Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация нефтегазохранилищ и автозаправочных станций»

на тему: «Расчет потерь нефтепродукта на примере РВС-10000»

Уфа 2022

Содержание

• Введение
• 1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
• 1.1 Общие сведения
• 1.2 Оборудование резервуаров
• 2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС
• 3. Расчетная часть
• 3.1 Определение потерь от «малых дыханий»
• 3.2 Определение потерь от «больших дыханий»
• 3.3 Определение потерь от «обратного выдоха»
• 4. Аварии в резервуарах
• 5. Предотвращение аварий
• Техника безопасности при эксплуатации резервуаров
• Список использованных источников
• Приложение А (справочное)
• Приложение Б (справочное)
• Приложение В (справочное)
• Приложение Г (справочное)
• Приложение Д (справочное)
• Приложение Е (справочное)
• Приложение Ж (справочное)
• Приложение И (справочное)

Введение

На объектах транспорта, хранения нефти и нефтепродуктов, в процессе технологических операций, возникает необходимость в применении резервуарных парков, являющиеся технологическим объектом нефтеперекачивающих станций.

Если на головных перекачивающих станциях резервуарные парки предназначаются для создания определенного резерва нефти и нефтепродуктов, то на промежуточных станциях они предназначаются для компенсации неравномерности подачи двух соседних перекачивающих станций.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточных станций транспортируемая жидкость поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти и нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных продуктов к потребителю связана со значительными их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном транспорте, из резервуаров, от неполного слива железно- дорожных и автомобильных цистерн, обводнения, зачистки, а также вследствие аварий, разливов, разбрызгивания и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят к затратам общественного труда и снижению эффективности про- изводства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта.

Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов.

Потери нефтепродуктов на нефтебазах приводят к большому материальному и экологическому ущербу. Поэтому их сокращение важнейшая задача работников нефтебаз и АЗС. Чтобы решать еe успешно, необходимо точно знать возможные источники и причины возникновения потерь.

1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций

1.1 Общие сведения

На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют стальные и железобетонные резервуары различных конструкций. Резервуары должны отвечать ряду требований. Они должны быть герметичными для хранящихся нефтепродуктов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требования в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химических свойств, и условий перекачки нефтепродуктов удовлетворяются в различной степени и разными способами.

Резервуары сооружают наземными, полуподземными и подземными. Наземным называется резервуар, у которого днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3м от стенки резервуара) или заглублено менее чем на половину высоты резервуара. Полуподземным называется резервуар, днище которого заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2 м над поверхностью прилегающей территории. Подземным называется резервуар, в котором наивысший уровень нефтепродукта находится не менее, чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории.

Форма резервуаров может быть самой разнообразной. Сооружаются резервуары прямоугольные, цилиндрические, конические, сферические, каплевидные и т.д. Выбор формы резервуара зависит от его назначения, свойств хранимого нефтепродукта и требований, предъявляемых к условиям хранения.

Объем отдельных резервуаров колеблется в широких пределах и определяется технико-экономическими соображениями. В настоящее время эксплуатируются резервуары объемом более 100000 м³.

Вокруг наземных и полуподземных резервуаров для предупреждения разлива нефтепродуктов при авариях или пожаре сооружается с учетом рельефа местности сплошной земляной вал дли сплошная стена из несгораемого материала высотой не менее 1м. Эти сооружения называются обвалованием. Объем пространства внутриобвалования (свободный от резервуаров) должен быть не менее половины объема группы резервуаров, расположенных внутри обвалования, но не более объема одного резервуара. Зеркало разлившегося нефтепродукта должно быть на 0,2 м ниже верх- него края обвалования. Из этих условий определяются высота и линейные размеры обвалования. Наземные и полуподземные резервуары для однородных нефтепродуктов можно размещать группой в одном обваловании. Объем группы в одном обваловании не должен превышать 20000 м³. Объем группы подземных резервуаров не ограничивается, однако поверхность зеркала нефтепродукта в каждом резервуаре не должна превышать 7000 м, а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна превышать 14000 м².

Расстояние между стенками наземных цилиндрических резервуаров вертикальных и горизонтальных в пределах одной группы принимается для резервуаров с плавающими крышами -- 0,5 диаметра, но не более 20 м; для резервуаров с понтонами - 0,65 диаметра, но не более 30 м; для резервуаров со стационарными крышами -- 0,75 диаметра, но не более 30 м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20 м при хранении горючих жидкостей.

Резервуары объемом до 200 м3 включительно для нефти и нефтепродуктов допускается располагать на одном фундаменте в блоках общим объемом до 4000 м³, при этом расстояние между стенками резервуаров в блоке не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних блоков объемом 4000 м³ следует принимать 15 м. Резервуары, расположенные в блоке, должны быть ограждены сплошным земляным валом или стенкой высотой 0,8 м, как при вертикальных резервуарах.

Между резервуарами разных конструкций и размеров следует принимать наибольшее расстояние из указанных выше.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, -- не менее 40м и для подземных -- 15 м.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м.

1.2 Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются:

– оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефтепродукта;

– оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

– противопожарное оборудование;

– приборы контроля и сигнализации.

К группе оборудования для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефтепродукта относятся:

– дыхательная арматура;

– приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

– средства защиты от внутренней коррозии;

– оборудование для подогрева высоковязких нефтепродуктов.

Для обслуживания и ремонта резервуаров используется следующее оборудование:

– люки-лазы;

– люки замерные;

– люки световые;

– лестница.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием:

– огневыми предохранителями;

– средствами пожаротушения и охлаждения.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

– местные и дистанционные измерители уровня нефтепродукта;

– сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефтепродукта;

– дистанционные измерители средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

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

– сниженный пробоотборник и др.

Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов: 1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный клапан; 4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; 6 - прибор для замера уровня; 7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточ- ный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управление хлопушкой; 13 - край- нее положение приемо - раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан

2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС

Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой вред всему народному хозяйству, поэтому борьба с потерями -- чрезвычайно важная и актуальная задача. Для борьбы с потерями необходимо знать причины, вызывающие потери нефти и нефтепродуктов.

Потери происходят от утечек, испарения, смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.

По данным исследований в системе транспорта и хранения примерно 75% потерь нефти и нефтепродуктов происходит от испарения.

Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью.

Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резерву- ара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта, испарившегося в газовое пространство - это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим при- чинам:

1) от вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на расстоянии Н по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а соответствующее количество атмосферного воздуха входить в газовое пространство резервуара через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых па- ров в резервуаре, образуется так называемый газовый сифон.

Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров, цистерн путем простого выдувания бензиновых паров ветром, вследствие чего их необходимо тщательно герметизировать.

2) потери от «больших дыханий» -- от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, по- ступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется «большое дыхание».

При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равен вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух -- произойдет «вдох» резервуара.

3) Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; вследствие этого по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» -- выход насыщающейся газовой смеси.

4) Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздущная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть ее может уйти из резервуара -- произойдут потери от насыщения.

5) Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин: а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время.

В дневное время газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет солнечной радиации. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие фракции, концентрация па- ров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь -- происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть па- ров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух -- происходит «вдох»; б) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» («барометрические малые дыхания»). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох».

3. Расчетная часть

3.1 Определение потерь от «малых дыханий»

Определить потери от «малого дыхания» 1 июня из резервуара РВС-10000, расположенного в г. Альметьевск. Максимальная температура воздуха 23 °С, минимальная 13 °С.

Давление вакуума для дыхательного клапана Р_вак =160Па, а давление избыточное Р_изб = 1920 Па. Температура начала кипения нефти Т_нк = 37 °С, плотность с₂₉₃ = 850 кг/м³.

Для расчета потерь нефтепродуктов от «малых» дыханий [4] из резервуара РВС-10000 зададимся следующими данными:

– диаметр резервуара D, D = 28,5 м;

– высота стенки резервуара H, H = 17,88 м;

– высота конуса крыши Н_к, Н_к = 2,45 м;

– высота взлива Н_взл, Н_взл = 15,7 м;

– географическая широта города Альметьевск ш, ш = 52°12';

– максимальная температура воздуха летом t_в^max, t_в^max = 23 °С;

– минимальное температура воздуха летом t_в^min, t_в^min = 13 °С;

– продолжительность дня ф, ф = 14 ч;

– нагрузка дыхательных клапанов р_вак, р_изб, р_вак=160 Па, р_изб = 1920 Па;

– атмосферное давление р_а, р_а = 99591,5 Па;

– облачность 40%, г = 0,8;

– диаметр патрубка клапана d, d = 200 мм;

– температура начала кипения нефти Т_нк, Т_нк = 305 К;

– плотность нефти с₂₉₃, с₂₉₃ = 850 кг/м³;

– число клапанов КДС - 1500 n, n = 9.

Рассчитаем потери нефтепродуктов от «малых» дыханий. Находим площадь зеркала нефти в резервуаре

F_H = 0,25•р•D² (3.1)

F_H = 0,25•3,14•28,5²=637,62 м²

Определяем среднюю высоту газового пространства

Нг = Н - Н_взд*Н_к/3 (3.2)

Н = 17,88-15,73 + 4 *1,2/3 = 5, 41 м

Находим объем газового пространства резервуара

V_г = F_н•Н_г (3.3)

V_г = 637,62•5,41=3450,95 м³

Молярная масса паров нефти определяется по формуле

М = 52,629-0,246•Т_н+0,001•Т ², (3.4)

Т_н=Т_нк-30, (3.5)

где Т_нк - температура начала кипения нефти, Т_н=305-30=275 К

М=52,629-0,246•275+0,001•275²=60,604 кг/кмоль

Газовую постоянную паров нефти находят по формуле

Rn=8314,6/M(3.6)

Rn = 8314,3 /60,604= 137,19 (Дж•кг)/К

Среднюю температуру нефти принимаем равной средней температуре воздуха

Т_п.ср.=Т_в.ср.=0,5·(Т ^max+T_в^min). (3.7)

Т_п.ср=0,5·(296,3+286,3)=291,3 К

Определяется теплопроводность нефти

лн = 156,6 Ч / с293 (1 - 0,00047 Ч Т п.ср. ). (3.8)

лн = 156,6 Ч /850(1 - 0,00047 Ч 291,3) = 0,1590 Вт/(м·К)

Находим удельную теплоемкость

Ср = * (762 + 3,39 Ч Тп.ср. ).(3.9)

Ср = * (762 + 3,39 Ч 291,3) = 1893,84 Дж/(кг·К)

Рассчитываем коэффициент температуропроводности

б = лн / (Ср Ч с) (3.10)

где с - плотность нефти при средней температуре

Т_п.ср. с = с₂₉₃ +о·(293 - Т_п.ср) (3.11)

где о - температурная поправка. Вычисляется по формуле

о = 1,825-0,001315·с₂₉₃(3.12)

о = 1,825-0,001315·850=0,707

с = 850 +0,707·(293 - 291,3)=851,202 кг/м³

б = 0,1590/ (1893,84 Ч851,202) = 9,86 Ч10^-8

Находим коэффициент m м²/ч.

m = . (3.13)

m = = 1066, 25

По рисунку (приложению А) находим среднее расчетное склонение солнца ц = 23,3є.

Для этого дня определяется интенсивность солнечной радиации

(3.14)

Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную и горизонтальную плоскости

F_в=D·Н_г (3.15)

F_в=28,5·5,41=154,25 м²

Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень

F₀=F_в·sin(ш-ц)+F_н·cos(ш-ц); (3.16)

F₀=154,25·sin(52,2-23,3)+637,62·cos(52,2-23,3)=632,86 м²

Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство

F=F_н+р·F_в. (3.17)

F=637,62+3,14·154,25=1121,96 м

Количество тепла, получаемое 1 м² стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации

q = е Ч( F0 Ч / F) io (3.18)

q = 0,25 Ч( 632,86/ 1121,96) Ч1053, 24 = 148,52 Дж/м3

По рисунку (Приложение Б) находим коэффициенты теплоотдачи в дневное время и по рисунку (Приложение В) находим коэффициенты теплоотдачи в ночное время

б_г = 2,07 Вт/(м²·К);

б_вл = 3,55 Вт/(м²·К);

б_р = 4,15 Вт/(м²·К);

б_вк = 4,3 Вт/(м²·К);

б'_р = 4,15 Вт/(м²·К);

б'_вл = 3,55 Вт/(м²·К);

б'_г = 2,33 Вт/(м²·К);

б_п = б'_п = 5,35 Вт/(м²·К);

б'_вк = 2,44 Вт/(м²·К),

где б_г и б'_г - коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени;

б_вл и б'_вл - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздух соответственно в дневное и ночное время лучеиспускания;

б_вк и б'_вк - то же - конвекцией;

б_в и б'_в - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное и ночное время;

б_р и б'_р - коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара в нефтепродукту через газовое пространство в дневное и ночное время.

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи б_в и б'_в

б_в = б_вк + б_вл. (3.19)

б'_в = б'_вк + б'_вл (3.20)

б_в =4,3+3,55 = 7,85.

б'_в = 3,55+2,44 = 5,99 Вт/(м²·К).

Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формулам

(3.21)

(3.22)

б_ст.п. = =1121,96= 1,216 Вт/(м²·К).

где б_п и б'_п - соответственно коэффициенты теплоотдачи паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к по- верхности жидкости для дневного и ночного времени: б_п = б'_п =5,35 Вт/(м²·К).

Определяем избыточные температуры

ист.min = (3.23)

ивmin = Tвmin - Tп.ср. (3.24)

и_вmin = 286,3-291,3 = -5 К

ист.min= = -3,098 К

ист.max= (3.25)

ивmax = Tвmax - Tп.ср. (3.26)

и_вmax =296,3-291,3= 5 К.

ист.max= = 16, 44 К

иг.min= (3.26)

иг.min= = -1,34 К

иг.max= (3.27)

иг.max= = 6,78 К

Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара

Тг min=иг.min+Tп.ср. (3.28)

Тг max=иг.max+Tп.ср. (3.29)

Т_{г min}=291,3-1,34=289,96 К

Т_{г max}=291,3+6,78=298,08 К

Давление насыщенных паров бензина по Рейду P_R=37000 Па

Находим минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара

Pmin = P_R(3.30)

Vж = Ч Hвзл .(3.31)

Vж = Ч 37000 = 40232 Па

Находим температурный напор по рисунку (приложению Г) и, и = 7,5. Определяем почасовой рост концентрации в газовом пространстве резервуара

Сн = 1726 Ч= (3.32)

P_г = P_а + P_кд (3.33)

P_г = 37000+99591,53 = 101511,53 Па

С = 1726 = 0,161.

Определяем продолжительность выхода

ф_в=0,5·ф_дн+3 (3.34)

фдн= 2 /15arccos(-tgш Ч--tgj ). (3.35)

t дн=2 /15arccos( - tg52,2 Ч tg23,3) = 0,288

ф_в=0,5·14+3=3,144.

Находим минимальную и максимальную концентрации

Cmin = Р min / (Рa - Ркв)Ч100 %

C_max=C_ф·ф_в+C_min (3.37)

Cmin = 40232 / (99591,5 -160) 100%=40, 46 %

C_max=0,161·3,144+40,46=40,97 %.

Рассчитываем максимальное парциальное давление в газовом пространстве

Рmax = ((Ра+Ркд ) Ч Сmax .)/100 (3.38)

Рmax = ((37000 + 1920) Ч 40,97 )/100= 41588,13 Па

Находим среднее массовое содержание паров бензина в газовоздушной смеси

у = ( pmax + pmin ) / (Rn Ч (Tг max + Tгmin )). (3.39)

у = (41588,13 + 40232) / (137,19--Ч (296,3 + 286,3)) = 1,01кг/м3

Объем вытесняемой паровоздушной смеси

?V = V г • ln (Pа?Pкв?Pmin • Tгmax) / (Pa+Pкд?Pmax)) (3.40)

?V=3450,95•ln ((37000 ? 160 ? 40232) / (37000 + 1920 ? 41588)=53,43 м³.

Потери бензина от «малых дыханий» за 1 сутки

G'_м.д.=у·ДV. (3.41)

G?_м.д.=1,01·53,43=54,19 кг.

Потери бензина от «малых дыханий» за месяц

G_м.д =G'_м.д·30. (3.42)

G_м.д=54,19·30=1625,67 кг.

3.2 Определение потерь от «больших дыханий»

Потери нефти и бензина от больших дыханий происходят при заполнении пустого резервуара. При наливе нефти в резервуар вся образовавшаяся паровоздушная смесь через дыхательный клапан выходит в атмосферу. При опорожнении резервуара в него через клапан поступает атмосферный воздух, который насыщается парами нефти, и при новом наливе процесс большого дыхания повторяется вновь[4].

Требуется определить потери при «большом дыхании». Закачка бензина в резервуар осуществляется с производительностью 1200 м³/ч от высоты взлива от 4 до 14,8 м. Закачке предшествовали откачка бензина в этот же день с высоты взлива от 15,7 до 4 м с производительностью 1200 м³/ч и простой резервуара в течение 8 часов. Резервуар оснащен девятью дыхательными клапанами КДС-1500 и приемо-раздаточным устройством с внутренним диаметром 200 мм.

Находим абсолютное давление в газовом пространстве в начале закачки

P₁ = P_a - в начале закачки днем;

P_г = P_a - P_к.в. - в начале закачки ночью

P₁ = 99591,5 Па;

P_г = 99591,5 - 160 = 99431,5 Па.

Находим отношение

Pг / T= P1./ T (3.40)

P1/ T = 99591,5 /291.3= 341,89

Находим плотность паров бензина по графику в приложении Д.

Таким образом, с = 2,69 кг/м³.

Определяем объем газового пространства перед закачкой нефтепродукта V_г

Vг = 3450,9 м³

Объем закачиваемого бензина

Vн = Q • фз,(3.41)

фз = 7482,04/1200 = 6,24 ч

Vн = 0,25 • р • D² • (Hвзл2 ? Hвзл1),

Vн = 0,25 • 3,14 • 28,5² • (15,73 ? 4) = 7482,04 м³

Находим величину газового пространства после закачки бензина

Hг1= Hр? Hвзл2+ Hк / 3, (3.42)

Hг1== 17,88 ? 15,73 + 1,2 /3 = 5,41 м

Находим ?С2 / Cs при = _пр

?С2 / Cs = 0,05 , по графику в приложении Е

Находим скорость выхода газовоздушной смеси через дыхательные клапаны

V = 4•Q / (3600•n•р•D2), (3.43)

Vв = 4 • 1200 / 3600 • 9 • 3,14 • 0,22= 1,18 м/с

Определяем ?С1 / (Сss•в) по графику в приложении Ж

?C1 / (Cs • фв) = 0,026

Находим среднюю относительную концентрацию

?С / Cs = Hг1 / Hг2+ ?С1 / Сs + ?C2 / Cs, (3.44)

?С / C_s = 5,41/9,5 + 0,26 + 0,05 = 0,99

Определяем давление P_s при T=T_пр по графику в приложении З Находим среднее парциальное давление паров нефтепродукта

Py =?C / Cs* p s, (3.45)

Py = 0,99 • 37000 = 36771 Па

Потери бензина от одного «большого дыхания» находим по формуле

G б.д. = (Vн -Vг ) ((P2?P1)/ (P2?Py)) (Py/ Р2) с (3.46)

Где P2 = Pа + Pк.д.

G_б.д. = (7482,04 ? 3450,9 ) ((101511 ? 99592)/ (101511 ? 36771) (36771/101511)2,69 = 7190,9 кг

3.3 Определение потерь от «обратного выдоха»

Определяем объем газового пространства после закачки нефтепродукта

(3.47)

где F_Н - площадь зеркала нефтепродукта.

Абсолютное давление в газовом пространстве

(3.48)

где Р_а - атмосферное давление.

По графику для определения давления насыщенных паров нефтепродукта определяем Р₈ при средней температуре нефтепродукта (Приложение З).

Р₈ = 37000 Па

Значение определяем по графику зависимость прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий при времени простоя (Приложение Е)

Скорость движения воздуха через дыхательные клапаны при откачке с производительностью Q находим по формуле

(3.49)

где D - диаметр резервуара;

Р - производительность при откачке.

По графику прирост относительной концентрации во время выкачки из резервуара (Приложение Ж) приближенно определяем

(3.50)

Находим среднее парциальное давление паров нефтепродуктов

(3.51)

Находим парциальное давление паров нефти

(3.52)

Вычисляем потери от «обратного выдоха»

Отрицательный результат расчета говорит о том, что при данных условиях потерь от «обратного выдоха» не будет.

4. Аварии в резервуарах

Более 70% оборудования, эксплуатирующегося в настоящее время в России, выработало свой ресурс (имеет срок эксплуатации 30-35 и более лет). Известно, что отказы и аварии любого оборудования происходят в начальный период эксплуатации (дефекты монтажа), затем следует период безаварийной работы, а после 15-20 лет эксплуатации количество отказов, аварийных ситуаций резко возрастает вследствие накопления повреждений, возникших при эксплуатации. Российская производственная база в целом приближается к этому рубежу.

Одними из наиболее опасных объектов были и остаются различные виды резервуаров: резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов; изотермические резервуары для хранения сжиженных газов и др. Причины этого заключаются в высокой взрывопожароопасности хранимых продуктов, больших размерах конструкций и связанной с этим большой длиной сварных швов, нарушениях правил строительства и эксплуатации и др.

В настоящее время в России и странах СНГ в эксплуатации находится более 40 тысяч вертикальных и горизонтальных цилиндрических резервуаров емкостью от 100 до 50000 м3 для хранения агрессивных химических веществ, нефтепродуктов и других жидкостей, более 2000 шаровых резервуаров емкостью от 600 до 2000 м3 для хранения сжатых и сжиженных газов под давлением и температуре окружающей среды, более 60 изотермических резервуаров емкостью от 5000 до 30000 м3 для хранения сжиженных газов при пониженных температурах.

С каждым годом количество аварий на резервуарах возрастает в связи с тем, что больший процент из них выработал свой проектный ресурс. Износ эксплуатируемых вертикальных стальных резервуаров (РВС) составляет 60-80%. В системе трубопроводного транспорта, например, более 3000 РВС находятся в эксплуатации более 50 лет, свыше 1000 РВС - от 40 до 50 лет.

Практически каждый из них представляет собой объект повышенной опасности для персонала предприятий, населения, соседних сооружений и окружающей среды.

Интенсивность возникновения зарегистрированных аварий за последние 10 лет составляет от 2 до 11 разрушений резервуаров в год.

Основными причинами аварий резервуаров являются:

- нарушения правил эксплуатации резервуаров;

- неоднородная осадка основания, приводящая к образованию трещин и

разрушению;

- дефекты сварных соединений;

- коррозионный износ днища и нижней части первого пояса;

- дефекты формы резервуара;

- склонность некоторых марок сталей к охрупчиванию при низких температурах;

- стихийные бедствия (грозы, землетрясения и др.).

Наиболее частой причиной аварий резервуаров в прошлом являлось хрупкое разрушение, происходившее, как правило, в форме лавинного разрушения с отрывом стенки от днища и кровли. В 65% случаев разрушение происходило по монтажным сварным соединениям стенки резервуара.

Среди основных причин аварий резервуаров в прошлом 70% случаев - дефекты строительства, 17% - недостатки проекта, 11% - нарушение правил при эксплуатации. Анализ распределения ответственности за аварии по причине недостатков строительства показывает, что в 60% случаев аварии происходят по вине монтажной организации и около 30% случаев - по вине завода-изготовителя.

Опасные объекты опасны для производства, населения и окружающей среды вторичными последствиями аварии. Все вертикальные резервуары разделены на три класса по степени опасности, тяжести последствий и размеру материального ущерба при возможных разрушениях:

- класс 1 - особо опасные резервуары: резервуары объемом 10000 м3 и более;

- класс 2 - резервуары повышенной опасности: резервуары объемом от 5000 до 10000 м3;

- класс 3 - опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м3, не попадающие под классы 1, 2.

резервуар нефть дыхание авария

5. Предотвращение аварий

При возникновении аварий или аварийных утечек нефти эксплуатационный персонал соответствующих перекачивающих, наливных станций, нефтебаз и структурных подразделений предприятий должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и аварийных утечек, разработанным заранее для каждого конкретного резервуарного парка.

Планом должны определяться обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и персонала станций, нефтебаз, структурных подразделений предприятий (райуправлений) магистральных нефтепроводов, позволяющие более оперативно и организованно принять экстренные меры по предотвращению развития аварий, уменьшению истечения и разлива нефти, обеспечению безопасности станций, нефтебаз, соседних объектов и жилых поселков, защите окружающей среды, а также проведению ремонтных работ для обеспечения дальнейшей эксплуатации резервуарного парка.

План ликвидации аварий должен содержать перечень возможных аварий и аварийных утечек, мест их возникновения, сценарии возможного развития аварий и их последствия, меры по снижению опасности, прежде всего для жизни людей.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен содержать:

- оперативную часть;

- техническую часть;

- порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации аварий и их последствий.

В оперативной части плана должны быть предусмотрены все виды возможных аварий и аварийных утечек, возможное развитие аварий и их последствия, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии и аварийных утечек: способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), список лиц, имеющих право на оповещение, пути вывода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии.

План должен предусматривать:

- распределение обязанностей между отдельными лицами и службами, участвующими в ликвидации аварий и аварийных утечек, и порядок их взаимодействия;

- списки, адреса, телефоны должностных лиц, которых следует извещать об аварии и аварийных утечках;

- генплан и технологическую схему нефтеперекачивающей станции, наливного пункта, нефтебазы, морского и речного терминала;

- необходимость и последовательность выключения электроэнергии и отключения электросетей, остановки оборудования, прекращения тех или иных видов работ в зоне разлива нефти и распространения ее паров;

- перечень организаций, предприятий, хозяйств, жилых поселков, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах вероятной взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия мер по предотвращению пожаров и взрывов, а при необходимости, и эвакуации работников и населения;

- порядок выставления на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском людей и техники в загазованную и опасную зону;

- первоочередные действия персонала станций, нефтебаз, филиалов предприятий по предотвращению, предупреждению развития аварий и их осложнений;

- перечень мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий;

- порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и другими специализированными службами;

- способы ликвидации аварий в начальной стадии.

Техническая часть плана должна включать:

- виды возможных аварий и аварийных утечек, привязанных к конкретному резервуару или группе резервуаров;

- мероприятия по предотвращению дальнейшего разлива и загорания нефти;

- мероприятия по очистке загрязненной территории от разлитой нефти в зоне производства ремонтных работ;

- мероприятия по подготовке резервуаров и их дефектных мест к ремонтным работам;

- перечень технических средств и материалов в зависимости от характера аварий, аварийных утечек с указанием места их складирования, хранения;

- методы ликвидации аварий и аварийных утечек;

- мероприятия по обследованию состояния резервуаров и его оборудования после ликвидации аварии, аварийных утечек и устранения выявленных недостатков;

- мероприятия по сбору и утилизации нефти, а также по ликвидации последствий разлива нефти.

Порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий должен отражать:

- перечень предприятий и организации, привлекаемых к ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий, номера телефонов должностных лиц, которые должны быть извещены об авариях и аварийных утечках;

- виды работ и их этапы, которые надлежит выполнять привлекаемым предприятиям и организациям;

- перечень технических средств и специалистов, которые должны быть выделены привлекаемыми предприятиями и организациями в соответствии с договором или договоренностью с ними.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек разрабатывается и пересматривается в филиалах предприятий комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по технике безопасности, представителей ПТУС и пожарной охраны, начальника (директора) или заместителя начальника (директора) НПС (нефтебазы) и утверждается главным инженером филиала предприятия.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен утверждаться при наличии актов проверки:

- состояния систем контроля технологического процесса;

- исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения;

- наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварии в начальной стадии.

6. Техника безопасности при эксплуатации резервуаров

Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются законом «Об основах охраны труда в РФ», «Законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, решениями и указаниями органов государственного надзора, Министерства и ведомства (компании).

Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» резервуары и резервуарные парки, входящие в состав НПС, относятся к опасным производственным объектам.

Декларация промышленной безопасности опасных производственных объектов должна содержать требования к промышленной безопасности резервуаров и резервуарных парков.

К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке инструктаж, подготовку, не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.

Обслуживание и ремонт технических средств резервуаров и резервуарных парков должны осуществляться на основании соответствующей лицензии, выданной федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности, при наличии договора страхования риска ответственности за причинение вреда при их эксплуатации.

Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов, участков, лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ, утвержденным руководителем предприятия.

Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для железобетонного резервуара (ЖБР) он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния (Открыто и Закрыто).

Список использованных источников

1. Едигаров С.Г., Юфин В.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проетировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктов: учеб. пособие. - Недра, 1981. - 176 с.

3. Ботыгин, В.П. Учебно-методическое пособие к выполнению контрольных и домашних работ по курсу «Проектирование и эксплуатация нефтехранилищ и АЗС» / В.П. Ботыгин, Е.М. Муфтахов, В.Н. Муфтахова. - Уфа : УГНТУ, 2007. - 40 с.

4. РД 153-39.4-078-01. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз: введен в действие Приказом ОАО АК «Транснефть» № 25 от 12.05.2001 г. - Уфа: ИПТЭР, 2001. - Текст: электронный.

Приложение А

(справочное)

График для определения расчетного склонения солнца (на первое число каждого месяца

Приложение Б

(справочное)

График для определения коэффициентов теплопередачи в дневное время

Приложение В

(справочное)

График для определения коэффициентов теплопередачи в ночное время

Приложение Г

(справочное)

График для определения температурного напора

Зависимость плотности паров нефти или нефтепродукта от температуры начала кипения

Приложение Д

(справочное)

Зависимость плотности паров нефти или нефтепродукта от температуры начала кипения

Приложение Е

(справочное)

Зависимость прироста концентрации от длительности простоя резервуара и погодных условий

Приложение Ж

(справочное)

Прирост относительной концентрации во время выкачки из резервуара с двумя клапанами типа НДКМ

Приложение З

(справочное)

График для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов

Размещено на Allbest.ru