3. О параметрах газовой смеси в резервуарах

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

4. Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства

,

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

ΔP=gh(ρ_см-ρ_в),

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

,

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

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

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

1. резервуар герметичен;

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

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

4. температура нефтепродукта значительно ниже температуры его кипения.

М_п= ΔV *σ,

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

Н.Н.Константинов получил следующую зависимость:

М_п= V_п *ln…,

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

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

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

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

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

Формула,

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

8. Нормы естественной убыли нефтепродуктов

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

9. Мероприятия по уменьшению потерь от испарения

Все мероприятия делятся на: технические и организационные.

1. Технические мероприятия:

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

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

РВСП – 50000 - резервуар вертикальный стальной с понтоном.

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

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

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

РВСПК – 50000 – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.

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

Сейчас широко используются и устанавливаются на резервуарах купольные плавающие крыши.

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

1. нет 100% герметичности кольцевых затворов;

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

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

,

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

3. Уменьшение колебаний температуры газового пространства резервуара:

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

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

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

4. применение специальных лучеотражающих экранов;

5. орошение водой;

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

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

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

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

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

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

1. Газовая обвязка резервуара (ГО);

Если К_с1(коэф. Совпадения операций), то эффективность стремиться к 100%, но это редко удается.

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

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

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

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

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

2. Организационно-технические мероприятия:

1. Хранение нефтепродукта в максимально-заполненных резервуарах;

2. Уменьшение внутрибазовых перекачек;

3. Своевременный ремонт и техническое обслуживание резервуаров.