close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

курсач Роман

код для вставкиСкачать
ВВЕДЕНИЕ
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
Многократные
перевалки
грунтовые воды и водоёмы.
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.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
5
В практике нефтяного промысла наиболее часто встречаются потери
нефти от испарения при хранении, наполнении резервуара, а также при его
опорожнении.
В данной работе будет произведен расчет возможных потерь от
испарения нефти из резервуара на примере РВС 5000 (№4 в резервуарном
парке) ЛПДС «Субханкулово» Туймазинского нефтепроводного управления.
Данный резервуар не имеет понтона и используется для аварийного сброса
угленосной и девонской нефти, поступающей с ППСН «Субханкулово»
филиала "Башнефть-Уфа" ОАО АНК "Башнефть". В качестве примера был
выбран именно этот резервуар, т.к. резервуары типа РВС 5000 №№ 7,8
выведены из эксплуатации по результатам технической диагностики под
реконструкцию, а резервуары типа РВСП 5000 (№№1,2,3,5,6,9,10) не
удовлетворяют заданию на курсовое проектирование ввиду наличия
понтонов и отсутствия дыхательных клапанов.
Также в работе будут приведены способы сокращения потерь из
резервуара и произведен проверочный расчет пропускной способности
дыхательного клапана КДС-3000, установленного на данном резервуаре.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
6
1 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА
Одним из основных объектов ЛПДС «Субханкулово» является
резервуарный парк, предназначенный для обеспечения технологического
режима работы НПС-4.
В настоящее время резервуарный парк состоит из десяти резервуаров,
семь из которых РВСП-5000 (№№1,2,3,5,6,9,10) и три резервуара типа РВС5000 (№№4,7,8) выведены из эксплуатации по результатам технической
диагностики под реконструкцию. Общая емкость резервуарного парка
составляет 50000 м3.
Резервуары размещены группами, при этом каждая группа из четырех
и шести резервуаров ограждены сплошным земляным валом высотой 2,2-2,7
м с уклоном откосов 1:1,5. По верху защитного обвалования имеется
площадка шириной 1 м. Через обвалование проходят пешеходные переходы,
из металлических ступеней с перилами ограждения, для обеспечения
прохода
эксплуатационного
резервуаров
персонала.
Расстояние
между
стенками
РВС-5000 составляет 27 м. Расстояние между стенками
ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах равно 57 м.
Объем обвалования, свободного от резервуаров, составляет около 5000 м3.
На стальных вертикальных резервуарах РВС(П)-5000 устанавливается
типовое
оборудование,
отвечающее
требованиям
стандартов
и
предназначенное для обеспечения надежной эксплуатации резервуаров,
снижения потерь нефти от испарения, а также обеспечения пожарной
безопасности.
Оборудование резервуаров на ЛПДС «Субханкулово» различается.
Так, например, резервуары РВС-5000 №№4,7,8 были построены в конце 70-х
годов. Эти резервуары не имеют понтонов. На них установлены
дыхательные клапаны КДС-3000, которые отрегулированы на избыточное
давление 2000 Па и вакуум 250 Па, и установлена система размыва донных
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
7
отложений СПВК-100. Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров
оборудованы хлопушками. Резервуары РВСП-5000 №№1,2 были сданы в
эксплуатацию в 2000 году. Построены эти резервуары индустриальным
методом.
На
этих
резервуарах
установлены
стальные
понтоны
и
используется система размыва донных отложений CПВК-300. Вместо
дыхательных клапанов на них установлены вентиляционные патрубки.
Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров также оборудованы
хлопушками. Пожаротушение резервуаров осуществляется стационарными
пеногенераторами типа ГВПС, ГПСС-2000, ВПГ-10, которые подключены к
системам автоматического пенного пожаротушения. Все резервуары
оборудованы системой орошения. Система автоматического пожаротушения
включается при срабатывании датчиков ИП-103, которые дают сигнал на
включение АППТ [2].
Резервуары РВСП-5000 №№3,5,6,9,10 были построены в период
с 2005-2009 гг. полистовым методом. На них установлена система размыва
донных отложений «Диоген-500». Эти резервуары оборудованы приемораздаточными устройствами, также на этих резервуарах установлена
система подслойного пенотушения КСАППТ. На резервуарах РВСП-5000
№№3,9,10 установлены радарные уровнемеры фирмы «Saab Tank Master».
Водоотведение
из
каре
резервуаров
осуществляется
через
дождеприемные колодцы с гидрозатворами, которые осуществляют сброс в
производственную канализацию и далее на очистные сооружения ЛПДС
«Субханкулово».
Для поддержания в нормальном технически исправном состоянии
резервуарного парка имеются паспорта на все резервуары и исполнительная
техническая документация. Технический осмотр резервуаров проводится
своевременно,
согласно
плану
технической
диагностики,
имеются
калибровочные таблицы, технологические карты эксплуатации резервуаров.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
8
Для
предотвращения
резервуарный
парк
ЛПДС
переливов
и
безаварийной
«Субханкулово»
эксплуатации
оборудован
датчиками
максимальных аварийных взливов, при срабатывании которых происходит
автоматическое отключение резервуара, путем закрытия задвижек приемораздаточных патрубков (ПРП).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
9
2 ВИДЫ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ РП ПРИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЯХ
При
эксплуатации
резервуара
втечение
суток
температура
окружающего воздуха, состояние облачности, и другие погодные условия
могут существенно меняться. В большинстве случаев это приводит к
увеличению температуры
увеличивается
процесс
в газовом пространстве, вследствие чего
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».
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
10
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
образования
коррозии
и
разрушения
нерастворимых
веществ
неметаллических
в
результате
материалов,
химических
и
биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по незачищенным
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.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
11
1 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
1.1 Расчет потерь нефти от испарения из резервуара РВС-5000 от
“малых дыханий”.
Исходные данные: плотность нефти  н  876
кг
, вязкость 20  27,19сСт ,
м3
давление насыщенных паров Ру=57,75 кПа, площадь зеркала нефти
Fн=408м2, температура начала кипения нефти Тнк=343К, диаметр резервуара
D=22,8м, высота стенки резервуара Н=11,9м, кровля коническая[6],
расчетный число – 9 июля, местонахождение резервуара широта 5433'31" ,
республика Башкортостан.
1) Принимаем, что средняя температура воздуха равна среднесуточной
температуре нефти: Тср=293,2 [1]
2) Находим удельную теплоемкость:
Ср 
Ср 
31,56
293

 762  3,39  Т п.ср

31,56
Дж
 762  3,39  292,2  1868,8
кг  К
876
3) Определяем теплопроводность нефти:
1  0,00047 Т 
Н 
156,6
Н 
156,6
1  0,00047 292,2  0,154 Вт
876
м К
293
ср
4) Рассчитываем коэффициент температуропроводности:
а
Н
СР   ,
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
12
где
  плотность
нефтепродукта
при
средней
температуре
нефтепродукта Тп.ср.;
С р - удельная теплоемкость;
Н 
теплопроводность
5) Пересчитываем плотность на среднюю температуру

где
293
1   р (Т  293)
Р -

876
кг
 876,5 3 ,
1  0,000769(292,2  293)
м
коэффициент
объемного
расширения
1
 Р =0,000769 К
([1],табл.1.1)
а
0,154
м2
 3600  0.000338
1868,8  876,5
ч
6) Расчетное отклонение Солнца 9 июля
  22град [1]
7) Продолжительность дня
 дн  2 arccos(tg  tg )  arccos(tg22  tg54.5)  16,6ч
8) Находим коэффициент m:
m
2  a   дн
,
 дн  продолжительность дня.
где
m


2  0,00033816,6
 16,7
1
м
9) Определяем интенсивность солнечной радиации на плоскость,
нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле
Кастрова-Савинова:
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
13
io 
1354
1 
1
  cos   
,
  коэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее
где
влажности облачности, запыленности;   0,7...0,8 при безоблачном небе;
  географическая широта места установки резервуара
io 
1354
Вт
 970.4 2
1  0.75
м
1
0.75  cos54,5  22
10) Определяем расчетную высоту газового пространства резервуара:
Н Г  Н  Н взл 
где
НК
3 ,
Н – высота боковых стенок вертикальной части резервуара;
Нвзл – высота взлива нефти в резервуаре;
НК – высота конуса крыши.
Н Г  11,9  2,65 
где
1,9
 9,88м
3
FH – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;
НГ – средняя высота газового пространства.
11) Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих
газовое пространство резервуара на вертикальную плоскость
FB  D  H Г ,
где
D- диаметр резервуара;
НГ- высота газового пространства.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
14
FB  22,8  9,88  225,26м2
12) Определяем площадь проекции стенок газового пространства
резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в
полдень:
Fo  FB  sin     FH  cos    ,
Fo  225,26  sin54,5  22  408 cos54,5  22  465,1м2
13) Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое
пространство:
F  FH    FB .
F  408    225,26  1115,31м2
14) Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей
газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:
q  
Fo
i
F o,
где   степень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67)
для алюминиевой краски;
io – интенсивность солнечной радиации;
q  0,5 
465,1
Вт
 970,4  202 2
1115,31
м
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
15
15)Определяем величины коэффициентов теплоотдачи αг, αв.л, αр, αв.к,
определим по графикам ([1], стр. 148):
 p  4,496
Вт
м2 К
 р  4,286
Вт
м2 К
 в.л  4,146
Вт
м2 К
 в.л  3,796
Вт
м2 К
в.к  4,652
Вт
м2 К
 г  2,396
Вт
м2 К
)
где bk (bk
- коэффициенты теплоотдачи конвекцией
bl (bl ) - коэффициенты теплоотдачи излучением
 p , p - коэффициенты теплоотдачи радиацией соответственно в
ночное и дневное время
16)
Приведенные
коэффициенты
теплоотдачи
от
стенки
к
нефтепродукту вычисляют по формуле:
'
ст
.п. 
'п 
FH
F
FH 'П
1

F 'Г ;
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
16
ст.п. 
п
п  m  
п

 Г m    FH
,
F
п и п' -соответственно коэффициенты теплоотдачи от
где
паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве
резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного
времени;
FH – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;
F – площадь поверхности стенок, ограничивающих ГПР;
 - теплопроводность нефти.
п  п  5,3
Вт
м2 К ,
 г   г  2,33
'
 ст
.п.
408
Вт
1115,31

 1,06 2
408
5,3
м К
1

1115,31 2,33
5,3 
 ст.п. 
17)
Вт
м2 К
5,3
Вт
 0,5 2
5,3
5,3  16,7  0,154
м К

408
2,33 16,7  0,154 
1115,31
Определяем
избыточные
максимальную
и
минимальную
температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры
нефти
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
17
 ст. min 
'B   B min
'
'
'B  ст
.п.   Р 
 В. min  Т Вmin  Tп.ср.
FH
F ,
;
где
Т Вmin -минимальная температура воздуха;
Т п.ср. - средняя температура нефтепродукта.
ст.max 
где
q   B  B max
 B  ст.п.   р 
FH
F
,
 B max  Т Вmax  Т п.ср.
Т Вmax - максимальная температура воздуха.
 b ,  b - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу
соответственно в ночное и дневное время
;
 в  4,652  3,796  8,448
в  4,652  4,146  8,798
 ст. min 
Вт
;
м2 К
Вт
;
м2 К
(4,652  3,796)  (280  293,2)
 7,3К
408
8,448  4,286  1,06  4,286 
1115,31
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
18
 ст. max 
202  (4,652  4,146)  (306,4  293,2)
 29К
408
4,652  4,146  0,5  4,496 
1115,31
18) Избыточные температуры газового пространства, отсчитываемые от
средней температуры нефти
 Г min 
 Г max 
 Г min 
 Г max 
 ст. min
;
FH  п'
1

F  Г'
 стmax
.
FH  п
m
1


F  Г п  m  
 7,3
 3,98К
408 5,3
1

1115,31 2,33
29
 22,8К
408 5,3
16,7  0,154
1


1115,31 2,33 5,3  16,7  0,154
19) Находим минимальную и максимальную температуры газового
пространства резервуара:
Т Г min   Г min  Т п.ср.  3,98  293,2  289,22К ,
Т Г max   Г max  Т п.ср.  22,8  293,2  316К .
20) Определяем газовую постоянную паров нефтепродукта:
RП 
R
,
M
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
19
где R =8314,3 Дж/(моль К);
М – молярная масса паров нефтепродукта;
M  52,629  0,246T И 0,001Т И2 ,
где T И  Т Н .К  30  343  30  313К ,
Т Н .К  343К - температура начала кипения нефтепродукта
M  52,629  0,246 313  0,001 3132  73,6
RП 
кг
;
моль
R 8314,3
Дж
.

 112,97
M
73,6
кг  К
21) Находим объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре
Vж  FH  Hвзл  408 2,65  1081,2м3
Vn  VP Vж  48561081,2  3774,8м3
22) Средняя относительная концентрация в газовом пространстве
резервуара в рассматриваемый момент времени:
C Н1Г С1 C2



,
CS Н 2 Г СS
CS
где Н1Г, Н2Г – высоты газового пространства в резервуаре
соответственно до и после выкачки;
Н1Г  11,9  11,43 
Н 2 Г  11,9  2,65 
1,9
 1,1м ;
3
1,9
 9,88м ;
3
С1
- прирост средней относительной концентрации в газовом
СS
пространстве резервуара за время выкачки нефтепродукта τв;
C2
- то же самое за время простоя.
CS
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
20
С1
C2
и
определяем из графиков ([1], стр. 150) с учетом времени
СS
CS
выкачки τв и времени простоя τ.
По товарному листу определяем, что выкачка нефти из резервуара
производилась с 1000 7 июля до 000 9 июля, после этого уровень налива
держался на отметке 2,65м с 000 9 июля до 1200 12 июля:
τв=34 ч;
τ=84 ч.
Средняя производительность выкачки:
где Нвзл1 и Нвзл2 - уровни взлива нефти соответственно до и после
выкачки.
Скорость входящего воздуха:
где k – число действующих дыхательных клапанов (для РВС5000 k=2),
dП – диаметр (условный проход) монтажного патрубка дыхательного
клапана.
Выкачка
нефти
производилась
с
относительно
небольшой
производительностью, соответственно скорость входящего воздуха также
мала и величиной
С1
в данном случае можно пренебречь:
СS
С1
0
СS
Т.к. время простоя резервуара равно 84 ч при солнечной погода, то
принимаем
C2
 1.
CS
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
21
Получаем:
C Н1Г С1 C2 1,1




 0  1  1,11
CS Н 2 Г СS
CS
9,88
Учитывая, что
C
C
не может быть больше 1, принимаем
1
CS
CS
23) Минимальное парциальное давление в газовом пространстве
резервуара с учетом степени заполнения резервуара:
VЖ 1081,2

 0,22  0,6 , значит расчет производим по формуле:
VР
4865
*
pmin
 pmin
C
,
CS
C
CS
где
- средняя относительная концентрация в газовом
пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени,
1  0,055
pmin 
VГ
VЖ
0,89
pS ,
где рs – давление насыщенных паров нефтепродуктов при
Т=Тг min ([1], стр. 149);
ps=9 кПа.
3774,8
1081,2
  9,07кПа ;
0,89
1  0,055
pmin 
*
pmin
 pmin
C
 9,07 1  9,07кПа
CS
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
22
24) Температурный напор определяем по графику ([1], стр. 150):
  7,8кПа
25) Почасовой рост концентраций в газовом пространстве:
C  0,01725
RП  1,25
,
25
TП0.,ср
 p Г  D  H Г0,25
где рг – давление в газовом пространстве резервуара
p  pa  pк.д  101325 2000  103325Па
RП  1, 25
112,97  7,81,25
C  0,01725 0,25
 0,01725
 0,147% ч
TП.ср  p Г  D  H Г0, 25
293,20,25 1,03325 22,8  9,880,25
26) Продолжительность выдоха:
  0,5  дн  3  0,5 16,6  3  11,3ч
27) Максимальная концентрация:
Cmax  C   Cmin,
где Cmin 
pmin
9,07 103
100 
100  8,97%
pa  pк.в
101325 250
Cmax  0,147 11,3  8,97  10,63%
28) Максимальное парциальное давление в газовом пространстве
резервуара:
pmax 
( pa  pк.в )  Cmax (101325 250) 10,63

 10797,42кПа
100
100
29) Объём газового пространства резервуара:
VГ  F  H Г  408 9,88  4031,04м3
30) Вытесняемый объём паровоздушной смеси:
 p  pк.в  pmin Tr max 
 
V  VГ  ln а

p

p

p
T
К .д
max
r min 
 а
316 
 101325 250  9070
 4031,04  ln

  247,93м3
 101325 2000 10797,42 289,22 
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
23
31) Среднее массовое содержание паров нефти в паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуара:

pmax  pmin
10797,42  9070

 0,291кг 3
м
RП (TГ max  TГ min ) 112,97(289,22  316)
32) Потери нефти при «малом дыхании» резервуара с установленными
дыхательными клапанами:
Gм.д    V  0,291 247,93  72,148кг
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.
По
товарному
листу,
плану-графику
планово-
предупредительного ремонта определяем, что за год происходит 10
остановок. Средняя продолжительность остановки составляет 48 часов, т.е. 2
суток. Таким образом на РВС 5000 №4 происходит 20 «малых дыханий» в
год.
GГ . м.д  Gм.д  N м.д  72,148 20  1442,96кг,
где Nм.д – количество «малых дыханий» за год.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
24
1.2 Расчет потерь нефти от “больших дыханий”
Используя данные п.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
 от 
FH  H от 1632 (9,75  2)

 3,61ч
Qот
3500
 от 
FH  H зак 1632 (9  2)

 2,8ч
Qзак
4000
2) Средняя высота взлива нефти в резервуаре при закачке и откачке
Н ср.от 
9,75  2
 5,86м
2
Н ср. зак 
92
 5,5м
2
3) Средняя высота газового пространства резервуара при закачке и
откачке нефти
Н Г  Н Р  Н ср 
где
НК
3 ,
НР – высота резервуара;
Нвзл –высота взлива;
НК – высота корпуса крыши.
4
Н Гот  11,9  5,86   7,4 м
3
4
Н Гзак  11,9  5,5   7,7 м
3
4) Объемы жидкой и паровой фаз на момент начала откачки нефти из
резервуара
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
25
Vж0  FH  H взл  1632 9,75  15912м3
Vn0  VP  Vж0  19421 15912 3509м3
5) Скорость закачиваемой нефти в приемо-раздаточном устройстве
 зак 
4Q
4  4000
м

 2,89
2
2
с
d
3600   0,7
6) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного
клапана
u0 
Qот
  r2  Nк ,
где r – радиус монтажного патрубка
Nк – число дыхательных клапанов
u0 
3500
м
 10
2
с
3600  0.175  1
7) Диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефти,
омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар
d э  0,44  Н г N к  0,44  7,4  3,26м
8) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти
U
1,44  u0
1,44  10
м

 0,314
Н
7,4
с
3,56  г 3,56 
0,175
r
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
Vжот  FH  H ср.от  1632 5,86  9564м3
Vnоо  VP  Vж.от  19421 9564  9857м3
11) Соотношение фаз
Vnоо 9857

 1,031
Vжот 9564
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
26
  V  0,5 
Vn
Vn
F ( )  1,70  0,35  n    1,70  0,35  1,0310,5  1,34
4
  Vж  
Vж


Так как Vж
, то
12) Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГПР
в процессе откачки
Ps.от  1,22  39000 е 0.025311290,8  1,34  38478Па
13) Концентрация насыщенных паров нефти при откачке
Csоо 
38478
 0,381
101320 200
14) Начальная объемная концентрация углеводородов в ГПР перед
откачкой
Cот  0,9  0,381  0,343
15) Плотность паров нефти и воздуха при условиях откачки
 у.от 
Pa  Pкв  М у 101320 20063
кг

 2,63
 в.от 
Pa  Pкв   М в  101320 20029  1,21 кг
8314 290,8
R  Tср
R  Tср
8314  290,8
м3
м3
16) Плотность ПВС перед началом откачки
 пвс0   у  C0от   в  1  С0от   2,63  0,343  1,21(1  0,343)  1,7
кг
м3
17) Масса ПВС и паров нефти в газовом пространстве перед началом
откачки
mпвс0  1,7  3509  5965,3кг
mу   у0  С0от  Vп  2,63 0,343 3509  3165,4кг
18) Объем и масса воздуха, подсасываемого в резервуар при его
опорожнении
Vв  Q    3500 3,61  12635м3
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
27
mв  вот  Vв  1,21 12635 15288,4м3
19) Если бы нефть в процессе опорожнения резервуара не испарялась,
то к концу опорожнения объемная концентрация паров в газовом
пространстве составляла бы
*( 0)
Cот

С0от  Vп
0,343 3509

 0,075
Vп  Vв 3509  12635
Соответственно средняя объемная концентрация паров нефти была бы
С
( 0)
ср.от
*(0)
2  С0от  Сот
2  0,343  0,075


 0,254
3
3
20) Поскольку в ходе опорожнения происходит донасыщение ГП
парами нефти, то в качестве первого приближения принимаем, что
( 0)
Cср
.от  0,32
При этой концентрации вычисляем
- молярную массу ПВС
М пвсср  63  0,32  29  (1  0,32)  39,9
кг
кмоль
- плотность ПВС
 пвсот 
101320 20039,9  1,67 кг
8314 290,8
м3
- кинематическая вязкость ПВС
 пвсот 
106
1
0,31

0,1  290,8 0,0225 290,8  3,61
 6.97  106
м2
с
- число Шмидта
Sc 
6.97  106  3600
 0,856
0,0293
коэффициент диффузии паров
Dм=aм+вмТ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
28
ам=-0,0111 м2/ч
вм=0,000139 м2/(чК) ([1],табл.10.1)
Dм=-0,0111+0,000139*290,8=0,0293 м2/ч
- модуль движущей силы процесса испарения
 
0,381 0,32
 0,099
1  0,381
- величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по
формуле
Kt  2,17  103   0,403  Sc0,0932  2,17  103  0,0990.403  0,8560.0932  8,42  104
- среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания
поверхности нефти воздухом
U  dэ
0,314  3,26
Reср  0,788
 N к  0,788
 115729
 пвс
6,97  106
- величина Kt-критерия при откачке нефти
К tоо  К tпп 1  7,45  103  Sс 0,197  Re0,569  
 8,42  104 1  7,45  103  0,8560,197  1157290,569   55,9  104
21) Плотность потока массы испаряющейся нефти в процессе откачки
J от  55,9  104  1,67  0,02933
9,81 63
6,97  10 
6 2
 39,9
 1,87
кг
м2  ч
22) Масса нефти, испарившейся за время откачки
mуот  J от  FH   от  1,87  1632 3,61  11017кг
23) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту
завершения откачки
*
Сот

m у 0  m уот
3165,4  11017

 0,439
mпвс0  m уот  mв 5965,3  11017  15288,4
*
*
Cот
 Сот
М пвсот
39,9
 0,439
 0,278
Му
63
Так как Сs  0,278, то принимаем Сот*=0,278
24) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при
откачке
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
29
( 0)
*
2Сср
2  0,343  0,278
.от  Сот
Cср.от 

 0,321
3
3
Проверим каково расхождение ранее принятой и расчетной величины
0,321  0,32
100%  0,3%
0,32
Так как расхождение составляет менее 5%, то уточнять концентрацию
нет необходимости
25) Парциальное давление паров нефти в ГП к началу простоя
резервуара
Р(0)у.пр=0,278(101320-200)=2811,4Па
26) Объемы жидкой и паровой фаз в процессе простоя резервуара перед
его заполнением, а также их соотношение
Vжпр  FH  H отmin  1632 2  3264м3
Vn  VP  Vж.пр  19421 3264  16157м3
Vn 16157

 4,95
Vж 3264
 V 
V
Vn
F ( n )  1,70  0,35  n 
4
  Vж 
Vж

Так как Vж
, то
0,5

  1,70  0,35  4,950,5  0,92


27) Давление и концентрация насыщенных паров нефти при простое
Psпп  1,22  39000 е 0.025311290,8  0,92  26418Па
Csпп 
26418
 0,261
101320
Так как Ps.пр  P(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
Vжзак  FH  H ср. зак  1632  5,5  8976м3
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
30
Vn. зак  VP  Vж. зак  19421 8976  10445м3
Vn 10445

 1,16
Vж 8976
  V 0,5 
Vn
Vn
F ( )  1,70  0,35  n    1,70  0,35  1,160,5  1,32
4
  Vж  
Vж


Так как Vж
, то
29) Средние давления и концентрации насыщенных паров нефти в ГП
при заполнении резервуара
Psзза  1,22  39000 е 0.025311290,8  1,16  37904Па
Csпп 
37904
 0,367
101320 2000
Так как РSзак  Р(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
М пвсср  63  0,268  29  (1  0,268)  38
кг
кмоль
плотность ПВС
 пвс. зак 
(101320 2000)38
кг
 1,62 3
8314 290,8
м
- кинематическая вязкость ПВС
 пвсот 
106
1
0,268

0,1  290,8 0,0225 290,8  3,61
 6,32  106
м2
с
- число Шмидта
Sc 
6,32  106  3600
 0,777
0,0293
коэффициент диффузии паров
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
31
Dм=aм+вмТ
ам=-0,0111 м2/ч
вм=0,000139 м2/(чК) ([1],табл.10.1)
Dм=-0,0111+0,000139*290,8=0,0293 м2/ч
- модуль движущей силы процесса испарения
 
0,268  0,261
 0,0096
1  0,268
- величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по
формуле
Kt  2,17  103   0,403  Sc0,0932  2,17  103  0,00960.403  0,7770.0932  3,3  104
- среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания
поверхности нефти воздухом
U  dэ
0,314  3,26
Reср  0,788
 N к  0,788
 132669
 пвс
6,08  106
- величина Kt-критерия при откачке нефти
К tоо  К tпп 1  7,45  103  Sс 0,197  Re0,569  
 9,9  104 1  7,45  103  0,7470,197  1326690,569   67,1  104
- скорость нефти в приемном патрубке резервуара
Wзак 
4  4000
м
 2,89
2
с
  0,7  3600
- средняя характерная скорость перемешивания нефти в резервуаре
Wx 
2,89
м
 0,891
1632 5,5
с
1
4000
- находим величину среднего комплексного параметра
Fr  Re
Wx3
0,8913
Fr  Re 

 3605
g  пвс 9,81 20  106
- величина Kt критерия при заполнении резервуара


Ktзак  Ktпр 1  1,34Sc1,327   0,655Fr  Re0,087 
 3,3  104 1  1,34  0,7771,327  0,00960,655  36050,087   0,0138
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
32
- плотность потока массы нефти, испаряющегося в процессе закачки
J зак  138,6  104  1,62  0,02933
9,81 63
6,32  10 
6 2
 38
 4,86
кг
м2  ч
- масса нефти, испарившейся в процессе закачки
mу. зак  4,86  1632 2,8  22208кг
- массы углеводородов и ПВС в ГПР на момент начала закачки
mу0  mу  mу.от  3165,4  14110 17275,4кг
mпвс.от  mу0  mв  17275,4  15288,4  32563,8кг
- объем закачиваемой нефти и масса вытесняемой в атмосферу ПВС
VH  4000 2,8  11200м3
mпвс  1,62  1632  2644кг
- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе
заполнения резервуара
Cср. зак  0,268
63
 0,444
38
- массовая концентрация паров нефти в ГП к моменту окончания
закачки
*
С зак

-
m у 0  m у. зак  mпвс  Сср. зак 17275,4  22208  2644  0,444

 0,735
mпвс0  m у. зак  mпвс
32563,8  22208  2644
соответствующая
объемная
концентрация
паров
в
газовом
пространстве
*
Cзак
 0,735
38
 0,443
63
Так как С*зак  Сsзак принимаем Сзак=0,268
31) Находим расчетную среднюю концентрацию паров нефти в ГП в
процессе закачки
Cср. зак 
2  0,261  0,268
 0,263
3
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
33
- отклонение расчетной величины от ранее принятой составляет
0,263  0,268
100%  1,9%
0,268
 5%
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=103320Па
33) Среднее парциальное давление паров нефти в ГП в процессе
закачки
Ру. зак  0,268 103320 27689,8Па
34) Плотность паров нефти в процессе закачки
у 
Р2  М пвс 103320 63
кг

 2,7 3
R Т
8314  290,8
м
35) Потери нефти от «большого дыхания»
G
Б. Д .
 [V H V Г  (
Р Р
Р Р
2
2
G
Б. Д .
1
У зак
)] 
Р
Р
Узак


у
2
103320 101320 27689,8
 [11200  16157 (
)] 
 2,7  7764,2кг
103320 27689,8
103320
Потери от «большого дыхания» составили 7764кг. Можно сделать
вывод, что нецелесообразно производить откачку от максимального уровня
взлива до минимального и заполнение резервуара практичсеки полностью.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
34
2.3 Расчет потерь нефти от “обратного выдоха”
1) Продолжительность откачки нефти
 от 
FH  H от 1632 (9,75  2)

 3,61ч
Qот
3500
2) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного
клапана
u0 
3500
м
 10
2
с
3600  0.175  1
3) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти
U
4)
1,44  u0
1,44  10
м

 0,314
Н
7,4
с
3,56  г 3,56 
0,175
r
Среднее
число
Рейнольдса,
характеризующее
интенсивность
омывания поверхности нефти воздухом
U  dэ
0,314  3,26
Reср  0,788
 N к  0,788
 115729
 пвс
6,97  106
d э  0,44  Н г N к  0,44  7,4  3,26м
5) Величина Kt-критерия при откачке нефти
К tоо  К tпп 1  7,45  103  Sс 0,197  Re0,569  
 8,42  104 1  7,45  103  0,8560,197  1157290,569   55,9  104
6) Плотность потока массы нефти, испаряющейся в процессе откачки
J от  55,9  104  1,67  0,02933
9,81 63
6,97  10 
6 2
 39,9
 1,87
кг
м2  ч
7) Масса нефти, испарившейся за время откачки
mуот  J от  FH   от  1,87  1632 3,61  11017кг
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
35
8) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту
завершения откачки
*
Сот

m у 0  m уот
3165,4  11017

 0,439
mпвс0  m уот  mв 5965,3  11017  15288,4
*
*
Cот
 Сот
М пвсот
39,9
 0,439
 0,278
Му
63
9) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при
откачке
Cср.от 
( 0)
*
2Сср
2  0,343  0,278
.от  Сот

 0,321
3
3
данная величина отличается от ранее принятой на
0,321  0,32
100%  0,3%
0,32
10) Газовая постоянная паров нефти
R
8314
Дж
 132
63
кг  К
11) Потери нефти от «обратного выдоха»
Gо.в. 
*
Ра  Ркд Vг  ln 1  Сот
 С*
Gо.в. 
101320 20003264  ln 1  0,278  0,278  0,261  55,1кг
R  Т п.ср
 1 С

132  290,8
*
пр
от

* 
 Спр



 1  0,261


Отрицательный результат расчета говорит о том, что при данных
условиях потерь от «обратного выдоха» не будет.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
36
2 БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
2.1 Методы сокращения потерь
Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и
хранении является обязательным мероприятием и предусматривается
требованиями ГОСТ 1510-76.
Потери нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров могут
быть сокращены в результате осуществления следующих мероприятий:
- уменьшения объёма газового пространства резервуаров;
- хранение нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением в
резервуарах;
- уменьшения амплитуды колебаний температур поверхности нефти
или нефтепродуктов и газового пространства резервуара;
- улавливание паров нефти или нефтепродуктов, выходящих из
резервуаров;
- при рациональной эксплуатации резервуаров и других сооружений,
связанных с транспортировкой и хранением нефти и нефтепродуктов.
2.2 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,
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
37
перемещаясь вдоль корпуса резервуара при изменении в нём уровня
жидкости.
2.2.1 Плавающие эмульсии
Представляют собой вязкую белую массу, плотность которой меньше
плотности защищаемой жидкости, вследствие чего они способны плавать на
её поверхности. В качестве дисперсной среды в них применяется вода, а
дисперсной фазой являются нефтепродукты.
Практического применения в промышленности известные эмульсии
пока не получили из-за их непродолжительного срока службы.
2.2.2 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.
2.2.3 Плавающие крыши
СНиП II–106 – 79 допускает строительство резервуаров с плавающей
крышей до 120 тыс. м3.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
38
Конструкция плавающих крыш может быть сведена к четырём
основным типам (рисунок 3-1): дисковые (а); однослойнае с кольцевым
коробом (б) или с кольцевым и центральным коробами (в); двухслойные (г).
а
в
б
г
Рисунок 3-1-Схемы основных типов плавающих крыш.
Дисковая
крыша
конструктивно
исполнена
в
виде
металлического диска со сплошным вертикальным бортом. Она не надёжна
в эксплуатации. Появление течи в любой её части, соприкасающейся с
нефтью или нефтепродуктом, приводит к заполнению внутренней чаши и, в
конечном
счёте,
к
потоплению.
Эффективным
направлением
совершенствования конструкции этих крыш может являться придание им
непотопляемости путём заполнения внутренней чаши лёгким пористым
материалом типа пенополиуретана.
Плавающие крыши второго типа состоят из кольцевого понтона,
расположенного по периферии металлического диска, или из кольцевого и
центрального понтонов, соединённых металлическим настилом.
Двухслойные плавающие крыши изготавливают из двух металлических
дисков, между которыми устанавливаются металлические вертикальные
перегородки.
Крыши этого типа выдерживают вертикальную нагрузку до 1962 Па и
не тонут при появлении течи в 85 % отсеков.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
39
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.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
40
2.2.4 Понтон
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 коробасегменты 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.
2.2.5 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
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
41
относительно
оси
диска
на
шарнирах
к
нему
крепится
стойка,
предназначенная для подвески диска-отражателя в резервуаре. На нижнем
конце
стойки
имеется
косынка, фиксирующая
горизонтальном
положении.
предохранителя
и
фланец
Между
нижним
монтажного
диск
отражатель
фланцем
патрубка
на
в
огневого
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 дисковотражателей должно соблюдаться следующее условие: время простоя
резервуара от момента окончания выкачки до момента закачки не должно
превышать в среднем 3-4 суток.
2.3 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
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
42
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
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
43
небольшой оборачиваемости, особенно в южных районах, эти резервуары
экономичнее типовых.
Наиболее
рациональное
применение
резервуаров
повышенного
давления вместимостью до 5000 м3.
2.4 Изотермическое хранение нефти и нефтепродуктов
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.
2.4.1 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
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
44
кровли или кровли и части боковых стенок отражательно-тепловая изоляция
способствует увеличению потерь нефтепродукта от испарения. В частично
экранированном резервуаре скорость распространения паров в газовом
пространстве превышает скорость распространения паров в незащищённом
резервуаре и, следовательно, амплитуда изменения парциального давления
бензиновых паров в изолированном резервуаре также больше, что ведёт к
увеличению потерь паровоздушной смеси.
С увеличением степени экранирования корпуса резервуара, а так же с
повышением степени наполнения резервуара эффективность отражательнотепловой изоляции для сокращения потерь от «малых дыханий» резервуаров
возрастает.
Как показали эксперименты, концентрация нефтяных паров в газовом
пространстве изолированного и не изолированного резервуаров различается
незначительно. Поэтому отражательно-тепловая изоляция практически не
сокращает потери от «больших дыханий».
К
преимуществам
отражательно-тепловой
изоляции
относится
возможность применения её для сокращения потерь от «малых дыханий»
резервуаров с различной конструкцией кровли.
2.4.2 Водяное орошение резервуаров
При орошении резервуара вода, покрывая тонкой плёнкой его
поверхность, аккумулирует часть солнечной энергии, вследствие чего
уменьшается
нагрев
кровли
и
стенок
и,
следовательно,
газового
пространства резервуара.
Оросительные установки монтируются на кровле резервуара и обычно
выполняются в виде сегнерова колеса.
Орошение резервуаров водой сокращает потери в основном только от
«малых дыханий» в результате значительного уменьшения амплитуды
колебания температуры газового пространства. Сокращение потерь от
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
45
«больших дыханий» при водяном орошении незначительно, так как
концентрация бензиновых паров в газовом пространстве опытного и
контрольного резервуаров отличаются друг от друга в пределах ошибки
измерения.
Сокращение потерь от «малых дыханий» при водяном орошение
колеблется в широких пределах в зависимости от погоды.
Чтобы получить максимальный эффект от оросительных систем, их
включение в работу производится в солнечные дни или в дни с переменной
облачностью не позднее чем через 1-1,5 ч после восхода солнца, а
выключение - не ранее чем за 2-2,5 ч до захода солнца. Это связано с тем,
что расширение паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара
происходит в утренние часы до полудня. По достижении газового
пространства резервуара максимальной температуры расширения смеси и,
следовательно, «выдох» прекращается. С началом уменьшения температуры
газового пространства начинается «вдох». Однако оросительные установки
должны
продолжать
работу
и
во
время
«вдоха»,
так
как
при
несвоевременном их отключении происходит дополнительно «малое
дыхание».
Для получения максимального эффекта в сокращение потерь от
испарения при использовании водяного орошения целесообразно процесс
включения – отключения оросительных установок автоматизировать. При
этом необходимо принимать меры по защите резервуаров от коррозии и
фундаментов от размыва стекающей водой.
2.4.3 Окраска резервуаров
Величина потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов в значительной
степени зависит от амплитуды колебания температуры паровоздушной
смеси в резервуаре.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
46
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.
2.5 Улавливание паров нефти или нефтепродуктов, выходящих из
резервуаров
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
47
2.5.1 Дыхательная арматура резервуаров.
Для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов при вентиляции
газового пространства резервуара, выдувании их паров ветром и испарении
необходимо герметизировать газовое пространство. Это обеспечивается
дыхательной арматурой. В комплект дыхательной арматуры входят
дыхательный и предохранительные клапаны.
Дыхательный клапан служит для сообщения газового пространства
резервуара с атмосферой при достижении в нём давления или вакуума, на
который рассчитана конструкция резервуара. Предохранительный клапан
имеет то же назначение, что и дыхательный, но срабатывает только при
предельно допустимых для резервуара значениях давления и вакуума.
3.5.2 Газосборные и газоуравнительные системы
1
3
3
3
2
Канализационный
колодец
1 – резервуары с нефтью; 2-газосборники;
3 – обвязка.
Рисунок 3-2. Принципиальная схема газовой обвязки резервуаров.
Схема представляет собой группу резервуаров, газовое пространство
которых
соединено
между
собой
газопроводами
и
подключено
к
газосборникам.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
48
Документ
Категория
Технология
Просмотров
109
Размер файла
658 Кб
Теги
роман, курсач
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа