- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 10. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 34 года, а алюминиевой – 1,52 г.
Таблица 11
Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности
Вид краски |
Потери из резервуара в долях единицы |
Сокращение потерь от вида окраски, % |
1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар) |
1,00 |
0 |
2. Белая краска (МЛ - 12 ПХБ - 1) |
0,46 |
54 |
3. Алюминиевая старая обветренная после 23 лет эксплуатации |
0,82 |
18 |
4. Алюминиевая после 0,51 года эксплуатации |
0,63 |
37 |
5. Алюминиевая свежая со сроком эксплуатации до 0,5 года |
0,56 |
44 |
Диски – отражатели
Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров и потери от испарения.
По данным исследований ВНИИСПТнефть и УНИ среднегодовая эффективность дисков-отражателей для сокращения потерь составляет до 25% от потерь при «больших дыханиях» резервуаров.
Понтоны и плавающие крыши
В России выпускаются и применяются два типа понтонов:
типовые металлические по типовому проекту серии 704 - 1 института ЦНИИПСК для резервуаров емкостью от 200 до 20000 м3;
синтетические типа ПСМ конструкции ВНИИСПТнефть для бензиновых резервуаров плотностью от 100 до 5000 м3.
Применение указанных понтонов с петлеобразным затвором обеспечивает снижение потерь от испарения в среднем на 66% по сравнению с резервуарами без понтонов. В резервуарах, оборудованных плавающими крышами, потери от испарения снижаются на 85%.
Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами (рис. 4.6).
Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши 3 устанавливается ливнеприёмник 5, к которому присоединена дренажная система (рис. 4).
Рис. 4. Резервуар с плавающей крышей:
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
Рис. 5. Дренажная система плавающей крыши:
1 – патрубок; 2 – задвижка; 3 – крыша; 4 – труба; 6 – поплавок;
7 – водоотводящий коллектор
Поплавок служит для уменьшения осевого усилия на трубы водоспуска при подъеме и опускании плавающей крыши. Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.
Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.
В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. В соответствии с Инструкцией по проектированию стальных резервуаров рекомендуется при наличии двух направляющих располагать их диаметрально противоположно – у шахтной и катучей лестниц. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и катучую лестницу (см. рис. 4.6). Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши. Ступени, катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.
Плавающая крыша не имеет жестких связей с корпусом (стенкой и днищем) резервуара и как самостоятельный элемент работает (поднимается и опускается) при изменении уровня жидкости в резервуаре. Ее верхнее положение фиксируется максимальным уровнем жидкости, который должен быть на 600 мм ниже верха стенки. Нижнее положение плавающей крыши фиксируется опорными стойками, прикрепленными к крыше. Стойки трубчатого сечения диаметром 89 мм располагаются по концентрическим окружностям (для резервуара вместимостью 50 тыс. м3 устанавливается 152 стойки). Высота стоек переменна. Стойки, расположенные вблизи стенок резервуара, имеют высоту 1,8 м. Уменьшение высоты стоек в центральной части крыши обеспечивает ее уклон 1:100. Зазор между плавающей крышей и днищем резервуара необходим для размещения оборудования, обеспечения закачки нефти в резервуар без удара струи в вертикальную стенку понтонного кольца крыши, проведения монтажных и ремонтных работ. Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор – кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра – 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.
Основные, требования к затворам следующие: непроницаемость для продукта и его паров; износостойкость; холодо- и теплостойкость; устойчивость к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей; наличие минимального газового пространства; бензо - и коррозионностойкость; пожаробезопасность; простота, сборки и монтажа; надежность эксплуатации.
Р ис. 6. Классификация уплотняющих затворов плавающих крыш
Уплотняющие затворы подразделяются по виду на линейные или щелевые и по конструкции – на механические и мягкие. Классификация типов затворов для резервуаров с плавающей крышей приведена на рис. 6.
Затворы с механическим прижимным устройством снабжены элементом (обычно металлическим листом), который скользит по поверхности стенок резервуара, оказывая давление, необходимое для создания уплотнения. Плотный прижим листа к стенке резервуара осуществляется различными способами: подвесным рычажным устройством с пружиной и без нее; собственным весом; листовой или спиральной пружиной.
Затворы с подвесным рычажным устройством (затворы Виггинса) широко используются в Англии, США, Германии, Японии и России для резервуаров вместимостью 50100 тыс. м3 и более. Существенными недостатками этих типов затворов являются; наличие значительного газового пространства над нефтепродуктом и неудобство обслуживания при эксплуатации (см. рис. 7).
Рис. 7. Уплотняющий затвор
В Германии, Болгарии и Турции для резервуаров вместимостью 1050 тыс. м3 применяются затворы, в которых скользящий элемент прижимается под действием собственного веса. Затвор состоит из отдельных сегментов, наклонной поверхностью опирающихся на коническую обрамляющую полосу понтона плавающей крыши. Под действием своей массы сегменты скользят по поверхности понтона до прижатия уплотнения к стенке резервуара. Во Франции разработан и успешно применяется затвор с подвеской скользящего элемента на кронштейне и прижатием его пружиной. Конструкция прижимного устройства металлического скользящего элемента со спиральной пружиной применяется в Германии, Англии, Дании и других странах. Достоинством таких затворов является простота конструкции, недостатком – меньшая надежность в эксплуатации.
Высокая амортизационная способность, прочность, стойкость к воздействию продукта и атмосферных осадков являются преимуществом затворов с мягким уплотнением, представляющим эластичные резинотканевые оболочки, наполненные жидкостью, сжатым воздухом, сыпучим зернистым материалом или эластичным пенополеуретаном.
Из уплотнений, наполняемых жидкостью и сжатым воздухом, наибольшее распространение получили конструкции фирм «Хоммонд» (США) и «Гравер» (США). В последние годы в качестве наполнителя оболочек используют эластичные пенополеуретаны.
Рис. 8. Механические уплотнения с подвесным рычагом и пружиной: 1 – 12 – конструкции (1 - 4, 7 - 12 – США, 5 – Франция, 6 – Германия)
В резервуарах отечественной конструкции используют следующие типы затворов: ЦНИИПСК, РУРП-1, РУМ-1.
Затворы ЦНИИПСК имеют рычажную систему прижатия уплотнения к стенке резервуара. Система приводится в действие грузами, расположенными над понтонным кольцом крыши. Вертикальный лист уплотнения прикрепляется к элементам, скользящим по стенке резервуара. Между стенкой резервуара и вертикальным листом имеется зазор, величина которого при плотном прилегании затвора составляет 1030 мм. Для защиты затвора от атмосферных осадков применяется покрытие из резинотканевого материала.
Затвор РУРП-1 состоит из тонких стальных листов, закрепленных на шарнирных рычажных подвесках, спиральных пружин и кольцевой эластичной мембраны, выполненной из резинотканевого материала. Мембрана служит для герметизации кольцевого пространства между стальными листами и стенкой понтонного кольца. Над уплотняющим затвором установлены защитные металлические козырьки для предохранения уплотнения от атмосферных осадков.
В затворе РУМ-1 каждая секция подвешивается на шарнирных кронштейнах, которые крепятся к плавающей крыше. Секция уплотнения состоит из гибкого металлического штампованного каркаса, к которому с двух сторон болтами крепятся взаимозаменяемые оболочки уплотнения с пенополиуретановыми блоками. Для защиты затвора от атмосферных осадков используются козырьки, опирающиеся на стенку резервуара.