Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1. Физико-химические свойства нефтепродуктов
Основные физико-химические свойства нефтепродуктов, оказывающие влияние на технологию хранения и сливно-наливные операции, - испаряемость, давление насыщенных паров, вязкость, плотность, теплоемкость, теплопроводность, огне- и взрывоопасность и способность к электризации.
Испарение – переход нефтепродуктов из жидкого в газообразное состояние при температуре, меньшей чем температура кипения, при данном давлении. Испарение нефтепродуктов происходит при любых температурах и давлениях до тех пор, пока газовое пространство над продуктом не будет полностью насыщено парами. Скорость испарения в значительной мере зависит от давления насыщенных паров, фракционного состава, средней температуры кипения и коэффициента диффузии. В меньшей мере – от теплоемкости, теплопроводности, теплоты испарения и поверхностного натяжения.
Парциальное давление паров (Па), соответствующее динамическому равновесию между жидкой и паровой фазами, называют давлением насыщенных паров данного топлива рs. Чем выше давление насыщенных паров, тем больше потери от испарения при прочих равных условиях. Давление насыщенных паров зависит от температуры поверхности жидкой фазы нефтепродукта.
Вязкость характеризует свойства жидкости оказывать сопротивление относительному сдвигу ее частиц, возникающему под действием сдвигающих сил. Существует динамическая (μ) и кинематическая (ν, м2/с) вязкости. , где ρ – плотность жидкости. С увеличением температуры вязкость нефтепродуктов уменьшается.
Плотностью (кг/м3) нефтепродукта наз. массу вещества, заключенную в единице объема. Значения плотности нефтепродуктов при разных температурах определяют лабораторным путем. Плотность, выраженная в абсолютных единицах при темп-ре t, может быть определена по формуле, где ρ20 – плотность нефтепродуктов при 20°С, определяется лабор. анализом; ζ – температурная поправка.
Удельная теплоемкость см нефтепродуктов [в кДж/(кг∙°С)] при ориентировочных расчетах см = 2,1 кДж/(кг∙°С), для уточненных расчетов применяют формулу .
Коэффициент теплопроводности [в Вт/(м∙°С)] нефтепродуктов определяется по формуле, но при ориентировочных значениях λ можно принимать в интервале 0,1-0,16 Вт/(м∙°С).
Коэффициент температуропроводности [в м2/с] определяется из соотношения: а=λ/(смρ).
Огнеопасность нефтепродуктов характеризуется температурой вспышки паров, при которой пары нефтепродукта, нагретого при определенных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.
Взрываемость нефтепродуктов – способность воспламеняться от открытого пламени – зависит от соотношения смеси его паров с воздухом. различают нижний и верхний пределы взрываемости.
Нефтепродукты относятся к диэлектрикам, то есть обладают высоким удельным электрическим сопротивлением.
2. Товарный ассортимент нефтепродуктов
По условиям применения все товарные нефтепродукты могут быть подразделены на следующие группы: топлива, осветительные керосины и растворители, смазочные материалы и др.
Жидкие топлива делятся на бензины и топливо дизельное, для газотурбинных двигателей, транспортных и стационарных котельных установок, промышленных печей и коммунально-бытовых целей.
Промышленность выпускает бензины для автомобильных и авиационных двигателей и бензины-растворители. Фракционный состав бензинов характеризуется температурами начала кипения и отгона. Эти тем-ры определяют условия запуска, время прогрева и условия форсирования двигателя, а также полноту сгорания топлива.
Автомобильные бензины подразделяются на зимний и летний.
Диз. топлива по назначению: для быстроходных двигателей и судовых газовых турбин; для мало- и среднеоборотных двигателей; для автотракторных, тепловозных и судовых двигателей. Основные показатели качества диз. топлива – воспламеняемость, фракционный состав, вязкость и тем-ра вспышки.
Газотурбинное топливо по условиям эксплуатации турбин подразделяется на топливо для воздушно-реактивных двигателей и для транспортных и стационарных двигателей. В качестве топлива для транспортных и стационарных котельных, промышленных печей и технологических установок используют остаточные высокосмолистые продукты переработки нефти, например, мазуты прямой гонки, крекинг-мазуты и их смеси и др.
Товарные мазуты объединяют в две группы по области применения: мазут флотский – для котлов морских и речных судов и нефтяное топливо (мазут) для стационарных котлов и промышленных установок.
Большинство масел, применяемых для смазки деталей в узлах трения, называются смазочными. Этот большой класс нефтепродуктов подразделяется по областям применения: моторные масла или масла для двигателей внутреннего сгорания; индустриальные масла, предназначенные для смазки деталей различных станков и механизмов, а также для технологических нужд; трансмиссионные и осевые масла; турбинные; компрессорные; цилиндровые и судовые масла. К классу несмазочных нефтяных масел относятся электроизоляционные, гидравлические и вакуумные, технологические и белые масла, а также масла для резиновой промышленности.
Пластичные смазки включают группу нефтепродуктов, предназначенных для смазки узлов трения, когда смазочные масла не обеспечивают жидкостного трения из-за негерметичности узла или трудности заполнения, для уплотнения подвижных и неподвижных соединений, создания защитных покрытий на металлических поверхностях от атмосферной коррозии.
3. Классификация нефтебаз
Складские предприятия для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей разделяются на две группы: склады, явля ющиеся самостоятельными предприятиями; склады, входящие в состав других предприятий.
Складские предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтей и нефтепродуктов потребителям, называют нефтебазами.
Общим объемом резервуарного парка нефтебазы называется суммарный объем резервуаров и тарных хранилищ. Объемы промежуточных резервуаров у сливо-наливных железнодорожных эстакад и водных причалов, а также расходных резервуаров при котельных и электростанциях собственных нужд в общий объем нефтебазы не включаются.
По противопожарным соображениям нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, в зависимости от объема ре зервуарного парка и независимо от класса хранимых нефтепро дуктов делятся на три категории: I — общий объем парка более 50 000 м3, II - 10 000-50 000 м3, III - менее 10 000 м3.
Нефтебазы располагаются на специально выделенных территориях, удаленных от ближайших предприятий и объектов на безопасное в пожарном отношении расстояние. Эти расстояния (минимальные) определены строительными нормами и правилами (СН и П).
По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные, призаводские и завозные.
Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (пере валки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Срок хранения нефтепродукта на этих нефтебазах обычно невелик, за исключением нефтебаз, расположенных на замерзающих реках. Перевалочные нефтебазы бывают водные (морские, речные), же лезнодорожные, трубопроводные и смешанные. Наименование перевалочной нефтебазы зависит от преобладающего вида транс порта, обслуживающего эту базу.
Распределительные нефтебазы предназначены для снабжения потребителей нефтепродуктами. Объем парка этих нефтебаз меньше, чем перевалочных. Распределительные нефтебазы в зави симости от вида транспорта называются водными, линейными (на железных дорогах), трубопроводными и глубинными (подвоз нефтепродуктов автотранспортом).
Призаводские нефтебазы предназначены для приема, хранения и отпуска нефтяного сырья и нефтепродуктов. В соответствии с этим они называются сырьевыми и товарными. В сырьевых парках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) производится подготовка нефти к переработке — обезвоживание, деэмульсация, обессоливание, обессеривание, смешение и т. д. В резервуарных: парках НПЗ производят компаундирование нефтепродуктов, до ведение их качества до требований государственных стандартов.
Завозные нефтебазы регулирует распределение нефтепродук тов по мелким распределительным нефтебазам, обеспечивая гибкость снабжения потребителей.
4. Операции, проводимые на нефтебазах
Все операции, проводимые нефтебазой, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся: 1) прием нефтепродуктов, доставляемых на базу железнодорож ным, речным, автотранспортом, по трубопроводам или воздушным транспортом; 2) хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах; 3) отпуск нефтепродуктов большими партиями в железнодорожные цистерны и маршруты, нефтеналивные суда или по трубопроводам; 4) отпуск нефтепродуктов малыми партиями через автозаправочные станции (АЗС), разливочные, тарные склады.
К вспомогательным операциям относятся:
1) очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов; 2) смешение и компаундирование нефтепродуктов; 3) регенерация отработанных масел; 4) изготовление и ремонт мелкой тары.
Вспомогательные операции производятся не на всех нефтебазах, а только на тех, которые обладают достаточными производительными мощностями, так как все эти операции являются энергоемкими.
5. Объекты нефтебаз и их размещение
Планировка территории нефтебазы должна обеспечить рациональную организацию технологического процесса, удобство взаимодействия объектов нефтебазы, рациональное использование территории, минимальную длину технологических, канализационных, водопроводных и тепловых сетей. При этом должны обеспечиваться все противопожарные и санитарно-гигиенические требования.
Нефтебазы на берегах рек должны располагаться ниже по течению от пристаней, гидротехнических и других сооружении. Территория нефтебазы разделяется на шесть зон: 1) железнодорожных операций; 2) водных операций; 3) хранения нефтепродуктов; 4) оперативная зона; 5) вспомогательных технических сооружений; 6) административно-хозяиственных сооружений.
В первой зоне располагаются сооружения для приема и отпуска крупных партий нефтепродуктов и нефтей железнодорожными маршрутами. Основные объекты этой зоны: а) железнодорожные тупики; б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов цистерн в резервуарный парк обратно, а также для внутрискладских перекачек; д) манифольды-камеры,где собраны задвижки, с помощью которых управляют потоками нефтепродуктов по трубопроводам; е) лаборатории для проведе ния анализов нефтей и нефтепродуктов; ж) помещения для отдыха сливщиков и наливщиков; з) хранилища нефтепродуктов в таре; и) железнодорожные погрузочно-разгрузочные площадки, а также площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.
Зона водных операций включает сооружения для приема и от пуска нефтепродуктов баржами и танкерами. В этой зоне рас полагаются: а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов, часто оборудованные насосными установками для выкачки нефтепродуктов из судов; б) насосные стационарные и плавучие; в) манифольд; г) лаборатория; д) помещения для сливщиков-наливщиков; е) конторы грузовых операций.
В третьей зоне размещаются: а) резервуарные парки для хра нения нефтей и нефтепродуктов — основные сооружения нефтебаз; б) резервуары-газосборники для улавливания паров нефтепродук тов; в) манифольд; г) мерники — резервуары малой вмести мости для отпуска небольших партий нефтепродуктов; д) обвало вание — огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие разливу нефтепродуктов при авариях с резер вуарами.
Оперативная зона предназначена для отпуска нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны. В этой зоне размещаются следующие сооружения и объекты: а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в авто цистерны; б) разливочные и расфасовочные для налива нефте продуктов в бочки и бидоны; в) тарные, склады для хранения расфасованных в бочки, бидоны и контейнеры нефтепродуктов; г) склады чистой и грязной тары; д) погрузочные площадки для автотранспорта.
Зона вспомогательных технических сооружений предназначена; для обслуживания основных объектов нефтебазы и состоит из: а) котельной, снабжающей паром силовые установки (паровые-насосы), технологические объекты и систему отопления; б) склада топлива для котельной; в) механической мастерской с электро сварочным и электроремонтным отделениями; г) цеха или мастер ской по изготовлению и ремонту тары (бочек, бидонов и т. д.); д) склада материалов для изготовления бочек и бидонов; е) склада материалов, оборудования, запасных частей; ж) электростанции или трансформаторной подстанции для снабжения нефтебазы электроэнергией; з) водопроводных сооружений, снабжающих нефтебазу водой из городского водопровода, артезианских скважин, близлежащих водоемов и т. д.; и) водонасосной станции для снабжения нефтебазы водой и создания необходимого напора при пожарном водопотреблении; к) резервуаров для хранения противопожарного запаса воды; л) водонапорной башни для обеспечения необходимого напора в водопроводной сети при производственно хозяйственном потреблении; м) регенерационных установок, восстановления отработанных масел; н) обмывочных пунктов для персонала, занятого на работах с этилированными нефте продуктами; о) прачечной для дегазации и стирки одежды; п) дис петчерских пунктов; р) песколовки, в которой задерживается песок, смываемый с территории нефтебазы ливневыми водами; с) нефтеловушки для отделения нефтепродуктов от воды; т) ава рийного амбара для приема пролитого нефтепродукта при ава риях, с резервуарами; у) иловой площадки, на которой сточные воды нефтебазы окончательно очищаются от следов нефтепродук тов, взвесей и т. п.
Перечисленные выше объекты всех пяти зон .соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, для снабжения водой, паром или горячей водой.
В шестой зоне — административно-хозяйственной — разме щаются: а) контора с проходной; б) пожарное депо с пенореактивными установками для выработки пены, необходимой для тушения пожаров в резервуарах; в) здание охраны; г) гараж; д) помещение связи.
Вне территории нефтебазы располагается жилой поселок работников нефтебазы.
Перечисленные выше зоны и сооружения в них не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Номенклатура сооружений и зон, имеющихся на нефтебазе, зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, например, многие перевалочные нефтебазы не имеют объектов четвертой зоны; глубинные распределительные
нефтебазы не имеют объектов первой и второй зон.
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА НЕФТЕБАЗЫ Резервуарный парк является одним из наиболее дорогосто ящих объектов нефтебазы, поэтому очень важно уметь правильно определять объем резервуарного парка нефтебазы с учетом пер спективного его развития в будущем. Резервуарный парк не должен иметь излишнего объема, но в то же время не должно быть и недостатка его, так как это приводит к простою транспорта и нарушению технологического режима работы нефтебазы. Объем парка нефтебазы зависит от ее типа, грузооборота, условий завоза и вывоза. В реальных условиях завоз и вывоз не совпадают, поэтому и нужны резервуары. Максимальное количество нефте продукта Vmax на нефтебазе будет в конце периода слабого от пуска, когда завоз превышает вывоз, а минимальное количество Vmin будет в конце периода интенсивного отбора, когда вывоз превышает завоз. Следовательно, необходимый оборотный объем резервуарного парка будет равен разности наибольшего и наименьшего остатков нефтепродукта, т. е. V=Vmax – Vmin.
Для определения объема резервуарного парка нефтебазы необходимо располагать данными о завозе и вывозе нефтепродук тов в абсолютных цифрах (м3, т) или в процентах от годового оборота по месяцам, декадам или неделям.
Если кривые завоза и вывоза нефтепродуктов неизвестны, то объем резервуарного парка нефтебазы определяется другими способами. Так, например, для речных и морских нефтебаз, рас положенных на замерзающих путях сообщения, этот объем при нимается равным реализации баз в межнавигационный период, когда нефтепродукты на базу не завозятся. Объем, парка нефте базы, расположенной на незамерзающих реках и морях, при нимается как минимум равным вместимости всех одновременно прибывающих нефтеналивных судов максимальной грузоподъем ности.
Делением расчетного объема парка нефтебазы V на коэффи циент использования резервуаров получают проектный объем
Коэффициент использования резервуаров = 0,95 – 0,97 определяет отношение полезного объема резервуара к его полному объему. По проектному объему Vп подбирают строительный объем резервуарного парка нефтебазы Vc, который обычно больше проектного, так как в него входят кроме объема резервуаров для долговременного хранения нефтепродуктов объем резервуаров-мерников, «нулевых» резервуаров, емкостей для осветления, регенерации отработанных масел и т. д. Кроме того, резервуары выпускаются только определенных размеров, поэтому трудно точно подобрать, чтобы Vп = Vс.
1.для железнодорожных распределительных нефтебаз , где Gср — средняя месячная реализация нефтепродуктов; k — .коэффициент неравномерности поступления и реализации нефте продуктов; — плотность нефтепродуктов;
2. для водных распределительных нефтебаз, расположенных на замерзающих водных путях: , где q - переходящий двухнедельный остаток нефтепродуктов; а — коэффициент, учитывающий запаздывание начала навигации и ее преждевременное закрытие (а = 1,15); Gср — реализация нефтепродуктов (при ввозе один раз в году — годовая реализация; при ввозе в течение всей навигации — реализация межнавига ционного периода; при ввозе в течение двух навигационных пери одов — реализация в больший из межнавигационных периодов);
3.для водных распределительных нефтебаз, расположенных на незамерзающих водных путях — аналогично железнодорожным - распределительным нефтебазам с учетом грузоподъемности (разо вого ввоза) и неравномерности прибытия судов.
Для одного сорта нефтепродуктов предусматривают не менее двух резервуаров в целях возможности совмещения операций: по приему и отпуску данного сорта. Если операции по приему и отпуску производятся непрерывно, то в этом случае необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефтепродуктов.
Резервуары на нефтебазе должны быть по возможности одно типными, так как это снижает расходы по их монтажу и эксплу атации. Необходимо стремиться устанавливать меньшее число резервуаров большого объема, что снижает расход металла на единицу объема, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.
7. КОЭФФИЦИЕНТ ОБОРАЧИВАЕМОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ Общий объем резервуарного парка нефтебазы равен части ее годового оборота. Отношение годового оборота Vг к объему установленных резервуаров Vо называется коэффициентом обора чиваемости резервуаров.
Коэффициент оборачиваемости характеризует степень исполь зования резервуаров нефтебазы. С увеличением коэффициента оборачиваемости снижается стоимость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. К < 3 < 60. Малые значения коэффициента оборачи ваемости обычно имеют речные или морские нефтебазы, располо женные в замерзающих портах сообщения. Большие - железнодорожные нефте базы и особенно нефтебазы, расположенные в начале и конце магистральных трубопроводов.
Cреднегодовой коэффициент оборачиваемости для неф тебазы вычисляться как средне взвешенная величина по объёму: , где ki — коэффициент оборачиваемости по каждому нефтепро дукту; Vi — суммарный объем резервуаров для каждого нефте продукта; V — суммарный объем резервуарного парка нефтебазы; n— число сортов нефтепродуктов.
Рост грузооборота при постоянном объеме резервуарного парка повышает коэффициент оборачиваемости. Однако он не должен превышать некоторого оптимального значения, так как при этом ухудшатся другие показатели работы нефтебазы - воз никнут простои нефтетранспорта из-за отсутствия свободной емкости.
На основании многолетнего опыта эксплуатации оптимальные значения коэффициентов оборачиваемости составляют: 1) для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на неза мерзающих путях сообщения при перевалке с воды на железную дорогу — 18 ÷ 20; с железной дороги или трубопровода на воду — 25 ÷ 30; 2) для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на замерзающих путях сообщения, при перевалке с воды на железную дорогу — 8 ÷10; с железной дороги на воду — 6 ÷ 8; 3) для перевалочных нефтебаз, осуществляющих перевалку с трубопровода на железную дорогу - 20 ÷ 25; 4) для железнодорожных распределительных нефтебаз - 6 ÷÷ 8; 5) для водных распределительных нефтебаз – 2 ÷ 4.
8. Классификация резервуаров. Резервуарные парки. Резервуары могут быть наземные, подземные, полуподземные. 1) наземные – резервуар, у которого днище расположено на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории в пределах 3 м. от резервуара. 2) полуподземные - резервуар, у которого днище заглублено не менее, чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2м. от планировочной отметки прилегающей территории. 3) подземные - резервуар, у которого наивысший уровень налитого нефтепродукта находится не менее чем на 0,2 м. ниже планировочной отметки прилегающей территории.
По форме резервуары: 1) прямоугольные; 2) цилиндрические; 3) конические; 4) сферические; 5) каплевидные и др.
Вокруг наземных резервуаров и полуподземных для предупреждения розлива нефти при авариях или пожарах сооружается сплошной земляной вал или сплошная стена из негорючего материала, высотой не менее 1м., эта стена называется обвалование.
Обвалование устраивается так, что зеркало разлившегося нефтепродукта было не менее чем на 0,2м. ниже верха обвалования. Объём резервуаров одной группы в одном обваловании не должен превышать 20 000 м3.
Площадь зеркала подземного не должна превышать 7000 м2, а площадь зеркала группы – 14 м2.
Расстояние между стенами наземных резервуаров в пределах одной группы: 1) Резервуары с плавающими крышками: 0,5d не более 20 м.; 2) Резервуары с понтонами: 0,65d то не более 30 м.; 3) Резервуары со стационарными крышками при хранении легковоспламеняющихся жидкостей 0,75d не более 30м., для горючих жидкостей 0,5d не более 20м.
Резервуары объёмом до 200м3 допускается располагать на одном фундаменте в блоках объём ктр. не превышает 4000м3. Расстояние между стенками резервуаров в таких блоках не нормируется. Расстояние м-у должно быть не менее 15м. Вокруг групп этих резервуаров устраивается обвалование не менее 0,8м. Если в группе резервуары разных конструкций расстояние м-у ними максимальное. Расстояние м-у стенками подземных резервуаров принимается не менее 1м. По границам резервуарного парка и м-у группами устраивается поезд не менее 3,5м.
9. Вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывают на гидро статическое давление, равное весу столба жидкости над рас сматриваемым сечением.
Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резервуара должен быть усилен кольцами жесткости. Покрытие резервуара коническое с уклоном 1:20.
Вследствие трудоемкости изготовления и монтажа конической крышки, не сущие конструкции которой состоят из ферм,прогонов, ради альных балок и связей, разработана и применяется кровля, со бираемая из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щит представляет собой каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щит опирается на оголовок центральной стойки.
Рис1. Вертикальный цилиндрический резервуар высокого давления:
/ — корпус; 2 — сферическое покрытие; 3 — кольцо сопряжения цилиндрического кор пуса со сферической поверхностью покрытия; 4 — днище; 5 — анкерные крепления; 6 — верхнее кольцо жесткости; 7 — анкерная консоль; 8 — нижнее кольцо жесткости; 9 — стенка; 10 — анкерный болт; 11 — бетонная плита
10. Вертикальные цилиндрические резервуары высокого давления Резервуары высокого давления предназначены для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров. На рис. 1 представлен резервуар, состоящий из цилиндрического корпуса, сферической кровли и плоского днища. Основа нием резервуара служит песчаная подушка. Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действи ем избыточного давления при небольшом заполнении нижний пояс корпуса закрепляют в грунте анкерными болтами и же лезобетонными плитами. Анкерные болты крепят к стенке ре зервуара при помощи приваренных консолей. Устойчивость оболочки корпуса при вакууме обеспечивается промежуточны ми горизонтальными кольцами жесткости. Настил кровли об разует пологую сферическую форму при укладке тонких ли стов кровли на каркас покрытия, выполненного в виде стерж невого сферического купола. Поэтому при изготовлении листов кровли гнуть их по поверхности двоякой кривизны не требует ся. Резервуары объемом до 2000 м3 изготовляют на избыточное давление 0,03—0,04 МПа, а резервуары объемом до 5000 м3 —на избыточное давление 0,015—0,02 МПа.
В зонах сопряжения сферического покрытия с цилиндриче ской частью могут возникнуть краевые напряжения.
11. РАСЧЕТ КОРПУСА РВС НА ПРОЧНОСТЬ. Формула для определения толщины стенки кор пуса
По расчетной методике за критерий прочно сти и надежности принимается первое предельное состояние, определяемое несущей способностью (на пример, прочностью и устойчивостью для кон струкций, рабо тающих при периодических нагруз ках), при достижении кото рого конструкция теряет способность сопротивляться внешним нагрузкам (разрушается) или получает остаточные деформа ции, препятствующие ее нормальной эксплуатации. Возможность достижения первого предельного состояния при растяжении, сжатии и изгибе мате риала зависит от механических свойств материала и характеризуется нормативным сопротивлением, принимаемым равным наименьшему значению предела текучести т. Значения, расчетных сопро тивлений растяжению, сжатию и изгибу получа ются делением нормативных сопротивлений на коэффициенты безопасности по материалам и в необходимых случаях понижаются умножением на коэффициенты условий работы m элементов конст рукций.
При расчете элементов конструкций резервуаров принимают определенные значения коэффициентов перегрузки n (от собственного веса и веса изоляции стационарного оборудования n1=l,2; гидростатического давления n2 = 1,1; избы точного давления и вакуума n3=1,2; снеговой нагрузки n4=1,4—1,6; ветровой нагрузки n5=1,2; гололедной нагрузки n6=1,3) и значения коэффици ентов условий работы m (для стенки резервуара m1 = 0,8; для сопряжения стенки с днищем резервуара m2=1,6; при расчете корпуса на устойчивость m3=1,0; при расчете колец жесткости m4=0,6; для анкерных болтов при растяжении m5=0,65 и для предварительно напряженной стенки ре зервуара m6 = 1,0).
Получим расчетную формулу для толщи ны стенки корпуса, где Rрсв— расчетное сопротивление сварного соединения растяжению. Следует отметить, что расчет толщины корпуса резервуара, пo безмомент ной теории является упрощенным, так как не учи тываются, влияния изгибающих моментов, возни кающих в сопряжении корпуса с днищем и в коль цевых швах, сваренных внахлестку.
Если толщина стенки ≤4 мм, то такие резер вуары строят с постоянной толщиной стенки всех поясов корпуса 0=4 мм (рис. 3.2,6). При >0 резервуары строят с перемен ной толщиной стенок по
высоте (рис., в).
Рис. Эпюры толщин стенок вертикальных:
а — теоретическая для «атмосферного» резервуара; б — для «атмосферного» резервуа ра с постоянной толщиной стенок; в — для «атмосфер ного» резервуара с переменной толщиной стенок; г — теоретическая для резервуара высокого давления
Фактические эпюры толщин отличаются от рас четных на ве личину незаштрихованной части, но ввиду ограниченности сорта мента листовой стали (рис. 3.2,б) это различие еще больше.
Если толщина нижних поясов крупных резервуаров из углеро дистой стали получается больше 16 мм, а из стали повышенной или высокой прочности — более 14 мм, то при рулонировании полотнищ корпуса принимают <16 мм или <14 мм для высокопрочных сталей, а при соо ружении произво дят обмотку нижних поясов высокопрочной прово локой при помощи арматурно-навивочной машины. Сте пень обжатия корпуса определяется пределом, за которым кру говая форма цилиндра теряет устой чивость.
12. Оборудование резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов. Для правильной и безопасной эксплуатации сталь ные резервуары для хранения светлых нефте продуктов должны иметь следующее оборудование (рис. 1а).
1 — верхний световой люк; 2 — вентиляци онный патрубок; 3 — огневой предохранитель; 4 — основной механический дыхательный клапан; 5 —замерный люк; 6 —уровнемер; 7 — нижний люк-лаз; 8 — водоспускной кран; 9 — хлопушка; 10 — грузовой патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 — подъ емник хлопушки;13—предохранительный гидравличе ский дыхательный клапан.
Верхний световой люк предназначен для провет рива ния во время ремонта и зачистки, а также для подъема крыш ки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.
Замерный люк служит для замера уровня нефте продукта и отбора пробы из резервуара. В настоя щее время резервуары оснащают дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоот борником типа ПСР. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора пробы. В конструкции указателей уровня предусмот рена возмож ность подсоединения к ним датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт.
Пробоотборник типа ПСР позволяет автомати чески отбирать из резервуара пробу, соответствую щую составу неф тепродукта в резервуаре- Это достигается путем выделения в
резервуаре столбика нефтепродукта по всей высоте налива. Пробоотборник ПСР-4 состоит из трех основных узлов: верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.
Пеногенератор представляет собой генератор высоко кратной пены (ГВП) в комплекте с пенока мерой. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя. При этом образующаяся высоко кратная воздушная механическая пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара.
Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на резервуарах с понтонами, для постоянного сообще ния газового пространства с атмосферой. Во избе жание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара поперечное сечение вентиляци онных патрубков затягивают медной сеткой. Диаметр вентиляционного патрубка обычно принимают равным диаметру приемо-раздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арма туру на резервуарах не устанавливают.
Люк-лаз, помещаемый в первом поясе резер вуара, предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при проведении огневых работ, а потому расположен диаметрально противопо ложно световому люку.
Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефте продукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наи большую температуру. Подъем трубы осуществляется специ альной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка, устанавливаемого на ее конце и поддер живающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефте продукта. Подни мать трубу можно до определенной высоты, в пределах которой она может опускаться под собст венным ве сом.
Водоспускное устройство, устанавливаемое на пер вом поясе резервуара, предназначено для перио дического спус ка подтоварной воды, которая накапли вается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища яв ляется хранение нефте продуктов на водяной подушке, нормаль ная высота которой 3-5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытес нять нефтепро дуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.
Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-разда точных трубопро водов и задвижек. Ее обычно устанавливают на приемной трубе. Если в резер вуаре имеются две специализированные приемо-раздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.
Огневые предохранители, препятствующие про никновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыха тельными клапанами. Принцип действия их осно ван на том, что пламя или искра не способны про никнуть внутрь резервуара через отверстая малого сечения в условиях интенсивного теплоот вода. Стандартный огневой предохранитель имеет круглую кассету, состоящую из свитых в спираль гофрированной и плос кой лент из алюминиевой фольги, образующих несколько парал лельных каналов. Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением и наиболее устой чивы против обледенения.
Дыхательные клапаны устанавливают на крыше ре зервуара у замерной площадки для сокращения потерь нефте продуктов от испарения при хране нии легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения резервуара.
Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчет ного. В первом случае он выпускает в атмосферу, образовавшуюся в резервуаре паровоз душную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наобо рот, при обра зовании разрежения впускает в резер вуар атмосферный воздух и тем самым поддержи вает расчетный вакуум. На случай вы хода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохра нительный клапан, который срабатывает при повы шении рас четного давления и вакуума на 5—10%.
Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня н/продукта. Лестницы стоятся прислонными, спиральными и шахтными. У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерный люк, замерные приспособления, дыхательную арматуру.
Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных т/пр с наружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются в нижнем поясе в кол-ве от 1 до 4.
13. Оборудование резервуаров для хранения темных нефтепродуктов.
Для правильной и безопасной эксплуатации сталь ные резервуары для хранения темных нефте продуктов должны иметь следующее оборудование (рис. 1б).
1 - верхний световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — замерный люк; 4 — уровнемер; 5 — нижний люк-лаз; 6 — водоспускной кран; 7 — шар нирная подъемная труба; 8 — перепускное устрой ство; 9 — грузовой патрубок.
Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня н/продукта. Лестницы стоятся прислонными, спиральными и шахтными. У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерный люк, замерные приспособления, дыхательную арматуру.
Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных т/пр с наружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются в нижнем поясе в кол-ве от 1 до 4.
Верхний световой люк предназначен для провет рива ния во время ремонта и зачистки, а также для подъема крыш ки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.
Замерный люк служит для замера уровня нефте продукта и отбора пробы из резервуара. В настоя щее время резервуары оснащают дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоот борником типа ПСР. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора пробы. В конструкции указателей уровня предусмот рена возмож ность подсоединения к ним датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт.
Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на резервуарах с понтонами, для постоянного сообще ния газового пространства с атмосферой. Во избе жание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара поперечное сечение вентиляци онных патрубков затягивают медной сеткой. Диаметр вентиляционного патрубка обычно принимают равным диаметру приемо-раздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арма туру на резервуарах не устанавливают.
Люк-лаз, помещаемый в первом поясе резер вуара, предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при проведении огневых работ, а потому расположен диаметрально противопо ложно световому люку.
Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефте продукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наи большую температуру. Подъем трубы осуществляется специ альной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка, устанавливаемого на ее конце и поддер живающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефте продукта. Подни мать трубу можно до определенной высоты, в пределах которой она может опускаться под собст венным ве сом.
Водоспускное устройство, устанавливаемое на пер вом поясе резервуара, предназначено для перио дического спус ка подтоварной воды, которая накапли вается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища яв ляется хранение нефте продуктов на водяной подушке, нормаль ная высота которой 3-5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытес нять нефтепро дуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.
14. Подбор дыхательных клапа нов для стальных резервуаров. Дыхательные клапаны резервуаров подбирают по пропускной способности и допускаемому пере паду давления. Максимальный расход газов, прохо дящих через клапан, определяется при заполнении резервуара как сумма расходов, состоящая из: Q3=q3+qt1+qt2+qг
где Q3 — максимальный расход газов; qз — максимальный расход нефтепродуктов при запол нении резервуара; qt1 - максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространст ва от внешней среды qt1=βΔTVг
—коэффициент объемного расширения газа (= 1/273 К-1:); ΔT — скорость нагревания газового пространства резервуара (ΔT=0,0013 К/с); Vг — максимальный объем газового пространства (прини мается равным объему резервуара). Подставив значения ΔT и получим: qt1=4,76∙10-6Vг
qt2— расход газа вследствие нагрева газового пространства при закачке более нагретого нефте продукта
α— коэффициент теплообмена; F — площадь зеркала нефтепро дукта в резервуаре; Тн и Тг — соответственно температуре неф тепродукта, зака чиваемого в резервуар, и температура газового пространства; с — теплоемкость; R — удельная газовая посто янная; р — давление в газовом про странстве резервуара; qг — объем выделяющихся из нефти газов, определяемый по газо вому фактору.
При выкачке нефтепродукта из резервуара рас ход посту пающего через клапан атмосферного воздуха (в м3/с) будет QB=qB+qt , где qв — производительность выкачки нефтепро дукта из резер вуара; qt — дополнительный расход из-за возможного охлажде ния газового простран ства резервуара и частичной конденсации паров.
Наиболее интенсивно резервуар охлаждается во время ливня, поэтому для расчетов скорость охлаждения следует принимать ΔT – 8∙10-3 К/с. Величину qt определяют по формуле qt≈2,9∙10-5VГ
По большему значению Q3 или QB подбирают по каталогу клапан необходимого размера. Если требуемая пропускная спо собность не может быть удовлетворена одним клапаном, то под бирают несколько клапанов меньшего размера.
15. Оптимальные размеры РВС с по стоянной толщиной стенки Толщина боковых стенок резервуаров ограничивается определенным минимальным значением δ0 из условия устойчивости, т.е. недопущение самопроизвольного смятия стенок пустого резервуара. Для применяемых в резервуаростроении сталей эта минимальная толщина равна 4 мм. Если размеры резервуара таковы, что в заполненном состоянии напряжения у нижней кромки корпуса резервуара не превышают допустимых для листов металла с min-ой толщиной δ0 , то такие резервуары сооружают с постоянной толщиной стенки.
В объем металла Vм, необходимого для строительства резервуара, входят: 1) объем металла днища и кровли:
Где λ=δД+δК; δД и δК - соответственно толщины листов днища и кровли; 2) объем металла боковых стенок (корпуса) резервуара: Vб=2πRHδ0 (2), тогда: Vм=πR2λ+ 2πRHδ0 (3). Так как , то
Минимальный объем металла, затрачиваемый на резервуар, найдем из условия dVм/dH=0:
После преобразования
Сопоставляя (5) и (7), заметно, что выражение в левой стороне равенства (7) – это объем металла днища и кровли, а в правой стороне – половина объема металла боковых стенок резервуара, т.е. резервуар с постоянной толщиной стенки имеет наименьший объем металла, когда объем металла днища и кровли в два раза меньше объема металла стенок. Из ур-я (7) находим оптимальную по затрате металла высоту резервуара:
из (4) – оптимальный радиус резервуара:
подставив в формулу (3) значения Н и R из (8) и (9), получим объем металла в резервуаре с оптимальными параметрами: . Максимальный объем оптимального по металловложениям резервуара с постоянной (минимальной) толщиной стенки δ0 определяется из условия достижения максимально допустимых напряжений у нижней кромки корпуса резервуара.
Условие прочности:
Где α=[σ]ρg; ρ – плотность продукта; [σ] – расчетное напряжение материала стенок; g – ускорение свободного падения. В (11) подставляем H и R из (8) и (9) получаем
16. Оптимальные размеры РВС с пе ременной толщиной стенки У резервуаров с переменной толщиной стенок верхние пояса общей высотой Н1 выполняются постоянной толщины δ0, а толщина нижних поясов возрастает по мере увеличения нагрузки. Весь объем металла Vм резервуара с переменной толщиной стенки складывается из:
1) объема металла днища и кровли
2) объема работающего металла, воспринимающего нагрузку от гидростатического давления продукта в резервуаре
Т.к. δ=HR/α, то
3) объем из объема неработающего металла в верхних поясах с толщиной стенки δ0 :
Т.к. Н1=δ0α/R (5), то Vнр1=πδ02α (6)
4) из объема неработающего металла в остальных поясах резервуара:
где n=(Н-Н1)/hП – число поясов с переменной толщиной стенки; е – разность толщин листов двух смежных поясов, е=const.
Учитывая, что πR2H=V:
Тогда полный объем металла резервуара:
Оптимальная по затратам металла высота резервуара:
в левой части ур-я (13) – объем металла днища и кровли, а в правой – объем работающего металла корпуса резервуара. Резервуар с переменной толщиной стенок имеет наименьший объем (массу) металла, когда объем металла днища и кровли равен объему работающего металла корпуса. Оптимальное значение высоты резервуара:
Высота резервуаров с переменной толщиной стенки не зависит от объема резервуара; она определяется только конструктивными элементами резервуара, качеством материала и свойствами продукта.
17. Резервуары с плавающей кры шей и понтоном. Для сокращения потерь легких фракций нефтей и бензинов получили широкое распространение резервуары с плавающей крышей (для южных районов) или с понтоном (для средних и северных районов).
Корпус резервуара с плавающей крышей пред ставляет собой цилиндрическую оболочку, рассчи танную на гидростатическое давление жидкости. Вверху корпуса предусматривается кольцевой балкон, соединенный с землей наружной лестницей, а с плавающей крышей — внутренней качающейся лестницей, шарнирно прикрепленной к верху корпуса резервуара. В нижней части внутренней лестницы имеются специальные катки, при помощи которых лестница перемещается по насти лу крыши в радиальном направлении и потому не препятствует изменению положения крыши по высоте. На нижнем настиле плаваю щей крыши укреплены опоры высотой 1,5—2 м, необ ходимые для ремонта крыши и днища опорожненного резер вуара.
Для обеспечения стока дождевой воды верхнему настилу придается уклон к центру. Вода с крыши удаляется через гиб кий шланг или шарнирную трубу, прикрепленную в центре ниж него настила. Резервуары с плавающей крышей оборудованы люками и замерными устройствами с дыхательными клапанами.
Дыхательный клапан необходим для защиты крыши от ва куума при полной откачке нефтепро дукта и избыточного давления при закачке, когда крыша находится в нижнем поло жении. В настоя щее время существуют плавающие крыши двух ти пов:
двойная понтонная крыша, состоящая из гер метичных отсеков-понтонов, обеспечивающих ее непотопляемость при на рушении герметичности одного или нескольких понтонов;
одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого распола гается кольцевой понтон, разделенный радиаль ными переборками на герметичные отсеки, препят ствующие потоплению крыши. Благодаря малой массе и простоте конструкции крыши второго типа получили наибольшее распространение. Плавающие крыши сваривают из листов толщиной 4-5 мм и испытывают на непроницаемость.
Для предупреждения заклинивания вследствие неровностей стенок резервуара или перекоса при неравномерной осадке плавающая крыша имеет диаметр на 200—400 мм меньше диаметра резер вуара. Зазор между крышей и стенками резервуара уплотняют затворами специальных конструкций, обеспечивающих герметичность при переходе крыши через сварные стыки и неровности поверх ности резервуара. Эффективность работы плаваю щих крыш в значительной степени зависит от надежности уплотняющих затворов, которые должны быть непрерывными и обеспечивать посто янный контакт с корпусом резервуара. Наибольшее распространение получили затворы шторный (щелевой) и линейный (контактный).
Герметизирующая способность затвора зависит от плотности его прилегания к внутренней поверх ности резервуара, степени герметичности самого затвора и объе ма кольцевого пространства.
Cxeмa резервуара с плавающей крышей:
1 — корпус резервуара; 2 — затвор, уплот няющий зазор между корпусом резервуара и плавающей крышей; 5 — плавающая крыша; 4 — насыщенное парами газовое пространство; 5 — поплавки лава- крыши; 6— подвижная ле стница; 7 — неподвижная лестница.
18.Горизонтальные металличе ские резервуары. Горизонтальные цилиндрические резервуары широко применяют на нефтебазах для хранения нефтепродуктов в малых количествах.
По сравнению с вертикальными на сооружение горизон тальных резервуаров расходуется на 1м3 объема больше ме талла. Преимущества горизон тальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их на заводах, в хранении нефтепродуктов под высоким избыточным давле нием и вакуумом, в удобстве подземной установки. Типовые горизонтальные резервуары, изготовляе мые объемом от 3 до 100м3, способны выдерживать внутреннее избыточное давление до 2,5 МПа и вакуумное давление до 0,09 МПа. В зависимости от величины внутреннего давления днища таких резервуаров выполняют сферическими, плоскими или цилиндрическими.
Сферические днища дороже в изготовлении, поэтому их применяют для резервуаров с относи тельно высоким давлением (более 0,3 МПа). Радиус сферического днища принимается равным диаметру корпуса резервуара из условия равнопрочности конструкции при одинаковой толщине корпуса и днища.
Наивыгоднейший радиус горизонтального ре зервуара низкого давления
для резервуаров, испытывающих среднее и высо кое избыточное давление
19. КАПЛЕВИДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. Основное назначение каплевидных резервуаров – хранение н/продуктов с высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением, что позволяет значительно сократить потери от испарения по сравнению с «атмосферными» резервуарами. Однако стоимость цилиндрического «атмосферного» резервуара значительно меньше каплевидного такого же объема. Это объясняется сложностью сооружения каплевидной оболочки. Поэтому непременным условием широкого внедрения каплевидных резервуаров явл-ся его экономичность, которая определяется сравнением дополнительной стоимости и экономии от сокращения потерь за период амортизации. Поскольку стоимость металлоконструкций определяется в значительной мере ее собственной массой, на каплевидные резервуары должно затрачиваться возможно меньше металла. Это условие удается выполнить, используя способность безмоментных оболочек двойной кривизны, а также уравновешивая распределенные по их поверхности нагрузки растяжением или сжатием, одновременно действующими в направлении основной кривизны. В основу определения рациональной формы корпуса резервуара положено требование полного использования несущей способности металла тонкой оболочки вращения.
20. ШАРОВЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. Для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров и сжиженных газов применяют шаровые резервуары, работающие под избыточным давлением 0,25; 0,6; 1,0 и 1,8 МПа. При давлении меньше 0,2 МПа неэкономично применять шаровые резервуары, так как их масса при этом получается такой же, как каплевидных, а стоимость на 40—50% выше из-за необходимости штамповки листов, усложнения обработки фомок и сборки. Материа лом для шаровых резервуаров служит низколегиро ванная сталь 09Г2С. Для индустриальных методов изготовления лепестков оболочки на заводах принят по стоянный ряд диаметров шаровых резервуаров 9; 10,5; 12; 16 и 20 м, соответствующих номинальным объемам 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3. Согласно правилам Госгортехнадзора шаровые резервуары отнесены к сосудам первого класса, для которых запас к пределу прочности должен быть не менее трех, а коэффициент стыковых швов к = 0,85—0,95.
Оболочка сферического резервуара опирается на несколько колонн, привариваемых непосредственно к корпусу, которые передают давление на бетонный фундамент. Для большей жест кости колонны часто соединяют между собой системой растя жек
Шаровой резервуар объемом 600 м3 на стоеч ных опорах: 1 — узел дыхательной арматуры; 2 — поплавковый уровнемер; 3 — шлю зовая камера для камера уровня, температуры сниженного газа и от бора проб; 4 — быстродействующая задвижка; 5 — приемо-раздаточный патрубок; 6 — дренажный кран
21. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ Железобетонные резервуары по геометрической форме разделяются на цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества. Цилиндрические стенки резервуаров, испытывая преимущественно осевые растягивающие усилия, могут иметь небольшую толщину (практически не менее 8—10 см). Арматура стенок состоит из горизонтальных стержней, образующих замкнутые кольца, и вертикальных стержней. Наиболее ответственным узлом резервуара является сопряжение стенки с днищем, которое осуществляется при помощи армированных вутов и добавочных стержней для восприятия растягивающих усилий. Горизонтальные стержни воспринимают кольцевые усилия. Эти усилия увеличиваются к нижней части резервуара (рис. 3,20), однако, начиная примерно с 2/3 высоты от верхней части, благодаря жесткой связи стенки с днищем они перестают возрастать и по степенно уменьшаются к нижней части. В связи с этим сечение кольцевой арматуры, вычисленное по наибольшему усилию, обычно постоянное в нижней части стенки, в верхней же части уменьшается соответственно с уменьшением кольцевых усилий. Вертикальные стержни являются не только монтажными, служащими для удержания колец во время бетонирования, но не обходимы также и для восприятия изгибающих момен тов, действующих в вертикальных плоскостях. Эти стержни обычно принимают несколько меньшего диаметра по сравнению с кольцевыми стержнями и располагают на расстоянии 10—20 см друг от друга. В резервуарах большого диаметра перекрытие собира ют из отдельных плит, опирающихся на промежуточные стой ки: по концентрическим окружностям, а чаще прямоугольной сеткой осей с шагом 3,5—4,5 м. Сечение стоек квадратное, не менее 25Х25 см. Перекрытие цилиндрических резервуаров обычно безбалочное, а для резервуаров диаметрам до 15000 мм — купольное, без промежуточных стоек.
Стенки прямоугольных резервуаров работают на изгиб в го ризонтальном и вертикальном направлениях и обычно имеют большую толщину по сравнению со стенками цилиндрических резервуаров тех же размеров (рис. 3.21). Слабым местом у пря моугольных резервуаров являются углы, которые обычно усили вают вутами с добавочной арматурой для обеспечения жесткой связи стенок между собой. В резервуарах малого объема стенки имеют вид простых плит, которые могут быть постоянной тол щины по всей высоте. Резервуары большого объема могут быть разделены на камеры с одной или несколькими промежуточны ми стенками. При большой длине резервуара делают ребра жесткости.
Перекрытая прямоугольного резервуара выполняют ребри стыми с плитами, опираемыми по контуру, или безбалочными, которые получили наибольшее распространение. Днище при хо рошем грунте может быть бетонное толщиной 30—50 см, причем в этом случае необходима хорошая связь его с железобетонны ми стенками, достигаемая закладкой стержней-коротышей. Чаще днище выполняют железобетонным с утолщением под стенками и стойками.
22.OCHOBAНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ ПОД РЕЗЕРВУАРЫ Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку от массы сооружения на основание. Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подошвы фундамента и воспринимающая давление, передавае мое фундаментом.
Грунты, находящиеся в условиях их природного залегания, являются естественными основаниями сооружений, а грунты, предварительно уплотненные или укрепленные другими способами, — искусственными основаниями.
Крупноблочные, песчаные и глинистые грунты состоят из отдельных минеральных частиц (скелета грунта), между которыми имеются промежутки — поры, заполненные водой, воздухом или цементирующим веществом. Твердые частицы грунта имеют различную величину (от нескольких сантиметров до тысячных долей миллиметра) и различную форму. Физические и механические свойства грунтов зависят от свойств составных частей и их взаимодействия.
Плотностью грунта р называется отношение массы частиц грунта, высушенных до полной потери влаги, к объему, занимаемому этими частицами.
Пористость грунта составляет, т. е. доля объема пустот Vп в общем объеме грунта V=Vп + Vс,
где Vc — объем твердых частиц (скелета) грунта
Коэффициент пористости грунта ε — отношение объема пор к объему твердых частиц, т. е , , .
Угол естественного откоса — наибольшее значение угла, ко торый образует поверхность грунта с горизонтальной плос костью, отсыпанного без толчков и сотрясений. Угол естествен ного откоса (угол, внутреннего трения грунта) характеризует сопротивление грунта сдвигу.
По мере изменения нагрузки на грунт будет меняться и ве личина коэффициента пористости.
23. Температурный режим резервуаров. Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теории нестационарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.
Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внеш него воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследо вании нестационарного теплообмена внутри резервуара.
Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом про странстве резервуара было выполнено И. А. Чарным. Полученная расчетная формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов. Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения площади боковой поверхности Fст к площади крыши резервуара (рис.1, а) Fкр, а другая — от долготы дня и широты местности (рис. 1, б). Чтобы ис ключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена для наиболее длинного дня — дня летнего солнцестояния (22 июня). Таким образом, были получены простые формулы для определения суточ ного колебания температуры газового пространства резервуара: (1), где f1-f8 — функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 1. Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резер вуара Δtг, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю темпе ратуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха Δtв. Однако минимальная температура газа tгmin в резервуаре не может быть ниже минимальной температуры воздуха (tвmin). Поэтому приближенно можно принять:
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
Температура верхних слоев нефтепродукта может быть принята при близительно равной средней температуре воздуха . Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба про цесса стремятся к сохранению .
Из экспериментальных данных амплитуда колебания температуры верх них слоев нефтепродукта в среднем составляет . Выше приведенные рекомендации по определению температурного режима резервуа ров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.
Рис. 1. Графики функции f в уравнении (1)
24. ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой вред всему народному хозяйству, поэтому борьба с потерями — чрезвычайно важная и актуальная задача.
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. Количество нефтепродукта в этой паро воздушной смеси G=cV где с — объемная концентрация паров нефтепродукта в паро воздушной смеси; р — плотность паров продукта; V — объем газового пространства.
Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового про странства резервуара 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. 2. Потери от «больших дыханий» 3.Потери от «обратного выдоха» 4.Потери от насыщения газового пространства. 5. Потери от «малых дыханий»
25. ПОТЕРИ В РЕЗЕРВУАРАХ ОТ «МАЛЫХ ДЫХАНИЙ» Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:
а) из-за повышения температуры газового пространства в днев ное 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 паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резер вуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхатель ный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь — происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры "часть паров конденсируется, паро воздушная 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 дыха тельный клапан, он откроется и произойдет «выдох» («барометри ческие малые дыхания»). При повышении атмосферного давления; может произойти «вдох».
26. ПОТЕРИ В РЕЗЕРВУАРАХ ОТ «БОЛЬШИХ ДЫХАНИЙ» Потери от «больших дыханий» — это вытеснении паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая 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.
27. Потери нефтепродуктов от вентиляции газового пространства резервуаров: Потери от вентиляции газового пространства резервуаров происходят при наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоя нии h по вертикали (рис. 1). Вследствие того, что плотность паровоздушной смеси больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, при котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением , где ρСМ — плотность паровоздушной смеси в резервуаре; ρВ — плотность воздуха.
Секундный расход при газовом сифоне можно вычислить по известной фор муле истечения
(1), где μ — коэффициент расхода при истечении через отверстие (для практиче ских расчетов μ = 0,58); f — площадь отверстия.
Если известны концентрация С и плотность ρН паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта при наличии газового сифона определится из соотношения
Газовый сифон в резервуаре возможен и при герметичной крыше, если, дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 1. В этом случае сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар и может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допускаемое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха и паровоздушной смеси.
28. Потери нефтепродуктов от насыщения газового пространства ёмкости парами нефтепродуктов могут происходить при начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться еще и парами нефтепродукта. Эти потери могут быть и в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.
29. Потери нефтепродуктов в резервуарах от «обратного выдоха» возможны при частичной выкачке нефтепродуктов из емкости, когда ее газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачки происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие испарения некоторого количества нефтепродукта. Если емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве при этом повышается до давления на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смеси, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходи после частичного заполнения очищенной и проветренной емкости, если в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парами («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается «дополнительный выдох».
30. Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при хранении: Выбор определённых методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведётся по технико-экономическим расчётам, основой которых является величина годо вых потерь для каждого из сравниваемых вариантов. Величина потерь от испа рения нефтепродуктов при каждом выбранном варианте оборудования резервуарного парка и приемо-раздаточных устройств меняется с изменением ме теорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер.
Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разде лить на пять групп: 1. Сокращение объема газового пространства резервуара. Чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плава ющими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери до 90%. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наибо лее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов. 2. Хранение под избыточным да влением. Если конструкция резервуара рас считана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют кон струкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избы точного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. Исследованием суммарной стоимости хранения автобензина для резервуаров различной конструкции объемом 5000 м3, позволили сделать следующие выводы: 1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости воз растает, достигая максимального значения в северной климатической зоне; 2) чем меньше коэффициент оборачиваемости при данном избыточном да влении, тем больше срок окупаемости; 3) наиболее эффективны резервуары повышенного давления в южной по лосе нашей страны, так как с повышением температуры окружающего воздуха резко сокращается срок окупаемости капитальных затрат. 3. Уменьшение амплитуды колеба ния температуры газового пространства резервуара. Постоянстве абсолютных температур газового пространства, потери от «ма лых дыханий» возможны лишь за счет колебания барометрического давления. Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или зна чительного уменьшения амплитуды колебания температур газового простран ства резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуа ров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение. 4. Улавливание паров нефтепродуктов, уходящих из емкостей. Наибольшее распростра нение получила газоуравнительная система, представляющая сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые простран ства резервуаров между собой.
Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров перетекают в освобождающиеся, и потери от «больших дыханий» не происходит.
Рис. 1. Газоуравнительная система.
1 — резервуар; 2 — дыхательный клапан; 3 — газгольдер; 4 — регулятор давления; 5 — сборный газопровод; 6 — конденсатосборник; 7 — насос для откачки конденсата; 8 — конденсатопровод.
5. Организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров — одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эф фективными являются следующие организационные мероприятия. 1. Для уменьшения потерь от «малых дыханий» в «атмосферных» резервуа рах необходимо легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По той же причине рекомендуется по возможности скон центрировать остатки легкоиспаряющихся нефтепродуктов в одном резервуаре. 2. Для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки из резервуара в резервуар. 3. Чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефте продукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что при выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуум ную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следова тельно, при закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же, наоборот, целесообразнее производить днем. 4. Известно, что потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны пло щади испарения. Но так как с увеличением объема резервуара отношение пло щади поперечного сечения к объему падает для типовых «атмосферных» резер вуаров, то отсюда следует, что легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема. 5. Важное значение имеет техническое состояние резервуаров и дыхатель ной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и ис правности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового про странства. 6. Правильная организация системы учета, предусматривающая примене ние современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.
31 Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах. В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода. Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.
На рис1а представлена схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы.
На рис.1,б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячий газы. К этому способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0.3-1,5 кВт при длине 3-60 м.
На рис.1,г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод при меняют в основном при перекачке вязко-пластических нефтепро дуктов. На рис.1,в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укладывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбирают с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.
Рис 1
32. Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах. Переносные паровые змеевики состоят из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб (рис.1). Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагрева телей составляет 23,1 м2.
Небольшая поверхность нагрева и низкая эффективность теп лообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к неф тепродукту при естественной конвекции обусловливают боль шую продолжительность подогрева. При этом в цистернах по сле слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4— 0,5 МПа.
Стационарные паровые подогреватели применяют двух типов:
1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пapa в подогреватель;
2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.
Переносные электрические подогреватели имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обла дающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцовых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, по лучают соединение на треугольник.
В настоящее время применяют круглые и плоские раскла дывающиеся электрические подогреватели. Такие подогревате ли состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые рас крываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает их от круглых электрических подогревателей.
Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, желез нодорожные цистерны и рельсы.
Электроиндукционный нагрев заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропус кают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле.
При этом в стенках цистерны индуцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.
Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем их интенсивного перемешивания.
Рис 1 Переносный змеевиковый паровой подогреватель
33. Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках. Такой подогрев осуществляется посредством паровых зме евиков, уложенных по дну танков на высоте 100—150 мм от об шивки. Для подвода к змеевикам пара и отвода из них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком проклады вают две магистрали (рис.1) —паровую 2 и конденсатную 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распределительной 3 и сборной 6), к которым присоединены змеевики подогревателя 5. Вход ные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы. На паровой и конденсатных линиях ус тановлены разобщительные клапаны 10.
Свежий пар поступает в систему из котла через редукцион ный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. От работанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение контрольной цистерны — предотвращение попадания нефти в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран 7, который открывают при впуске пара в змеевик. Система подогрева ра ботает в период нахождения танкера в пути.
Рис. 1. Схема паровых подогревателей в танкере
34.Подогрев нефтепродуктов при хранении. Трубчатые подогреватели в резервуарах приме няют двух типов — змеевиковые и секционные. Такие подогрева тели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки или в виде отдельных секций. Теплоноситель, проходя по систе ме труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепро дуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефте продукты— это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях. Секционные подогреватели комплектуют из отдельных стан дартных элементов; каждый из них состоит из четырех парал лельных труб, концы которых вварены в коллекторы диамет ром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединены при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандар тизированы.
Местные подогреватели. При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс по догрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемо-раздаточной трубе, а в эксплутационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать. На рис.1 представлены различные конструкции местных подогревателей.
Шахтный подогреватель состоит из кожуха, защищенного тепловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг которой расположен змеевиковый подогреватель. Наиболее мощные местные подогреватели - секционные коробчатой конструкции, которые состоят из трех параллельных ветвей, расположенных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице. Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев.
Рис.1. Местные подогреватели: а —. шахтный: б — секционный
35.Хранение нефти в горных выработках. Строительным материалом для подземных емкостей, соору жаемых в толще земной коры, является сама горная порода.
Подземные емкости по способу их сооружения подразделяются на: ледогрунтовые; шахтные; хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва, и хранилища, сооружаемые в толщах каменной соли способом выщелачивания.
Ледогрунтовые хранилища сооружают в районах вечной мерзлоты и представляют собой выемку в грунте, устраиваемую выше горизонта с нулевым колебанием температуры породы. По конструкции эти емкости представляют собой траншею шириной до 5 м, имеющую специально намороженное ледяное перекрытие сводчатой формы, покрытое сверху термоизоляционным слоем (рис1). Термоизоляционный слой рассчитывают с учетом поддержания в ледяном своде хранилища температу ры не выше —3°С. Дно и борта траншеи облицовывают льдом. Верхнюю кромку ледяного перекрытия устраивают на 0,5 м ни же уровня, соответствующего глубине оттаивания породы ле том. Площадка для строительства ледогрунтового хранилища должна быть удалена от естественных источни ков тепла на расстояние не менее 50 м. Ледогрунтовые храни лища размещают преимущественно в тонкодисперсных, незасоленных, льдонасыщенных суглинистых породах, имеющих влажность не менее 20%. Мерзлые породы обеспечивают необходимую прочность и устойчивость емкости без применения крепи. Температура заливаемого в емкость нефтепродукта должна быть не выше 0°С.
Шахтные хранилища (рис.2)строят при помощи специальных вер тикальных или наклонных скважин, с последующими горизон тальными выработками-штольнями для вскрытия пласта, в котором намечено создать хранилище. Наиболее пригодными для строительства подземных шахтных емкостей являются: осадочные породы (плотные известняки, доломиты, гипс, мел и т.д.) и метаморфические породы (глинистые и ши ферные сланцы, кварциты, кремнистый сланец). Одной скважиной можно разработать несколько емкостей для различных нефтепродуктов. Шахтные хранилища представляют собой отдельные тонне ли или систему взаимосвязанных горизонтальных выработок, имеющих уклон 0,002 в направлении к месту установки откачи вающего насоса. Разрыв между выработками должен быть рав ным 3—5-кратной ширине емкости. Сечение емкостей может быть сводчатым, круглым или трапецеидальным. Сливать нефтепродукты в подземную емкость можно самотеком (светлые нефтепродукты) или при помощи насоса. Весьма эффективным является использование забро шенных горных шахт (после окончания разработки полезных ископаемых) под хранилище для нефтепродуктов.
Хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва, представляют собой скважину, оборудованную обсадной колон ной; при этом скважину бурят до расчетной глубины, соответ ствующей высоте будущей емкости. Сначала в скважине взры вают прострелочные заряды с целью создания необходимой по лости для размещения основного заряда. В результате полного камуфлетного взрыва основного заряда пластичная среда сжи мается, а затем деформируется, образуя полость сфероидаль ной формы с уплотненными стенками (рис.3). Наиболее бла гоприятными породами для создания подземных хранилищ взрывным способом являются пластичные глины и суглинки. Емкости, создаваемые камуфлетным взрывом, дешевле стальных резервуаров.
Подземные хранилища в отложениях каменной соли. Важным свойством каменной соли является способность резко увеличивать пластические свойства при повышении давления. Пластичность каменной соли повышается при смачивании. Образование подземных хранилищ в отложениях каменной соли осуществляется циркуляционным выщелачиванием – растворением соли водой, нагнетаемой через скважину в пласт с одновременным выдавливанием образующегося при этом рассола на земную поверхность. Для управления формообразованием емкости при выщелачивании солей в пласт вводят нерастворитель - чаще всего нефтепродукт, для которого предназначено хранилище.
Рис. 1. Ледогрунтовое хранилище: / — термоизоляционный слой; 2 — дыхательный клапан; 3 — электродвигатель; 4 — ледя ное перекрытие; 5 — эксплуатационный колодец; 6 — насос; 7 — емкость
Рис. 2. Шахтное хранилище: 1 — трубопровод для заполнения хранилища нефтепродуктом; 2 — буро вая скважина; 3 — эксплуатационная колонна; 4 — хранилище; 5 — на сосная станция
Рис. 3. Схема последовательности работ при создании хранилищ методом камуфдетного взрыва: а — бурение скважины на начальный размер; б — обсадка скважины (цементация затрубного пространства и бурение скважины на конечный размер); в — первый «прострел» скважины; г — второй «прострел» скважины; д — взрыв основного заряда взрывчатого вещества (ВВ); е — готовое подземное хранилище
41. Нефтяные гавани и причалы. Для налива и разгрузки нефтеналивных судов строят специальные гавани с причалами. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией, должна быть укрыта от волнения. В нефтегавани должны отсутствовать сильные течения, ледоходы и донные наносы, должна быть обеспечена пожарная безопасность.
Для размещения гавани выбирают естественные укрытия – бухты, заливы, затоны. Если нет естественных укрытий, то сооружают искусственные – волноломы, дамбы, стенки оградительные и т. д.
Акватория нефтегаваней и их глубина должны быть достаточными для плавания и размещения нефтеналивных судов и обслуживающих буксиров.
Минимальная глубина воды у причалов определяется по формуле
Hmin = H0 + Hв +0,5,
где H0 – максимальная осадка судна; HВ – наибольшая высота волны.
Для речных гаваней Hmin ≥ 5м и для морских Hmin ≥ 11м.
Для обработки нефтеналивных судов в гаванях сооружают причалы. Причалы можно размещать параллельно набережной (обычно речные причалы) и на пирсах (морские причалы) – искусственных сооружениях, расположенных перпендикулярно или под углом к набережной.
Причальные сооружения строят из огнестойких материалов (камень, бетон, железобетон). Размеры причальных сооружений должны соответствовать размерам судов.
Для обслуживания нефтебаз сооружают причальные сооружения разнообразных конструкций в зависимости от колебания уровня воды, геологических условий дна и берега и других условий.
Береговые причалы бывают стационарными и плавучими. Плавучие причалы, металлические или железобетонные, применяют для нефтебаз, расположенных на реках и озерах с пологим дном и м большим колебанием уровня воды. В большинстве случаев сооружаются причалы стационарные. Они бывают: железобетонными, в виде отдельных устоев и швартово – отбойных пал; центральный устой соединяется с береговым мостом; в виде каменной или железобетонной вертикальной стенки, представляющей собой набережную; эстакадные, металлические или из сборного железобетона; косяковые, состоящие из металлической тележки, перемещающейся по наклонным рельсам, в зависимости от уровня воды в реке.
Нефтепричалы соединяются с нефтебазой трубопроводами – грузовыми для выкачки и закачки нефтепродуктов, топливными для снабжения топливом силовых установок танкеров, водяными, пенопроводами для тушения пожаров. Трубопроводы на нефтепричалах должны допускать полное опорожнение их после слива или налива. На причалах или около них предусматриваются помещения для обслуживающего персонала и для хранения инвентаря, инструментов и материалов, необходимых для эксплуатации.
На пирсах и береговых причалах прокладываются грузовые трубопроводы, рассчитанные на обеспечение своевременного налива любого танкера.
42. Замер и учет нефти и нефтепродуктов. Учет и измерение количества нефтепродуктов производится тремя методами: массовым, объемно – массовым и объемным. Небольшие партии нефтепродуктов (в таре, автоцистерне или вагоне – цистерне) могут быть взвешены на стационарных или передвижных весах. Количество отпущенного нефтепродукта может быть определено также с помощью массовых счетчиков.
Количество больших партий нефтепродуктов (в резервуарах, трубопроводах) определяют объемно – массовым методом – измеряют объем нефтепродукта V и его плотность ρ при данной температуре, а затем пересчитывают в массу G = Vρ.
Объемным способом учитывают нефтепродукты на автозаправочных станциях, когда количество отпущенного нефтепродукта исчисляется в литрах.
Для пересчета объемных количеств в массовые определяют плотность нефтепродукта при температуре замера. Этот замер производится на пробе нефтепродукта, отбираемой из емкости. Пробы из резервуаров отбираются с помощью сниженного пробоотборника, а из других емкостей – специальными пробоотборниками.
Пробы нефтепродуктов подразделяются на индивидуальные и средние. индивидуальная проба отбирается в один прием и характеризует качество нефтепродукта в одном месте. Средняя проба получается смешением нескольких индивидуальных проб и характеризует среднее качество нефтепродукта в одной или нескольких емкостях.
Температура пробы нефтепродукта определяется с помощью термометра, а плотность – ареометром, который представляет собой запаянную с двух сторон стеклянную трубку с грузом и со шкалой. Плотность нефтепродукта определяется глубиной погружения в него ареометра.
Объем нефтепродукта в емкостях определяется по высоте уровня. Определение уровня или высоты взлива в емкости производится с помощью стальной мерной ленты через люк в крыше емкости или при помощи специальных приборов – уровнемеров, которые могут быть поплавковыми, магнитными, пневматическими и других конструкций. Приборы для измерения уровня можно оборудовать устройствами передачи показаний на расстояние.
Точность определения массы нефтепродукта, принятого или отпущенного из резервуара, будет зависеть от точности определения объема. Для упрощения расчетов на каждый резервуар составляют замерные таблицы, называемые также калибровочными, характеризующие объем заполненной части резервуара в зависимости от высоты взлива с интервалом через каждый сантиметр. Таблицы составляют на каждый резервуар в отдельности.
Калибровка резервуаров может производиться следующими способами: 1) путем налива в емкость или слива из нее измеренных объемов воды (для малых емкостей); 2) с помощью объемных счетчиков; 3) путем обмера и подсчета объема емкости – наиболее распространенный способ.
Обмеры резервуаров производится с помощью стальных мерных лент. Измеряют длины окружностей поясов резервуара, высоты поясов и толщины стенок поясов. Расчет объема резервуара производится по обычным формулам объема геометрических тел.
Точность замера количества нефтепродукта в резервуаре зависит от состояния резервуара (отсутствие осадка днища, наклона, деформации корпуса и т. д.), точности определения уровня, температуры, плотности нефтепродукта и квалификации лица, производящего замер.
Высоту взлива следует измерять не менее двух раз. Так же измеряют уровень подтоварной воды. Плотность и температуру нефтепродукта определяют по средней пробе, составленной не менее чем из трех индивидуальных проб, взятых из верхней, средней и нижней частей емкости по высоте в соответствии с ГОСТ 2517 – 69.
43. Суточная и сезонная неравномерность потребления газа. Способы погашения. Потребление газа в течение года и суток является неравномерным. Различается неравномерность: сезонная (месячная), суточная и часовая.
Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом газа на отопление в зимнее время, а также некоторым уменьшением потребления газа летом на коммунально – бытовые нужды.
В течение недели по отдельным ее дням неравномерное потребление газа вызвано укладом жизни населения, режимов работы предприятий и изменением температуры наружного воздуха. Эта неравномерность потребления газа называется суточной.
В течение суток газ потребляется также неравномерно (часовая неравномерность).наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Режим потребления газа промышленными предприятиями определяется главным образом числом рабочих мест.
Неравномерность потребления газа характеризуется коэффициентами неравномерности: 1. коэффициент сезонной неравномерности К1 определяется как отношение расхода газа за данный месяц к среднемесячному расходу; 2. коэффициент суточной неравномерности К2 рассчитывается как отношение расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за неделю; 3. коэффициент часовой неравномерности К3 определяется как отношение расхода газа за один час к среднечасовому расходу за сутки.
Способы погашения суточной неравномерности газопотребления. Для устранения суточной неравномерности потребления газа используют газгольдеры и объем последнего участка газопровода.
Газгольдеры, предназначенные для снятия суточной неравномерности газопотребления, должны быть рассчитаны на достаточно высокое давление, чтобы можно было от них питать городскую сеть. Газгольдеры устанавливают горизонтально и вертикально на специальных опорах. Устанавливают их группами по несколько газгольдеров в одной группе. Для отключения каждого из газгольдеров и их групп предусмотрена отсекающая арматура. Каждый газгольдер и каждая их группа снабжены предохранительными клапанами, срабатывающими при превышении рабочего давления на 10 %.
Последний участок магистрального газопровода работает в условиях, отличающихся от условий работы промежуточных участков. Массовый расход газа в начале последнего участка постоянен, а в конце – переменный и равен меняющемуся в течение суток отбору газа потребителем. Ночью, когда отбор газа из газопровода меньше расхода в газопроводе, газ накапливается в последнем участке, причем вследствие этого давление в участке растет. В дневные часы, тогда отбор превышает расход в газопроводе, давление в последнем участке снижается. Поскольку все время расходы в начале и конце участка неодинаковы, количество газа, накапливаемое в последнем участке, следует определять по уравнениям неустановившегося движения газа в трубопроводе. Расчет по формулам неустановившегося движения сложен. Однако в этом случае расчет можно вести методом смены стационарных состояний, погрешность которого находится в пределах 15 – 20 %, что при расчете аккумулирующей способности последнего участка газопровода допустимо.
Способы погашения сезонной неравномерности газопотребления. Технико – экономические расчеты и уже имеющийся опыт ряда стран показывают, что наиболее целесообразным способом компенсации сезонной неравномерности потребления газа является создание подземных хранилищ.
Для работы магистрального газопровода на полную мощность в течении всего года необходимо организовать хранение летних избытков газа вблизи конечного пункта, чтобы потом, в зимнее время, возвратить их потребителю.
Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления применяются следующие основные типы подземных хранилищ: подземные хранилища в истощенных газовых и нефтяных месторождениях; подземные хранилища в водоносных пластах; подземные хранилища в соляных куполах; подземные хранилища в искусственных выработках (заброшенных шахтах). Последние используются для хранения сжиженных газов.
Для хранения больших количеств природного газа в первую очередь используют истощенные газовые, а также нефтяные месторождения. Самыми выгодными для подземного хранилища являются выработанные месторождения нефти и газа, если они расположены на небольшом расстоянии от районов потребления. Экономическая эффективность хранилища тем выше, чем больше его полезная вместимость (она должна составлять не меньше нескольких сотен миллионов кубических метров).
Пропускная способность газопровода от подземного хранилища до потребителя должна соответствовать сумме отбора газа из подземного хранилища и пропускной способности основной части магистрального газопровода.
44. Подземное хранение газа. Подземное хранение аза получило преимущественное распространение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях. Техико – экономические показатели свидетельствуют о том, что хранилища в истощенных пластах более эффективны, чем другие виды хранилищ. Это объясняется рядом причин: 1) наличие залежи гарантирует возможность хранения газа; 2) при обустройстве хранилища отпадает необходимость проведения разведочных работ, бурения скважин и т. д.; 3) возможность использования имеющейся системы промысловых коммуникаций для транспорта газа; 4) допустимое давление в подземном хранилище можно принять равным или несколько большим первоначального давления.
Проектирование, создание и эксплуатация газового хранилища имеют свои особенности, однако в основу положен принцип проектирования разработки газовых месторождений.
В истощенных нефтяных залежах при хранении газа часть тяжелых углеводородов оставшейся нефти переходит в газообразное состояние и извлекается из пласта вместе с хранимым газом. В этом случае необходимо запроектировать установки для выделения тяжелых углеводородов из газов.
Хранилища газа в водонапорных системах являются искусственными газовыми залежами. Обычно хранилища создают в ловушках пластовых водонапорных систем.
Создание хранилища проводится путем вытеснения или оттеснения воды газом. При вытеснении вода из пласта удаляется через разгрузочные скважины, при оттеснении – перемещается водонапорную систему.
Пласт – коллектор, предназначенный для хранения газа, должен быть расположен вблизи мест потребления, чтобы избежать сооружения дополнительных газовых коммуникаций большой длины.
Выбранный коллектор (ловушка) должен быть герметичным, что предотвращает потери газа. Для этого важно, чтобы кровля пласта была плотной и прочной.
Если кровля над хранилищем представлена пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами пи отсутствии трещин и разломов, то обычно мощность кровли 5 – 15 м на глубинах 300 – 1000 м уже достаточна для предотвращения утечек газов. Находящийся в ловушке газ снизу и по краям подпирается, как правило, водой.
Наиболее экономичными считают хранилища на глубине 300 – 600 м.
45. Хранение сжиженных газов. Горючие сжиженные газы, являющиеся товарным продуктом нефтяной и газовой промышленности, бывают двух видов: сжиженные нефтяные газы и сжиженный природный газ.
Сжиженные нефтяные газы (СНГ) – это углеводородные газы, которые при нормальной температуре сравнительно небольшим повышением давления могут быть переведены из газообразного состояния в жидкое. Товарные СНГ представляют собой, как правило, смесь пропана и бутанов с небольшими примесями этана и более тяжелых алканов и алкенов.
Основными источниками получения сжиженных газов являются попутные газы, природный газ газоконденсатных месторождений, природный газ газовых месторождений с повышенным содержанием тяжелых углеводородов, а также газы, вырабатываемые на нефтеперерабатывающих заводах.
СНГ хранят в наземных и заглубленных металлических резервуарах и в подземных выработках.
В металлических резервуарах СНГ можно хранить при температуре окружающего воздуха и повышенном давлении либо при атмосферном давлении и низких температурах.
Наземные резервуары рассчитывают на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров СНГ при максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже + 50°С. Для заглубленных резервуаров расчетной принимается максимальная температура грунта в летнее время, но не ниже + 25°С. Этим максимальным температурам соответствуют давления насыщенных паров индивидуальных углеводородов, входящих в состав СНГ, от 0,4 до 1,7 МПа. На рабочие давления в этом диапазоне и рассчитывают шаровые и горизонтальные цилиндрические резервуары со сферическими днищами, предназначенные для хранения СНГ.
Цилиндрические резервуары изготовляют объемом от 10 до 200 м3, сферические – объемом 600 м3.
Недостатки металлических резервуаров повышенного давления (большой расход металла, высокая пожаро – и взрывоопасность) в значительной степени устранены в так называемых изотермических резервуарах, где поддерживается низкая температура. Это позволяет хранить газы в жидком состоянии при атмосферном давлении.
Основными компонентами низкотемпературного хранилища для СНГ являются изотермический резервуар и компрессорно – холодильная установка.
Весьма выгодно хранить СНГ в подземных выработках, созданных размывом полостей в соляных пластах и куполах. Капиталовложения для создания таких емкостей в 8-15 раз меньше, чем на сооружения наземных металлических резервуаров, а удельные затраты металла в 40-100 раз меньше.
К подземным выработкам относятся и льдогрунтовые резервуары, представляющие собой выемку в искусственно замороженном грунте. Такие резервуары можно создавать в любых грунтах, в том числе и в болотистых, водонасыщенных грунтах, они обладают достаточной герметичностью, пониженной пожароопасностью, удельные затраты металла для них малы.
Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой сжиженный метан с весьма незначительными примесями других веществ (азота и др.). Поскольку критическая температура метана – 82,1 град.С , для сжижения его нужно охлаждать ниже этой температуры. Это осуществляется на установках многоступенчатого охлаждения с применением нескольких хладоагентов (аммиак, этилен, метан).
Так как в 1м3 СПГ содержится более 600 м3 природного газа при нормальных условиях, возникает возможность хранить большие количества газа в небольших по габаритам емкостях, что особенно ценно при хранении запасов газа для компенсации неравномерности газопотребления в близи крупных городов.
СПГ целесообразно хранить при низком давлении, близком к атмосферному. Для сохранения в жидком состоянии температура СПГ должна быть не выше -161,4 град.С. Резервуары для хранения СПГ должны иметь надежную теплоизоляцию, а материал резервуаров должен быть стойким к воздействиям низких температур, обладать высокой ударной вязкостью.
Металлические резервуары для хранения СПГ изготавливают двухстенными, с внутренней оболочкой из никелевой стали (легированной 3,5% и более никеля) и межстенным пространством, заполненным теплоизоляционными материалами (бальза, пористые пластмассы, перлит).
СПГ также хранят в льдогрунтовых резервуарах и железобетонных резервуарах с двойной стенкой. В обоих случаях снимается проблема хладноломкости материала (в льдогрунтовых резервуарах она остается для металлической кровли обычно изготовляемой их не подверженных хладноломкости цветных металлов) и сокращаются затраты на теплоизоляцию, так как грунт и особенно бетон обладают значительным тепловым сопротивлением.