Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 433
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СодержаниеВведение…………………………………………………………………………...31 Теоретические характеристики резервуаров и их оборудования……………41.1 Классификация и устройство резервуаров…………………………………..41.2 Оборудование вертикально-цилиндрического резервуара……………….102Обзор современных методов очистки резервуаров………………………..…133 Способы очистки емкостей от нефти и нефтепродуктов………………..….183.1 Ручной метод ………………………………………………………………...183.2 Механический (механизированный) метод …………………………….…193.3 Биологический метод………………………………………………………..203.4 Акустический метод…………………………………………………………213.5 Тепловой метод………………………………………………………………223.6 Химический метод…………………………………………………………...22 3.7 Механизированный метод очистки с применением моющих средств …..233.8 Очистка с применением специализированных комплексов ……………...26Заключение……………………………………………………………………….31Список литературы………………………………………………………………32ВведениеРезервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями.Металлические резервуары относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в тяжелых эксплуатационных условиях. Наличие в резервуарах жестких сварных соединений и снижение пластических свойств металла при отрицательных температурах вызывает значительные внутренние напряжения и создает условия, исключающие возможность их перераспределения.Эти и ряд других причин, таких как, неравномерные осадки, коррозия снижают эксплуатационную надежность резервуара, иногда приводят к его разрушению.Проблема надежности и работоспособности оборудования и сооружений объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов очень важна в отрасли транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов.Чем более надежно оборудование и меньше его отказов, тем меньше простоев в работе транспорта нефти и нефтепродуктов, аварий с его разливом и других вредных для предприятия и окружающей среды последствий.1 Теоретические характеристики резервуаров и их оборудования1.1 Классификация и устройство резервуаров
Резервуары предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета нефти [2].Группу сосредоточенных в одном месте нефтяных резервуаров называют резервуарным парком.Резервуары классифицируются по следующим характеристикам:по назначению;по расположению;по материалу, из которого они изготовлены.По назначению нефтяные резервуары подразделяются на:- технологические;Технологический резервуар – это резервуар, предназначенный для разрушения нефтяной эмульсии и сброса пластовой воды.- товарные.Товарный резервуар – это резервуар, предназначенный для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.Резервуарный парк, содержащий товарные резервуары, называется товарным парком.По расположению нефтяные резервуары подразделяют на:наземные;подземные;полуподземные.По материалу, из которого они изготовлены, нефтяные резервуары подразделяют на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары – металлические, а подземные и полуподземные – железобетонные. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили наземные стальные вертикальные цилиндрические резервуары.Рисунок 1.1 -Резервуар вертикальный сварной: 1- рулонный корпус; 2- кровля; 3- опорная стойка; 4- маршевая лестница; 5- сварное днище.Основные элементы вертикального стального резервуара:днище,корпус,крыша.Днище резервуара сварное из листов толщиной до 8 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2% .Рисунок 1.2- Днище резервуараУклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды.Рисунок 1.3- Установка резервуараКорпус резервуара изготовляют в виде поясов. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.Вокруг резервуара имеется бетонная отмостка, имеющая уклон от резервуара.Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:плоские;конические;сферические.Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.
Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях.Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым приварен листовой настил толщиной 2,5-4,0 мм.Рисунок 1.4- Щит резервуараВ середине резервуара щиты опираются на центральную стойку.Рисунок 1.5- Центральная стойка резервуараУстройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03 -93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».Рисунок 1.6- КареТерритория между резервуаром и обвалованием называется каре.Резервуары (каждый или группа, в зависимости от объема) должны быть ограждены замкнутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м3 и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.Уровень расчетного объема определяется расчетным путем исходя из максимально возможного количества жидкости в резервуаре.Рисунок 1.7- Уровень расчетного объема до 10000 кубометровРисунок 1.8- Уровень расчетного объема более 10000 кубометровРасстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м3 и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем которых равен или менее 20000 м3.
Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:- 1,3 м - для резервуаров объемом 20000 м3 и более;- 0,8 м - для остальных резервуаров.Рисунок 1.9- Резервуары объемом менее 20000 м3Рисунок 1.10- Резервуары объемом 20000 м3 и болееВнутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемр-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения.1.2 Оборудование вертикально-цилиндрического резервуараРисунок 1.11- Оборудование резервуара 1 — клапан дыхательный совмещённый КДС, 2 — клапан дыхательный механический КДМ, 3 — клапан аварийный АК, 4 — совмещённый механический дыхательный клапан СМДК, 5 — клапан дыхательный механический КДМ-50, 6 — патрубок вентиляционный ПВ, 7 — люк замерный ЛЗ, 8 — люк монтажный ЛМ, 9 — люк световой ЛС, 10 — генератор пены средней кратности ГПСС, 11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП, 12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ, 13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР, 14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1, 15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ, 16 — хлопушка ХП, 17 — приёмораздаточное устройство ПРУ, 18 — кран сифонный КС, 19 — люк-лаз ЛЛ, 20 — приёмораздаточный патрубок ПРП.Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Проект «Оборудование резервуара» выполняется специализированной проектной организацией (Генеральным проектировщиком). Оборудование должно обеспечивать надёжную эксплуатацию резервуара и снижение потерь нефти и нефтепродуктов.Резервуары, в зависимости от назначения и степени автоматизации, с учётом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов или других жидких сред оснащаются:приёмо-раздаточными устройствами с местным или дистанционным управлением;дыхательной аппаратурой;
приборами контроля и автоматической сигнализациейприборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимых жидкостей (уровнемеры, манометры для контроля давления в газовой среде);автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней (сигнализаторы уровня);устройствами отбора проб или средней пробы (сниженные пробоотборники ПСР);устройствами для удаления подтоварной воды;устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;устройствами для зачистки;световыми и монтажными люками, люками-лазами и патрубками для установки оборудования;устройствами и средствами обнаружения (пожарными извещателями) и тушения пожаров;устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества;предохранительными клапанами.Обычно местное измерение уровня и температуры не предусматривается для объектов, на которых выполняется комплексная диспетчеризация технологических процессов в резервуарном парке с организацией централизованного контроля из пункта управления.При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня предусматриваются переливные устройства, соединённые с резервной ёмкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного [3].Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий[Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.Резервуары, заполняемые зимой нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются дыхательными клапанами. Установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные запрещена.2Обзор современных методов очистки резервуаровОчистка резервуаров — это одна из основных проблем, возникающих при эксплуатации резервуаров. В стальных вертикальных резервуарах для хранения нефти в результате длительной эксплуатации на дне возникает осадок, который сокращает полезную емкость и затрудняет эксплуатацию резервуаров. Оценка объемов осадка затруднена, поскольку его распределение по площади днища неравномерно: чем дальше от приемо-раздаточных патрубков, тем осадок толще.
Резервуары предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета нефти [2].Группу сосредоточенных в одном месте нефтяных резервуаров называют резервуарным парком.Резервуары классифицируются по следующим характеристикам:по назначению;по расположению;по материалу, из которого они изготовлены.По назначению нефтяные резервуары подразделяются на:- технологические;Технологический резервуар – это резервуар, предназначенный для разрушения нефтяной эмульсии и сброса пластовой воды.- товарные.Товарный резервуар – это резервуар, предназначенный для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.Резервуарный парк, содержащий товарные резервуары, называется товарным парком.По расположению нефтяные резервуары подразделяют на:наземные;подземные;полуподземные.По материалу, из которого они изготовлены, нефтяные резервуары подразделяют на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары – металлические, а подземные и полуподземные – железобетонные. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили наземные стальные вертикальные цилиндрические резервуары.Рисунок 1.1 -Резервуар вертикальный сварной: 1- рулонный корпус; 2- кровля; 3- опорная стойка; 4- маршевая лестница; 5- сварное днище.Основные элементы вертикального стального резервуара:днище,корпус,крыша.Днище резервуара сварное из листов толщиной до 8 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2% .Рисунок 1.2- Днище резервуараУклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды.Рисунок 1.3- Установка резервуараКорпус резервуара изготовляют в виде поясов. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.Вокруг резервуара имеется бетонная отмостка, имеющая уклон от резервуара.Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:плоские;конические;сферические.Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.
Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях.Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым приварен листовой настил толщиной 2,5-4,0 мм.Рисунок 1.4- Щит резервуараВ середине резервуара щиты опираются на центральную стойку.Рисунок 1.5- Центральная стойка резервуараУстройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03 -93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».Рисунок 1.6- КареТерритория между резервуаром и обвалованием называется каре.Резервуары (каждый или группа, в зависимости от объема) должны быть ограждены замкнутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м3 и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.Уровень расчетного объема определяется расчетным путем исходя из максимально возможного количества жидкости в резервуаре.Рисунок 1.7- Уровень расчетного объема до 10000 кубометровРисунок 1.8- Уровень расчетного объема более 10000 кубометровРасстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м3 и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем которых равен или менее 20000 м3.
Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:- 1,3 м - для резервуаров объемом 20000 м3 и более;- 0,8 м - для остальных резервуаров.Рисунок 1.9- Резервуары объемом менее 20000 м3Рисунок 1.10- Резервуары объемом 20000 м3 и болееВнутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемр-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения.1.2 Оборудование вертикально-цилиндрического резервуараРисунок 1.11- Оборудование резервуара 1 — клапан дыхательный совмещённый КДС, 2 — клапан дыхательный механический КДМ, 3 — клапан аварийный АК, 4 — совмещённый механический дыхательный клапан СМДК, 5 — клапан дыхательный механический КДМ-50, 6 — патрубок вентиляционный ПВ, 7 — люк замерный ЛЗ, 8 — люк монтажный ЛМ, 9 — люк световой ЛС, 10 — генератор пены средней кратности ГПСС, 11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП, 12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ, 13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР, 14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1, 15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ, 16 — хлопушка ХП, 17 — приёмораздаточное устройство ПРУ, 18 — кран сифонный КС, 19 — люк-лаз ЛЛ, 20 — приёмораздаточный патрубок ПРП.Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Проект «Оборудование резервуара» выполняется специализированной проектной организацией (Генеральным проектировщиком). Оборудование должно обеспечивать надёжную эксплуатацию резервуара и снижение потерь нефти и нефтепродуктов.Резервуары, в зависимости от назначения и степени автоматизации, с учётом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов или других жидких сред оснащаются:приёмо-раздаточными устройствами с местным или дистанционным управлением;дыхательной аппаратурой;
приборами контроля и автоматической сигнализациейприборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимых жидкостей (уровнемеры, манометры для контроля давления в газовой среде);автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней (сигнализаторы уровня);устройствами отбора проб или средней пробы (сниженные пробоотборники ПСР);устройствами для удаления подтоварной воды;устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;устройствами для зачистки;световыми и монтажными люками, люками-лазами и патрубками для установки оборудования;устройствами и средствами обнаружения (пожарными извещателями) и тушения пожаров;устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества;предохранительными клапанами.Обычно местное измерение уровня и температуры не предусматривается для объектов, на которых выполняется комплексная диспетчеризация технологических процессов в резервуарном парке с организацией централизованного контроля из пункта управления.При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня предусматриваются переливные устройства, соединённые с резервной ёмкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного [3].Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий[Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.Резервуары, заполняемые зимой нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются дыхательными клапанами. Установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные запрещена.2Обзор современных методов очистки резервуаровОчистка резервуаров — это одна из основных проблем, возникающих при эксплуатации резервуаров. В стальных вертикальных резервуарах для хранения нефти в результате длительной эксплуатации на дне возникает осадок, который сокращает полезную емкость и затрудняет эксплуатацию резервуаров. Оценка объемов осадка затруднена, поскольку его распределение по площади днища неравномерно: чем дальше от приемо-раздаточных патрубков, тем осадок толще.