Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения из резервуаров

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

• Введение
• нефтепродукт испарение потеря
• Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах - 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах - 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах - 2,0%. Всего 9,5%).
• Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, - потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, - потери при недопустимом смешении.
• Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
• Согласно «Нормам естественной убыли…» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
• Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
• Большое значение уделяется потерям нефтепродуктов от испарения, в результате чего уменьшается их количество и изменяется их качество.
• Целью данной работы является изучение методов сокращения нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров.
• Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи:

· Изучить процесс испарения

· Провести разбор методов сокращения нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров.

1. Краткая характеристика НПС

нефтепродукт испарение потеря

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую - объекты основного (технологического) назначения и вторую - объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; основная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 1. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, основную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков (УПС) 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используются подпорная 1 и основная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода).

Рисунок. 1. Технологическая схема головной НПС

где: 1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков; 3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. Принципиальная схема промежуточной НПС приведена на рис. 2. Она включает основную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Рисунок 2. Технологическая схема промежуточной НПС

где: 1 - основная насосная; 2 - помещение с регулирующими клапанами; 3 - устройство приема и пуска скребков; 4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

2. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

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

2.1 Количественные потери нефти

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.

2.2 Качественные потери нефти

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

2.3 Качественно-количественные потери

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:

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

2) 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»);

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

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

Потери от малых дыханий

Потери от малых дыханий связаны с суточными колебаниями температур окружающей среды.

При повышении температуры газового пространства резервуара в дневное время, паровоздушная смесь стремиться расшириться, давление растет. Повышенное давление доходит до установки дыхательного клапана и пары углеводородов выбрасываются в атмосферу.

Рисунок 3. Потери от малых дыханий при повышении температуры газового пространства резервуара

где: 1) корпус резервуара; 2) наполнительная линия; 3) дыхательная линия

В ночное время, температура газового пространства уменьшается, давление падает, пониженное давление доходит до установки дыхательного клапана, атмосферный воздух подсасывается в резервуар, тем самым регулируя давление.



Рисунок 4. Потери от малых дыханий при понижении температуры газового пространства резервуара

где: 1) корпус резервуара; 2) наполнительная линия; 3) дыхательная линия

Потери от больших дыханий

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.

Рисунок 5. Потери от большого дыхания при заполнении

а) до начала дыхания; 1) наполнительная линия; 2) корпус; 3) дыхательный клапан; 4) уровень нефти в резервуаре; б) в период заполнения (выдох)

Потери от вентиляции газового пространства резервуара

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 4 представлена схема вентиляции газового пространства резервуара.

Рисунок 6. Вентиляция газового пространства резервуара

Потери от насыщения 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»

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»

3. Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

3.1 Дыхательное оборудование резервуаров

Дыхательная арматура предназначена для сообщения газового пространства резервуара (ГПР) с атмосферой. К этому оборудованию относятся: механический дыхательный клапан, предохранительный гидравлический клапан и вентиляционный патрубок.

Механические дыхательные клапаны

Сейчас используются: КД (ДК), НДКМ, КДН. Устройство и работа дыхательного клапана типа КД изображена на Рис. 8.

Рисунок 8. Устройство и работа дыхательного клапана типа КДМ

где: 1 - тарелка давления, 2 - тарелка вакуума, 3 - регулировочные грузы, 4 - корпус клапана, 5 - фланец

Достоинства клапана - простота; недостатки - малая пропускная способность, что вызвано большим гидравлическим сопротивлением. Стальные поверхности тарелки и седла в переходные периоды года и зимой могут примерзать. Поэтому есть непримерзающие дыхательные клапана (НДК) с фторопластовой прокладкой. Такие клапаны ставят на резервуары небольшой вместимости. Потом появился непримерзающий дыхательный клапан мембранный (НДКМ), который был избавлен от предыдущих недостатков ДК. Устройство НДКМ показано на рис 9.



Рисунок 9. Устройство дыхательного клапана типа НДКМ

где: 1 - фланец, 2 - седло, 3 - тарелка клапана, 4 - нижняя мембрана, 5 - верхняя мембрана, 6 - регулировочные грузы (пластины), 7 - цепочки, 8 - смотровой люк с крышкой, 9 - огневой предохранитель, 10 - предохранительная пружина, 11 - импульсная трубка, 12 - трубка сообщения с атмосферой, 13 - ось вращения, 14 - запорный винт

При уменьшении давления в газовом пространстве (при откачке, в темное время суток) в него поступает атмосферный воздух ч/з клапан. При увеличении давления в газовом пространстве (при закачке, в светлое время суток) повышенное давление передается в полость А. Оно давит и на 4, и на 5. 4 под действием разности давления она прижимается (снизу давит меньшее атмосферное давление) и она прижимает тарелку. Это же давление действует на 5, она идет вверх и за цепочки тянет тарелку. Получается, что мембрану тянется и вверх и вниз. Площадь 5 больше площади 4 сила давления на 5 больше чем на 4 поэтому и тарелка приподнимается и газовая смесь выходит из резервуара, что и показано на рисунке.

Клапаны НДКМ обладают большей пропускной способностью при том же диаметре присоединительного патрубка и устанавливаются на резервуарах большой емкости. Недостаток их в том, что низкая износостойкость мембран, она быстро диструктируется и клапан выходит из строя. В настоящее время серийно выпускаются клапаны дыхательные северного исполнения, которые обладают малым гидравлическим сопротивлением и, следовательно, большой пропускной способностью и имеют большую надежность, чем клапан НДКМ. Они маркируются КДС или КДНС. Устройство этого клапана показано на рис. 10

Рисунок 10. Устройство дыхательного клапана типа КДС

где: 1 - тарелка давления; 2 - седло давления; 3 - крышка; 4 - корпус; 5 - седло вакуума; 6 - тарелка вакуума; 7 - кожух; 8 - огневой предохранитель; 9 - фланец; 10 - диск отражатель

Огневые предохранители (пламегасители)

Огневой предохранитель относится к противопожарному оборудованию. Он может быть установлен как в корпусе клапанов, так и в виде отдельной конструкции между дыхательным клапаном и патрубком резервуара, между вентиляционным патрубком и патрубком резервуара. Устройство как самостоятельной конструкции показано на рис. 11 (РМ2).



Рисунок 11. Устройство огневого предохранителя

где: 1 - корпус, 2 - присоединительные фланцы, 3 - огнепреградительная кассета (ОПК), 4 - смотровой люк

ОПК (устанавливается также в корпусе клапана) представляет собой плотно намотанный рулон из гофрированного алюминия, витки которого образуют вертикальные извилистые каналы малого сечения. При попадании искры или пламени вмести с воздухом, вследствие большой теплоотдачи температура их уменьшается, и они гаснут, чем и характеризуются огнепреграждения.

Предохранительные клапаны (ПК)

ПК предназначены для дублирования работы механических в случае отказа или превышения пропускной способности последних, т.е. механических клапанов. С целью исключения одновременного срабатывания предохранительного и дыхательного клапанов пределы срабатывания предохранительного клапана ставятся на 5-10% выше, чем у дыхательного клапана. В ПК в качестве преграды воздушному или газовому потоку используют слой жидкости, поэтому они называются гидравлическими. Принцип работы показан на рис 12.



Рисунок 12. Принцип действия ПК

ПК ранних конструкций работали на принципе барботажа, т.е. пробулькивание воздуха через слой запирающей жидкости. На современных резервуарах установлены предохранительные клапаны типа КПГ, устройство которого приведено на рис. 13

Рисунок 13. Устройство предохранительного клапана типа КПГ

где: 1 - мерная трубка для залива и контроля разделительной жидкости с мерным стеклом, 2 - крышка клапана, 3 - огневой предохранитель, 4 - отбойный диск, 5 - верхний корпус с горловиной, 6 - чашка, 7 - нижний корпус с присоединительным патрубком. Это клапан однократного действия, жидкость выбрасывается из чашки при его срабатывании. Заливают: зимой - незамерзающую жидкость иди д/т, летом - воду

Вентиляционный патрубок

Используется вместо механических дыхательных клапанов на резервуарах, где хранятся нефтепродукты с низкой упругостью паров (мазуты, масла и т.п.), а также на резервуарах с понтонами и плавающими крышами. Устройство вентиляционного патрубка показано на рис. 14.

Рисунок 14. Устройство вентиляционного патрубка

где: 1 - патрубок присоединительный, 2 - огневой предохранитель, 3 - защитный козырек.

Диски отражатели

При использовании дисков - отражателей уменьшается перемешивание паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара, тем самым понижается концентрация паров нефтепродукта в верхней части газового пространства. Для обеспечения оптимальных условий работы дисков-отражателей их установку следует производить горизонтально под патрубком клапана на расстоянии, равном 1,8-2,0 диаметра этого патрубка. Применение дисков-отражателей дает заметный экономический эффект и позволяет снизить потери от испарения нефтепродуктов при дыханиях на 30-40%. Ряд технических мероприятий по снижению потерь нефти и нефтепродуктов от испарении связан с коренным переустройством товарно-сырьевых парков, нефтебаз и складов горючего, поэтому их внедрение может быть осуществлено при строительстве новых или реконструкции существующих объектов. Сюда же относится применение резервуаров специальных конструкций и совершенствование технологических схем резервуарных парков

Рисунок 15. Установка диска-отражателя на резервуаре

1) - дыхательный клапан; 2) - огневой предохранитель; 3) - монтажный патрубок; 4) - диск-отражатель

3.2 Покрытия, плавающие на поверхности продукта

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

Микрошарики

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 карбомид-ных 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.

Понтоны

Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов (рис. 16).

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.



Рисунок 16. Резервуар с металлическим понтоном

где: 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

Типы металлических понтонов приведены на рис. 17:

1) чашеобразные однодечные;

2) однодечные с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки;

3) однодечные с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки;

4) двудечные, разделенные на отсеки.



Рисунок 17. Основные типы металлических понтонов:

где: 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

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 ВНИИСПТнефть (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

Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли (рис. 18). В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов.



Рисунок 18. Резервуар с плавающей крышей

где: 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

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.

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 в настоящее время ПК приведены на рис. 19:

а) однодечная;

б) однодечная с центральным поплавком;

в) однодечная с ребрами жесткости;

г) однодечная с поплавками;

д) двудечная.

Рисунок 19. Основные типы применяемых плавающих крыш

где: 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

3.3 Газоуравнительная система

Снижение потерь нефтепродуктов от испарения при хранении может быть достигнуто путем совершенствования технологических схем нефтебаз и товарно-сырьевых парков, которое заключается в создании газоуравнительных систем, соединяющих газовые пространства резервуаров

Рисунок 20. Газоуравнительная система

где: 1) резервуары; 2) дыхательные клапана; 3) газгольдер; 4) регулятор давления; 5) сборный газопровод; 6) конденсаторосборник; 7) насос; 8) конденсатор провода

Такие системы имеют высокую эффективность при большом числе сливно-наливных операций в резервуарном парке (высоком коэффициенте оборачиваемости резервуаров). Простейшая система состоит из двух резервуаров, в один из которых горючее заливается, а из другого одновременно выдается потребителю. При реальных условиях эксплуатации совместить эти операции затруднительно, поэтому обычно в газоуравнительную систему включаются дополнительно газосборники, куда паровоздушная смесь вытесняется при заполнении резервуара и откуда она вновь поступает в газовое пространство резервуара при его опорожнении.

Газгольдеры

Газгольдеры представляют собой инженерные сооружения, предназначенные для хранения газов различного происхождения и назначения, снабженные специальными устройствами для регулирования основных параметров хранимых материалов (количество, состав и др.). В соответствии со своим назначением газгольдеры могут выполнять одну или несколько функций. Основными из них являются:

· длительное или кратковременное хранение газа;

· смешивание и перемешивание газов различных составов или одного газа различных концентраций;

· аккумулирование энергии давления хранимого газа;

· измерение количества, вырабатываемого или добываемого газа;

· распределение газа при наполнении баллонов, цистерн и др. или при подаче его в несколько цехов;

· выравнивание давления газа в замкнутой газораспределительной системе;

· сигнализирование о стабильности установленного технологического процесса или нарушении его.

В зависимости от применяемого давления газгольдеры могут быть разделены на два основных класса:

1) газгольдеры низкого давления - класс I;

2) газгольдеры высокого давления - класс II.

Газгольдеры класса II предназначены для эксплуатации при рабочем давлении газа от 0,7 до 30 атм, а иногда при еще более высоком давлении.

Газгольдеры низкого давления, как правило, являются газгольдерами постоянного давления и по своим технологическим и конструктивным особенностям, могут быть подразделены на две группы:

1) «мокрые» газгольдеры - группа I;

2) сухие газгольдеры - группа II.

«Мокрые» газгольдеры бывают двух типов: -

1) «мокрые» газгольдеры с вертикальными направляющими тип I;

2) «мокрые» газгольдеры с винтовыми направляющими - тип II.

По принципу работы «мокрые» газгольдеры обоих типов являются газгольдерами низкого давления и переменного объема. Различие между ними заключается в системах конструкций, воспринимающих воздействие горизонтальных сил (ветер, неравномерный снег на крыше и др.), а также в системе выравнивания отдельных элементов газгольдера при изменении объема. Сухие газгольдеры также могут быть разделены на два основных типа:

1) сухие газгольдеры поршневого типа тип I;

2) сухие газгольдеры с гибкой секцией (мембраной) - тип II

Рис. 21. Типы газгольдеров

Где: а) «мокрый» газгольдер с вертикальными направляющими; б) «мокрые» газгольдеры с винтовыми направляющими; в) сухой газгольдер поршневого типа; г) сухой газгольдер с гибкой секцией (мембраной); д, е) цилиндрический газгольдер со сферическими днищами, располагаемые как в горизонтальном, так и в вертикальном положениях; ж) сферический (шаровой) газгольдер, опирающиеся на отдельные стойки или на специальный стакан

3.4 Установки улавливания паров нефтепродуктов (УУПН)

Одним из наиболее приемлемых решений, обеспечивающих защиту воздушного бассейна от выбросов паров нефтепродуктов и сокращение их потерь, может быть газоуравнительная система, которая отвечает требованиям природоохранных органов. Наиболее часто встречающимся вариантом газоуравнительной системы является возврат паров нефтепродуктов в автоцистерны при сливе нефтепродуктов на АЗС пли при наливе нефтепродуктов в автоцистерны посредством автоматизированных систем. Однако, учитывая «малые дыхания» резервуаров, а также «залповый» выброс паров нефтепродуктов из резервуаров при сливе бензинов из железнодорожных маршрутов, наиболее эффективным решением является комплексная система, состоящая из газоуравнительной системы, газосборника и установки улавливания паров. Существует ряд технологий извлечения паров углеводородов из паровоздушной смеси (ПВС):

1) охлаждение ПВС с последующей конденсацией углеводородных компонентов;

2) адсорбция углеводородов с помощью твердого адсорбента;

3) мембранные технологии разделения газов;

4) абсорбция углеводородов с помощью жидкого абсорбента;

5) комбинированные технологии (абсорбция в сочетании с мембранными технологиями и адсорбцией).

Охлаждение ПВС предусматривается до -50°С, что является энергоемким и дорогостоящим процессом, обеспечивающим конденсацию не более 40% углеводородов. Как правило, установки для охлаждения ПВС выполняются малой производительности и применяются на АЗС. Улавливание углеводородов из ПВС адсорбционным методом является достаточно простой операцией, но последующее извлечение углеводородов из адсорбента и приведение углеводородов в состояние, допускающее их дальнейшее использование, связано с применением сложных и энергоемких операций, а также с утилизацией отработанного адсорбента. Мембранные технологии разделения газов для улавливания углеводородов не нашли применения в отечественной практике из-за отсутствия высокоэффективных мембран. Мембранные установки являются громоздкими и малоэффективными, ресурс их работы является незначительным, что требует частой замены мембран.

Улавливание углеводородов из ПВС с помощью жидкого абсорбента при атмосферном давлении обеспечивает максимально глубокую очистку ПВС от углеводородов; при этом извлеченные из ПВС углеводороды возвращаются обратно в бензин. Большое количество ПВС образуется при «малых дыханиях» резервуаров, часть из которых компенсируется газосборником.

Заключение

нефтепродукт испарение потеря

Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов - один из важных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, играющих ведущую роль в развитии экономики и интенсификации общественного производства. За последнее время на нефтетранспортных и перерабатывающих предприятиях, а также объектах системы нефтеобеспечения успешно осуществляются различные мероприятия технического и организационного характера, в результате которых потери нефтепродуктов значительно снижены. Однако, несмотря на принимаемые меры, при транспортировании, хранении и сливно - наливных операциях теряется еще большое количество нефтепродуктов - около 2% объема всей добываемой в стране нефти. Ущерб, наносимый этими потерями народному хозяйству, состоит не только в уменьшении топливных ресурсов и в стоимости теряемых продуктов, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды нефтепродуктами. Поэтому борьба с потерями нефтепродуктов дает не только экономический эффект, но и жизненно важна для обеспечения охраны природы

Список используемой литературы

1. Коршак А.А. Нефтебазы и АЗС: Учебное пособие / А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, Е.М. Муфтахов. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2006.-416 с.

2. Бунчук В.А. Потери нефти и нефтепродуктов при хранении и транспорте и средства их сокращения/ В.А. Бунчук. - Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1997. - №5. - С. - 9 - 11.

3. Оборудование резервуаров: Учеб. Пособие для вузов / Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Г.Е. Коробков и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - Уфа.: Дизайн Полиграф Сервис, 2005. - 214 с.

4. Коршак А.А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001. - 144 с.

5. Коршак А.А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. - 192 с.

Размещено на Allbest.ru