курсач системы сокращения потерь нефти при хранении в резрвуарах
advertisement
Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 3 ВВЕДЕНИЕ. Нефть является одним из наиболее важных природных ресурсов, который играет ключевую роль в экономике многих стран. Однако, при хранении нефти в резервуарах возникают значительные потери, которые негативно сказываются на экономической эффективности производства и экологической безопасности. Актуальность курсового проекта заключается в необходимости снижения экономических и экологических потерь, связанных с хранением нефти в резервуарах. Цель курсового проекта: Является исследование и анализ различных систем для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах, а также выявление оптимальной системы, которая позволит снизить потери нефти и улучшить экономическую эффективность производства. Задачи курсового проекта: 1. Описание существующих систем для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах. 2. Анализ эффективности различных систем для сокращения потерь нефти 3. Оценка учета норм устройства резервуарного парка с использованием систем для сокращения потерь нефти Объект и предмет курсового проекта: Объектом данного курсового проекта являются системы для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах. Предметом исследования является анализ процесса эксплуатации существующих систем, разработка новой системы и оценка ее эффективности. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 4 1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Нормативная база для эксплуатации систем для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах 1. ГОСТ 12.1.005–88. Санитарные требования к воздуху. Введ. 01. 01. 88. – М.: Изд-во стандартов. 2. ГОСТ 12.2.044–80 ССБТ. Машины и оборудование для хранения и транспортирования нефти. Требование безопасности. Введен постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 4 июня 1980 года №2537. 3. ГОСТ Р 58619-2019 Магистральный трубопроводный транспорт, хранение нефти и нефтепродуктов Оборудование резервуарное Понтоны Общие технические условия 2019г. 4. ГОСТ 12.3.003–86 ССБТ. Работы электросварочные требования безопасности. Введен постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19 декабря 1986 г. №4072 дата введения установлена 01.01.88 5. ГОСТ 12.1.010–76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования. Введен в действие постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 28 июня 1976 г. №1581 6. ГОСТ 31385— 2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия 2016г 7. СНиП 2.04.14-88* Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Строительные нормы и правила. От 1990г. 8. Приказ Минэнерго РФ от 05.06.2009 По разработке норм естественной убыли продуктов переработки нефти при хранении и(или) транспортировке автомобильным, железнодорожным, водным транспортом Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 5 1.2 Виды потерь от испарения нефть и резервуар Классификация потерь нефти и нефтепродуктов по причинам возникновения: - Аварийные: К аварийным относятся потери, возникающие: от нарушения правил технической эксплуатации сооружений и устройств; от повреждения вагоновцистерн, нефтеналивных судов, сооружений и устройств; в результате стихийных бедствий. В борьбе с аварийными потерями нефти поможет строгий контроль и профилактика нарушений в сфере техники безопасности и эксплуатации сооружений и устройств - Естественные: Естественная убыль нефти - потери массы нефти (нефтепродукта) в процессах хранения или перевозки при сохранении показателей, определенных нормативными документами, являющиеся следствием физико-химических свойств нефти (нефтепродукта), влияния метеорологических факторов и технических характеристик применяемых средств сокращения выбросов в атмосферу от испарения паров нефти - Эксплуатационные: К эксплуатационным относятся потери, происходящие в результате: утечек жидких нефтепродуктов; смешения разных сортов нефтепродуктов; очистки нефтепродуктов от воды и грязи; очистки хранилищ, оборудования и трубопроводов. Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 6 обеспечения защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций. Потери можно разделить на количественные, качественно- количественные и качественные. Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при не герметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время. Качественно-количественные потери происходят при испарении нефти и нефтепродуктов. В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов. В наибольшей степени это относится к бензинам, в меньшей степени – к реактивным топливам. Масла, мазуты и смазки практически не испаряются и соответственно по этой причине не теряют качества. В бензинах из-за потерь легких фракций понижаются октановое число и давление насыщенных паров, повышается температура начала кипения и Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 7 выкипания различных фракций, что ухудшает пусковые качества бензинов, увеличивает расход горючего и износ двигателя. Потери от испарения происходят при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие: - заполнения резервуара нефтепродуктом (так называемые потери от «больших дыханий»); - повышения давления в газовом пространстве выше давления срабатывания дыхательного клапана в результате суточных температурных колебаний газового пространства и поверхности нефтепродукта и за счет изменения давления атмосферного воздуха («малые дыхания»); - дополнительного насыщения газового пространства парами нефтепродукта после окончания выкачки («обратный выдох»); - вентиляции газового пространства при наличии двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровнях. Поскольку в процессе испарения теряются наиболее легкие фракции, то давление насыщенных паров нефтепродукта (соответственно и испаряемость) будет тем меньше, чем больше времени занимает процесс доставки нефтепродукта от его производителя до потребителя, т.е. чем длительнее процесс хранения. Поэтому удельные потери нефтепродуктов при хранении или других технологических операциях в достаточно удаленные моменты времени будут различны. Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения, окисления нефтепродуктов. Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 8 свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т.е. уменьшение его количества. Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по не зачищенным трубопроводам. Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков. Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов, наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения. Для нефтепродуктов, быстро изменяющих качество, рекомендованы минимальные сроки хранения. Увеличены рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в средней и северной зонах, в полуподземных и подземных резервуарах, что обусловлено более низкими температурами хранения. В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, и увеличивается объем газового пространства резервуара. При практических расчетах можно пренебречь этим изменением объема газового пространства (который составляет менее 0,3%). Потери от «больших дыханий»: при выкачке нефтепродукта из емкости освобождающийся объем газового пространства заполняется атмосферным воздухом. При этом парциальное давление паров нефтепродукта в газовом пространстве уменьшается, и начинается испарение нефтепродукта до насыщения газового пространства. При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется из емкости. Потери от Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 9 «больших дыханий» зависят от частоты закачки-выкачки и пропорциональны объему закаченного в резервуар нефтепродукта. Если закачка нефтепродукта в резервуар начинается непосредственно после выкачки или в момент, когда давление в резервуаре меньше Р Г2, то поступающий нефтепродукт будет сжимать паровоздушную смесь в газовом пространстве резервуара. При этом «выдох» начинается тогда, когда давление в газовом пространстве возрастает до РГ2, и сработает дыхательный клапан. Таким образом, можно закачать в резервуар часть нефтепродукта без потерь. Потери от вентиляции газового пространства резервуаров происходят при наличии двух и более отверстий на крыше или на верхнем поясе резервуара, расположенных на разных уровнях. Если расстояние между двумя отверстиями равно h, то вследствие того, что плотность паровоздушной смеси больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, при котором паровоздушная смесь начинает вытесняться через нижнее отверстие, а воздух поступает в резервуар через верхнее отверстие. На рисунке 1.1 представлена схема вентиляции газового пространства резервуара. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 10 Рисунок 1.1. Схема вентиляции газового пространства резервуара Потери от насыщения газового пространства резервуара могут происходить: - при начальном заполнении чистого резервуара нефтепродуктом; - в случае закачки более теплого нефтепродукта или нефтепродукта, имеющего большее давление насыщенных паров, чем остаток в резервуаре. Объем паровоздушной смеси будет включать объем образовавшихся паров нефтепродукта и начальный объем паровоздушной смеси, равный объему газового пространства емкости. Потери от «обратного выдоха» возможны после частичной выкачки нефтепродуктов из емкости, когда ее газовое пространство оказывается не насыщенным парами. Вследствие испарения нефтепродукта происходит дополнительное насыщение газового пространства и увеличение давления в емкости. При открытии дыхательного клапана вытесняется объем паровоздушной смеси, равный объему испарившегося нефтепродукта. Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной и проветренной емкости, если в конце заполнения газовое пространство еще не насыщено парами («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается «дополнительный выдох». Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 11 1.3 Организационно технические мероприятия для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах Для предотвращения потерь нефти при ее хранении в резервуарах необходимо реализовать ряд организационно-технических мероприятий. Важно принимать все необходимые меры для минимизации потерь нефти, которые могут происходить из-за различных факторов, таких как испарение, утечки и прочее. Разработка и внедрение эффективных технологий и стратегий могут значительно снизить риски потерь нефти в хранилищах и повысить эффективность производства. Организационно технические мероприятия включают в себя: - Теплоизоляция - Окраска - Термостатирование - Снижение объема газового пространства - Герметизация - Водяное орошение Теплоизоляция: Согласно технических условий эксплуатации многие типы резервуаров для хранения нефти требуют подогрева. Подогрев осуществляется через днище с помощью перегретого пара. Для этих целей под днищем прокладывается система трубопроводов или электрических змеевиков. Существует способ Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 12 подогрева с помощью электрических змеевиков, вмонтированных во внешнюю обшивку резервуара. В любом случае для сохранения некоторое время постоянной температуры хранимой жидкости наружная поверхность резервуара утепляется. Процесс теплообмена осуществляется естественной конвекцией протекающей в ограниченном пространстве. Одновременно происходят два процесса: нагревание у горизонтальной поверхности (днища) с поднятием кверху нагретых масс и охлаждение жидкости у стенки (и покрытия) с опусканием вниз охлаждающихся масс. По центральной вертикале резервуара может установиться температура t1, на внутренней поверхности стенок она окажется равнойt2. Тогда перепад температур составит температура жидкой среды определится как . Средняя . Однако к таких условиях установить правильную закономерность изменения коэффициента теплоотдачи отдельно для нагревания и охлаждения жидкости с учетом особенностей циркуляции практически невозможно. Поэтому в инженерных расчетах сложный процесс теплообмена принято рассматривать как элементарное явление передачи тепла путем теплопроводности, используя при этом понятие эквивалентного коэффициента теплопроводности . Конструкции теплоизоляции резервуаров с внутренним обогревом Резервуары емкостью 100-1000 м3 изолируют, как правило, минераловатными прошивными матами [9] в обкладке из металлической сетки или блоками. Маты могут применяться длинноразмерные (длиной на всю высоту резервуара) или обычной длины. Верхние концы матов закрепляют у кровли, а по высоте резервуара – кольцами из поволоки диаметром 5-8 мм, пропущенной через отверстия в уголках, приваренных к поверхности Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 13 резервуара. Размер полок уголков выбирают таким образом, чтобы длина их была на 10-15 мм больше толщины изоляции. Отверстия в полках сверлят на расстоянии, равном толщине изоляции, минус 5 мм. Уголки длиной 80-100 мм приваривают через 1 м по окружности резервуара и через 1-2 м по высоте. Асбестоцементные плоские или волнистые листы применяют в качестве покровного слоя. Покровный слой из асбестоцементных плоских или волнистых листов крепят с перекрытием швов на 50-100 мм по вертикали и горизонтали в подвески-крючки, навешенные через 350-400 мм на кольца для закрепления матов, которые дополнительно стягивают бандажами из упаковочной ленты или проволоки по поверхности асбестоцементных листов. Бандажи устраивают из расчета 2 шт по высоте листа.. Для резервуаров высотой более 6 м применяется конструкция изоляции с креплением на внутреннем каркасе. Внутренний каркас представляет собой систему вертикальных и горизонтальных полос (бандажей) с приваренными к ним штырями, на которые накалываются маты. Дополнительно маты крепят бандажами из упаковочной ленты. Для кровли предусматривается изоляция способная воспринимать нагрузку от снега и людей. Для этого для резервуаров емкостью до 700 м3 включительно дополнительно устраивается решетчатый каркас из поволоки диаметром 5 мм с ячейками более 350 мм. По каркасу, опирающемуся на кровлю, укладывается покровный слой. Конструкция крепления изоляции на кровле должна противостоять действию ветра. Для резервуаров емкостью более 700 м3изоляцию кровли следует выполнять каркасными блоками, причем блоки должны повторять форму кровли. Блоки к кровле приваривают. Изоляция кровли и стенок резервуара не Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 14 должна между собою соединяться. В местах их стыка должен быть устроен температурный шов. Конструкции теплоизоляции резервуаров с наружными обогревающими змеевиками Изоляция устаивается на некотором расстоянии от боковых стен резервуара. создаваемый при этом зазор должен иметь такой размер, чтобы обеспечить конвективный обогрев стенок резервуара по высоте (обогревающие змеевики расположены в нижней части). Зазор может быть принят равным 150 мм. Для обеспечения такого зазора вокруг резервуара создается каркас из полосовой стали, расположенный на расстоянии 180 мм от стен резервуара соединен специальными подвижными серьгами со стяжными бандажами, укрепленными на резервуаре. А) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 15 Б) Рис. 1.2. Изоляция вертикального цилиндрического резервуара с внутренними обогревающими змеевиками минераловатными матами с креплением на внутреннем каркасе [9] а – общий вид; б, в – блоки для изоляции резервуаров емкостью более 700 м3; 1 – кирпич красный, 2 – рубероид. 3 – подвеска со штырями. 4 – стяжной бандаж, 5 – опорная планка для бандажа, 6 – стяжной болт; 7 – минераловатный мат; 8 – блоки для изоляции кровли; 9 – покрытие кровли металлическими листами; 10 – сшивка; 11 – подвесная скоба из проволоки; 12 – покровный слой из асбестоцементных листов; 13 – бандаж с пряжкой; 14 – стяжной бандаж; 15 – самонарезающийся винт; 16 - козырек из металлического листа; 17 – винт; 18 – скоба; 19 – стяжка; 20 – лента 3х30 мм; 21 – струна; 22 – каркас блока из уголков; 23 – опора блока для приварки к кровле Преимущества теплоизоляции нефтяных резервуаров для сокращения потерь нефти за счет поддержания стабильного температурного режима: 1. Снижение испарения: Введение теплоизоляции в резервуары позволяет сократить теплопотери и, следовательно, уменьшить испарение нефти. Устойчивый температурный режим помогает избежать нежелательных Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 16 изменений в физико-химических свойствах нефти, что также способствует сокращению потерь. 2. Экономия энергии: Теплоизоляция резервуаров уменьшает потребление энергии на поддержание оптимальной температуры, что приводит к снижению затрат на эксплуатацию. 3. Повышение эффективности хранения: Стабильный температурный режим благоприятно влияет на сохранность нефти, предотвращая ее окисление и другие негативные процессы, что обеспечивает более длительное хранение. Недостатки теплоизоляции нефтяных резервуаров: 1. Высокие затраты: Установка теплоизоляции может быть дорогостоящей и требовать значительных инвестиций. 2. Сложности в монтаже: Необходимо правильно выбрать материалы для изоляции, обеспечить их правильный монтаж и обслуживание, что может потребовать специализированных знаний и навыков. 3. Риск образования конденсата: Недостаточная вентиляция или неправильное применение теплоизоляции может привести к образованию конденсата, что в свою очередь может увеличить вероятность коррозии и других проблем. Тепловая защита резервуаров: К наиболее доступным и действенным техническим мероприятиям относится тепловая защита резервуаров, применяемая для сокращения колебаний температуры хранимого в резервуаре нефтепродукта и его паров в газовом пространстве. Существуют различные способы тепловой защиты резервуара и, в том числе термостатирование в грунте или в наземных сооружениях казематного типа, теплоотражающая окраска, теплоизоляции, экранирование, охлаждение Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 17 водой и т.д. Накоплен большой опыт применения этих способов борьбы с потерями от испарения, что дает возможность сравнить объективность разнообразных устройств, применяемых для тепловой защиты резервуаров. При хранении нефти и нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах и таре простейшим методом их термостатирования является заглубление в грунт. Известны три вида размещения резервуаров и тары: – наземное, когда средства хранения размещаются на поверхности или заглублены менее чем на половину своей высоты; – полузагубленное, когда резервуар заглублен более, чем на половину диаметра, а бочки размещаются в открытых котлованах и траншеях; – заглубленное, когда резервуар размещен под слоем земли не менее 0,2 м или имеет обсыпку соответствующей толщины, а бочки размещаются в крытых подземных хранилищах – казематах или землянках. Если по результатам проведенных опытных работ потери бензина от испарения при наземном размещении горизонтальных резервуаров принять за 100%, то при их полузаглубленном размещении потери снизятся до 60%, а при заглубленном – до 30%. При наземном, полузаглубленном (в открытой траншее) и заглубленном хранении бензина в бочках величина потерь от испарения составит соответственно 100, 50 и 18%. Высокая эффективность борьбы с испарением нефтепродуктов из резервуаров и тары путем заглублении этих емкостей объясняется тем, что суточные колебания температуры в грунте на глубине 30 – 40 см практически отсутствуют, и на заглубленный резервуар воздействуют только сезонные изменения температуры. При таком размещении исключается также влияние ветра на процесс вентиляции газового пространства резервуара. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 18 Термостатирование вертикальных и горизонтальных металлических резервуаров путем устройства вокруг них наземного каземата (кожуха) из кирпича или железобетонных панелей и плит применяется весьма редко, так как подобные сооружения имеют высокую стоимость, которая превышает стоимость работ по заглублению резервуаров в 10 – 12 раз. Широкое распространение получило применение специальной окраски резервуаров, защищающей металл от нагрева путем частичного отражения солнечных лучей и снижения эффективной температуры. Для этой цели рекомендуются светлые краски с коэффициентом отражения не менее 0,8. Эффективность применения окраски резервуара вместимостью 5000 м3 для снижения потерь горючего от испарения приведена в таблице 3.1. Наиболее дешевыми и достаточно эффективными красками являются мел и известь. Однако они нестойки к воздействию атмосферных осадков. Опыт показывает, что окраска резервуаров мелом или известью, разведенным в соленой воде, с добавкой 10% портландцемента, близка по эффективности к окраске алюминиевой пудрой. Применение цинковых белил недостаточно эффективно из-за невысокого коэффициента отражения этой краски. Таблица 3.1. Влияние окраски резервуара на потери горючего от испарения Цвет Краска Средняя Годовые потери эффективная КГ проценты температура абсолютные относительные стенки в весенне – летний период.°С Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 19 Черный Кузбасс лак 30 680 1.36 100 Красный Сурик 20.3 590 1.18 86 Зеленый Защитная 14.7 550 1.1 81 Серебристый Алюминиевая 11.5 460 0.92 67.6 нитроэмаль пудра Отражающая способность теплозащитной краски в процессе эксплуатации резервуаров снижается вследствие загрязнения их поверхности, а также химических изменений, механических повреждений покрытия, поэтому необходимо периодически возобновлять окраску. Наряду с наружной окраской резервуара снижение потерь от испарения может быть достигнуто нанесением на его внутреннюю поверхность лакокрасочных покрытий с низким коэффициентом излучения. При нанесении противокоррозионных бензостойких покрытий ЭП – 755, XC – 7I7, XC – 720, ФЛ – 724 изнутри на крышу резервуара лучистый поток от нее к поверхности нефтепродукта снижается примерно вдвое, а потери от испарения снижаются на 27 – 45%. Одновременная окраска наружной и внутренней поверхностей резервуаров дает возможность при сравнительно небольших затратах снизить потери нефтепродуктов от испарения на 30 – 65% по сравнению с неокрашенными резервуарами. Тепловая изоляция резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов с целью их термостатирования применяется довольно редко, так как применявшиеся ранее методы изоляции при помощи матов и плит из различных материалов (стекловолокна, шлаковаты, асбоцемента и т.п.) недостаточно эффективны из – за низкой механической прочности и склонности к влагопоглощению, а использование газонаполненных пластмасс (пенопластов), обладающих высокими теплоизоляционными свойствами, сдерживалось Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 20 довольно сложной технологией их нанесения, предусматривающей устройство наружной защитной оболочки и заливку промежутка между этой оболочкой и стенкой резервуара жидкими вспенивающимися компонентами. В настоящее время разработан простой и недорогой технологический процесс, позволяющий наносить теплоизоляцию из пенополиуретана как в стационарных, так и в полевых условиях путем напыления при помощи установки типа «Пена». Целесообразно изготавливать пенополиуретановую теплоизоляцию двухслойной, напыляя в качестве внутреннего слоя пенополиуретаны низкой плотности, например, ППУ – 3 или ППУУ – 17Н, обладающие высокими теплоизоляционными свойствами, а в качестве наружного слоя – жесткие пенополиуретаны высокой плотности ППУ – ПН – 1 или ППУ – ПН – 2, имеющие несколько худшие теплоизоляционные свойства и требующие большего расхода исходных компонентов, но обладающие высокой механической прочностью, стойкостью к воздействию влаги, нефтепродуктов и различных химических веществ. Способность жесткого пенополиуретана высокой плотности воспринимать статические и динамические нагрузки, а также его химическая стой кость позволяет применять этот материал без наружной защитной оболочки, а использование метода напыления в связи с хорошей адгезией пенополиуретанов и низкой их плотностью позволяет производить теплоизоляцию криволинейных поверхностей и фасонных деталей любой конфигурации. Применение на резервуарах тепловой изоляции из пенополиуретанов, основные физико – химические показатели которых приведены в таблице 3.2, позволит снизить потери нефтепродуктов от испарения на 60 – 70% по сравнению с не теплоизолированными резервуарами такой же конструкции и вместимости. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 21 Охлаждение резервуаров водой с целью снижения температуры газового пространства может осуществляться путем устройства на крыше резервуара водяного экрана – проточного или периодически пополняемого бассейна с тонким слоем воды, или же путем орошения верхней части резервуара водой через распылители (систему орошения противопожарного водоснабжения). Таблица 3.2. Свойства теплоизоляционных пенополиуретанов Показатель Плотность пенополиуретана, кг/м3 низкая высокая 30 – 100 – 200 – 400 – 600 – 800 – 50 200 400 600 800 1000 при сжатии: 0.25 0.8 4.0 16.0 25.0 35.0 при изгибе: 0.4 1.0 6.0 12.4 18.6 24.2 Водопоглошение за 24 0.02 0.03 0.01 0.006 0.0009 0.001 0.03 0.08 0.11 0.12 0.148 0.155 90 120 140 160 1S0 200 Предел прочности. МПа: часа, кг/м Коэффициент теплопроводности при 20°С, Вт/(м ∙ град) Температура размягчения.°С Преимущества: 1. Уменьшение потерь нефти за счет стабильного температурного режима. Светлые тона отражают солнечные лучи, что помогает сохранить низкую температуру внутри резервуара, и предотвращает перегрев, что может привести к испарению нефти. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 22 2. Увеличение срока службы оборудования. Светлые цвета обладают более низкими теплопроводностями, чем темные, что способствует более эффективному удалению тепла из резервуара и уменьшает вероятность перегрева. 3. Легче обнаружить повреждения и утечки. Светлые цвета делают возможным обнаружение любых повреждений или утечек в резервуаре более быстро, чем если бы он был окрашен в темные тона. Недостатки: 1. Высокие затраты на окраску. Окраска нефтяных резервуаров в светлые цвета может быть более дорогой, чем окраска в темные тона из-за используемых красителей и материалов. Снижение газового пространства в резервуарах и их герметизация: К организационно-техническим мероприятиям относятся в основном методы рациональной организации эксплуатации всего комплекса резервуарного хозяйства, установок и трубопроводных коммуникаций с соблюдением всех правил по эксплуатационному уходу за ними. Одним из важнейших условий является всемерная герметизация всей системы транспорта и хранения нефти, для чего проводится постоянная проверка герметичности резервуаров, трубопроводов и оборудования. При уходе за резервуарами учитывается, что потери от сифона и выдувания (вентиляции) газового пространства занимают значительный удельный вес в общем объеме потерь, создавая одновременно неблагоприятное санитарное состояние; поэтому особое значение придается герметизации газового пространства резервуаров. Своевременно устраняют неплотности в конструкциях и соединительных швах резервуаров, проверяют наличие прокладок во всех фланцевых соединениях и плотность их закрепления Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 23 болтами, производят перенабивку сальниковых соединений, следят за состоянием всей установленной аппаратуры. Проверяют работоспособность дыхательных клапанов, диафрагм и наличие жидкости в предохранительных клапанах. Вся дыхательная и предохранительная аппаратура должна соответствовать по своим параметрам — давлению и пропускной способности, характеристике резервуаров. Все операции по наливу и сливу проводят с максимальным применением средств герметичности, например, налив осуществляют под слой нефти, избегая тем самым разбрызгивания жидкости. Стремятся всемерно сокращать количество внутрипарковых перекачек, а емкости по возможности держать с максимальным заполнением, тем самым уменьшая отрицательное влияние «больших и малых дыханий». Уменьшить потери от испарения при больших «дыханиях» резервуара можно проведением следующих мероприятий: 1. уменьшением различных перекачек нефти внутри НПС; 2. заполнением резервуара снизу под уровень находящегося в резервуаре продукта, что снижает на 30 - 40 % потери по сравнению с наливом открытой струёй сверху; 3. установкой на крыше резервуаров возвращающих адсорберов, в которые улавливается нефтепродукт, находящийся в паровоздушной смеси; 4. применением газгольдера, компрессора, насоса, возвращающего пары топлива обратно в резервуар; 5. установкой газовых труб, с помощью которых соединяют между собой резервуары, предназначенные для хранения одного сорта нефтепродуктов (при заполнении одного резервуара паровоздушная смесь будет вытесняться в другой, а не теряться в атмосфере); 6. запрещением проветривать резервуар перед заполнением. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 24 7. Максимальное заполнение резервуара для снижения объема газового пространства К специальным техническим средствам снижения потерь при хранении относятся: 1. применение предусматривает резервуаров, уменьшение объема конструкция газового которых пространства или хранение нефтепродуктов под повышенным давлением; 2. применение газоуравнительных систем; 3. применение систем улавливания легких фракций (УЛФ), паров нефти и нефтепродуктов; 4. отражательно-тепловая зашита резервуаров для уменьшения отрицательного влияния солнечной радиации с целью сокращения амплитуды колебаний температуры газового пространства. Принцип уменьшения объема газового пространства как средства снижения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения является одним из наиболее эффективных, в особенности для резервуарных парков, характеризующихся высокой оборачиваемостью, так как в этих условиях преобладающее количество потерь происходит за счет «больших дыханий». Поэтому наиболее целесообразно применять резервуары с плавающими крышами или понтонами. В качестве теплозащитных мероприятий, уменьшающих влияние солнечной радиации на резервуары, относятся: окраска наружных и внутренних поверхностей резервуаров, устройство лучеотражательных экранов, орошение крыш резервуаров хранение нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов в заглубленных и подземных хранилищах. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 25 Окраска наружной поверхности резервуаров в светлые тона наиболее широко применяется в практике эксплуатации резервуаров, так как заметно уменьшает амплитуду колебания температуры газового пространства, в результате чего снижаются потери от испарения. Обычно поверхности резервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые в наибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара. Более эффективна белая краска, обладающая наибольшей лучеотражательной способностью с коэффициентом отражения 90 по сравнению с алюминиевой краской, имеющей коэффициент отражения 67 (коэффициент отражения черной краской равен нулю). Современными исследованиями установлена целесообразность окрашивания не только наружных, но и внутренних поверхностей резервуара. Оно уменьшает поток тепла от стенок к поверхности нефтепродукта за счет низкого коэффициента излучения, что снижает потери в среднем на 30%. Одновременная окраска внутренней и наружной поверхностей резервуаров может уменьшить потери от испарения на 40—50% по сравнению с резервуарами, имеющими неокрашенные поверхности. Один из эффективных способов хранения легкоиспаряющихся нефтей — хранение в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. При хранении в заглубленных резервуарах почти полностью исключается потери от «малых дыханий», так как, будучи засыпаны грунтом, они не подвергаются солнечному облучению, и, следовательно, в них почти отсутствуют суточные изменения температуры газового пространства. По сравнению с наземными резервуарами потери от «малых дыханий» в заглубленных резервуарах сокращаются в 8—10 раз и несколько снижаются потери от «больших дыханий» (при отсутствии газоуравнительных трубопроводов). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 26 Преимущества: 1. Сокращение потерь нефти за счет уменьшения выхода паров и легких фракций из резервуара. Запечатывание резервуара и снижение газового пространства помогают предотвратить испарение и утечки нефтяных паров, что существенно снижает потери нефти. 2. Повышение безопасности. Герметичность нефтяных резервуаров способствует предотвращению аварийных ситуаций, связанных с утечкой нефти или газов. 3. Улучшение экологической безопасности. Сокращение выбросов паров и легких фракций нефти помогает снизить негативное воздействие на окружающую среду и предотвратить загрязнение почвы, водоемов и атмосферы. Недостатки: 1. Затраты на оборудование. Снижение газового пространства и герметизация резервуара могут потребовать дополнительных инвестиций в оборудование для контроля давления, температуры и безопасности. 2. Увеличение риска давления. При слишком сильном заполнении нефтяного резервуара или неправильной герметизации может возникнуть повышенное давление, что увеличивает риск аварийных ситуаций. 3. Ограничение доступа к резервуарам. Герметизация и снижение газового пространства могут затруднить доступ к нефтяным резервуарам для обслуживания, осмотра и ремонта, что может затруднить эксплуатацию и обслуживание оборудования. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 27 Система водяного орошения резервуаров: Система орошения резервуаров при хранении нефти является важным элементом в индустрии нефтяного хранения. Она представляет собой специально разработанную систему, которая применяется для поддержания оптимальных условий хранения нефти в резервуарах. Орошение позволяет контролировать температуру и предотвращать испарение нефти, что способствует сокращению потерь и поддержанию качества хранимого сырья. В данном описании мы рассмотрим основные принципы работы системы орошения, ее преимущества и недостатки, а также важные аспекты использования данного технологического решения в нефтяной промышленности. Система орошения резервуаров при хранении нефти, использующая метод орошения водой, основана на принципе испарения воды для охлаждения поверхности резервуара и снижения температуры хранимой нефти. Принцип работы водного орошения заключается в распылении воды на поверхность резервуара при помощи специальных распылителей, таких как дождевальные установки или системы дисперсного орошения. Вода испаряется с поверхности резервуара, поглощая тепло и снижая температуру нефти внутри резервуара. Этот процесс помогает уменьшить тепловые нагрузки на нефть и предотвратить ее перегрев, что способствует сокращению испарения и потерь качества нефти. Кроме того, орошение водой может помочь поддерживать стабильный температурный режим в резервуаре, что важно для предотвращения образования конденсата и других негативных последствий. Принцип работы системы орошения резервуаров при хранении нефти с использованием воды основан на расчете оптимальной скорости орошения и объеме воды, необходимом для поддержания заданной температуры и уровня испарения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 28 Для эффективного охлаждения поверхности резервуара и снижения температуры нефти рекомендуется поддерживать скорость орошения на уровне 0,5-1 литр воды на квадратный метр поверхности резервуара в час. Например, для резервуара с площадью поверхности 1000 квадратных метров потребуется орошать его водой с объемом 500-1000 литров в час. Для обеспечения эффективного орошения рекомендуется также использовать специальные распылители с настраиваемым углом распыления и дополнительной регулировкой давления воды. Это позволит равномерно распределить воду по поверхности резервуара и достичь максимального эффекта охлаждения. Также важно учитывать климатические условия и температурный режим хранимой нефти при расчете объема и скорости орошения. Рекомендуется проводить регулярный мониторинг температуры внутри резервуара и на его поверхности, а также контролировать уровень влажности и испарения для оптимального использования системы орошения с целью снижения потерь нефти и обеспечения ее качественного хранения. Преимущества системы орошения резервуаров при хранении нефти с использованием воды: 1. Эффективное снижение температуры нефти: орошение водой позволяет быстро и эффективно снизить температуру нефти в резервуаре, что способствует предотвращению перегрева и сохранению качества сырья. 2. Сокращение испарения: контролируемое орошение водой помогает уменьшить испарение нефти, что в свою очередь уменьшает потери продукции и повышает экономическую эффективность хранения. 3. Повышение безопасности: система орошения снижает риск возгорания и формирования паровоздушных смесей в резервуаре, уменьшая вероятность возникновения аварийных ситуаций. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 29 Недостатки системы орошения резервуаров при хранении нефти с использованием воды: 1. Затраты на воду: использование воды для орошения требует дополнительных затрат на ее подачу, что может повлечь дополнительные расходы для предприятия. 2. Требования к оборудованию: эффективное орошение требует установки специального оборудования, распылителей и систем контроля, что также может потребовать инвестиций. 3. Управление и обслуживание: систему орошения необходимо регулярно обслуживать и контролировать, чтобы гарантировать ее эффективную работу и предотвращать возможные сбои. Система орошения резервуаров при хранении нефти с использованием воды имеет ряд преимуществ, но ее эффективность зависит от правильного проектирования, настройки и поддержания. 1.4 Системы технических решений для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта: В качестве покрытий, плавающих на поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению, применялись и применяются плавающие защитные эмульсии, микрошарики из пластмасс, понтоны и плавающие крыши. Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхность нефтепродукта помещается Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 30 текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью, чем у защищаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхности нефтепродукта, изолируя ее от ГП, независимо от степени отклонения стенки резервуара от цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся, так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации. В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например, НИИ Транснефть (ныне ИПТЭР) провел [1] испытания эмульсии следующего состава (% масс.): топливо ТС – 1 – 56; вода – 21,6; этиленгликоль – 1,2; желатин сухой – 0,3. Эмульсия представляла собой белую однородную вязкую массу плотностью 810 кг/м3. Эмульсия испытывалась в резервуаре емкостью 600 м3 на нефти плотностью 857 кг/м3. Толщина эмульсии на поверхности нефти в начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали, что она сокращает потери нефти от испарения в среднем на 80%. Однако ее стабильность (срок службы) составила только 3 месяца, после чего эмульсия разрушилась и осела на дно резервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемости более чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытанная эмульсия промышленного применения не нашла. Еще один препятствующий испарению состав предложен в «Гипро – морнефтегаз». Он включает (% масс.): латекс БСНК – 79,3 – 83,7; натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта – 16,0 – 20,0 и натриевые соли карбокси – метилцеллюлозы – 0,3 – 0,7. По информации разработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17 – 21%, что совершенно недостаточно. Во ВНИИ для предотвращения испарения легких фракций нефтепродуктов предложен состав, включающий (% мае.): полиакриламид – 1,02 – 1,12; сульфоэтоксилат натрия – 0,35 – 0,50; бихромат калия – 0,94 – 0,95; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 31 хромока – лиевые квасцы – 0,07 – 0,20 и воду (остальное). Исследования разработчиков показали, что эффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено, что при плотности состава менее 500 кг/м3 происходит разрыв покрытия парами нефтепродукта, а при плотности выше 700 кг/м3 – его погружение в нефтепродукт. Оптимальным, по мнению разработчиков, является соотношение плотностей нефтепродукта и покрытия 1: (0,66 – 0,93). Кроме того, было установлено, что при толщине покрытия менее 0,5% от высоты взлива бензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается: на его поверхности образуются пузыри, деформации и разрывы от напряжений, создаваемых парами нефтепродуктов, образующимися под покрытием. Основным препятствием к применению данного состава является высокое содержание воды: при отрицательных температурах покрытие частично примерзнет к стенке резервуара, а частично будет разорвано образующимся льдом. Испытания других типов защитных эмульсий выявили еще один недостаток: при опорожнении резервуаров в случае низкого уровня взлива нефтепродукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой, вследствие чего забиваются насосы и фильтры. Микрошарики из пластмасс также служат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром от 10 до 250 мк, изготовленные из фенольно – формальдегидных или карбомидных смол и заполненные инертным газом – азотом. Проведенные в лабораторных и промышленных условиях испытания показали [1], что микрошарики, плавающие на поверхности нефти или бензина слоем толщиной 20 – 25 мм сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов – на 35 – 50%, нефти – на 80%. При этом используемый объем резервуаров с различной конструкцией кровли не уменьшается. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 32 В то же время были выявлены и недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом, а также налипание на стенки резервуара. По этим причинам они не нашли применения. Понтоны, плавающие крыши: Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов (рисунок 3.4). 1 – настил понтона; 2 – металлические короба – сегменты; 3 – уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 – труба для ручного отбора проб; 5 – кожух пробоотборника ПСМ; 6 – опорные стойки Рисунок 3.4. Резервуар с металлическим понтоном Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее 90% поверхности нефтепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазор между диском и стенкой резервуара. По материалу, из которого изготовлен диск, различают металлические и синтетические понтоны. Типы металлических понтонов приведены на рисунке 3.5: - чашеобразные однодечные; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 33 - однодечные с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; - однодечные с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; - двудечные, разделенные на отсеки. а – чашеобразный однодечный; б – однодечный с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; в-однодечный с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; г – двудечный, разделенный на отсеки Рисунок 3.5. Основные типы металлических понтонов Нетрудно заметить, что в порядке упоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается их непотопляемость. Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они разнообразны по конструкции. Например, понтон, разработанный в НИИ Транснефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной выполненными из химически конструкции стойкого обеспечивается поплавками, к нефтепродуктам пленочного пенопласта. Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ «Транснефтеавтоматика», например, включает периферийное кольцо, обеспечивающее прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора, центральную часть, несущее кольцо с Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 34 эластичным вкладышем, формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для поверхность предотвращения покрывается насыщения полиуретановым ППУ нефтепродуктом, латексом, а для его придания поверхности понтона токопроводящих свойств – саженаполненным латексом. Понтон «Coverblot» компании «Larosch Buyj» изготавливают из панелей жесткого пенопласта, облицованных с обеих сторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок. Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействием струй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонта днища). Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий кольцевой затвор, т.к. именно от качества герметизации зазора между газонепроницаемым «диском» и стенкой резервуара в значительной степени зависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения. Согласно [4] при применении понтонов сокращение потерь нефтепродуктов от испарения составляет 80 – 90%. В [5] отмечается, что понтоны сокращают потери от «больших дыханий» на 80% и на 70% от «малых». Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли (рисунок 3.6). В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов. Прежде всего, отсутствие стационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательно герметичными. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должна иметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно – сочлененных, либо из гибких гофрированных груб. Для спуска на поверхность ПК служит передвижная (катучая) лестница, конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 35 любом положении крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конец передвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам, уложенным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвижения лестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов. 1 – приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой; 2 – запасной трос хлопушки; 3 – кольца жесткости; 4 – стенка резервуара; 5 – кольцевая площадка жесткости; 6 – огневой предохранитель; 7 – трубопровод раствора пены; 8 – опорные стойки плавающей крыши; 9 – водоприемник атмосферных осадков; 10 – сухопровод орошения стенки резервуара; 11 – плавающая крыша; 12 – опорная ферма; 13 – катучая лестница; 14 – бортик удерживания пены; 15 – опорная ферма; 16 – периферийный кольцевой понтон плавающей крыши; 17 – уплотнитель (затвор) плавающей крыши; 18 – переходная площадка; 19 – шахтная лестница; 20 – трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 – дренажная система; 22 – днище резервуара Рисунок 3.6. Резервуар с плавающей крышей С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 36 Для удаления паровоздушной смеси и газов из – под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан. Основные типы применяемых ПК приведены на рисунке 3.7: - однодечная; - однодечная с центральным поплавком; - однодечная с ребрами жесткости; - однодечная с поплавками; - двудечная. а – однодечная; б – однодечная с центральным поплавком; в-однодечная с ребрами жесткости; г – однодечная с поплавками; д – двудечная; 1 – закрытый кольцевой короб; 2 – листовой настил; 3 – центральный поплавок; 4 – ребра жесткости; 5 – поплавок; 6 – радиальная переборка; 7 – кольцевая переборка Рисунок 3.7. Основные типы применяемых плавающих крыш Преимущества систем покрытий плавающих на поверхности нефти для хранения в резервуарах: 1. Защищают нефть от испарения и загрязнения. 2. Уменьшают окисление и потери качества продукции. 3. Снижают риск возгорания и взрыва. Недостатки систем покрытий плавающих на поверхности нефти: 1. Требуют регулярного обслуживания и контроля. 2. Могут быть подвержены износу, повреждениям и утечкам. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 37 3. Дорогие в установке и поддержании, особенно для больших объемов хранения. Диски отражатели: Диск-отражатель – это препятствие в форме диска (рисунок 3.1), устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры. предотвращение Назначением перемешивания диска содержимого – отражателя газового является пространства резервуаров при их опорожнении. 1 – дыхательный клапан; 2 – огневой предохранитель; 3 – монтажный патрубок; 4 – диск – отражатель Рисунок 3.1. Дыхательный клапан с диском – отражателем Как правило, распределение концентрации углеводородов по высоте газового пространства (ГП) резервуаров является неравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров C S, а с удалением к кровле – постоянно убывает (кривая 1 на рисунке 3.2). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 38 Пусть в резервуаре высотой НP в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с Н1 до Н2. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает газовое пространство резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП, исключая поверхностные слои, становится примерно одинаковым (кривая 2). 1 – до выкачки; 2 – после выкачки при отсутствии диска – отражателя; 3 – то же при его наличии Рисунок 3.2. Распределение концентрации по высоте ГП резервуара Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск), то при ударе об нее энергия струи гасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное. В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 39 сопровождающееся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней – пары нефтепродукта (кривая 3). Нетрудно видеть, что при последующем заполнении резервуара с диском – отражателем в атмосферу, благодаря искусственно созданному неравномерному распределению концентрации по высоте ГП, будет вытеснено меньшее количество углеводородов, чем из резервуара без диска – отражателя. Положительный эффект будет достигнут даже если взлив изменится от Н2 до Н1 поскольку на момент окончания выкачки в резервуаре с диском – отражателем средняя концентрация углеводородов в ГП ниже. Это связано с тем, что после изменения направлений струй воздуха уменьшается интенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта, а, следовательно, снижается скорость испарения. В «Правилах технической эксплуатации нефтебаз» [4] указывается, что диски – отражатели уменьшают потери бензина от испарения на 20 – 30%. Преимущества диска отражателя для хранения нефти в резервуарах: 1. Обеспечивает равномерное распределение потока веществ в резервуаре. 2. Улучшает эффективность заполнения и опорожнения резервуара. Недостатки диска отражателя: 1. Требует дополнительного оборудования и инвестиций. 2. Возможность осложнения обслуживания и чистки. Газоуравнительные системы: Газоуравнительной системой (ГУС) называется газовая обвязка, к которой подключен какой-либо газосборник. Благодаря этому при несовпадении операций закачки и откачки часть ПВС аккумулируется в нем, что делает ГУС более эффективной, чем ГО. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 40 Роль газосборников могут играть газгольдеры низкого или высокого давления. Эластичные емкости, а также металлические емкости переменного объема (газосборники типа «дышащий баллон»). Возможные варианты их присоединения к резервуарам показаны на рисунке 3.3. Конструкции сухих и мокрых газгольдеров низкого (до 4000 Па) давления известны. Преимущество сухих газгольдеров перед мокрыми заключается в сокращении расхода металла, занимаемой площади, капитальных и эксплуатационных расходов, в устранении увлажнения паровоздушной смеси. Однако сухие газгольдеры имеют также существенные недостатки. В зимнее время влага, присутствующая в газе, образует на внутренней поверхности газгольдера легкую корку, затрудняющую передвижение подвижного диска. При утечках через уплотнения диска в пространстве между подвижным диском и крышей газгольдера возможно образование взрывоопасной смеси газа с воздухом. Кроме того, при изготовлении газгольдеров требуется повышенная точность. 1 – резервуар; 2 – газосборник; 3 – огневые предохранители; 4 – запорные задвижки; 5 – задвижка спуска конденсата; 6 – заглубленная емкость конденсата: 7 – насос; 8 - аварийная дыхательная арматура; Рисунок 3.3. ГУС с газосборником переменного объема Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 41 Газгольдеры высокого (до 1,8 МПа) давления представляют собой стальные сосуды цилиндрической или сферической формы. При равном геометрическом объеме с газгольдерами низкого давления их аккумулирующая способность в десятки и даже в сотни раз больше. Газгольдеры высокого давления не имеют подвижных элементов и поэтому их проще изготавливать и эксплуатировать. Общим недостатком применения газгольдеров являются большие металлозатраты. С целью уменьшения металлозатрат в системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов предложено выполнять газосборники из достаточно эластичного материала (хлопчатобумажная ткань, пропитанная нефте и бензостойким составом) в виде мешков или баллонов. Работа эластичных газосборников в принципе не отличается от работы резервуаров с «дышащими крышами». Их объем достигает 500 м3 при диаметре 7,6 м. Вследствие короткого срока службы эластичных газосборников они не получили распространения. В качестве альтернативы эластичным газосборникам были предложены «дышащие баллоны» из стали. Они представляют собой плоские резервуары большого (12 – 45 м) диаметра и малой (1 – 1,5 м) высоты. Крыша и днище газосборников изготовлены из листовой стали толщиной 2 мм. При наполнении парами крыша газосборников поднимается на высоту 2 – 4,5 м. Газосборники типа «дышащий баллон» (за рубежом их называют «баллоны Виггинса») не требуют больших капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Преимущества газоуравнительных систем для хранения нефти в резервуарах: 1. Предотвращение образования взрывоопасных смесей газов в резервуарах. 2. Снижение риска пожара и взрыва. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 42 3. Увеличение безопасности хранения нефти. Недостатки газоуравнительных систем: 1. Требуют регулярного технического обслуживания. 2. Высокие затраты на установку и оборудование. Системы УЛФ: Система улавливания легких фракций (УЛФ) — это совокупность технологического оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракций нефти при повышении давления в газовом пространстве резервуара. Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующего ее возврата в ГП резервуаров, либо отделение углеводородов от нее, либо реализация смеси потребителям. Системы УЛФ, применяемые в нефтеобеспечении, могут быть разделены : по характеру работы; по виду «защитного газа»; по методу отделения углеводородов; по методу аккумулирования или реализации парогазовой смеси. По характеру работы системы УЛФ бывают разомкнутого и замкнутого типов. В первом случае парогазовая смесь, отобранная из ГП резервуаров, не возвращается в него при последующем создании разряжения. В системах же замкнутого типа уловленные углеводороды частично используются для исключения подсасывания воздуха в резервуары. По виду «защитного газа» системы УЛФ различаются тем, что в одних из них допускается подсасывание воздуха, в других же не допускается. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 43 Для аккумулирования и реализации парогазовой смеси используют либо ее хранение в газосборниках постоянного или переменного объема, либо закачку в газопровод для подачи потребителям, либо сжигание в качестве топлива. По методу отделения углеводородов от парогазовой смеси различают адсорбционные, абсорбционные, компрессионные, конденсационные и комбинированные системы. В адсорбционных системах УЛФ в качестве поглотителя углеводородной части ПВС используются уголь, полимеры и другие адсорбенты. В абсорбционных системах УЛФ для поглощения углеводородов используются бензин (под давлением или охлажденный), а также низколетучие нефтепродукты (керосин, дизтопливо и т. п.). Все описанные выше системы УЛФ имеют один существенный недостаток: они относительно дороги. Причинами этого являются: 1) дороговизна комплектующих; 2) необходимость использования средств автоматического управления; 3) наличие в их составе энергопотребляющего оборудования. Достаточно сказать, что кажущаяся простой на принципиальной схеме система УЛФ с распыливающим абсорбером, при подключении к резервуарам РВС 1000 в 2006 г. стоила 15 млн руб. Стремление предельно удешевить системы УЛФ без ущерба для эффективности их применения привело к созданию системы УЛФ с «транзитным» резервуаром (далее система УЛФ-ТР). Ее принципиальная технологическая схема приведена на рис.4. Схема включает резервуары 1,2 и 3 нефтью, соединенные газовой обвязкой 4, на которой установлен клапан 5 односторонней проводимости. Резервуары оборудованы дыхательными клапанами 6 с диском-отражателем 7, а также устройством 8 ввода паров бензина в резервуар нефтью . Система УЛФ-ТР работает следующим образом. При повышении давления в газовом пространстве нефтяных резервуаров насыщенна Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 44 углеводородами паровоздушная смесь (ПВС) из резервуаров 1, 2 по газовой обвязке 4 через клапан 5 односторонней проводимости и устройство 8 вводится в резервуар 3, вытесняя в атмосферу малонасыщенную углеводородами ПВС. Таким образом, не уменьшая объема выброса паров в атмосферу, схема позволяет уменьшить концентрацию углеводородов в нем, что и дает как экологический эффект, так и сокращение потерь бензина. При последующем неподвижном хранении поверхность нефти поглощает попавшие в резервуар 3 пары нефти. 1,2 – резервуары с нефтью; 3 – «транзитный» резервуар; 4 – газовая обвязка; 5 – клапан односторонней проходимости; 6 – дыхательный клапан; 7 – диск отражатель; 8 – устройство ввода ПВС в «транзитный резервуар». Рисунок 4 – Принципиальная схема системы УЛФ с «транзитными резервуарами» Никаких средств автоматики и энергопотребляющего оборудования система не содержит. Система УЛФ-ТР монтируется на типовых резервуарах, удовлетворяющих всем требованиям пожарной безопасности (оборудованы молниезащитой, между дыхательной арматурой и резервуаром установлены огневые предохранители, имеется стационарная система пожаротушения, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 45 имеется заземление с низким сопротивлением для отвода зарядов статического электричества и т. д.). Для предотвращения распространения пламени газовая обвязка подключена к резервуарам через огневые предохранители. Кроме того, возможному распространению пламени от резервуара 3 к резервуарам 1, 2 препятствует клапан 5. Единственным элементом системы УЛФ-ТР, где имеются подвижные части, является клапан 5. Он представляет собой обычный тарельчатый клапан. Таким образом, условия образования статического электричества в данной системе отсутствуют. Система предназначена для сокращения потерь нефти при операциях приема и хранения нефти в резервуарах, независимо от их формы. Неоспоримыми достоинствами системы УЛФ-ТР являются простота, надежность в работе, пожаровзрывобезопасность, отсутствие средств автоматизации и энергопотребляющего оборудования, относительно низкая стоимость (около 500 тыс. руб. на 1 резервуар). Преимущества систем УЛФ для хранения нефти в резервуарах: 1. Сокращение выбросов легких углеводородных паров. 2. Соответствие экологическим нормам. 3. Снижение потерь продукции. Недостатки систем УЛФ: 1. Требуют регулярного обслуживания. 2.. Ограничения по эффективности улавливания легких фракций. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 46 2. РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Технологическое оборудование резервуаров. Типовые резервуары с понтоном для хранения нефти и бензина без избыточного давления. Такие резервуары представляют собой обычную конструкцию типовых вертикальных цилиндрических резервуаров со стационарной крышей, внутри которых расположен плавающий понтон. При заполнении емкости понтон поднимается до верхнего предела, а при опорожнении опускается на опоры. Плавающий на поверхности понтон значительно сокращает испарение легких фракций. Такие резервуары получили широкое распространение и эксплуатацию на нефтебазах. Во всех резервуарах с понтоном вертикальный монтажный шов цилиндрической стенки должен быть сварен встык с последующим просвечиванием его по всей длине. Для избежания поворота понтона при его вертикальном перемещении используют две диаметрально расположенные трубы, служащие одновременно для пропуска резервуарного оборудования. При сливе бензина из малых резервуаров понтон в нижнем положении опирается на кронштейны, закрепленные к стенке, а из больших резервуаров – на стойки трубчатого сечения двух конструкций – плавающие стойки и стойки, закрепленные на днище резервуаров. Плавающие стойки крепятся на болтах к патрубкам, приваренным к радиальным ребрам и днищу понтона, и следуют с понтоном при его движении. В этом случае на днище резервуаров приваривают подкладку под плавающие стойки. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 47 Кронштейны, плавающие стойки и закрепленные на днище резервуара стойки фиксируют нижнее положение понтона на высоте 1800 мм от днища резервуара, чтобы не мешать работе хлопушек на приемно-раздаточных патрубках. При выносных хлопушках кронштейны и плавающие стойки фиксируют нижнее положение понтона на высоте 900 мм. Для свободного вертикального перемещения понтона устраивают зазор между внутренней стенкой резервуара и понтоном. В малых резервуарах этот зазор принимают равным 150, а в больших – 200 мм. Пространство зазора перекрывают уплотняющим затвором. В типовых проектах предусмотрен петлевой затвор, который изготавливают из технической ткани – бельтинга – обрезиненной с двух сторон бензостойкой и морозостойкой резиной. Монтажный шов стенки резервуара с понтоном предусмотрено сваривать встык с просвечиванием по всей длине шва. На крыше резервуара имеются площадки и ограждения для обслуживания оборудования. Для подъема на крышу установлена стационарная шахтная лестница. В конструкции понтона жесткость и прочность обеспечивают радиальные ребра. Изолированные между собой секторные отсеки, образованные ребрами, в соединении с окаймляющими бортами увеличивают плавучесть понтона и обеспечивают возможность определения места повреждения днища. Днище понтона изготавливают на заводах металлоконструкций в виде полотнища и транспортируют к месту монтажа свернутым в рулон. Общая масса резервуаров с понтоном объемом 700 и 1000 м3 соответственно 22,47 29,97 т. В настоящее время на нефтебазах применяют в основном вертикальные цилиндрические стальные резервуары с изготовлением корпуса из рулона и Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 48 щитовой кровлей. Применение резервуаров с изготовлением корпуса из рулона и щитовой кровлей обеспечивает 100%-ную сборность конструкции, значительно сокращает сроки монтажа и повышает качество резервуаров. Монтаж резервуаров объемом 2000 м3 можно вести из отдельных листов, а кровлю монтируют и сваривают из отдельных листов непосредственно на резервуаре. Размеры и масса использованного металла по показателям почти совпадают с аналогичными данными резервуаров со щитовой кровлей. Расчетные данные резервуаров с конусной кровлей следующие: допустимое давление и вакуум в газовом пространстве резервуара – соответственно 200 и 25 мм.вод.ст.; снеговая нагрузка – 100 кгс/м2; нагрузка от термоизоляции кровли – 45 кгс/м2; весовая нагрузка – 30-35 кгс/м2. в центре резервуаров устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. 2.2 Потери от малых дыханий Дано: г.Екатеринбург (географическая широта ψ= 56° 51’), 1 августа резервуар РВС 10000, Высота взлива 𝐻взл = 5 м., Максимальная температура воздуха Т𝑚𝑎𝑥 –305 К, минимальная Т𝑚𝑖𝑛 – 292 К. Резервуар окрашен новой алюминиевой краской (𝜀с = 0,33), Установка клапана вакуума 𝑃кв = 198 Па, а клапан давления – 1962 Па, Барометрическое давление равно 𝑃а = 101320 Па. Облачность 50%, Температура начала кипения бензина Тнк = 315 К, Плотность бензина 𝜌293 = 720 кг/м3 . Давление насыщенных паров 𝑃𝑅 = 44000 Па. Данные по резервуару: 𝐷р = 34,2 м 𝐻 = 11.92 м 𝐻к = 0,65 м 𝑉р = 10950 м3 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 49 1.Определяем площадь «Зеркала» нефти 𝐹н , м2 : , (1) где: 𝐷р – диаметр резервуара, м. 3,14 ∙ 34,22 𝐹н = = 918,2 4 2.Определяем молярную массу паров бензина, Му , кг/моль: (2) где: Му – температура начала кипения бензина, К. Му = 60,9 − 0,306 ∙ 315 + 0,001 ∙ 3152 = 63,74 3. Средняя температура воздуха и средняя температура нефти: Тв.ср = Тб.ср = 0,5 ∙ (Т𝑚𝑎𝑥 + Т𝑚𝑖𝑛 ), (3) где: Т𝑚𝑎𝑥 – максимальная температура воздуха, К; Т𝑚𝑖𝑛 – минимальная температура воздуха, К. Тв.ср = 0.5 ∙ (305 + 292) = 298,5 К 4. Теплопроводность, ср , Дж кг∙К , и теплоемкость, 𝜆н , Вт м∙К нефти при его средней температуре: (4) (5) где: Т – средняя температура воздуха, К; 𝜌293 – плотность нефти при температуре, кг/м3 . Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 50 ср = 31,56 (762 + 3,39 ∙ 298,5) = 2087 Дж кг ∙ К √720 156,6 Вт (1 − 0,00047 ∙ 298,5) = 0,187 𝜆н = 720 м∙К 5. Коэффициент температуропроводности а, м2 /ч, бензина: (6) (7) где: 𝜆 – теплоемкость нефти, Вт м∙К ; 𝜌т – плотность нефти при средней температуре, 𝜌т , кг/м3 , по формуле 7; ср – теплопроводность, Дж кг∙К ; βр – коэффициент объемного расширения, таблица 1.1 [5]. 𝜌т = а= 720 = 715 1 + 0,001193(298,5 − 293) 0,187 = 0,13 ∙ 10−6 (м2 /с) ∙ 3600 = 0,00045 2087 ∙ 715 6. Количество суток 𝑁д до рассматриваемого дня, включительно с начала года: 𝑁д = 31 + 28 + 31 + 30 + 31 + 30 + 31 + 1 = 213 7. Расчетное склонение солнца, 𝜑, град., 1 августа: (8) где: 𝑁д – количество суток до 1 августа. 𝜑 = −55,6 + 0,92 ∙ 213 − 2,59 ∙ 10−3 2132 = 23,15 град 8. Продолжительность дня, 𝜏дн , ч.: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 51 (9) где: 𝜑 – расчетный угол склонения солнца; ψ – географическая широта города Екатеринбург. 𝜏дн = 2 arccos(−𝑡𝑔23 ∙ 𝑡𝑔56o 51’) = 17,3 15 9. Расчетный параметр 𝑚0 , 1/м, по формуле: (10) 𝑚0 = √ 3,14 = 14,2 2 ∙ 0,00045 ∙ 17,3 10. Интенсивность солнечной радиации 𝑖0 , вт/м2 : (11) где: 𝑦 – коэффициент прозрачности атмосферы, 𝑦 = 0,7 … 0,8. 𝑖0 = 1357 ∙ 0.8 = 894 1 − 0,7 1+ 0,7 ∙ 𝑐𝑜𝑠(56o 51’ − 23о ) 11. Расчетная высота газового пространства резервуара, 𝐻𝑟 , м: 𝐻𝑟 = 𝐻 − 𝐻взл + 𝐻к 3 , (12) где: 𝐻 – высота резервуара, м; 𝐻взл – высота взлива резервуара, м; 𝐻к – высота крыши. 0,65 = 7,13 3 12. Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство 𝐻𝑟 = 11,92 − 5 + резервуара, на вертикальную плоскость, 𝐹в , м2 : 𝐹в = 𝐷р 𝐻р , (13) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 52 𝐹в = 34,2 ∙ 7,13 = 243,8 13. Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень: (14) где: 𝐹в – площадь поверхности стенок ограничивающих газовое пространство; 𝐹н – площадь «Зеркала» нефти м2 . 𝐹𝑂 = 243,8 sin(56o 51’ − 23о ) + 918𝑐𝑜𝑠(56o 51’ − 23о ) = 898,2 м2 14. Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство: (15) 𝐹𝑟 = 918 + 3,14 ∙ 243,8 = 1683,5 м2 15. Количество тепла 𝑞, Вт/м2 , получаемого 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара за счет солнечной радиации: (16) где: εс – степень черноты внешней поверхности резервуара, εс = 0,33. 𝑞 = 0,33 ∙ 898,2 ∙ 894 = 157,4 1683,5 16. Находим величины коэффициентов теплоотдачи: (17) (18) 𝛼р = 3,05 + 9,01 ∙ 10−3 ∙ 157,4 − 7,65 ∙ 10−6 ∙ 157,42 = 4,11 Вт/(м2 ∙ К) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 53 𝛼 , р = −9,19 + 4,59 ∙ 10−2 ∙ 298,5 = 4,51 Вт/(м2 ∙ К) 𝛼вл = 2,7 + 8,07 ∙ 10−3 ∙ 157,4 − 6,09 ∙ 10−6 ∙ 157,42 = 3,68 Вт/(м2 ∙ К) 𝛼вл , = −3,9 + 3,76 ∙ 10−2 ∙ 298,5 = 7,32 Вт/(м2 ∙ К) 𝛼вк = 2,6 + 15,28 ∙ 10−3 ∙ 157,4 − 16,54 ∙ 10−6 ∙ 157,42 = 4,34 Вт/(м2 ∙ К) 𝛼𝑟 = 1,68 + 3,59 ∙ 10−3 ∙ 157,4 − 2,96 ∙ 10−6 ∙ 157,42 = 2,11 Вт/(м2 ∙ К) При выборе коэффициентов теплоотдачи 𝛼р , 𝛼 , р , 𝛼вл , 𝛼вл , , 𝛼𝑟 можно воспользоваться рекомендациями Н. Н. Константинова: 𝛼п = 𝛼п , = 5,3 Вт/(м2 ∙ ч ∙ град) 𝛼𝑟 , = 2,33 Вт/(м2 ∙ ч ∙ град) 𝛼вк , = 2,44 Вт/(м2 ∙ ч ∙ град) 17. Приведенные величины коэффициентов теплоотдачи: (19) (20) 918 Вт 1683,5 , 𝛼ст.п = = 1,3 2 918 ∙ 5,3 м ∙К 1+ 1683,5 ∙ 2,33 5,3 ∙ αст.п = 5,3 Вт = 0,66 2 5,3 5,3 + 14,2 ∙ 0,187 м ∙К + 918 2,11 14,2 ∙ 0,187 ∙ 1683,5 18. Избыточная максимальная, 𝜃ст 𝑚𝑎𝑥 , К и минимальная температуры 𝜃ст 𝑚𝑖𝑛 , К, стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти: 𝜃ст 𝑚𝑖𝑛 = (𝛼𝑏к , +𝛼 , вл )(Т𝑚𝑖𝑛 −Тв.ср ) 𝐹 𝐹𝑟 , 𝛼𝑏к , +𝛼 , вл +𝛼ст.п +𝛼 , р ∙ н ; (21) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 54 𝜃ст 𝑚𝑎𝑥 = 𝑞+(𝛼вк +𝛼вл )(Т𝑚𝑎𝑥 −Тв.ср ) 𝐹 𝐹𝑟 𝛼вк +𝛼вл +αст.п +𝛼р ∙ н ; (22) где: 𝑞 – количество тепла, Вт/м2 . 𝜃ст 𝑚𝑖𝑛 = (2,44 + 7,32)(292 − 298,5) = −6,09 918 2,44 + 7,32 + 1,3 + 1,22 ∙ 1683,5 𝜃ст 𝑚𝑎𝑥 = 133,3 + (4,34 + 3,68)(305 − 298,5) = 20,5 918 4,34 + 3,68 + 0,66 + 0,691 ∙ 1683,5 19. Избыточные температуры газового пространства, отсчитываемые от средней температуры бензина: (23) (24) где: 𝜃ст 𝑚𝑖𝑛 – минимальная избыточная температура стенки; 𝜃ст 𝑚𝑎𝑥 – максимальная избыточная температура стенки. 𝜃𝑟 𝑚𝑖𝑛 = −6,09 = −2,72 К 918 ∙ 5,3 1+ 1683,5 ∙ 2,33 𝜃𝑟 𝑚𝑎𝑥 = 20,5 = 14,14 К 918 ∙ 5,3 ∙ 14,2 ∙ 0,187 1+ 1683,5 ∙ 2,11 (5,3 + 14,6 ∙ 0,187) 20. Минимальная и максимальная температура газовой среды резервуара: (25) (26) где: 𝜃𝑟 𝑚𝑖𝑛 – минимальная температура газовой среды; 𝜃𝑟 𝑚𝑎𝑥 – максимальная температура газовой среды. Тг 𝑚𝑖𝑛 = 298,5 − 2,72 = 295,78 К Тг 𝑚𝑎𝑥 = 298,5 + 14,14 = 312,64 К Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 55 21. Объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре: 𝑉ж = 𝐹н ∙ Нвзл , (27) 𝑉п = 𝑉р − 𝑉ж , (28) 𝑉ж = 918 ∙ 5 = 4590 м3 где: 𝑉р – объем резервуара; 𝑉ж – объем жидкости в паровой фазе. 𝑉п = 10950 − 4590 = 6360 м3 22.Соотношение фаз и величина функции F (𝑉п /𝑉ж ): 𝑉п 6360 = = 1,386 𝑉ж 4590 𝑉 𝑉 𝑉ж 𝑉ж 𝐹 ( п ) = 1.41 − 0,25( п )0,37 , (29) 𝑉п 𝐹 ( ) = 1.41 − 0,25 ∙ 1,3860,37 = 1,13 𝑉ж 23. Давление насыщенных паров бензина при минимальной температуре в ГП резервуара (30) где: 𝑃R – давление насыщенных паров по Рейду, 𝑃R = 4400; 𝑏s – эмпирический коэффициент по таблице 10.2 [3]. 𝑃𝑆𝑚𝑖𝑛 = 1.22 ∙ 44000 ∙ 𝑒 −0.034(311−295,8) ∙ 1.13 = 36 178, Па 24. Соответствующие величины объемной и массовой концентрации углеводородов в ГП: (31) (32) (33) 𝑃𝑟 = (𝑃а − 𝑃кв ), (34) Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 56 С𝑚𝑖𝑛 = 36178 = 0,358 101320 − 198 𝑀пвс 𝑚𝑖𝑛 = 63,74 ∙ 0,358 + 29 ∙ (1 − 0,358) = 39,6 кг/кмоль С𝑚𝑖𝑛 = 0.358 ∙ 63,74 = 0,576 39,6 25. Параметры ПВС в ГП резервуара при температуре Тг 𝑚𝑖𝑛 : Плотность паровоздушной смеси (35) 𝜌у = (101320 − 198) ∙ 39,6 = 1,63 кг/м3 8314 ∙ 295,7 Масса ПВС в ГП резервуара: 𝑚пвс 𝑚𝑖𝑛 = 𝜌у ∙ 𝑉п = 1,63 ∙ 6360 = 10367 кг Масса паров нефти в ГП резервуара : 𝑚у 𝑚𝑖𝑛 = С𝑚𝑖𝑛 ∙ 𝑚пвс 𝑚𝑖𝑛 = 0,576 ∙ 10367 = 5 971 кг 26. Продолжительность роста парциального давления в ГП (36) 𝜏 = 0,5 ∙ 17,3 + 3 = 11,65 ч 27. Задаемся средней объемной концентрацией углеводородов в ГП в период роста парциального давления равной 𝐶ср = 0,38 28. Рассчитываем параметры ПВС при средней концентрации и средней температуре хранения по формулам 30, 31, 32, 33, 34: (35) 𝜌пвс = (𝑃𝑎 +1962)∙𝑀пвс 𝑅∙𝑇ср , (36) 𝑀пвс = 63,74 ∙ 0,38 + 29 ∙ (1 − 0,38) = 42,2 кг/кмоль Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 57 (101320 + 1962) ∙ 42,2 = 1,75 кг/м3 8314 ∙ 298,5 𝜌пвс = 𝑃𝑆 ср = 1.22 ∙ 44000 ∙ 𝑒 −0.034(311−298,5) ∙ 1.13 = 39657 Па С𝑠 ср = 𝜈пвс = 39657 = 0,384 101320 + 1962 10−6 1 0,38 + 0,1 ∙ 298,5 − 14,1 0,0225 ∙ 298,5 − 3,61 = 5,39 ∙ 10−6 м2 /с 𝐷м = −0,117 + 0,000503 ∙ 298,5 = 0,0331 м2 /ч 29. Число Шмидта: (37) 5,39 ∙ 10−6 ∙ 3600 𝑆𝑐 = = 0.586 0,0331 30. Движущая сила процесса испарения: (38) 𝛥𝜋 = 0,384 − 0,38 = 0,0065 1 − 0,384 31. Величина Kt — критерия: (39) где: Sc – коэффициент, Sc = 0,586. 𝐾𝑡пр = 2,17 ∙ 10−3 ∙ 0,00650,403 ∙ 0.5860,0932 = 270 ∙ 10−6 32. Плотность потока массы испаряющегося бензина: 3 𝐽 = 𝐾𝑡 ∙ 𝜌пвс ∙ 𝐷м √ 𝑔∙𝑀у ∙𝑇в 𝜈пвс 2 ∙𝑀пвс ∙𝑇б , (40) 3 9,81 ∙ 63,74 ∙ 298,5 𝐽 = 270 ∙ 10−6 ∙ 1.75 ∙ 0,0331√ = 0,125 кг/(м2 ∙ ч) (5,39 ∙ 10−6 )2 ∙ 42,2 ∙ 298,5 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 58 33. Масса бензина, испарившегося в период роста парциального давления в ГП: (41) 𝛥𝑚у = 0,125 ∙ 1683 ∙ 11,65 = 2451 кг 34. Массовая и объемная расчетные концентрации бензина в ГП к концу периода роста парциального давления (42) (43) (44) 5971 + 2451 = 0,66 10367 + 2451 0,66 С= = 0,47 63,74 63,74 − 0,66 ( − 1) 29 29 Схр = 35. Проверяем не превышает ли данная величина концентрации насыщенных паров при максимальной температуре воздуха 𝑃𝑆 = 1.22 ∙ 44000 ∙ 𝑒 −0.034(311−305) ∙ 1.13 = 49465 Па 49465 = 0,499 101320 + 1962 2 ∙ С𝑚𝑖𝑛 + С 2 ∙ 0,576 + 0,47 Сср.расч = = = 0,52 3 3 С𝑚𝑎𝑥 = Отклонение найденного значения от принятой величины Сср. составляет 0,499 − 0,52 = 4% 0,499 Меньше допустимой погрешности инженерных расчетов 5% 36. Максимальное парциальное давление паров бензина в ГП 𝑃𝑚𝑎𝑥 = С ∙ (𝑃а + 𝑃кв ), (45) 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 0,47(101320 + 1962) = 48542 Па Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 59 Следовательно, среднее массовое содержание паров бензина в ПВС, вытесняемой из резервуара: (46) где: 𝑅̅ – универсальная газовая постоянная, 𝑅̅ = 8314. 𝜎= (48542 + 36178)63.74 = 0.843 кг/м3 8314(312,6 + 295,8) 37. Потери бензина от «малого дыхания» 1 августа: (47) 𝐺мд = 0,843 ∙ 11290 ∙ 𝑙𝑛 [ (101320 − 1962 − 36178) ∙ 31 ] = 581 кг (101320 + 1962 − 48542) ∙ 295, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 60 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате проведенного исследования было выявлено, что использование специализированных систем для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах позволяет значительно уменьшить экономические потери компании и минимизировать возможные негативные воздействия на окружающую среду. Анализ показал, что наиболее эффективной системой является комбинация использования технических систем, мониторинга уровня нефти и автоматизации процесса управления резервуарами. Это позволяет в реальном времени контролировать уровень запасов нефти, прогнозировать возможные потери и принимать оперативные меры для их предотвращения. Таким образом, разработка и внедрение оптимальной системы для сокращения потерь нефти при хранении в резервуарах является важным шагом для повышения эффективности производства и соблюдения экологических стандартов. В дальнейшем рекомендуется провести практическую проверку эффективности выбранной системы на практике и внедрить ее на предприятии для минимизации потерь нефти и оптимизации производственных процессов. Однако, для достижения максимальной эффективности необходимо учитывать систему обучения персонала, которая позволит повысить квалификацию и компетентность персонала, а также контролировать их работу. Кроме того, важно проводить регулярное техническое обслуживание и мониторинг состояния системы, чтобы обеспечить ее долговечность и эффективность. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 61 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Едигаров С. Г., Юфин В. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982. 2. Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Бостоптехиздат, 1961. 3. Лабораторный практикум на ЭВМ. Исследование потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров типа РВС. Уфа, УГНТУ, 1997. 4. Константинов Н.А. Потери нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1991 5. Методические указания к выполнению контрольных и домашних заданий по курсу "Эксплуатация газохранилищ и нефтебаз". Уфа, УНИ, 1992. 6. Новоселов В.Ф. Расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктов М.: Недра, 1995 7. Сальников, А.В. Потери нефти и нефтепродуктов: учеб. пособие / А. В. Сальников. – Ухта : УГТУ, 2012. – 108 с., ил. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата КП 21.02.03.01.16 62
