плавучести, 2 – дека понтона (могут быть одно- и двухдечные понтоны); 3 – центральный короб; 4 – опорные стойки (высота 1,8-2 м.); 5 – кольцевой затвор для герметизации щели между понтоном и стенкой резервуара; 6 – направляющие стойки;

где 1 – периферийные поплавки; 2 – окружные поплавки; 3 – центральный поплавок; 4 – металлическая сетка для отвода статического электричества; 5 – центральный затвор; 6 – направляющие стойки.

Где 4 – петлевой затвор (самый простой кольцевой затвор).

РВСПК – 50000 – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.

где 1 – периферийный кольцевой короб; 2 – дека крыши; 3 – дыхательный клапан; 4 – верхняя дека плавающей крыши; 5 – кольцевой затвор; 6 – катучая лестница; 7 – стойки; 8 – направляющие стойки; 9 – водоспуск (для отвода дождевых и талых вод).

Сейчас широко используются и устанавливаются на резервуарах купольные плавающие крыши.

Есть две причины снижения потерь с помощью понтонов и плавающих крыш:

1) нет 100% герметичности кольцевых затворов;

2) движение понтона, а как следствие остаток нефти и нефтепродукта на стенках резервуара.

3)

В некоторых случаях понтоны и крыши могут быть бесполезны – в том случае, если коэффициент оборачиваемости меньше 20.

,

где S_п – эффективность понтона, N_ц - коэффициент оборачиваемости (число циклов заполнения и опорожнения резервуара).

3) Уменьшение колебаний температуры газового пространства резервуара:

1) заглубление резервуара (установлено, что на глубине 10 м и более температура постоянна);

2) покрытие резервуара лучеотражающими красками (до 2000 использовали серебрянку, а сейчас используют белые эмали, которые более дорогие, но более качественные и долговечные);

3) затенение небольших резервуаров (прежде всего на старых нефтебазах, где за 50-летний период эксплуатации деревья создают тень);

4) применение специальных лучеотражающих экранов;

5) орошение водой;

4) Хранение под давлением – используют резервуары специальных конструкций (шаровидные, тороидальные и т.д.) которые в нашей области не используются в виду большой стоимости;

5) Уменьшение порциального давления нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара (сокращение концентрации паров в газовой смеси). Для этой цели используют диски отражатели.

где Н – высота заполнения резервуара; С – концентрация паров; С_у – упругость паров

Диск делается складным. Конструкция его проста. Установлен он почти на всех резервуарах, т.к. это дешевое и простое средство. Эффективность диска-отражателя оценивают 10-15%.

где S_д – доля сокращения потерь; τ_пр – время простоя резервуара.

6) Улавливание паров нефти и нефтепродукта. Это мероприятие выполняется следующими средствами:

1) Газовая обвязка резервуара (ГО);

Если К_сà1(коэф. Совпадения операций), то эффективность стремиться к 100%, но это редко удается.

2) Газо-уравнительная система (ГУС) – тоже что и ГО, но есть бак аккумулятор для сбора конденсата. Но в связи с неэффективностью вся система была в основном срезана;

3) Система улавливания легких фракций (СУЛФ) – герметизированная система хранения и распределения. В России такие системы ставят в единичном числе. В Германии и Франции есть закон, о постановке этой системы на резервуар. СУЛФ позволяет сократить потери на 99,99. В зависимости от способа конденсации паров различают следующие типы СУЛФ:

1) Если в результате сжатия, то применяется компрессорная СУЛФ;

2) Если в результате охлаждения, то применяется холодильная СУЛФ;

3) Если в результате адсорбции, то применяется адсорбционная СУЛФ.

II) Организационно-технические мероприятия:

1) Хранение нефтепродукта в максимально-заполненных резервуарах;

2) Уменьшение внутрибазовых перекачек;

3) Своевременный ремонт и техническое обслуживание резервуаров.

5. Подогрев нефтепродуктов

5.1. Использование теплоты на нефтебазах

1) Производственные цели – обеспечение текучести нефтепродуктов (нефтей), регенерация масел, зачистка резервуаров и транспортных емкостей, обезвоживание уловленных нефтепродуктов и нефтей в очистных сооружениях и в других случаях;

2) Отопительные цели.

5.2. Источники теплоты и теплоносители

1) Котлы, котельная – водяные, паровые, пароводяные;

2) Электроэнергия;

3) Теплота выхлопных газов;

Теплоносители:

1) Пар (до 6 кгс/см², 140-150°С);

2) «Острый» пар – открытая струя пара, которая направляется, например, в нефтепродукт. Масла нельзя греть «острым» паром, а вот мазут, цистерну – можно.

3) Горячая вода – чаще всего в системах отопления. В производственных целях горячую воду используют при зачистке резервуара.

4) «Перегретая» вода – t = 110°С;

5) Электрический ток;

6) Газы ДВС.

5.3. Теплоиспользующее оборудование (теплообменники)

Основным средством использования теплоты являются различного рода теплообменники. В резервуарах широко распространены секционные подогреватели, установка которых показана на рисунке:

где 1 – резервуар; 2 – подъемные трубы; 3 – приемо-раздаточные патрубки; 5 – секционный подогреватель; 6 – паропровод; 7 – конденсатопровод.

Существуют типоразмеры секционных подогревателей в зависимости от поверхности нагрева.

Для отопительных целей используются

1) радиаторы;

2) гладкие трубы;

3) ребристые трубы;

4) калориферы.

Для обеспечения полной конденсации пара в теплообменниках и нормальной работы конденсатопроводов на выходе из паровых теплообменников устанавливаются конденсатоотводчики (конденсационные горшки). По принципу действия различают поплавковые (в корпусе присутствует поплавок, всплывающий и открывающий клапан для конденсата, но закрывающий клапан для пара) и термические конденсатоотводчики. Основным элементом термического конденсатоотводчика является сильфон, заполненный низкокипящей жидкости (менее 100°С). Сильфон – это гофрированный корпус.

5.4. Способы и средства подогрева нефтепродуктов

А) В резервуарах.

Различают способ общий и местный подогрев. При общем подогревается вся масса нефтепродукта, а при местном только его часть, предназначенная для выдачи-отпуска. В качестве средств подогрева используются:

1) трубчатые теплообменники, которые конструктивно могут выполняться как секционные и змеевиковые.

Наиболее распространены секционные подогреватели, типоразмеры которых приведены в справочной литературе.

2) блоки электронагревательные резервуарные (БЭР) – используются в горизонтальных резервуарах и горизонтальных небольшой емкости (100-200 м³).

На выходе из секционных подогревателей рекомендуется устанавливать конденсатоотводчики, которые бывают 2 типов: поплавковые и термические. Назначение конденсатоотводчиков – для полной конденсации пара в теплообменниках (для полного использования его теплосодержания).

Б) в транспортных емкостях.

Общий подогрев – один метод:

1) К стационарным относятся трубчатые подогреватели и паровые рубашки в ж/д цистернах;

2) К мобильным относятся ж/д, паро- и электрогрелки, электронагревательные ленты типа ЭНГЛ. Ленты служат для внешнего нагрева емкостей, а также трубопроводов и арматуры. Для ускоренного подогрева нефтепродукта в ж/д цистернах используются комбинированные устройства. Например, паровой гидромеханический подогреватель типа ПГМП, в котором кроме подогревателя имеется винт для создания струи нефтепродукта. Пример второго комплексного устройства – установка циркуляционного подогрева.

где 1 – котел цистерны, 2 – нижнее сливное устройство, 3 – центробежный циркуляционный насос, 4 – теплообменник, 5 – переносный подогреватель типа ПГМП.

Для условий холодного климата и с целью экономии тепловой энергии можно использовать комбинированные системы подогрева. Типовая схема показана на рисунке.

В) технологические трубопроводы.

В трубопроводах используется распределенный подогрев, который называется путевым подогревом. Различают внешний и внутренний путевой подогревы. Во внешнем тепло подводится с внешней стенки трубопровода, во внутреннем – внутри.

Внешний подогрев:

Внутренний подогрев: