Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов

2.2 Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов

Нефть и светлые нефтепродукты на НПЗ хранятся в металлических емкостях и резервуарах, а темные нефтепродукты — в металлических и железобетонных резервуарах. В отдельных случаях при наличии благоприятных геологических структур хранение сырья и продуктов может и должно осуществляться в горных выработках, вымытых куполах каменной соли, уплотнениях пластических пород взрывом, шахтных и ледогрунтовых выемках. По расположению и планировке резервуары (хранилища) могут быть:

1)  наземными, когда днище резервуара или пол хранилища находятся на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей территории, а также когда резервуар заглублен менее чем на половину высоты;

2)  полуподземными, когда резервуар или хранилище заглублены не менее чем на половину их высоты, при этом наивысший уровень жидкости в резервуаре или разлившейся жидкости находится выше наинизшей планировочной отметки прилегающей территории не более чем на"2 м;

3)  подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории.

По конструкции различают:

1) стальные емкости объемом до 100 м³ и резервуары объемом более 100 м³ — вертикальные и горизонтальные цилиндрические, с коническими днищами, с плоскими и сферическими крышами, с плавающими крышами и понтонами, каплевидные и шаровые;

2) железобетонные резервуары — вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные.

Металлические резервуары можно подразделить по методу их изготовления и сборки. Обычно применяют метод полистовой сборки и метод рулонирования. Метод рулонирования заключается в том, что заводы металлических конструкций на специальных стендах изготавливают не отдельные листы, а цельные корпус и днище в виде полотнищ, которые сворачиваются в рулоны и транспортируются на площадку строительства, где разворачиваются н свариваются. Очевидно, что такой метод монтажа имеет ряд преимуществ "по сравнению с методом полистовой сборки, но требует специального оборудования для монтажа.

Резервуары различаются также по расчетному давлению. Предназначенные для хранения темных нефтепродуктов резервуары рассчитаны на давление 200 Па (20 мм вод. ст.). Хранение светлых нефтепродуктов должно осуществляться в резервуарах с давлением до 2 кПа (200 мм вод. ст), сжиженных газов и индивидуальных углеводородов (пропан, бутан)—в шаровых или цилиндрических резервуарах с повышенным давлением (0,2 МПа и более).

Резервуары могут быть предназначены для промежуточного и товарного хранения сырья и продуктов, отстаивания воды и осаждения механических примесей, смешения нефтепродуктов, хранения реагентов.

Все резервуары рассчитаны на хранение продуктов плотностью не более 900 кг/м³. Продукты плотностью более 900 кг/м³ хранятся в специальных резервуарах.

В СССР изготовление емкостей и резервуаров осуществляется по типовым проектам. Ведущей организацией по разработке проектов вертикальных цилиндрических стальных резервуаров является ЦНИИПроектстальконструкция.

Железобетонные резервуары, несмотря на кажущиеся преимущества (меньший удельный расход стали, более низкие потери легких фракций от малых дыханий), имеют существенные недостатки. Их применение связано с сооружением подземных насосных, прокладкой трубопроводов в каналах или сооружением колодцев в местах установки арматуры. В заглубленных сооружениях создаются благоприятные условия для скопления газов, что приводит к повышенной пожарной опасности. Пористость бетона, неравномерная осадка панелей, колебания температуры продуктов приводят к образованию трещин и утечкам. Поэтому на всех вновь сооружаемых заводах хранение сырья и получаемых продуктов предусматривается, как правило, в наземных металлических резервуарах.

Хранение легких фракций бензина (н. к. — 62°С), сжиженных углеводородных газов, индивидуальных углеводородов (пропана и бутана) осуществляется в емкостях под повышенным давлением. Изготавливаются эти емкости по нормали ВНИИНефтемаша ОН 26-02-151—69 и отдельным проектам ЦНИИПроектсталькоиструкции.

Таблица5

Типовые стальные вертикальные резервуары объемом 100—30000 м³ со щитовой кровлей (в том числе и резервуары с понтоном)

Резервуарное оборудование

Для безопасной и удобной эксплуатации резервуары оснащаются дополнительным оборудованием, выбор которого зависит от типа хранимого продукта и условий хранения. Резервуарное оборудование применяется для заполнения и опорожнения резервуаров, замера уровня нефтепродукта, проветривания, зачистки, отбора проб, сброса подтоварной воды, поддержания определенного давления в резервуарах, пенотушения.

В зависимости от свойств хранимых жидкостей резервуарное оборудование подразделяется на две группы:

1)  для резервуаров, в которых хранятся светлые нефтепродукты и которые рассчитаны на давление 2 кПа (200 мм вод. ст.);

2)  для резервуаров, в которых хранятся темные нефтепродукты и которые рассчитаны на давление 200 Па (20 мм вод. ст.).

Приемо-раздаточные устройства включают в свои состав приемо-раздаточные патрубки (ПРП), хлопушки или шарнирные подъемные трубы.

Снаружи резервуара к ПРП присоединяются приемные или раздаточные трубопроводы. Внутри резервуара на |ПРП устанавливается хлопушка или шарнирная подъемная труба. Последняя используется в том случае, когда продукт поступает с большим количеством механических примесей или наблюдается некоторое расслоение продукта и возникает необходимость откачивания жидкости с определенного уровня. Как правило, резервуары снабжаются двумя патрубками: приемным, по которому продукт поступает в резервуар, и раздаточным, по которому продукт откачивается из резервуара. Патрубки располагаются в нижнем поясе резервуара.

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае неисправностей в приемо-раздаточном трубопроводе или задвижках. Обычно хлопушка оборудуется механизмом управления, позволяющим поднимать ее за счет приложения принудительной силы. На нагнетательной трубе можно устанавливать хлопушку без управления, так как струя нефтепродукта силой давления поднимает крышку хлопушки и постороннего воздействия не требуется.

На раздаточном трубопроводе предусматривается управление хлопушкой, которое состоит из барабана, троса и штурвала (вместо штурвала для ПРП-400, 500 и 600 применяется электропривод и перепускное устройство).

Перепускное устройство предназначено для облегчения открытия хлопушки. Оно уравнивает давление нефтепродукта - над и под хлопушкой за счет его перепуска из резервуара в приемо-раздаточный патрубок.

Световой люк служит для проветривания резервуара перед зачисткой или ремонтом, подъема хлопушки или шарнирной трубы при обрыве рабочего тросика. Располагается люк на крыше резервуара, над приемо-раздаточными патрубками. При щитовой кровле используется люк ЛЩ-200 (ГОСТ 3590—68) диаметром 500 мм и массой 41 кг, при сферической кровле — ЛС-380 диаметром 500 мм и массой 50,5 кг.

Люки-лазы предназначены для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара при его ремонте и зачистке, освещения и проветривания резервуара. Люк-лаз первого (нижнего) пояса резервуара устанавливается диаметрально противоположно световому люку. Диаметры люков-лазов первого и второго пояса — 500 мм (чертеж 7-02-321). Масса люка-лаза первого пояса — 1,02 кг, люка-лаза второго пояса — 114 кг.

Замерный люк предназначен для замера уровня продукта в резервуаре и отбора проб при неисправности дистанционного указателя уровня (УДУ) и сниженного пробоотборника (ПСР). Замерный люк устанавливается на специальном патрубке, приваренном к крыше резервуара, невдалеке от стенки резервуара. Люк Л3-1.00 имеет диаметр 100 мм и массу 4,5 кг, люк ЛЗ-150 —диаметр 150 мм и массу 6,5 кг (ГОСТ 16133—70).

Дистанционный указатель уровня служит для дистанционного замера уровня продукта в резервуаре. В зависимости от уровня продукта в резервуаре осуществляется перемещение поплавка, который соединен с перфорированной лентой. Лента находится в зацеплении с мерным шкивом. Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого соответствуют уровню продукта в резервуаре. Разработаны различные модификации УДУ: для вертикальных наземных резервуаров— УДУ-5М, для резервуаров с плавающей крышей — УДУ-5Б, для заглубленных резервуаров — УДУ-5А, для резервуаров повышенного давления — УДУ-5Д.

Пробоотборник позволяет отобрать пробу, соответствующую среднему составу нефтепродукта в резервуаре (забор осуществляется из разных по высоте зон).

Пробоотборник ПСР-4 состоит из двух клапанных секций, концевой трубы с одним клапаном, соединенных между собой фланцами, воздушной трубы, верхнего люка и панели управления отбором и сливом пробы. Отбор пробы проводится следующим образом. Ручным насосом создается избыточное давление в воздушной трубе, открываются нормально закрытые клапаны, и продукт поступает в пробоотборную колонку. После заполнения колонки давление в системе при помощи спускного клапана снижается до нуля, что приводит к закрытию клапанов отбора проб. Нажатием специальной рукоятки осуществляется отбор пробы в специальную пробоотборную.

Масса пробоотборников (ТУ 25-02-494—71): ПСР-4 — 62 кг ПСР-7 (для резервуаров с понтонами) — 70 кг.

Вентиляционный патрубок служит для сообщения газового пространства резервуара, наполненного темными нефтепродуктами и маслами, с атмосферой. Устанавливается такой патрубок в верхней точке крыши резервуара. Поперечное сечение патрубка затягивается медной сеткой, препятствующей попаданию искр внутрь резервуара. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком. При снятом колпаке проводится осмотр и чистка сетки.

Выбор вентиляционного патрубка зависит от максимальной производительности насосов, осуществляющих подачу и откачивание продуктов в резервуар. Диапазон производительности и тип принимаемого вентиляционного патрубка приводятся в типовом проекте резервуара.

На резервуарах устанавливаются стандартные вентиляционные патрубки (ГОСТ 3689—70), характеристики которых приведены ниже:

Огневой предохранитель предназначен для предотвращения проникновения пламени в пространство резервуара. Устанавливается он совместно с дыхательным и предохранительным клапанами.

Внутри корпуса стандартного огневого предохранителя размещаются кассеты, которые состоят из свитых в спираль гофрированных и плоских лент алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов.

Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в него, проходит через множество каналов и в результате этого делится на мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача теплоты стенкам каналов, и пламя затухает. Заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением и достаточно устойчивы против обледенения. Характеристики огневых предохранителей приведены ниже:

Дыхательные клапаны предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения и защиты резервуара от разрушения при повышенном Давлении или вакууме. Они монтируются на крыше резервуара у замерной площадки при хранении в нем* легковоспламеняющихся нефтепродуктов.

Гарантированная защита резервуара достигается за счет установки дублирующего предохранительного клапана, который начинает работать, после возрастания давления в резервуаре или образования вакуума выше допустимого на 5—10%,

Клапан фланцем крепится к огневому предохранителю, установленному на штуцере резервуара. Корпус клапана—сварной алюминиевый. Внутри клапана на одной оси располагаются съемные тарелка вакуума и тарелка давления , которые опираются на алюминиевые седла. Откидная крышка помещается над клапанами, что позволяет производить их осмотр, чистку и проверку. Вертикальное движение тарелок обеспечивается направляющей и направляющими стержнями (по четыре на каждый клапан). Сообщение клапана с атмосферой осуществляется через сетку.

Насосы

На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмульсий применяются в основном центробежные и поршневые насосы иреже шестеренные, ротационные или винтовые.

Центробежные насосы. Для перекачки нефти: наибольшее распространение получили центробежные насосы, которые имеют следующие преимущества по сравнению с поршневыми: малые габариты; относительно небольшую стоимость; отсутствие клапанов и деталей с возвратно-постунательным движением; возможность прямого присоединения к быстроходным двигателям; плавное изменение подачи насоса с изменением гидравлического сопротивления трубы; возможность пуска насоса при закрытой задвижке на нагнетательной линии без угрозы порыва задвижки или трубопровода; возможность перекачки нефтей, содержащих механические примеси; простота автоматизации насосных станций оборудованных центробежными насосами.

К недостаткам центробежных насосов необходимо отнести низкий к. п. д. при перекачке высоковязких нефтей или нефтяных эмульсий; сравнительно ограниченные напоры, создаваемые одним колесом (в пределах 40—50 м вод. ст.).

В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо 1 с лопатками 2, насаженное на вал 3, вращается внутри корпуса 4. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку 5, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через, нагнетательный патрубок 6. Преобразование сообщенной жидкости, кинетической энергии в потенциальную, т. е. повышение давления жидкости или напора насоса, происходит в постепенно расширяющейся части корпуса насоса, спирально охватывающей рабочее колесо. Обычно переход из рабочего колеса в спиральную полость осуществляется через расширяющийся кольцевой канал, иногда снабженный неподвижными лопатками, который называется диффузором.

Центробежные насосы делятся на две основные группы: одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые).В многоступенчатых насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей и за счет этого увеличивается общий напор насоса.

Основными технологическими характеристиками центробежного насоса являются: развиваемый напор; производительность (подача); мощность на валу насоса и его к. п.. д.; число оборотов и допустимая высота всасывания.

Полный напор насоса определяется в метрах столба перекачиваемой жидкости и подсчитывается по следующей формуле:

Н = Н_ст+Н_п

где,

Н_ст - статический напор, определяемый как разность отметок от уровня жидкости в приемной ёмкости до наивысшей точки в заполняемой емкости;

Н_п - сумма, потерь напора на трение и на местные сопротивления в нагнетательном и всасывающем трубопроводах.

Производительностью насоса Q называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. Производительность измеряется в литрах в секунду (л/с) или в кубических метрах в час (м³/ч).

Для обеспечения нормальной перекачки нефти по трубопроводу насос должен подбираться таким образом, чтобы его паспортные величины Q и H несколько превышали расчетные значения этих параметров.

Мощность на валу насоса N (т. е. мощность, передаваемая двигателем насосу при непосредственном соединении), подсчитывается по формуле (в кВт)

N = QpH/102n

где Q — производительность насоса, м³/ч;

р — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³;

H- напор насоса в метрах столба подаваемой жидкости;

n — к. п. д. насоса (обычно n = 0,6—0,9).

В нефтяной промышленности применяются в основном следующие виды центробежных насосов: одноступенчатые консольные, одноступенчатые с колесом двухстороннего входа, многоступенчатые секционные типа МС и насосы многоступенчатые нефтяные типа НД. Если при подборе насосов одного недостаточно для обеспечения необходимой производительности или создания потребного напора, применяют параллельное или последовательное соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень часто. Обвязка насоса трубопроводами выполняется фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасывающим и нагнетательный патрубками устанавливаются задвижки. На нагнетательном трубопроводе монтируется обратный клапан. Если прием жидкости находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающем трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода также необходимо установить обратный клапан. Кроме того, на всасывающем трубопроводе имеется фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса комков парафина и посторонних предметов.

На нагнетательной линии также может быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматическую работу насоса. При отсутствии обратного клапана, пуск центробежного насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянном наблюдении оператора за процессом откачки, так как, например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда проводилась откачка.