книги из ГПНТБ / Глухов Л.Н. Подземные резервуары для светлых нефтепродуктов
.pdf____ 2 х___
Мг7,19 |
Z |
|
"^Н9*1Л9 |
,.Ч- |
|
|
В-1,2В \ |
|
|
Н2'-1,9вХ |
|
||
/07ЭДХ * |
\ В '-6,61 |
в'брг |
|
1 |
||
/06,96 |
|
|
^ог_________ |
J |
6.831 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
продцктопроЬода 2 |
/JЙ/'б |
I |
1132l\ |
|
Z0W/ |
|
Отметка |
ю |
|
|
|
|
|
оси |
*=> |
|
|
|
|
|
Расстояние |
|
26,5 |
|
|
чо |
|
______ в м ___ _ |
|
|
|
х/
5'.___________ ______________________________________ _______
\tel22_ |
5 |
9 |
В = 7,1(3 |
|
|
|
L-o.oi |
5 |
|
3х |
W.22 |
|
|
|
|
62.5 |
|
______
8 НгОМ
________________,6~ 115?3
Нг-0,2 /
• t-'ZO’C 8‘82
/W
/ В-0
115,93 |
еэ |
|
20,75 4,0
Рис. 40. График остаточных напоров и вакуумов в сифонном трубопроводе
|
(d = 250 .«ж). |
|
|
1 — линия барометрического давления; |
2 — линия падения |
напора в трубопроводе; |
|
3 — линия вакуума; |
4 — линии упругости паров бензина при температуре 3 и 20° С; |
||
3 — трубопровод; 6 — резервуар; 7 — насосная станция. |
|||
№ точек |
Остаточный |
Остаточный напор |
Вакуум В |
напор Hi |
с учетом упругости |
||
|
|
паров Hz |
|
1 |
12,34 |
7,14 |
1,26 |
2 |
6,55 |
. 1,35 |
7,05 |
9 |
6,99 |
1,79 |
6,61 |
4 |
7,18 |
1,98 |
6,42 |
5 |
6,42 |
1,22 |
7,18 |
6 |
5,4 |
0,2 |
8,2 |
7 |
6,08 |
0,88 |
7,42 |
е |
18.6 |
8.4 |
0 |
Остаточный напор в данной точке II определяется по фор муле
II = — 1 — hip — Аск — Ау,
где рб — барометрическое давление в м бенз, ст.:
Рб |
0,72 • |
13,6 |
. о с |
, |
|
|
|
= —— = |
13.6 м бенз, ст.; |
|
|
||||
у— удельный вес бензина; |
|
трубопровода |
от |
дна ре |
|||
Z— геометрическая |
высота оси |
||||||
зервуара; |
|
|
|
м бенз, ст.; |
|
|
|
Лтр — потеря напора на трение в |
|
|
|||||
АСк — потеря |
напора |
от |
скорости |
движения |
бензина |
||
в м бенз, ст.; |
|
|
|
|
|
|
|
Ау — упругость паров бензина в м бенз. ст. |
|
|
|||||
Расчет произведен из |
условия забора |
бензина с |
наинизшего |
уровня — с отметки 108,00 м.
Пример расчета для точки «6» Расчетные формулы:
/Л = ^-2^Лтр-/гск.
Т/2 ~ |
-- Z -- Лтр -- Лек -- Лу, |
|
|
|
||
|
|
7? = Z + Атр -р Лск, |
|
|
|
|
1 |
115,93 — 108,00 = 7,93 м, |
|
|
|
||
|
|
Аур = г/, |
|
|
|
|
где I — расстояние |
от |
начала |
трубопровода |
(точка |
«8») |
до |
точки «6»; |
|
|
|
|
|
|
i — гидравлический |
уклон |
согласно гидравлическому |
рас |
|||
чету 0,009; |
|
|
|
|
|
|
Атр — 0.009-14 = 0,126 = 0,13. |
|
|
|
|
||
На местные сопротивления |
увеличиваем |
потерю |
напора |
|||
на 10%: |
|
|
|
|
|
|
|
Атр = 0,13 4-0,01 = 0,14 м, |
|
|
|
||
|
|
гск - |
2g , |
|
|
|
где v = 1,6 м(сек (по гидравлическому расчету);
Аск — 9 • 9,81 — 0,13 м,
Ау = 5,2 м — для бензина при t = +20° С.
70
Тогда
//, = 13,6 — 7,93-0,14 — 0,13 = 5,4 м,
=13,6 - 7,93 — 0,14 - 0,13 - 5,2 = 0,2 м,
Н= 7,93 + 0,14 +0,13 = 8,2 м.
Опытные подземные траншейные резервуары и казематный резервуар ГПИ-6 были связаны сифонными трубопроводами с под земной насосной станцией. Технологические трубопроводы диа метром 250 мм укладывались на поверхности земли и через тор цовую стенку (в траншейных резервуарах) или покрытие (в ка зематном резервуаре) вводились в хранилище.
Параллельно основным трубопроводам прокладывали вакуум ный коллектор и зачистную трубу. Узел переключения задвиж ками вакуум-коллектора и основных трубопроводов находился непосредственно у резервуаров (рис. 41).
Воздушный вантуз Ду-50 на узле переключения предназначен для автоматического предотвращения доступа жидкости в вакуумколлектор. Для контроля на вакуум-коллекторе установлен мановакуумметр.
Пробные испытания по повой технологической схеме прово дили при работе с водой и автобензином. Были проверены все элементы технологической схемы, включая слив из железнодо рожных цистерн в резервуары, зачистку цистерн и трубопрово дов, заполнение цистерн и зачистку резервуаров. Наиболее харак терным для контроля работы сифонных трубопроводов было осво бождение резервуаров от продукта и их зачистка.
Выкачка продукта из резервуаров по сифонным трубопроводам проводилась грузовым насосом 6НДВ(б) с предварительной зарядкой (заполнением трубопровода) при помощи вакуум-насоса РМК-3. Для зарядки трубопровода d = 250 мм, протяженностью 200 м требовалось 3—5 мин.
Зачистка остатков жидкости по сифонным трубопроводам велась тремя различными методами:
1)по самостоятельному сифонному зачистному трубопроводу при помощи насосов СЦЛ и РМК; работа проходила очень мед ленно с частыми срывами сифона;
2)по этому же трубопроводу насосом 6НДВ(б) с подключе нием вакуум-насоса: перекачка протекала медленно с частыми срывами сифона; разрежение на насосе составляло 550—600 мм рт. ст.;
3) по основным технологическим сифонным трубопроводам с переходом у резервуара на зачистной трубопровод диаметром 100 мм при одновременной работе насоса 6НДВ(б) и вакуумнасоса.
Последний метод зачистки резервуаров от остатков нефтепро дуктов был принят в качестве основного. Благодаря ему стала
71
Л'р е з е р в у а р у
Рис. 41. Узлы переключения задвижками на траншейных (а)
1 — задвижка; 2 — кран сальниковый; з — линзовый компенсатор; 4__ вовдушвод; 7 — заглушка; s — задвижки; р — зачистной трубопровод;
os*? — оое
и казематных (6) резервуарах ГПИ-6.
ный вантуз; 5 — вакуумный трубопровод; 6 — продуктопро- 10 — вакуумный трубопровод; п — продуктопровод.
очевидной нецелесообразность прокладки самостоятельных 100миллиметровых зачистных трубопроводов.
Испытание и эксплуатация сифонных трубопроводов показали, что они работают вполне удовлетворительно при выкачке бензина из резервуаров с глубины 4—4,5 м (температура продукта 16° С) и 5—5,5 л (температура 3° С).
При таком режиме трубопровод работал без единого срыва сифона и без повторных зарядок даже после 12—17-часовых перерывов между перекачками, а насос обеспечивал полную производительность. Следует учесть, что перекачка бензина при температуре -[-16° С и температуре воздуха -|-40о С производи лась по открытым неизолированным трубопроводам, допускающим подсосы воздуха (вакуум в незаполненном трубопроводе упал
с600 до 150 мм рт. ет. за 1,5 часа).
Врезультате испытаний выяснилась неудовлетворительная работа системы при перекачке бензина с отметок ниже 4,5—5,5 л от верха трубопровода, а также несоответствие расчетного режима работы сифонного трубопровода действительному. Это несоответ ствие вызвано следующими особенностями.
При понижении давления растворимость газов в жидкостях уменьшается. Так, при давлении 20 ат в 1 м3 воды растворяется до 348 л азота, тогда как при нормальных условиях его раствори мость уменьшается соответственно до 28,3 л в 1 м3. Следовательно, понижение до вакуума 500 мм рт. ст. в трубопроводе может при вести к выделению в трубопроводе определенного количества
воздуха в свободном виде.
При достаточном понижении давления жидкость оказывается способной превращаться в пар — кипеть при более низкой темпе ратуре, образуя при этом газовые пробки.
Для сифонных трубопроводов очень важна герметичность коммуникаций. В них возможны подсосы воздуха через задвижки «на проход» и во фланцевых соединениях, а также образование воронки у всасывающего трубопровода в резервуаре, которое влечет за собой подсос воздуха.
Все перечисленные особенности связаны с возникновением паровоздушных пузырей, которые в местах резких переломов профиля трубопровода образуют газовые пробки, уменьшая сече ние трубопровода, а попадая в зону повышенного давления, конденсируются, причем конденсация происходит обычно мгно венно со смыканием поверхности исчезнувшего пузырька и сопро вождается звуковым эффектом, ударом и местным повышением давления. В насосе это приводит к кавитации.
В отличие от жидкости, которая в сифонном трубопроводе (вследствие неразрывности потока) может течь от меньшего абсо лютного давления к большему (но всегда от большей удельной энергии к меньшей), газы всегда будут двигаться от большего давления к меньшему, создавая на отдельных участках противо ток жидкости, что увеличивает сопротивление в трубопроводе.
74
Для уменьшения подсосов воздуха на опытном участке на глубине 2 м ниже насоса смонтирован продуктоприемник, в кото рый врезаются трубопроводы от резервуаров и эстакады. Про дуктоприемник выполняет роль гидравлического затвора. Жела тельно, чтобы трубопровод был присыпан землей или частично заглублен в землю, что резко снижает температуру труб.
При испытаниях также выяснилось, что работу эксплуата ционного аппарата усложняет отсутствие сигнализации и автома тического управления технологическими процессами (рабочие должны находиться па узле переключения у резервуара, в насос ной и па эстакаде). Чтобы устранить подобное положение, необ
ходимо быстрейшее внедрение и |
массовое |
применение |
приборов |
и аппаратуры автоматического действия. |
|
|
|
Опытная подземная |
насосная |
станция |
|
Одновременно с сооружением казематных резервуаров и |
|||
сифонных трубопроводов была |
построена |
опытная |
подземная |
насосная станция (рис. 42), пол которой заглублен на 7 м от поверхности земли или па 1 м ниже днища подземных резер вуаров.
В насосной станции установлены два основных насоса 6НДВ(б) производительностью 300 м3/час каждый со взрывобезопасными электромоторами серии КО-42-4, зачистной насос СЦЛ-20-24а производительностью 30 м3/час с электродвигателем КО-21-4, два вакуум-насоса РМК-2 производительностью 36 м3/час с элек тродвигателем КО-12-4 (в 1958 г. заменены вакуум-насосами РМК-3).
Гребенка управления задвижками была вынесена из помещения насосной станции.
В комплексе с насосной сооружены подсобные помещения, вентиляционная камера с двумя вентиляторами, электрощитовая, обогревалка, механическая мастерская.
Сливо-наливная наземная металлическая эстакада сооружена одновременно с насосной станцией по типовому проекту и оборудо вана двумя основными коллекторами (диаметр 250 мм) и вакуумнозачистной линией (диаметр 100 .м.и).
Порядок работы насосной станции следующий.
1.Насосами 6НДВ(б) после зарядки вакуум-насосом стояков
пколлекторов эстакады нефтепродукт перекачивают из железно
дорожных цистерн в резервуары.
2.Вакуум-насосом и основным насосом производят зачистку железнодорожных цистерн. При помощи насоса СЦЛ-20-24а зачищают трубопроводы и подают нефтепродукт в зачистные цистерны.
3.Основными насосами после создания насосом РМК вакуума
всифонных трубопроводах производят выдачу продукта из резер вуаров по сифонным трубопроводам в железнодорожные цистерны.
75
Цементный пол -30 Бетонная подготовка-120 Уплотненный грунт
Рис. |
42. Опытная подземная |
насосная станция. |
|
1 — вентиляционная |
камера; 2 — механическая |
мастерская; |
3 — электрощитовая; |
4 — обогревалка; з — кирпичная стена; в — бутобетонная стена; |
7 — железобетонная |
степа; 8 — помещение насосной; 9 — насосы 6НДВ (б); 10 — насосы РМК; 11 — насос СЦЛ; 12 — запасной выход; 13 — заглубленный коллектор.
Перекачка продукта по подземным трубопроводам выполняется основными насосами 6НДВ(б).
4. Вакуум-насосом РМК и основным насосом проводят зачи стку резервуаров по сифонным трубопроводам, насосом СЦЛ — по подземным зачистным трубопроводам.
Однако из-за высокой загазованности помещения подземная насосная станция не создает условий для нормальной эксплуа тации, несмотря на постоянную вентиляцию.
76
Принимая во внимание отмеченные недостатки, а также требо вания Госсанипспекцпи Министерства здравоохранения СССР, следует сказать, что строительство подземных насоспых станций нецелесообразно, так как необходимо создать в ппх шестидесяти кратный воздухообмен (по данным института им. Эриксмана). В дальнейшем при проектировании подземных нефтебаз вместо насосных станций лучше использовать сифонные приемники или колодцы с погружными насосами (см. разд. V).
Вакуумная зачистка резервуаров
Наиболее трудоемкими операциями при эксплуатации резер вуарных парков с нефтепродуктами являются: освобождение резервуара от остатков нефтепродукта, находящегося ниже уровня приемо-раздаточных патрубков, — так называемого «мертвого» остатка; зачистка от нефтепродукта отдельных хлопунов и вмятин на днище; освобождение резервуара от воды после чистки и про мывки его.
До недавнего времени эти операции выполнялись при помощи передвижных насосов, а также другими, весьма трудоемкими и опасными способами (ведрами, черпаками и т. п.).
Учитывая важность этой проблемы, НИИпефть по заданию б. Министерства нефтяной промышленности разработал в 1956 г. промышленный вариант передвижной установки для зачистки резервуаров.
В 1957 г. Государственный проектный институт № 6 разрабо тал вакуумную зачистку .резервуаров.
Освобождение от остатков нефтепродуктов и воды предложен ным способом проводится в наземных резервуарах по трубопро водам пли шлангам стационарными насосами основной стан ции. Для зачистки требуется только соединить технологические трубопроводы резервуарного парка в верхней точке с установкой задвижек и вантуза (рис. 43).
В подземных резервуарах разрежение создается по вакуумному трубопроводу и зачистной трубе через узел переключения задвиж ками у резервуара (рис. 44).
По шлангу пли зачистным трубам нефтепродукт с воздухом подтягивается к вантузу. Воздух проходит через вантуз по одному трубопроводу к вакуум-насосу, а продукт по второму трубо проводу поступает в зачистной резервуар пли перекачивается основным насосом насосной станции в любой другой резер вуар.
При зачистке хлопунов днища к трубопроводу присоединяют шланг с вакуум-лопаткой.
Освобождение резервуара от воды и шлама после промывки производят при помощи передвижного вакуум-бачка и затем спускают воду в канализацию.
77
Испытание способа вакуумной зачистки по схеме, разработан ной ГПИ-6, проводилось одновременно с испытанием передвижной установкп НИИнефтп.
Для испытания вакуумно-зачистной установки НИИнефтп потребовалось проложить две нитки трубопроводов длиной 100— 120 м с трудовымп затратами 6—8 чел.-час. На зачистку 2,5 т бензина было затрачено 3 часа (установка обслуживалась 4 рабо чими). Зачистка 1 м3 промывочной воды через зачпстпую лопатку
Рис. 43. Технологическая схема вакуумной зачистки наземных резервуаров.
1 — задвижка ДУ-250; 2 — линзовый компёнсатор ДУ-250; 3 — кран; 4 — вантуз свар ной ДУ-55; 5 — вакуум-насос; 6 — передвижной вакуум-бачок; 7 — зачистная цистерна,
длилась 10 мин., а зачистка от шлама и грязи всего резервуара — 9—10 час. Вакуум в бачке (600—700 лью рт. ст.) создавался пасосом РМК за 1—2 мин.; бачок емкостью 1 лг3 заполнялся в течение 5—6 мин., а опорожнялся за 2—2,5 мин.
Испытания позволили сделать вывод о необходимости увели чить длину зачистной лопатки с 21 до 40—50 см.
При испытании вакуумной зачистки по схеме ГПИ-6 потребо валось соорудить узел переключения (один на группу резервуа ров) с трудовыми затратами 3—4 чел.-час. Зачистка бензина про изводилась 3” шлангом за 2 ч. 20 м. при работе насоса РМК-3,.
78
Зачистку от промывной воды, грязи и шлама вели через пере движной вакуум-бачок емкостью 1 ж3. Заполнение бачка заняло 6 мин., а опорожнение — 2,5 мни. В результате испытания ваку умной зачистки по схеме ГПИ-6 было предложено увеличить диа метр зачистных шлангов (труб) с 3 до 4", а «мертвый» остаток в наземных резервуарах удалять насосом 6НДВ(б) при заполнен
ных продуктом трубопроводах.
Испытания показали эффективность как вакуумной зачистки резервуаров, так и передвижной установки НИИнефти. Учиты
Рис. 44. Технологическая схема вакуумной зачистки подземных резервуаров.
1 — задвижка ДУ-250; 2— лин зовый компенсатор ДУ-250; 3 —
кран; 4 — вантуз; |
.5 — пере |
движной вакуум-бачок.
Вакдум
Вода после
промывки
вая, однако, что первый способ не требует значительных затрат, а передвижная установка НИИнефти стоит 85 тыс. руб., решили внедрить вакуумную зачистку па нефтебазах долгосрочного хранения. Следует отметить, что и этот метод зачистки не является совершенным, так как требует присутствия человека в резервуаре. Для улучшения зачистки подземных резервуаров необ ходимо устраивать значительные уклоны днища и приямки.
Контроль за утечками нефтепродуктов и ремонт металлической облицовки
Тщательный и постоянный контроль за утечками нефтепро дуктов и обнаружение дефектов в металлической облицовке являются до настоящего времени наиболее сложными пробле мами нормальной эксплуатации подземных резервуаров. В про ектах ряда организаций для этой цели намечают целую систему дренажно-контрольных трубок, канавок и специальных колодцев.
79