книги из ГПНТБ / Глухов Л.Н. Подземные резервуары для светлых нефтепродуктов

Несмотря на высокую стоимость этих мероприятий, только часть металлической оболочки (30—5Q% сварных швов) находится под постоянным контролем.

В проектах траншейных резервуаров для контроля за утечками нефтепродуктов намечено применить чувствительные приборы, фиксирующие понижение уровня продукта (приборы УДУ), ежедневно измерять уровень нефтепродуктов обычными измери­ тельными инструментами (метроштоки, поплавковые фиксаторы) и установить контрольный лоток с ежедневной его проверкой.

Контрольный лоток (треугольного сечения) изготовляют из листовой стали и укладывают под металлической облицовкой по дну резервуара. Металлическая оболочка к лотку не привари­ вается. Лоток имеет односторонний уклон. На поверхность резер­ вуара из пониженной части лотка выводится контрольно-сигналь­ ная трубка. Просочившийся в любом месте продукт стекает по наружной поверхности металлической облицовки в лоток. При­ сутствие нефтепродукта в лотке определяют при помощи бензочувствительной ленты или индикаторов, опускаемых в отверстие контрольно-сигнальной трубки.

Однако этот способ контроля за утечками нефтепродуктов недостаточен, так как при "частичном заполнении лотка водой обнаружить утечку уже невозможно. Для этого приходится выводить пз лотка не менее двух трубок (в верхней и нижней частях). Кроме того, контрольные лотки с самостоятельными сигнальными трубками следует также устраивать под монтажными швами облицовки на откосах. Это позволит определить участок резервуара, где происходит утечка.

Дефекты в металлической облицовке можно обнаружить после освобождения резервуара от продукта при помощи вакуумкамеры или химическим методом. Ремонт течи металлической облицовки производят в определенном порядке. Сначала при по­ мощи сверла и зубила удаляют дефектное место. После этого частично вынимают грунт (па 40 см в стороны и 50 см глубиной) и устраивают глиняный замок. Затем приваривают новые листы металла и проверяют сварные швы вакуум-камерой.

В приложении 3 дается разработанная авторами «Временная инструкция по заполнению, эксплуатации и опорожнению тран­ шейных резервуаров», в соответствии с которой на опытных резер­ вуарах установлены контроль и наблюдение за температурой продукта, газового пространства, воздуха, за уровнем нефте­ продуктов и состоянием контрольного лотка.

Качественная сохранность нефтепродуктов

Первостепенное значение при эксплуатации резервуаров имеет сохранность качества нефтепродуктов. Значительный интерес представляет изменение качества хранимого продукта в подзем­ ных резервуарах.

80

К настоящему времени накоплен некоторый опыт храпения нефтепродукта в казематированных и траншейных резервуарах. Значительная работа проведена в этой области Центральной научно-исследовательской лабораторией, изучившей, в частности, изменение фракционного состава и упругости паров бензинов при длительном хранении.

Как показали наблюдения, качество светлых нефтепродуктов, в первую очередь бензинов, зависит в основном от физической

ихимической стабильности, которая определяется фракцион­ ным составом. Фракционный состав и упругость паров бензинов изменяются вследствие потерь головных фракций от испарений. Величина потерь определяется конструкцией хранилища, сроками

иместом хранения.

При испарении прежде всего выделяется изопентан из голов­ ных фракций, в результате утяжеляется фракционный состав, повышается температура начала кипения и понижается упругость

потери от испарений составят всего лишь 0,003—0,015%.

По наблюдениям в течение 1 года 6 месяцев за бензином А-66, хранящимся в казематных резервуарах, стабильность продукта не изменилась, тогда как в наземных резервуарах опа падала с 18—20 до 6—8 час. Упругость паров за это же время в каземат­ ном резервуаре упала в среднем на 40—50 лии рт. ст., соответ­ ственно в наземном резервуаре — в среднем па 100—106 мм рт. ст.

Данные об изменении упругости паров бензина А-66 прпвЬдятся в табл. 7.

Таблица 7

Изменение упругости паров бензинов при хранении их в наземных и заглубленных резервуарах

Небольшой срок хранения бензинов в опытных подземных траншейных резервуарах не позволил более точно определить изменение качества хранимого продукта. Однако приведенные выше данные по казематным и полуподземным резервуарам под­ тверждают, что хранение нефтепродукта в подземных емкостях гораздо эффективнее, чем в наземных резервуарах, так как резко сокращаются потери от испарения при «малых дыханиях», лучше сохраняется стабильность продукта и более чем в 2 раза умень­ шается падение упругости паров бензина по сравнению с назем­ ными резервуарами. Все это создает благоприятные условия для увеличения сроков хранения нефтепродуктов, что очень важно для нефтебаз долгосрочного хранения.

IV. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

В последние годы благодаря быстрому прогрессу в области автоматизации производства стало возможным оснастить резер­ вуары новыми приборами и оборудованием автоматического действия.

Использование новейших средств автоматики позволит уста­ новить систематическое наблюдение и контроль за количественным состоянием нефтепродуктов в резервуарах.

В 1959 г. на одной из нефтебаз долгосрочного хранения про­ ведены промышленные испытания отдельных приборов (указатель уровня УДУ, сниженный пробоотборник и др.), установленных на резервуарах.

82

Приборы и аппаратура для дистанционного замера уровня нефтепродуктов и контроль за утечками

Для дистанционного замера уровня нефтепродуктов в подзем­ ных резервуарах используется прибор УДУ-3 — указатель уровня с дистанционной передачей показаний (рис. 45).

Установка обеспечивает как местный контроль по показываю­ щему прибору, так и диспетчерский дистанционный контроль одновременно 20 резервуаров на расстоянии до 1 км. При помощи УДУ-3 можно контролировать потери нефтепродуктов при запол­ нении емкостей, а также утечки продукта через днища и корпус резервуара в процессе длительного хранения. Применение авто­ матического контроля облегчает условия труда обслуживающего персонала и позволяет уменьшить штат нефтебазы.

Прибор состоит пз поплавкового механизма с указателем уровня и реостатным датчиком (первичный прибор) п электрон­ ного показывающего моста с вращающимся цилиндрическим ци­ ферблатом типа ЭМВ-11 (вторичный прибор).

Первичный прибор монтируется непосредственно у каждого резервуара. Показывающая часть прибора заключена в корпус прямоугольной формы, отлитый пз силумина. В корпус помещен мерный шкив. При изменении уровня на 1 м мерный шкив де­ лает один полный оборот. Шкала первичного прибора позво­ ляет вести отсчет с точностью до 2,5 мм.

Дистанционная приставка первичного прибора работает на постоянном токе от сухого элемента напряжением 1,5 в. Она взрывобезопасна и состоит из концевого реохорда и двух контакт­ ных щеток, редуктора с передачей V14 и контактной группы для сигнализации аварийных уровней: максимального — при палпве резервуара и минимального — при утечках.

Одна щетка жестко скреплена с валом и совершает один оборот за каждый метр изменения уровня, вторая щетка свободно вращается на валу и связана с последним зубчатой передачей */14 из двух пар шестерен.

Вторичный прибор — электронный мост ЭМВ-11 — служит для преобразования импульсов, подаваемых с первичного прибора (изменение сопротивления включенного участка реохорд), в еди­ ницы измерения уровня (л«, льи).

Электронный мост монтируется на пульте контроля и сигнали­ зации уровня ПКС-1 (один прибор ira группу в 20 резервуаров). Вторичный прибор работает на переменном токе при напряжении 220/127 в частотой 50 гц от щита подстанции.

Цена деления шкал 0,1 м и 5 .мл. Пульт ПКС-1 устанавли­ вается в диспетчерском помещении, которое должно быть удалено от первичного прибора-датчика на расстояние не более 1 км.

Первичные приборы-датчики связаны со вторичным прибором кабельными линиями.

При изменении уровня жидкости в резервуаре поплавок, поды­ маясь пли опускаясь, меняет сопротивление включенных участков реохорда — реостатного датчика дистанционной приставки.

Чтобы измерить уровень нефтепродукта, надо нажать кнопку для подключения соответствующего резервуара ко вторичному прибору, включить перекидной ключ в положение «метр» п по шкале метров провести отсчет с точностью до 0,1 м, затем пере­ вести ключ в положение «миллиметры» и по шкале миллиметров выполнить отсчет с такой же точностью (по вторичному при­ бору).

При достижении заданного максимального уровня жидкости замыкается сигнальный контакт в датчике, срабатывает реле, замыкая цепь звукового и светового сигналов.

При переводе ключа съема звукового сигнала звонок выклю­ чается, а световой сигнал действует до момента размыкания сиг­ нальных контактов датчика, когда уровень продукта в резервуаре понизится.

После заполнения резервуара продуктом датчик первичного прибора может быть настроен на подачу сигнала при достижении пониженного уровня, соответствующего недопустимым потерям продукта при хранении (утечкам). Этот уровень можно отрегули­ ровать для любой степени заполнения резервуара.

Подача свето-звукового сигнала на пульт при утечках про­ дукта и съем сигнала производятся теми же сигнальными прибо­ рами, что и при максимальном уровне.

Механический ограничитель налива нефтепродуктов в резервуарах

ГПП-6 по предложению тт. Шибаева, Пронина, Зубок разра­ ботаны трп различных по конструкции прибора для регулиро­ вания налива нефтепродуктов в резервуары. Назначение при­ боров — автоматически прекращать налив продукта при макси­ мальном заданном заполнении наземного, казематного и траншей­ ного резервуаров.

Прибор для резервуаров траншейного типа (рис. 46) состоит из поплавка, рычажного устройства и клапана.

Принцип действия прибора довольно прост. Когда закачи­ ваемая в резервуар жидкость достигает предельного положения, клапан (находящийся на поверхности жидкости), соединенный с рычагом, опускает защелку прибора и под действием пружины закрывает отверстие приемо-раздаточной трубы, прекращая доступ продукта в резервуар.

Для установки прибора в рабочее положение нужно завести пружину прибора ручкой, которая находится на крыше резер­ вуара.

86

Гппронефтемашем предложен специальный универсальный при­ бор для нефтерезервуаров давлением 200 мм вод. ст. (КЗУ-200), позволяющий производить одновременно несколько операций: отбор проб, замер уровня, определение температуры продукта.

Прибор разработан для опытных подземных резервуаров и состоит пз следующих основных частей: пробоотборника с термо­ метром, подвешенного на замерной ленте; шиберной задвижки; клапана створчатого; прибора для замера уровня и темпе­ ратуры; ручной лебедки для опускания п подъема пробоотбор­ ника .

В настоящее время прибор проходит промышленные испыта­ ния.

Бензиновые механические счетчики

За последнее время промышленностью СССР освоен выпуск бензосчетчпков с автоматическим показанием количества прой­ денной жидкости. Бензосчетчпк является совершенным прибором для измерения количества жидких нефтепродуктов, обеспечиваю­ щих наиболее простое, удобное и точное измерение. Счетчик мо­ жет быть установлен на трубопроводе к резервуару любого типа и на слпво-палпвпой эстакаде.

Допустимая относительная погрешность счетчиков составляет не более ±0,5%. Калибр-диаметр условного прохода счетчиков принят 15—100, 125, 150, 200, 250, 300 и 400 мм. Потеря напора в счетчиках калибром более 100 Л1Л1 составляет 0,1—0,ii кГ/см2.

Счетчики выпускаются с поршнями различной конструкции (дисковые, цилиндрические, кольцевые, шестеренчатые).

Использование в нефтебазовом хозяйстве бензосчетчиков по­ зволит ликвидировать отставание в области количественного за­ мера нефтепродуктов.

Реактивный уровнемер УР-15

Прибор предназначен для контроля уровня продукта в резер­ вуарах хранения минеральных масел.

Контроль ведется по следующей схеме: на резервуаре (назем­ ном и подземном) в двух колонках устанавливают первичный прибор — датчик и приемник, соединенные кабелем с электрон­ ным блоком, который находится в специальном отапливаемом помещении (на расстоянии не более 100 м от датчиков).

Число электронных блоков соответствует числу резервуаров. Вторичный прибор для контроля уровня масла в резервуарах устанавливают в диспетчерской и подключают при помощи пере­ ключающего устройства ко всем электронным блокам поочередно. Таким образом, на показывающей шкале прибора будет фикси-

88

роваться уровень масла того резервуара, электронный блок кото­ рого подключен ко второму прибору.

Точность показания прибора 2—5 мм.

Реактивный уровнемер УР-15 экспонировался на Всесоюзной выставке достижений народного хозяйства СССР в 1957/58 г.

V.ПРОБЛЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕБАЗ

Технико-экономические преимущества строительства подземных нефтебаз

Решающим фактором для сооружения той пли иной нефтебазы является экономическая целесообразность ее строительства. При этом основными соображениями являются расположение площадки (гидрогеологические и инженерно-технические данные), наличие или отсутствие внешних источников электроэнергии, водоснабже­ ния, канализации и пунктов примыкания инженерно-транспорт­ ных коммуникаций. Разница в стоимости строительства нефтебаз одинаковой емкости, но расположенных на различных площадках, может колебаться в широких пределах.

Экономическую сторону строительства наиболее правильно освещают усредненные показатели, выведенные по данным кон­ кретных строек-нефтебаз. Эти усредненные показатели приняты авторами для последующих сравнений.

Любая нефтебаза, кроме основных производственных сооруже­ ний (резервуарный парк и технологические сооружения), имеет и необходимые подсобно-вспомогательные сооружения п коммуни­ кации (конторы, гаражи, водонасосные, железнодорожные пути, автодороги, водопровод и др.).

Стоимость строительства необходимых подсобных сооружений и коммуникаций составляет 30—35%, а стоимость резервуарного парка — 30—40% от общей стоимости строительства нефтебазыКроме указанных сооружений, при нефтебазе, как правило, строится жилой поселок, па который затрачивается 15—25% общей стоимости сооружения. Прочие работы (временные соору­ жения, технадзор, льготы строительным организациям п др.)

составляют 10—15%.

При увеличении мощности (емкости) нефтебазы растут глав­ ным образом затраты на строительство основных сооружений, а па расширение других сооружений расходуются минимальные средства. Поэтому экономически выгоднее строить нефтебазы большой емкости. Если сравнить стоимость строительства 1 .и3 емкости наземных нефтебаз различной мощности, то можно уста­ новить, что чем больше общая мощность — емкость базы, тем дешев­ ле стоимость строительства 1 м3 емкости. Например, стоимость строительства 1 м3 емкости для 100-тысячной нефтебазы составляет

89.

233 руб. (включая жилой поселок) и 186 руб. (без поселка); аналогично для базы в 160 тыс. at3 это составляет соответственно 185 и 158 руб.; для базы в 250 тыс. at3 — 153 и 132 руб. Таким образом, для базы в 250 тыс. м3 стоимость строительства 1 м3 емкости в 1,5 раза экономичнее, чем для базы в 100 тыс. at3.

Однако мощность наземных нефтебаз ограничена рядом норм и технических условий и не должна быть больше 100 тыс. at3.

мами. Как показала практика, для некоторых экономических райопов емкость нефтебаз должна быть 160—200 тыс. at3.

Прп экономическом анализе строительства подземных нефте­ баз, состоящих пз подземных резервуаров различного типа, наплучшимп показателями обладают нефтебазы с траншейными ре­ зервуарами и сифонными трубопроводами. Так, стоимость строи­ тельства 1 at3 емкости подземной базы в 100 тыс. at3 с траншей­ ными резервуарами составляет 272 руб., тогда как для базы с казематными резервуарами — 403 руб., а для базы с резервуа­ рами Гппроазнефтп — 400—500 руб.

Строительство подземной базы с траншейными резервуарами на 20—25% дороже наземной. Однако прп увеличении мощности подземной нефтебазы до 200 тыс. at3 стоимость строительства 1 at3 емкости будет дешевле плп одинакова по сравнению с на­ земной нефтебазой в 100 тыс. at3.

Таблица 8

Стоимость строительства подземных нефтебаз с траншейными резервуарами

Тип нефтебазы

Относительно незначительное увеличение стоимости строитель­ ства подземной нефтебазы с траншейными резервуарами (рис. 47) по сравнению с наземной нефтебазой (рис. 48) объясняется не

90