Методы и средства сокращения потерь нефти на объектах транспорта и хранения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Виды потерь от испарения

нефть испарение резервуар

Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также обеспечения защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций.

Потери можно разделить на количественные, качественно-количественные и качественные.

Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров.

Эти потери становятся возможными при не герметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время.

Качественно-количественные потери происходят при испарении нефти и нефтепродуктов.

В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов. В наибольшей степени это относится к бензинам, в меньшей степени - к реактивным топливам.

Масла, мазуты и смазки практически не испаряются и соответственно по этой причине не теряют качества.

В бензинах из-за потерь легких фракций понижаются октановое число и давление насыщенных паров, повышается температура начала кипения и выкипания различных фракций, что ухудшает пусковые качества бензинов, увеличивает расход горючего и износ двигателя.

Потери от испарения происходят при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие:

- заполнения резервуара нефтепродуктом (так называемые потери от «больших дыханий»);

- повышения давления в газовом пространстве выше давления срабатывания дыхательного клапана в результате суточных температурных колебаний газового пространства и поверхности нефтепродукта и за счет изменения давления атмосферного воздуха («малые дыхания»);

- дополнительного насыщения газового пространства парами нефтепродукта после окончания выкачки («обратный выдох»);

- вентиляции газового пространства при наличии двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровнях.

Поскольку в процессе испарения теряются наиболее легкие фракции, то давление насыщенных паров нефтепродукта (соответственно и испаряемость) будет тем меньше, чем больше времени занимает процесс доставки нефтепродукта от его производителя до потребителя, т.е. чем длительнее процесс хранения. Поэтому удельные потери нефтепродуктов при хранении или других технологических операциях в достаточно удаленные моменты времени будут различны.

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения,

обводнения, окисления нефтепродуктов.

Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т.е. уменьшение его количества.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по не зачищенным трубопроводам. Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков.

Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов, наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения. Для нефтепродуктов, быстро изменяющих качество, рекомендованы минимальные сроки хранения. Увеличены рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в средней и северной зонах, в полуподземных и подземных резервуарах, что обусловлено более низкими температурами хранения.

В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, и увеличивается объем газового пространства резервуара. При практических расчетах можно пренебречь этим изменением объема газового пространства (который составляет менее 0,3%).

Потери от «больших дыханий»: при выкачке нефтепродукта из емкости освобождающийся объем газового пространства заполняется атмосферным воздухом. При этом парциальное давление паров нефтепродукта в газовом пространстве уменьшается, и начинается испарение нефтепродукта до насыщения газового пространства.

При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется из емкости. Потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки-выкачки и пропорциональны объему закаченного в резервуар нефтепродукта.

Если закачка нефтепродукта в резервуар начинается непосредственно после выкачки или в момент, когда давление в резервуаре меньше Р_Г2, то поступающий нефтепродукт будет сжимать паровоздушную смесь в газовом пространстве резервуара. При этом «выдох» начинается тогда, когда давление в газовом пространстве возрастает до Р_Г2, и сработает дыхательный клапан. Таким образом, можно закачать в резервуар часть нефтепродукта без потерь.

Потери от вентиляции газового пространства резервуаров происходят

при наличии двух и более отверстий на крыше или на верхнем поясе резервуара, расположенных на разных уровнях.

Если расстояние между двумя отверстиями равно h, то вследствие того, что плотность паровоздушной смеси больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, при котором паровоздушная смесь начинает вытесняться через нижнее отверстие, а воздух поступает в резервуар через верхнее отверстие. На рисунке 1.1 представлена схема вентиляции газового пространства резервуара.

Рисунок 1.1. Схема вентиляции газового пространства резервуара

Потери от насыщения газового пространства резервуара могут происходить:

- при начальном заполнении чистого резервуара нефтепродуктом;

- в случае закачки более теплого нефтепродукта или нефтепродукта, имеющего большее давление насыщенных паров, чем остаток в резервуаре.

Объем паровоздушной смеси будет включать объем образовавшихся паров нефтепродукта и начальный объем паровоздушной смеси, равный объему газового пространства емкости.

Потери от «обратного выдоха» возможны после частичной выкачки нефтепродуктов из емкости, когда ее газовое пространство оказывается не насыщенным парами. Вследствие испарения нефтепродукта происходит дополнительное насыщение газового пространства и увеличение давления в емкости.

При открытии дыхательного клапана вытесняется объем паровоздушной смеси, равный объему испарившегося нефтепродукта.

Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной и проветренной емкости, если в конце заполнения газовое пространство еще не насыщено парами («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается «дополнительный выдох».



2. Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливают (рисунок 2.1):

- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

- противопожарное оборудование;

- приборы контроля и сигнализации.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов

К оборудованию для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти относятся:

- дыхательная арматура;

- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

- средства защиты от внутренней коррозии;

- оборудование для подогрева нефти.

2.1 Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются.

Приемо-раздаточные патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.

В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.

При транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применяют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются с уклоном, но ходу движения теплоносителя.

2.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для обслуживания и ремонта резервуара используется следующее оборудование:

- люк-лаз;

- люк замерный;

- люк световой;

- лестница.

Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т.д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный 5 служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60», снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.

2.3 Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены.

Для сигнализации и контроля над работой резервуаров применяются:

- местные и дистанционные измерители уровня нефти;

- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;

- дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

- сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня; «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и др., местные уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборники типа ПСР. Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах.

Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ 6, принцип работы, которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа ПСР или типа «перфорированная труба».

2.4 Особенности оборудования резервуаров с плавающими крышами

Отличительной особенностью этих резервуаров (рисунок 2.3) является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются непосредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи, с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей образуется газовое пространство. При последующем заполнении резервуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши производят организованно - через дыхательные клапаны.

1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 - мембрана из листового металла; 4 - стяжка; 5 - центральный короб понтона; 6 - направляющая труба;

7 - уплотнение направляющей трубы; 8 - люк-лаз; 9 - опоры для понтона;

10 - приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой

Рисунок 2.2. Резервуар с плавающим металлическим понтоном

Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.

Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализацию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей крыше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дренажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта система является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года.

Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность плавающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).

В центральной части плавающей крыши установлен дополнительный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально противоположно[8].



3. Методы сокращения потерь нефти на объектах ТХНГ

В настоящее время в качестве средств, уменьшающих потери нефтепродуктов от испарения и соответствующее загрязнение окружающей среды, применяются:

- диски-отражатели;

- газоуравнительные системы;

- тепловая защита резервуаров;

- покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта;

- понтоны, плавающие крыши.

3.1 Диски отражатели

Диск-отражатель - это препятствие в форме диска (рисунок 3.1), устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры. Назначением диска - отражателя является предотвращение перемешивания содержимого газового пространства резервуаров при их опорожнении.

1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - монтажный патрубок;

4 - диск - отражатель

Рисунок 3.1. Дыхательный клапан с диском - отражателем

Как правило, распределение концентрации углеводородов по высоте газового пространства (ГП) резервуаров является неравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров C_S, а с удалением к кровле - постоянно убывает (кривая 1 на рисунке 3.2).

Пусть в резервуаре высотой Н_P в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с Н₁ до Н₂. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает газовое пространство резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП, исключая поверхностные слои, становится примерно одинаковым (кривая 2).

1 - до выкачки; 2 - после выкачки при отсутствии диска - отражателя;

3 - то же при его наличии

Рисунок 3.2. Распределение концентрации по высоте ГП резервуара

Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск), то при ударе об нее энергия струи гасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное. В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, сопровождающееся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней - пары нефтепродукта (кривая 3).

Нетрудно видеть, что при последующем заполнении резервуара с диском - отражателем в атмосферу, благодаря искусственно созданному неравномерному распределению концентрации по высоте ГП, будет вытеснено меньшее количество углеводородов, чем из резервуара без диска - отражателя. Положительный эффект будет достигнут даже если взлив изменится от Н₂ до Н₁ поскольку на момент окончания выкачки в резервуаре с диском - отражателем средняя концентрация углеводородов в ГП ниже. Это связано с тем, что после изменения направлений струй воздуха уменьшается интенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта, а, следовательно, снижается скорость испарения.

В «Правилах технической эксплуатации нефтебаз» [4] указывается, что диски - отражатели уменьшают потери бензина от испарения на 20 - 30%.

3.2 Газоуравнительные системы

Газоуравнительной системой (ГУС) называется газовая обвязка, к которой подключен какой-либо газосборник. Благодаря этому при несовпадении операций закачки и откачки часть ПВС аккумулируется в нем, что делает ГУС более эффективной, чем ГО.

Роль газосборников могут играть газгольдеры низкого или высокого давления. Эластичные емкости, а также металлические емкости переменного объема (газосборники типа «дышащий баллон»). Возможные варианты их присоединения к резервуарам показаны на рисунке 3.3.

Конструкции сухих и мокрых газгольдеров низкого (до 4000 Па) давления известны. Преимущество сухих газгольдеров перед мокрыми заключается в сокращении расхода металла, занимаемой площади, капитальных и эксплуатационных расходов, в устранении увлажнения паровоздушной смеси. Однако сухие газгольдеры имеют также существенные недостатки. В зимнее время влага, присутствующая в газе, образует на внутренней поверхности газгольдера легкую корку, затрудняющую передвижение подвижного диска. При утечках через уплотнения диска в пространстве между подвижным диском и крышей газгольдера возможно образование взрывоопасной смеси газа с воздухом. Кроме того, при изготовлении газгольдеров требуется повышенная точность.

1 - резервуар с бензином; 2 - дыхательный клапан; 3 - газовая обвязка; 4 - газгольдер низкого давления; 5 - газосборник типа «дышащий баллон», либо резинотканевый газосборник

Рисунок 3.3. ГУС с газосборником переменного объема

Газгольдеры высокого (до 1,8 МПа) давления представляют собой стальные сосуды цилиндрической или сферической формы. При равном геометрическом объеме с газгольдерами низкого давления их аккумулирующая способность в десятки и даже в сотни раз больше. Газгольдеры высокого давления не имеют подвижных элементов и поэтому их проще изготавливать и эксплуатировать.

Общим недостатком применения газгольдеров являются большие металлозатраты. С целью уменьшения металлозатрат в системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов предложено выполнять газосборники из достаточно эластичного материала (хлопчатобумажная ткань, пропитанная нефте и бензостойким составом) в виде мешков или баллонов.

Работа эластичных газосборников в принципе не отличается от работы резервуаров с «дышащими крышами». Их объем достигает 500 м³ при диаметре 7,6 м. Вследствие короткого срока службы эластичных газосборников они не получили распространения.

В качестве альтернативы эластичным газосборникам были предложены «дышащие баллоны» из стали. Они представляют собой плоские резервуары большого (12 - 45 м) диаметра и малой (1 - 1,5 м) высоты. Крыша и днище газосборников изготовлены из листовой стали толщиной 2 мм. При наполнении парами крыша газосборников поднимается на высоту 2 - 4,5 м. Газосборники типа «дышащий баллон» (за рубежом их называют «баллоны Виггинса») не требуют больших капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

3.3 Тепловая защита резервуаров

К наиболее доступным и действенным техническим мероприятиям относится тепловая защита резервуаров, применяемая для сокращения колебаний температуры хранимого в резервуаре нефтепродукта и его паров в газовом пространстве.

Существуют различные способы тепловой защиты резервуара и, в том числе термостатирование в грунте или в наземных сооружениях казематного типа, теплоотражающая окраска, теплоизоляции, экранирование, охлаждение водой и т.д. Накоплен большой опыт применения этих способов борьбы с потерями от испарения, что дает возможность сравнить объективность разнообразных устройств, применяемых для тепловой защиты резервуаров.

При хранении нефти и нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах и таре простейшим методом их термостатирования является заглубление в грунт.

Известны три вида размещения резервуаров и тары:

- наземное, когда средства хранения размещаются на поверхности или заглублены менее чем на половину своей высоты;

- полузагубленное, когда резервуар заглублен более, чем на половину диаметра, а бочки размещаются в открытых котлованах и траншеях;

- заглубленное, когда резервуар размещен под слоем земли не менее 0,2 м или имеет обсыпку соответствующей толщины, а бочки размещаются в крытых подземных хранилищах - казематах или землянках.

Если по результатам проведенных опытных работ потери бензина от испарения при наземном размещении горизонтальных резервуаров принять за 100%, то при их полузаглубленном размещении потери снизятся до 60%, а при заглубленном - до 30%. При наземном, полузаглубленном (в открытой траншее) и заглубленном хранении бензина в бочках величина потерь от испарения составит соответственно 100, 50 и 18%.

Высокая эффективность борьбы с испарением нефтепродуктов из резервуаров и тары путем заглублении этих емкостей объясняется тем, что суточные колебания температуры в грунте на глубине 30 - 40 см практически отсутствуют, и на заглубленный резервуар воздействуют только сезонные изменения температуры. При таком размещении исключается также влияние ветра на процесс вентиляции газового пространства резервуара.

Термостатирование вертикальных и горизонтальных металлических резервуаров путем устройства вокруг них наземного каземата (кожуха) из кирпича или железобетонных панелей и плит применяется весьма редко, так как подобные сооружения имеют высокую стоимость, которая превышает стоимость работ по заглублению резервуаров в 10 - 12 раз.

Широкое распространение получило применение специальной окраски резервуаров, защищающей металл от нагрева путем частичного отражения солнечных лучей и снижения эффективной температуры. Для этой цели рекомендуются светлые краски с коэффициентом отражения не менее 0,8.

Эффективность применения окраски резервуара вместимостью 5000 м³ для снижения потерь горючего от испарения приведена в таблице 3.1.

Наиболее дешевыми и достаточно эффективными красками являются мел и известь. Однако они нестойки к воздействию атмосферных осадков. Опыт показывает, что окраска резервуаров мелом или известью, разведенным в соленой воде, с добавкой 10% портландцемента, близка по эффективности к окраске алюминиевой пудрой. Применение цинковых белил недостаточно эффективно из-за невысокого коэффициента отражения этой краски.

Таблица 3.1. Влияние окраски резервуара на потери горючего от испарения

Цвет	Краска	Средняя эффективная температура стенки в весенне - летний период.°С	Годовые потери
			КГ	проценты
				абсолютные	относительные
Черный	Кузбасс лак	30	680	1.36	100
Красный	Сурик	20.3	590	1.18	86
Зеленый	Защитная нитроэмаль	14.7	550	1.1	81
Серебристый	Алюминиевая пудра	11.5	460	0.92	67.6

Отражающая способность теплозащитной краски в процессе эксплуатации резервуаров снижается вследствие загрязнения их поверхности, а также химических изменений, механических повреждений покрытия, поэтому необходимо периодически возобновлять окраску.

Наряду с наружной окраской резервуара снижение потерь от испарения может быть достигнуто нанесением на его внутреннюю поверхность лакокрасочных покрытий с низким коэффициентом излучения. При нанесении противокоррозионных бензостойких покрытий ЭП - 755, XC - 7I7, XC - 720, ФЛ - 724 изнутри на крышу резервуара лучистый поток от нее к поверхности нефтепродукта снижается примерно вдвое, а потери от испарения снижаются на 27 - 45%. Одновременная окраска наружной и внутренней поверхностей резервуаров дает возможность при сравнительно небольших затратах снизить потери нефтепродуктов от испарения на 30 - 65% по сравнению с неокрашенными резервуарами.

Тепловая изоляция резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов с целью их термостатирования применяется довольно редко, так как применявшиеся ранее методы изоляции при помощи матов и плит из различных материалов (стекловолокна, шлаковаты, асбоцемента и т.п.) недостаточно эффективны из - за низкой механической прочности и склонности к влагопоглощению, а использование газонаполненных пластмасс (пенопластов), обладающих высокими теплоизоляционными свойствами, сдерживалось довольно сложной технологией их нанесения, предусматривающей устройство наружной защитной оболочки и заливку промежутка между этой оболочкой и стенкой резервуара жидкими вспенивающимися компонентами.

В настоящее время разработан простой и недорогой технологический процесс, позволяющий наносить теплоизоляцию из пенополиуретана как в стационарных, так и в полевых условиях путем напыления при помощи установки типа «Пена».

Целесообразно изготавливать пенополиуретановую теплоизоляцию двухслойной, напыляя в качестве внутреннего слоя пенополиуретаны низкой плотности, например, ППУ - 3 или ППУУ - 17Н, обладающие высокими теплоизоляционными свойствами, а в качестве наружного слоя - жесткие пенополиуретаны высокой плотности ППУ - ПН - 1 или ППУ - ПН - 2, имеющие несколько худшие теплоизоляционные свойства и требующие большего расхода исходных компонентов, но обладающие высокой механической прочностью, стойкостью к воздействию влаги, нефтепродуктов и различных химических веществ. Способность жесткого пенополиуретана высокой плотности воспринимать статические и динамические нагрузки, а также его химическая стой кость позволяет применять этот материал без наружной защитной оболочки, а использование метода напыления в связи с хорошей адгезией пенополиуретанов и низкой их плотностью позволяет производить теплоизоляцию криволинейных поверхностей и фасонных деталей любой конфигурации.

Применение на резервуарах тепловой изоляции из пенополиуретанов, основные физико - химические показатели которых приведены в таблице 3.2, позволит снизить потери нефтепродуктов от испарения на 60 - 70% по сравнению с не теплоизолированными резервуарами такой же конструкции и вместимости.

Охлаждение резервуаров водой с целью снижения температуры газового пространства может осуществляться путем устройства на крыше резервуара водяного экрана - проточного или периодически пополняемого бассейна с тонким слоем воды, или же путем орошения верхней части резервуара водой через распылители (систему орошения противопожарного водоснабжения).

Таблица 3.2. Свойства теплоизоляционных пенополиуретанов

Показатель	Плотность пенополиуретана, кг/м3
	низкая	высокая
	30 - 50	100 - 200	200 - 400	400 - 600	600 - 800	800 - 1000
Предел прочности. МПа: при сжатии: при изгибе:	0.25 0.4	0.8 1.0	4.0 6.0	16.0 12.4	25.0 18.6	35.0 24.2
Водопоглошение за 24 часа, кг/м	0.02	0.03	0.01	0.006	0.0009	0.001
Коэффициент теплопроводности при 20°С, Вт/(м • град)	0.03	0.08	0.11	0.12	0.148	0.155
Температура размягчения.°С	90	120	140	160	1S0	200

Опыт эксплуатации резервуаров с водяным охлаждением показывает, что рименение орошения более эффективно (таблица 3. 3), однако этот процесс должен быть непрерывным, так как при периодическом орошении колебания температуры в газовом пространстве резервуара могут возрасти, что приведет к увеличению числа малых дыханий.

Таблица 3.3. Сравнительный анализ потерь при применении охлаждения водой

Тип резервуара	Средняя температура поверхности бензина. °С	Потери бензина%
Вертикальный без охлаждения	35	1.54
То же. с водяным экраном	28	0.9
То же. с орошением	27	0.65

Недостатком водяного охлаждения является возможность коррозии резервуаров и размывания их оснований. Действующими строительными нормами предусмотрено, что вновь проектируемые резервуары для нефтепродуктов вместимостью боле 5000 м³ должны оборудоваться стационарными системами водяного орошения.

3.4 Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта

В качестве покрытий, плавающих на поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению, применялись и применяются плавающие защитные эмульсии, микрошарики из пластмасс, понтоны и плавающие крыши.

Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхность нефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью, чем у защищаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхности нефтепродукта, изолируя ее от ГП, независимо от степени отклонения стенки резервуара от цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся, так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации.

В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например, НИИ Транснефть (ныне ИПТЭР) провел [1] испытания эмульсии следующего состава (% масс.): топливо ТС - 1 - 56; вода - 21,6; этиленгликоль - 1,2; желатин сухой - 0,3. Эмульсия представляла собой белую однородную вязкую массу плотностью 810 кг/м³.

Эмульсия испытывалась в резервуаре емкостью 600 м³ на нефти плотностью 857 кг/м³. Толщина эмульсии на поверхности нефти в начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали, что она сокращает потери нефти от испарения в среднем на 80%. Однако ее стабильность (срок службы) составила только 3 месяца, после чего эмульсия разрушилась и осела на дно резервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемости более чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытанная эмульсия промышленного применения не нашла. Еще один препятствующий испарению состав предложен в «Гипро - морнефтегаз». Он включает (% масс.): латекс БСНК - 79,3 - 83,7; натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта - 16,0 - 20,0 и натриевые соли карбокси - метилцеллюлозы - 0,3 - 0,7. По информации разработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17 - 21%, что совершенно недостаточно.

Во ВНИИ для предотвращения испарения легких фракций нефтепродуктов предложен состав, включающий (% мае.): полиакриламид - 1,02 - 1,12; сульфоэтоксилат натрия - 0,35 - 0,50; бихромат калия - 0,94 - 0,95; хромока - лиевые квасцы - 0,07 - 0,20 и воду (остальное). Исследования разработчиков показали, что эффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено, что при плотности состава менее 500 кг/м³ происходит разрыв покрытия парами нефтепродукта, а при плотности выше 700 кг/м³ - его погружение в нефтепродукт. Оптимальным, по мнению разработчиков, является соотношение плотностей нефтепродукта и покрытия 1: (0,66 - 0,93). Кроме того, было установлено, что при толщине покрытия менее 0,5% от высоты взлива бензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается: на его поверхности образуются пузыри, деформации и разрывы от напряжений, создаваемых парами нефтепродуктов, образующимися под покрытием.

Основным препятствием к применению данного состава является высокое содержание воды: при отрицательных температурах покрытие частично примерзнет к стенке резервуара, а частично будет разорвано образующимся льдом.

Испытания других типов защитных эмульсий выявили еще один недостаток: при опорожнении резервуаров в случае низкого уровня взлива нефтепродукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой, вследствие чего забиваются насосы и фильтры.

Микрошарики из пластмасс также служат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром от 10 до 250 мк, изготовленные из фенольно - формальдегидных или карбомидных смол и заполненные инертным газом - азотом.

Проведенные в лабораторных и промышленных условиях испытания показали [1], что микрошарики, плавающие на поверхности нефти или бензина слоем толщиной 20 - 25 мм сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов - на 35 - 50%, нефти - на 80%. При этом используемый объем резервуаров с различной конструкцией кровли не уменьшается.

В то же время были выявлены и недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом, а также налипание на стенки резервуара. По этим причинам они не нашли применения.



3.5 Понтоны, плавающие крыши

Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов (рисунок 3.4).

1 - настил понтона; 2 - металлические короба - сегменты; 3 - уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 - труба для ручного отбора проб;

5 - кожух пробоотборника ПСМ; 6 - опорные стойки

Рисунок 3.4. Резервуар с металлическим понтоном

Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее 90% поверхности нефтепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазор между диском и стенкой резервуара. По материалу, из которого изготовлен диск, различают металлические и синтетические понтоны.

Типы металлических понтонов приведены на рисунке 3.5:

- чашеобразные однодечные;

- однодечные с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки;

- однодечные с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки;

- двудечные, разделенные на отсеки.

а - чашеобразный однодечный; б - однодечный с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; в-однодечный с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; г - двудечный, разделенный на отсеки

Рисунок 3.5. Основные типы металлических понтонов

Нетрудно заметить, что в порядке упоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается их непотопляемость.

Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они разнообразны по конструкции. Например, понтон, разработанный в НИИ Транснефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается поплавками, выполненными из химически стойкого к нефтепродуктам пленочного пенопласта.

Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ «Транснефтеавтоматика», например, включает периферийное кольцо, обеспечивающее прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора, центральную часть, несущее кольцо с эластичным вкладышем, формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для предотвращения насыщения ППУ нефтепродуктом, его поверхность покрывается полиуретановым латексом, а для придания поверхности понтона токопроводящих свойств - саженаполненным латексом.

Понтон «Coverblot» компании «Larosch Buyj» изготавливают из панелей жесткого пенопласта, облицованных с обеих сторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок.

Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействием струй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонта днища).

Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий кольцевой затвор, т.к. именно от качества герметизации зазора между газонепроницаемым «диском» и стенкой резервуара в значительной степени зависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения.

Согласно [4] при применении понтонов сокращение потерь нефтепродуктов от испарения составляет 80 - 90%. В [5] отмечается, что понтоны сокращают потери от «больших дыханий» на 80% и на 70% от «малых».

Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли (рисунок 3.6). В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов.

Прежде всего, отсутствие стационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательно герметичными. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должна иметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно - сочлененных, либо из гибких гофрированных груб.

Для спуска на поверхность ПК служит передвижная (катучая) лестница, конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конец передвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам, уложенным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвижения лестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов.

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

Рисунок 3.6. Резервуар с плавающей крышей

С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки.

Для удаления паровоздушной смеси и газов из - под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан.

Основные типы применяемых ПК приведены на рисунке 3.7:

- однодечная;

- однодечная с центральным поплавком;

- однодечная с ребрами жесткости;

- однодечная с поплавками;

- двудечная.

а - однодечная; б - однодечная с центральным поплавком; в-однодечная с ребрами жесткости; г - однодечная с поплавками; д - двудечная; 1 - закрытый кольцевой короб; 2 - листовой настил; 3 - центральный поплавок; 4 - ребра жесткости;

5 - поплавок; 6 - радиальная переборка; 7 - кольцевая переборка

Рисунок 3.7. Основные типы применяемых плавающих крыш



4. Анализ современных способов сокращения потерь от испарения из резервуаров

Системой улавливания легких фракций (УЛФ) называется совокупность технологического оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракций нефти и нефтепродуктов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров до того, как произойдет их «выдох» в атмосферу. Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующего ее возврата в ГП резервуаров (поэтому простейшей системой УЛФ является ГУС), либо отделение углеводородов от нее, либо реализация смеси потребителям.

Несмотря на многообразие применяемых и заявленных в качестве изобретений конструкций систем УЛФ, их можно объединить в несколько групп, описание данных систем нами предельно упрощено, чтобы, с одной стороны, упростить восприятие, а с другой - уменьшить объем информации за счет объединения схем систем УЛФ, различающихся только второстепенными деталями.

С 20-х годов известен углеадсорбционный метод улавливания углеводородов, нашедший применение для получения газового бензина из нефтяного газа. Процесс осуществляется по следующей схеме: 1) насыщение (адсорбция) угля углеводородами; 2) отгонка (десорбция) поглощенных фракций перегретым водяным паром; 3) сушка активированного угля нагретым до 120 - 130°С воздухом; 4) охлаждение холодным воздухом.

Как показали исследования, наибольший отбор пропан - бутановой фракции из газовой смеси достигается при температуре угля 20 - 24°С и его остаточной влажности 1 - 7%. Однако содержание воздуха в газе снижает эффективность метода.

В адсорбционной системе фирмы «Dow Chemical» роль адсорбента выполняет шариковая сополимерная насадка (рисунок 4.1). Диаметр шариков около 2 мм, удельная площадь поверхности контакта 400 м²/г. Адсорбент обладает гидрофобными свойствами, и поэтому молекулы органических веществ прочно удерживаются на нем под действием вандер - ваальсовых сил. Теплота адсорбции невелика, поэтому регенерация насадки (десорбция органических веществ) осуществляется при ее продувке воздухом, нагретым острым паром.

1 - резервуар с бензином; 2 - дыхательный клапан; 3 - газовая обвязка; 4 - адсорбер; 5 - регулятор давления типа «до себя»; 6 - холодильник; 7 - конденсатосборник;

8 - насос для откачки конденсата

Рисунок 4.1. Адсорбционная система УЛФ

Для адсорбера характерны простота, надежность и безопасность работы. Предусмотрено регулирование температуры в двух точках в зависимости от режима работы аппарата. Средства автоматики размещены в отдельном герметизированном блоке и не зависят от сложной системы контроля и управления резервуаром.

Размеры адсорбера зависят от объема ГП резервуара. При точном объеме закачки, равном 190 м³, они составляют: диаметр - 1,2 м, высота - 2,4 м. Масса адсорбера 907 кг, линейная скорость потока через насадку во время заполнения резервуара - 0,35 м/мин, а во время опорожнения 0,17.

Однако из-за низкой пропускной способности и необходимости дополнительных затрат на десорбцию адсорбционные системы улавливания паров нефтепродуктов не получили широкого применения на практике.

Для извлечения паров бензина из смеси, вытесняемой в атмосферу при наливе цистерн, специалистами ВНИИУС [7] также предложен сорбционный метод с использованием в качестве адсорбента пористых полимеров. Установка сорбционной очистки рассчитана на улавливание углеводородов при расходе паровоздушной смеси, равном 1350 м³/ч. Ориентировочные характеристики сорбционной колонны таковы:

Десорбция поглощенных углеводородов производится паром при давлении 0,3 МПа. Пары бензина и воды при температуре не менее 105°С выводятся из адсорбера в холодильник, где происходит конденсация основной части водяных паров. После отделения капельной влаги в сепараторе паровая фаза снова конденсируется в холодильнике и повторно сепарируется. Рекуперированный бензин насосом откачивается в цистерну или резервуар с товарным бензином

По данным авторов, достигаемая степень очистки паровоздушной смеси от углеводородов составляет 90%. Однако для этого требуется достаточно сложное аппаратное оформление. Кроме того, необходимость периодического вывода колонны на регенерацию и охлаждение адсорбента обуславливает потребность в увеличении их числа сверх расчетного, по крайней мере, в 1,5 раза.

Адсорбционная система УЛФ, разработанная фирмой «Hightron corporation» (США), отличается оригинальным способом регистрации адсорбента. Отключенный после насыщения адсорбента адсорбер подвергается вакуумированию с помощью вакуум - насоса. Отогнанная таким образом смесь газообразных углеводородов подается в адсорбер, где орошается бензином, отбираемым из резервуара. Фирма утверждает, что таким образом обеспечивается степень улавливания паров бензина равная 90 - 98%, или около 2 л нефтепродукта из 1м³ ПВС.

Наряду с адсорбционными получили распространение и абсорбционные системы УЛФ. Их принципиальная схема приведена на рисунок 4.2. Она включает резервуар с бензином 1, снабженный дыхательным клапаном 2, который посредством газовой обвязки 3 связан с абсорбером 4. При повышении давления в ГП резервуара паровоздушная смесь поступает в нижнюю часть абсорбера и движется вверх по каналам, образованным в нем специальными насадками (кольца Ришига и т.п.). Навстречу ПВС, сверху вниз, движется абсорбент - низколетучий поглотитель (керосин, дизельное топливо и т.п.). Для этого абсорбент из емкости 5 забирается насосом 6 и распыляется через форсунки 7. На поверхности насадок образуется тонкая пленка абсорбента, которая поглощает углеводороды из ПВС. В абсорбере поддерживается противодавление с помощью регулятора давления 8 типа «до себя». Отработанный (насыщенный) абсорбент периодически сбрасывается в емкость 9 и проходит регенерацию (на рисунке не показана).

1 - резервуар с бензином; 2 - дыхательный клапан; 3 - газовая обвязка; 4 - абсорбер; 5 - емкость дата абсорбента; 6 - насос; 7 - форсунки; 8 - регулятор давления типа «до себя»; 9 - емкость для отработанного (насыщенного) абсорбента;

10 - датчик давления

Рисунок 4.2. Абсорбционная система УЛФ

Дыхательный клапан 2 здесь и далее играет роль предохранительного. Степень отбора углеводородов абсорбентом из ПВС (степень улавливания) зависит от соотношения расходов «жидкость - газ», а также линейной скорости фаз. При благоприятных условиях она составляет около 60%.

Вместе с тем, чтобы насос 6 не работал непрерывно, абсорбционная система УЛФ оснащается датчиком 10, который подает сигнал включения насоса при избыточном давлении в ГП около 1000 Па, а впоследствии отключает его. Достаточно сложной и энергоемкой является система регенерации абсорбента. Все это ведет к удорожанию рассматриваемой системы.

Принцип действия конденсационных систем основан на более высокой температуре конденсации паров углеводородов по сравнению с воздухом.

К конденсационным порой ошибочно относят системы, в которых предлагается каким-либо образом охлаждать ПВС непосредственно в ГП резервуаров. Но такие технические решения необходимо рассматривать как один из способов уменьшения температуры паровоздушной смеси (и, соответственно, уменьшения концентрации углеводородов в ней), наряду с применением отражательно - тепловой изоляции или водяного орошения резервуаров.

В конденсационных системах УЛФ охлаждение ПВС осуществляется в одну или две ступени (рисунок 4.3).

При одноступенчатой конденсации ПВС из резервуара 1 по газовой обвязке 3 поступает в холодильник 4, который включается по сигналу датчика давления 5. Образующийся в результате охлаждения ПВС конденсат отделяется в емкости 6 и насосом 7 закачивается обратно в резервуар, а воздух со следами углеводородов сбрасывается в атмосферу через регулятор давления 8 типа «до себя».