ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЬ 2 часть

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Система автоматически поддерживает необходимое давление в газо- вом пространстве резервуара. При повышении давления до значений, при которых срабатывает дыхательный клапан, газ отсасывается и давление снижается до заданного нижнего предела. Если внутри резервуара образу- ется вакуум, обеспечивается подача распыленного конденсата бензина, ко- торый, испаряясь, поднимает давление в газовом пространстве резервуара, что предотвращает срабатывание вакуумного клапана. Важным условием безотказной работы автоматической системы является надежная гермети- зация всех узлов установки.

За рубежом также проводятся соответствующие разработки по улав- ливанию паров нефтепродуктов с помощью эжекторов (рис. 14.11).

Рис. 14.11. Газовый эжектор для улавливания паров углеводородов из резер-

вуаров: 1 – резервуар; 2 – калибровочный обратный клапан; 3 – корпус камеры всасыва- ния; 4 – рабочий газ или жидкость; 5 – перепускная линия; 6 – обратный клапан; 7 – насад- ка; 8 – задвижка; 9 – трубка Вентури; 10 – выход парогазовой смеси

Схема установки с эжектором для улавливания паров нефтепродук- тов приведена на рис. 14.12.

Рис. 14.12. Схема улавливания паров нефтепродуктов с эжектором: 1 – ре-

зервуар с летучим нефтепродуктом; 2 – струйный эжектор; 3 – резервуар с нелетучим нефтепродуктом; 4 – насос

321

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

При работе этой установки легколетучие фракции нефтепродукта от- сасываются из газового пространства резервуара с помощью струйного эжектора 2, смешиваются в камере с нелетучим нефтепродуктом, подавае- мым насосом, и поступают в аппарат 3.

В аппарате очищенная от нефтепродуктов паровоздушная смесь на- правляется в атмосферу через верхний патрубок, а нелетучий нефтепро- дукт, абсорбировавший летучие углеводороды, накапливается в нижней части аппарата 3. Нелетучий нефтепродукт используют до тех пор, пока он сохраняет эффективность поглощения, а затем частично или полностью заменяют. Отработанный жидкий абсорбент подвергают десорбции, после чего его можно вторично использовать. В качестве нелетучего нефтепро- дукта можно использовать керосин, дизельное топливо и др. Эффектив- ность описанного способа очистки составляет 96 – 98 %.

1.4. Применение газоуравнительной системы

Эффективное снижение потерь нефтепродуктов достигается также при использовании газоуравнительных систем, представляющих собой группу резервуаров, газовые пространства которых соединены с помощью трубопроводов и газосборников. Возможны два варианта соединений ре- зервуаров – без газосборника и с газосборником или резервуаром с пере- менным объемом газового пространства (газгольдером).

Газоуравнительную систему без газосборника применяют на одно- типных резервуарах при совпадении операции заполнения одной группы резервуаров и опорожнения другой во времени, при этом часть паровоз- душной смеси перераспределяется между резервуарами. При несовпадении операций паровоздушная смесь из газового пространства заполняемых ре- зервуаров удаляется в атмосферу. Газовую обвязку рекомендуется приме- нять при коэффициенте совпадения операций 0,6 и выше.

При наличии газосборника в системе обмен паровоздушной смесью, когда часть резервуаров заполняется или откачивается, происходит только между газовыми пространствами резервуаров и газосборником.

В газоуравнительную систему необходимо подключать резервуары с одинаковыми нефтепродуктами, чтобы избежать изменения их качества. В газоуравнительную систему можно подключать также транспортные емко- сти при проведении сливоналивных операций.

Конструктивно система газовой обвязки должна обеспечивать мак- симальный объем проходящей паровоздушной смеси при проведении опе- раций приема и отгрузки нефтепродуктов.

322

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Принципиальная схема газоуравнительной системы с газосборником приведена на рис. 14.13. Для обеспечения безопасной работы система обо- рудована дыхательной аппаратурой, огнепреградителями, сборником кон- денсата и насосом для его перекачки. Дыхательные клапаны резервуаров должны обеспечить срабатывание при максимальном и минимальном дав- лении в газосборнике.

Наиболее целесообразно применение газоуравнительной системы с газгольдером для улавливания паров нефтепродуктов в процессе «малых дыханий».Для ликвидации сбросов при «больших дыханиях» необходимо дополнительно оборудовать газоуравнительные системы устройствами конденсации паров нефтепродуктов.

Выбору схемы газоуравнительной системы должно предшествовать технико-экономическое обоснование разрабатываемого процесса.

1.5. Применение дисков-отражателей

Для снижения выбросов паров нефтепродуктов в окружающую среду эффективным средством являются диски-отражатели (рис. 14.14), устанав- ливаемые под монтажным патрубком дыхательного клапана как в назем- ных, так и в заглубленных металлических резервуарах.

Принцип работы диска-отражателя заключается в изменении на- правления струи воздуха, входящей в резервуар с вертикального на почти горизонтальное, в результате чего поток воздуха не распространяется вглубь резервуара. Перемешивание воздуха с парами нефтепродуктов про- исходит в верхней части, примыкающей к кровле резервуара, где концен-

323

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

трация нефтепродуктов незначительна в сравнении с более насыщенным паром, находящимся у поверхности нефтепро- дукта и почти не участвующим в процессе конвективного перемешивания.

ности продукта, перемешивая насыщенные слои.

1.6. Совершенствование дыхательной и предохранительной аппаратуры

Для предотвращения загрязнения воздушного бассейна при хранении нефтепродуктов большое значение имеет хорошая отладка дыхательных и предохранительных клапанов и герметичность кровли резервуаров. В на- стоящее время применяются непромерзающие дыхательные клапаны типа НДКМ (рис. 14.15) и предохранительные клапаны типа КПГ, технические характеристики которых приведены в табл. 14.4 и 14.5.

ВНИИСПТнефть разработал дыхательные клапаны в северном ис- полнении типа КДС. На резервуарах устанавливают по два таких клапана: один – в качестве дыхательного, другой – предохранительного. Изготов- ляются и поставляются клапаны в комплекте с дисками-отражателями. Эти клапаны обладают рядом конструктивных и эксплуатационных преиму- ществ. Они работают при температуре окружающего воздуха от +60 до –60 ° С, имеют высокую пропускную способность (1 500 и 3 000 м3/ч), не требуют залива уплотняющей жидкости, их можно использовать также в средней и в южной климатических зонах.

Унификация дыхательной и предохранительной арматуры для всех типов резервуаров способствует не только снижению трудоемкости об- служивания, но и снижению потерь углеводородов и загрязнения воздуш- ного бассейна.

324

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис. 14.15. Непромерзающий дыхательный клапан типа НДКМ: 1 – патру-

бок; 2 – седло; 3 – нижняя тарелка; 4 – мембрана нижняя; 5 – нижний корпус; 6 – крышка бокового люка; 7 – верхний корпус; 8 – мембрана верхняя; 9 – диски; 10 – регулировочный груз; 11 – крышка; 12 – трубка для сообщения надмембранной камеры с атмосферой; 13 – пружина-демпфер; 14 – цепочка; 15 – импульсная трубка; 16 – кассета огнепреградителя

*Все клапаны типа КПГ срабатывают при давлении (в зависимости от сменной чашки) 1 962 – 1 177 Па и при вакууме (в зависимости от сменной чашки) 245 – 294; 343 – 392; 883 – 981 Па

325

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

1.7. Применение тепло- и лучеотражающих покрытий

Нанесение на наружную поверхность стальных наземных резервуа- ров тепло- и лучеотражающих покрытий эффективно влияет на снижение потерь при хранении нефтепродуктов. Достигаемое таким образом сниже- ние интенсивности солнечной радиации приводит к уменьшению амплиту- ды температурных колебаний газового пространства резервуара и поверх- ности нефтепродукта. Этот эффект проявляется в основном при длитель- ном хранении нефтепродуктов, когда температура в резервуаре приближа- ется к среднесуточной температуре окружающего воздуха. При температу- ре нефтепродукта в резервуаре выше среднесуточной температуры воздуха и коэффициенте оборачиваемости 200 и выше в год эффективность приме- нения лучеотражающих покрытий незначительна.

Ниже приведена отражающая способность поверхности резервуаров в зависимости от цвета покрытий.

Проведенное исследование эффективности использования теплоот- ражающих эмалей ПФ-5135 и ПФ-5144, нанесенных на наружную поверх- ность стен и крыши стальных наземных резервуаров, показало возмож- ность сокращения потерь нефтепродуктов в результате испарения в сред- нем на 16 – 30 % в сравнении с потерями при традиционной окраске лаком БТ 577 с алюминиевой пудрой. Следовательно, лакокрасочные покрытия, обладающие свойством отражать и поглощать лучистый поток, являются эффективным средством сокращения потерь нефтепродуктов при испаре- нии в процессе хранения.

1.8. Хранение нефтепродуктов под повышенным давлением

Сокращения потерь нефтепродуктов можно достичь применением резервуаров повышенного давления (выше 1,96 кПа). Конструктивно они

326

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

подразделяются на шаровидные, каплевидные и резервуары конструкции ДИСИ (Днепропетровский инженерно-строительный институт) – цилинд- рические со сферической крышей.

Каплевидные резервуары были разработаны на вместимость 3 000, 5 000 и 10 000 м3. Каплевидный резервуар емкостью 5 000 м3 рассчитан на внутреннее давление 70 кПа и вакуум 1 кПа. Оболочка сфероидального ре- зервуара имеет форму капли, изготовлена из стальных листов толщиной 6 мм и укреплена для придания жесткости каркасом из поперечных и диа- гональных ребер. В нижней части оболочка плавно соединяется с плоским днищем. Изготавливать их можно методом рулонирования.

Резервуары конструкции ДИСИ разработаны вместимостью 2 000 м3 с избыточным давлением от 13 до 25 кПа и вакуумом 0,5 – 1,5 кПа.

Конструктивно резервуар ДИСИ имеет цилиндрический кожух, соб- ранный из листов различной толщины со ступенчатым расположением поясов, и сварную сфероцилиндрическую кровлю. Днище резервуара плоское. Резервуар крепится к фундаменту анкерными болтами.

Сравнительные технико-экономические показатели резервуаров по- вышенного давления и вертикальных цилиндрических резервуаров (РВС) приведены в табл. 14.6. При этом следует иметь в виду, что резервуары по- вышенного давления не находят широкого применения из-за сложности конструкции и отсутствия надежной регулирующей аппаратуры.

Таблица 14.6

Технико-экономические показатели резервуаров

1.9. Обнаружение утечек нефтепродуктов из подземных резервуаров

Утечка нефтепродуктов из подземных резервуаров вследствие кор- розии днища и стенок приводит к загрязнению почвы и грунтовых вод, по- этому разработка способов обнаружения утечек имеет важное значение для охраны окружающей среды. Существующие в настоящее время прибо- ры предназначены в основном для контроля количества нефтепродуктов в

327

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

резервуарах и для обнаружения утечек недостаточно эффективны. В отече- ственной и зарубежной практике разрабатываются жидкостные, вакуум- ные и лазерные приборы для обнаружения утечек с использованием гид- рофона в качестве датчика акустических колебаний.

При использовании приборов жидкостного действия (для подземных резервуаров с двойными стенками) пространство между стенками резервуа- ра заполняют морозостойкой контрольной жидкостью. При разгерметиза- ции наружной или внутренней стенок резервуара контрольная жидкость вы- текает из полого пространства резервуара и из резервного бачка. При неис- правности внутренней стенки контрольная жидкость вытекает в резервуар с нефтепродуктом, наружной стенки – в грунт. В случае использования при- бора вакуумного действия в полом пространстве между стенками резервуа- ра, соединенными трубкой с оптико-акустическим индикатором, создается определенное разрежение. При разгерметизации в наружной или внутрен- ней стенках резервуара снижается вакуум в межстенном пространстве, включаются звуковой и световой сигнал.

Метод обнаружения утечек нефтепродуктов из подземного резервуа- ра с помощью лазера позволяет обнаружить утечку объемом около

0,2 л/ч.

Принцип действия прибора заключается в следующем: луч лазера, направляемый в резервуар, проходит через поверхностный слой и, отража- ясь, попадает на вторичный прибор, который мгновенно показывает в цифровой форме относительный уровень жидкости. Устройство из двух труб опускают внутрь резервуара через люк. Сначала обе трубки открыты снизу и частично заполняются жидкостью. Затем одну из трубок закрыва- ют снизу. На поверхности жидкости внутри каждой трубки плавают зерка- ла, от которых отражаются лучи лазера.

Применение двухтрубного устройства уравнивает действие факторов, способных повлиять на уровень жидкости в обеих трубках (температуру, испарение, конденсацию, вибрацию и др.). Единственным регистрируемым фактором является утечка нефтепродукта из резервуара, в результате кото- рой уровень жидкости в открытой снизу трубке снижается, в то время как уровень жидкости в закрытой снизу трубке остается неизменным.

Метод очень чувствителен, даже к малейшим колебаниям уровня.

В детекторе утечек акустического типа резервуаров для хранения нефтепродуктов используется гидрофон для преобразования акустических колебаний в жидкости в электрические сигналы.

Существуют различные способы обнаружения утечек нефтепродук- тов из резервуаров, связанные с их определением в сточных или дренаж- ных водах по изменению электрического сопротивления или диэлектриче-

328

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ской проницаемости между водой и нефтепродуктом, разнице в их плотно- сти, а также по изменению физических или химических свойств чувстви- тельного элемента при непосредственном контакте с нефтепродуктом .

Обнаружение пленки нефтепродукта толщиной не менее 3 – 5 мм по изменению электрического сопротивления основано на разности элек-

тростатической емкости, воды и нефтепродукта.

Обнаружение утечки по разности относительной диэлектрической проницаемости нефтепродукта и воды. Прибор, работающий по принци- пу, конструктивно он представляет собой поплавок с вмонтированной внутри электронной схемой.

Обнаружение пленки нефтепродукта по отражению света. От по- верхности воды отражается около 2 % падающего света, а от поверхности пленки нефтепродукта – более 3 %. Этим способом можно обнаруживать пленку нефтепродуктов толщиной более 0,001 мм.

Обнаружение утечек по разности плотности воды и нефтепродук-

та в контрольном колодце. Конструктивно датчик представляет собой по- плавок, снабженный магнитом, находящийся на поверхности воды (рис. 14.16). При наличии пленки нефтепродукта поплавок погружается и замыкает контакт. Этим способом можно обнаружить пленку нефтепро- дукта при толщине не менее 10 мм.

Рис. 14.16. Прибор для обнаружения утечек нефтепродуктов по разности плотности жидкостей: 1 – поверхность воды; 2 – отверстие для поступления жидко- сти; 3 – крышка; 4 – плотик; 5 – вторичное устройство; 6 – магнит; 7 – поплавок с маг- нитом

Разработан прибор – плавкий предохранитель для определения неф- ти и продуктов ее переработки в воде.

Прибор представляет собой эластичную мембрану, находящуюся под напряжением, создаваемым электромагнитным выключателем, который в нормальном состоянии открыт. Узел размещен в жестком полихлорвини- ловом корпусе, который может быть зафиксирован в любом положении.

329

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Мембрана при контакте с нефтью, бензином и другими нефтепродуктами быстро разрушается и подает импульс на закрытие выключателя. При этом появляется предупреждающий сигнал.

Время срабатывания прибора при обнаружении бензина – 5 с, нефти

– 10 мин.

1.10. Противокоррозионная защита резервуаров

Коррозионные повреждения днища наземных вертикальных резер- вуаров (а в заглубленных емкостях – также и наружных стенок) в боль- шинстве случаев обнаруживаются только при утечке нефтепродукта. Кор- розия металлических листов резервуаров может быть внешней и внутрен- ней. Внутренняя коррозия поражает стенки, днище и верхний пояс кровли

изависит от марки хранимой нефти и нефтепродукта. Внешняя коррозия возможна при образовании влажной электропроводящей среды в зоне кон- такта днища с основанием резервуара из-за ее дифференциальной аэрации, биметаллического электрохимического воздействия, влияния катодной за- щиты соседних сооружений и блуждающих токов, а также жизнедеятель- ности бактерий.

Дифференциальная аэрация зоны контакта днища с основанием ре- зервуара проявляется во время проведения операций слива-налива, когда днище испытывает колебательные движения, попеременно плотно приле- гает к основанию и вытесняет скопившиеся под ним воду и воздух, а под- нимаясь, втягивает в зону контакта влажный воздух и воду, которые из-за неплотного прилегания днища к изоляционному покрытию становятся причиной коррозии.

Биметаллическая электрохимическая коррозия возможна при элек- трическом заземлении резервуара оголенной медной проволокой, т.к. медь

исталь образуют гальваническую пару. Вредное воздействие на днище ре- зервуара могут оказывать также системы катодной защиты соседних со- оружений и блуждающие токи промышленных объектов. Постоянные токи катодной защиты, проникая в одну зону днища и выходя через другую, мо- гут вызвать коррозию.

Причиной коррозии могут быть и сульфатвосстанавливающие бакте- рии, находящиеся в земле и воде в местах контакта с днищем резервуара.

Для предотвращения коррозии днища резервуаров применяют дре- наж, герметизацию основания и катодную защиту.

Подготовка основания для установки резервуаров заключается в применении битумных пропиток с резиновыми включениями или бутил-

330