ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.12.2023
Просмотров: 271
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Мойка резервуара
После механической очистки нефтяных резервуаров (оборудованием) проводится ручная чистка – мойка (омывка). Она выполняется после дегазации с помощью горячей воды и аппаратов, которые подают ее под давлением.
Цели мойки:
-
удаление пластовой коррозии; -
смыв настенных остатков моющих средств и нефтепродукта; -
финальная обработка чистой ветошью.
Омывка производится по направлению сверху вниз (от верхнего пояса к нижнему). В ходе ее проведения возможна многократная откачка стекающих масс. Удаление донных смывов выполняется пневматическими транспортерами.
Ликвидация отходов
Собранные субстанции могут быть утилизированы или переработаны с извлечением полезного нефтепродукта (его содержание обычно не превышает 50% объема сборов). В любом случае перед уничтожением и чисткой полученная масса содержится во временных хранилищах (отстойниках). Путь из отстойника на полигон станции утилизации или перерабатывающую площадку масса преодолевает в автоцистерне, контейнере илососа или вакуумной машине. Выбор метода перевозки отработанного продукта согласовывается заранее планом зачистки.
7. Контрольно-измерительные приборы и автоматика (КИП и А) на объектах товарных парков и нефтебаз
| Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:
2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами. 3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от —50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от —50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги. 4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:
Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 — для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100—400 м3 . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным. 5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания. 6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. 7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды. На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт). 8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы. .9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85 (часть II, прил. 1, п. 16). 10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106—79 (часть II, прил. 1, п. 34). 11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:
12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей. |
8. Потери и порча нефти и нефтепродуктов
Испарение – одно из негативных качеств нефти и продуктов из нее. Во избежание потерь объема ценного ресурса при устройстве нефтебазы уделяют самое пристальное внимание резервуарам для нефти. Почему? Потому что на них приходится самый большой объем потерь испаряемого материала на всем пути его следования.
Виды потерь
Кроме естественного испарения, существуют и другие виды потерь нефтепродуктов. В зависимости от природы происхождения (причин потерь) их делят на 2 вида.
-
Эксплуатационные. Связаны с человеческим фактором (небрежность, ошибки персонала, занятого наливом и откачкой) или техническим несовершенством применяемой системы трубопровода. Пример: способ налива бензина для АЗС под уровнем или открытый (во втором случае процент потери будет значительно выше). -
Аварийные потери нефтепродуктов возникают вследствие стихийных бедствий, износа резервуарного парка (уменьшения прочности резервуаров), нарушения правил эксплуатации тары для хранения и транспортировки, повреждений трубопровода, цистерн, подключенного оборудования или применяемого транспорта. Условия предупреждения:
-
строгое соблюдение правил выполнения работы по забору на хранение, отливам, перекачке нефтепродукта на нефтебазах, АЗС, перерабатывающих заводах, промыслах; -
своевременная проверка состояния резервуаров и других объектов системы; -
регулярная подготовка нефтебаз (АЗС) к весеннему паводку и другим сезонным явлениям; -
ремонт (плановый, внеплановый) применяемого оборудования и систем трубопровода; -
следование правилам и техническим инструкциям пользования резервуаров для нефтепродуктов, транспорта для перевозки нефти, трубопроводов.
Классификация эксплуатационных потерь
Эксплуатационные потери нефтепродукта, в свою очередь, делятся на 3 подкласса – количественные/качественные/качественно-количественные. Первые составляют негативные последствия разлива либо утечки.
-
Разлив – частое негативное следствие переполнения тары для хранения нефти, обычно происходит при отпуске. Причиной разлива может стать как нарушение правил заполнения цистерн, так и выход из строя устройств для налива и слива, контрольных приборов фиксации заполняемого объема. -
Утечка – потеря нефтепродуктов при разгерметизации резервуара, корпуса насосной техники, секций трубопровода и т. д.
Качественные возникают в результате смешивания сортов ресурса в одном резервуаре. Сюда же относится обводнение, окисление и загрязнение примесями (образуются в виде отложений после испарения на стенках сосудов или труб). Причины качественных потерь – нарушение регламента зачистки резервуаров при переходе на другой тип ресурса, частая смена сортов пропускаемой через парк продукции, отсутствие программы качественной подготовки трубопровода для перекачки разных типов материала. Если говорить коротко, то наиболее частая причина качественных потерь нефтепродуктов при хранении – нарушение условий последовательной транспортировки среды при эксплуатации трубопровода.
Еще один фактор – контакт с кислородом, окислителями. Здесь же повышение температуры ресурса. Возникает вследствие нарушений технологии перекачки или транспортировки. Приводит к окислительной реакции активной части материала (так образуются осадки, смолы, другие отложения).
Качественно-количественные потери нефтепродуктов и нефти при хранении – это фактическое снижение объема ресурса в резервуаре при одновременном ухудшении его качественных показателей. Причиной такого результата часто является испарение под влиянием света, температуры, реакций с кислородом.
Скорость испарения для разных продуктов может отличаться (формируя одну из важных характеристик – испаряемость продукта). Чем она выше, тем большими будут качественно-количественные потери (тем ниже итоговое качество поставляемого на АЗС или нефтебазу материала).
Испарение
Испаряемость легких фракций углеводородов (или сокращенно ЛФУ) во время их хранения является одной из важных характеристик, задающих условия перекачки, залива, слива, хранения и транспортировки. ЛФУ являются главной причиной загрязнения окружения в результате потерь нефтепродуктов от испарения. Согласно данным статистов, в год на одних только АЗС из-за высокой испаряемости ЛФУ теряется более 100 000 тонн бензина.
Собственно, испарение обусловлено специфическими процессами – так называемыми дыханиями резервуара, которые делятся на 2 вида (большое и малое).
-
«Малое дыхание» резервуара – процесс, вызываемый перепадами температуры корпуса – внешней и внутренней. Более всего ему подвержены наземные резервуары. При повышении температуры окружения нагреваются стенки сосуда – тепло передается внутрь и происходит активное испарение летучих составов. Чем выше летучесть, тем быстрее испаряется среда. При этом давление смеси внутри емкости повышается, что запускает регулирующий (дыхательный) клапан. Тот стравливает лишнее давление наружу. Со снижением температуры в темное время суток начинается обратный процесс – температура нефтебазы снаружи падает, внутри емкости формируется недостаток давления (образуется вакуум) и открывается впускной клапан (уже для нагнетания давления). -
«Большое дыхание» – процесс вытеснения воздуха из резервуара и его попадания в емкость. На «вдохе» пространство резервуара заполняется воздухом из окружения по мере откачки нефтепродукта на АЗС или нефтебазе. На «выдохе» происходит обратная реакция – ресурс заливается в сосуд, постепенно вытесняя паровоздушную смесь в окружающую среду. Объем вытесненного газа при этом примерно равен объему поступающей субстанции. Качественные и количественные потери нефти и нефтепродуктов, формируемые данным процессом, зависят от климатических условий эксплуатации резервуара и частоты проводимых циклов залива-откачки.
Уменьшение потерь нефтепродуктов из-за «дыхания» резервуара
Самый эффективный способ снижения потерь нефтепродукта – использование конструкций подземного размещения (подземных резервуаров). По сравнению с наземным оборудованием, они в гораздо меньшей степени подвергаются воздействию температур, что обеспечивает сокращение теряемого объема («малое дыхание») в 8–10 раз.
Для снижения влияния фактора перепада температур в наземном сосуде следует применять изоляционные покрытия – алюминиевую покраску со слоем эмали. Эффективность теплоизоляции емкости увеличивается на 30–60% при одновременном покрытии поверхности крышки резервуара изнутри и снаружи.
Базовые условия сокращения потерь нефтепродуктов из-за «дыхания» резервуара:
-
Хранение летучих составов в конструкциях с понтоном (плавающей крышей). -
Максимальное рекомендованное заполнение тары на каждом цикле. -
Использование тары большой вместительности (практика показала, что в больших резервуарах проценты потерь сокращаются, потому специалисты рекомендуют хранить нефтепродукты в самых вместительных сосудах типоразмерного каталога). -
Использование диска-отражателя для изменения направления поступающего воздуха на горизонтальное. -
Устройство газовой обвязки (для резервуарной группы, предназначенной для одного нефтепродукта).
Значительно снижает технологические потери нефтепродуктов из-за «малого дыхания» окраска емкости в светлый тон. Многие современные предприятия добиваются хороших результатов в борьбе с потерями, используя оборудование для конденсации (искусственное охлаждение и поглощение газов сорбентами).
9. Автоматизация и телемеханика резервуарных парков
| Автоматизированная система управления технологическим процессом резервуарных парков — это комплекс средств, направленный на оптимизацию работы и автоматизацию управления технологическим процессом, автоматизацию основных технологических процессов, контроль над работой, изменяемыми параметрами и техническим состоянием оборудования, входящего в состав резервуарного парка. АСУ ТП резервуарного парта объединяется в целостную систему под операторским управлением, которая чаще всего включает в себя: пульт управления, средства обработки информации, элементы автоматики (датчики, устройства управления, исполнительные устройства). Система автоматизации резервуарного парка предназначена:
В АСУ ТП РП предусмотрена автоматизация следующих объектов:
АСУ ТП РП состоит из нескольких уровней: 1. АРМ оператора РП; принтер 2. Шкаф автоматизации РП: контроллер, устройства аналогового ввода, устройства дискретного ввода, устройства дискретного вывода, искробезопасные барьеры, коммуникационное оборудование 3. Средства измерения и датчики;аппаратура местного управления и сигнализации Задачи, которые решаются с помощью АСУ РП:
Внедрение автоматизации позволяет решить целый ряд вопросов:
Автоматизация резервуарных парков обеспечивает выполнение следующих параметров:
|