/
Текст
БОРЬБА
С ПОТЕРЯМИ
НЕФТИ
И НЕФТЁПРОДУКТОВ
при их транспортировке
и хранении
МОСКВА «НЕДРА» 1981
УДК 622,692(48 + 28]
Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хране-
нии/ Абузова Ф. Ф., Бронштейн И. С-, Новоселов В. Ф. и др.— М., Недра,
1981, 248 с,
Табл. 28, ил. 111, список лит.— 85 назв. •
Рассмотрены различные причины потерь нефти и нефтепродуктов при их
транспорте и хранении (от испарения, смешения и изменения качества, потерь
со сточными водами, от утечек и аварий и т.’ д.).-Изложены методики расчета
потерь от испарения из резервуаров, различных видов и транспортных емко-
стен. Подробно , описаны методы и средства сокращения потерь от испарения,
дана оценка эффективности этих средств изложены технико-экономические
основы пх выбора. Приведены способы борьбы с потерями нефти и нефте-
продуктов при их приемке, отпуске и транспорте.
Для специалистов научно-исследовательских и проектных институтов, за-
нимающихся вопросами транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов.
Авторы: Ф. Ф. АБУЗОВА, И. С. БРОНШТЕЙН,
В. Ф. НОВОСЕЛОВ, Е. Л. РЖАВСКИЙ, М- Н. ФОКИН
Рецензент — д-р техн, паук, проф. В. Г. КОВАЛЕНКО (МАДИ)
30805—147 , „
®------------ 175— 3608000000
043(01)—81
©Издательство «Недра», 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
I Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы-
и полученных продуктов к потребителю связана со значительными
их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном
транспорте, из резервуаров, от неполного слива нефтеналивных
судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, обводнения,
зачистки, а также вследствие аварий, разливов,. разбрызгивания
и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят
к затратам общественного труда и снижению эффективности произ-
водства./ Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях,
разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоемы.
Многократные перевалки готовых нефтепродуктов и хранение нефти
и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения.
В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются,
главным образом легкие фракции. При этом уменьшается сырье
для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепро-
дуктов.
В книге рассмотрены вопросы борьбы с потерями нефти и нефте-
продуктов в условиях значительного прогресса в технике и техно-
логии их транспортировки и хранения'.
Изложены- результаты научно-исследовательских и проектно-
конструкторских разработок, выполненных за последние 10—15 лет
такими организациями, как ВНИИСПТнефгь, СКВ «Транснефте-
автоматика», В'НИИКАнефтегаз, ЦНИЛ и отраслевая, лаборатория
трубопроводного транспорта Государственного комитета по обеспе-
чению нефтепродуктами при Совете Министров РСФСР.
Авторы книги — непосредственные участники большинства тео-
ретических и экспериментальных исследований, организаторы раз-
работок, испытаний и внедрения технических средств для сокраще-
ния потерь нефти и нефтепродуктов. Поэтому вопросы борьбы с по-
терями нефти и нефтепродуктов освещены с точки зрения накоплен-
ного за последние годы опыта. Большое внимание уделено физиче-
ской трактовке рассматриваемых процессов и возможности их
технического использования.
В книге нашел отражение выделившийся в последние годы со-
циальный аспект потерь нефти и нефтепродуктов, влияние их на
окружающую среду, уделено некоторое внимание зарубежному
опыту борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов.
Авторы не имели возможности и не стремились к изложению
всех вопросов, которые в настоящее -время охватывает проблема
охраны окружающей среды в связи с потерями нефти и нефтепро-
дуктов при их транспортировке и хранении.
3
Авторы выражают благодарность проф. В. Г. Коваленко за боль-
шой труд по рецензированию книги и конкретные замечания.
Главы 1, 4 и заключение написаны М. Н. Фокиным, глава 2 —
Ф. Ф. Абузовой, глава 3 — И. С. Бронштейном, глава 5 —
Е. Л. Ржавским, глава 6 — В. Ф. Новоселовым. Остальные главы
написаны Ф. Ф. Абузовой, В. Ф. Новоселовым и М. Н. Фокиным
совместно.
Расчет потерь от испарения из наземных резервуаров в основ-
ном изложен по методике проф. Н. Н. Константинова.
Являясь первым опытом изложения такого обширного мате-
риала, книга, по-видимому, не лишена недостатков. Замечания
и предложения по улучшению ее содержания просим направлять
по адресу: 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19,
издательство «Недра».
ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
а — коэффициент температуропроводности нефтепродукта, м2/ч;
с — объемная концентрация паров нефтепродукта (нефти) в ГП;
cs — концентрация паров нефтепродукта (нефти) в ГП на линий
Насыщения;
D — коэффициент молекулярной диффузии ffapoe нефтепродукта
(нефти) в ГП, м27ч;
Оэф — эффективный коэффициент диффузии, м2/ч;.
'DM — среднее массовое содержание паров нефтепродукта в паро-
воздушной смеси, вытесняемой- из резервуара, кг/м3;
Dp — диаметр резервуара, м;
а — диаметр монтажного патрубка, м;
d3 —эквивалентный, диаметр, диаметр круга, эквивалентного по
площади поверхности нефтепродукта, омываемой струей вхо-
дящего воздуха, м;
F —' площадь поперечного сечения резервуара, м2;
ГПов — площадь поверхности испарения в резервуаре, м2;
Fa — площадь проекций стенок ГП резервуара на плоскость, нор-
мальную к направлению солнечных лучей в полдень, м2;
Fr — площадь . поверхности стенок, ограничивающих ГП резер-
вуара (боковая стенка и крыша), м2;
g —.ускорение земного притяжения, м/с2;
Н — высота ГП резервуара, м;
Нг —- высота ГП до опорожнения резервуара, м;
.Н* —высота ГП в конце опорожнения (с «мертвым» остатком), м;
Нл — высота ГП в конце заполнения, м;
ia — интенсивность солнечной радиации, Вт/м2;
k — количество монтажных патрубков с действующими дыхатель-
ными клапанами;
М. —относительная молекулярная масса паров нефтепродукта
(нефти);
/Иис — количество продукта, испарившегося с поверхности нефте-
продукта (нефти), кг; •
Л/ак— количество нефтепродукта (нефти), накопленного в ГП, кг;
/Им. д — потери от «малого дыхания», кг;
Л4б. д — потери от «большого'дыхания», кг;
•Моб. в — потери от «обратного выдоха», кг;
/Ин — потери от насыщения ГП, кг;
п — показатель параболы кривой распределения концентраций
паров нефтепродукта по высоте ГП заглубленных резервуаров
и подземных хранилищ;
PS — давление насыщенных паров нефтепродукта (нефти), Па-,
ра — барометрическое давление, Па;
Pv — абсолютное давление в ГП, Па; •
Рк. д — избыточное давление в ГП, соответствующее нагрузке кла-
пана' давления, Па;
Рк. в — вакуум в ГП, соответствующий нагрузке .клапана вакуума,
Л Па-,
рв. ср — парциальное давление паров воздуха в ГП, Па;
q — удельное количество^ тепла, получаемое за счет солнечной
радиации! м2 внешней поверхности ГП в течение 1 ч, Вт/м2;
<7в, р3 — производительность опорожнения, заполнения резервуара,
_ м3/ч;
R—универсальная газовая постоянная, Дж/(моль-К);
5
Rn — газовая постоянная паров нефтепродукта (нефти), Дж/(кг-К);
iB— температура воздуха, °C;
ta — температура закачиваемою нефтепродукта, СС;
7Н.К —температура начала кипения нефтепродукта, °C;
/п—температура нефтепродукта, °C;
Т„ — то же, К;
tT — температура в ТП, °C;
Тг — то же, К;
— средняя скорость входящего в резервуар воздуха в монтаж-
'• ном патрубке дыхательного клапана, м/с;
и — скорость струи входящего воздуха у поверхности испарения,
м/с; ' -
V n — полезная вместимость резервуара, м3;
V H — номинальная вместимость резервуара, м3;
V — объем газового, пространства (ГП) резервуара, м3;
V i —объем ГП до опорожнения резервуара, м3;
Va — объем ГП после опорожнения (перед заполнением резервуара),
м3;
Ид — объем ГП в конце заполнения резервуара, м3;
Узак — объем закачиваемого нефтепродукта (нефти) в резервуар, м3;
ДГ — вытесняемый при «малом дыхании» объем паровоздушной
смеси, м3;
17П. см — объем паровоздушной смеси, образующейся в -заполняемом
резервуаре вследствие испарения и вытеснения закачивае-
мым нефтепродуктом (нефтью) из атмосферного резервуара, м3;
Хв — глубина распространения входящего в ГП воздуха, м;
Л —высота проникновения паров нефтепродукта в ГП в заглуб-
ленных резервуарах и подземных хранилищах, м;
ав — коэффициент теплоотдачи от стенки резервуара в атмосферу,
Втм2-К;
аг — коэффициент теплоотдачи от стенки к паровоздушной смеси,
находящейся в ГП, Вт/м2-К;
ап — коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, находя-
щейся в ГП, к поверхности жидкости, Вт/м2-К;
<Хр — коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки к нефтепро-
дукту через ГП, Вт/м2-К;
Р — коэффициент’массоотдачи, кг/м2-ч;
е — степень черноты внешней поверхности резервуара;
X— коэффициент теплопроводности, Вт/м-К;
v — кинематическая вязкость паровоздушной смеси, м2/ч;
pt — плотность нефтепродукта (нефти), кг/м3;
р — плотность паров нефтепродукта, кг/м3;
рв — плотность воздуха, кг/м3;
Рп- с '— плотность паровоздушной смеси, кг/м3; .
©г, 6С — температура в ГП и стенки резервуара, отсчитываемая от
. средней температуры нефтепродукта (нефти), т. е. вг =
— /г Gi» ©с 7 Л
т. — время, ч; . •
тп — время простоя резервуара с «мертвым» остатком, ч;
тхр — время-хранения нефтепродукта в резервуаре, ч; ,
т3 — время заполнения резервуара нефтепродуктом, ч;
тв — время опорожнения резервуара, ч;
тэкв — эквивалентное время (время накопления паров нефтепродукта,
содержащихся в ГП до опорожнения, при условии, что это
накопление рассматривается при уровне нефтепродукта по-
сле опорожнения), ч;
ТдН — продолжительность дня, ч;
. т' — продолжительность первой стадии насыщения в ГП заглуб-.’
ленного резервуара, ч;
Остальные обозначения и размерности указаны по ходу изложения.
ГЛАВА 1 ~
ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
Потери нефти и нефтепродуктов на объектах транспорта и хра-
нения сопровождаются уменьшением первоначального количества
сырья и полученных из него нефтепродуктов, а также ухудшением
их физико-химических свойств и загрязнением окружающей среды
(рек, водоемов, почв, воздушного бассейна). При эксплуатации
объектов транспорта и хранения потери первоначального количе-
ства нефти и нефтепродуктов происходят вследствие неполного
слива транспортных емкостей, подтекания и утечек из-за несовер-
шенства оборудования, выкачки нефтепродуктов с забортной и про-
мывочной водой, а также аварий трубопроводов, резервуаров и.
транспортных емкостей. .
Аварии происходят из-за несоблюдения правил обращения с
нефтью и нефтепродуктами как взрыво- и огнеопасными вещест-
вами, нарушения правил технической эксплуатации сооружений,
и технологического оборудования, стихийных бедствий и недоста-
точно внимательного отношения .к своим обязанностям обслужи-
вающего персонала, допускающего переливы резервуаров и тран-
спортных емкостей. Кроме того, аварии возникают при несоблюде-
ний строительных норм и правил при проектировании, сооружении
и ремонте средств транспорта и хранения, при заводских дефектах
труб, резервуаров и транспортных емкостей и износе их в процессе
эксплуатации. Разливы нефти и нефтепродуктов происходят вслед-
ствие повреждения нефтеналивных судов,, железнодорожных ци-
стерн, резервуаров, трубопроводов, автоцистерн и мелкой тары.
Поскольку неполный слив транспортных емкостей часто приво-
дит к потерям нефтепродуктов с промывочной водой, то все пере-
численные виды потерь приводят и к загрязнению морей, рек, во-
доемов и почв.
Только мировые сбросы нефти в море с учетом разливов при
катастрофах достигают 10 млн.т/год [45]. Кроме прямого ущерба,
нефть и нефтепродукты, образуя на поверхности водоемов масля-
ные пленки, могут существенно нарушить тепло-влаго- и газообмен
между океаном и атмосферой, а это повлияет на формирование кли-
мата, поскольку за счет океана вырабатывается значительная доля
осадков и кислорода, необходимых для существования жизни на
Земле.
Угроза Мировому океану приняла большие масштабы. К на-,
стоящему времени она выражается такими катастрофическими яв-.
7
лениями, как сокращение воспроизводства и запасов промысловых
рыб в ряде морей, массовая гибель и уменьшение численности мор-
ских птиц, ликвидация устричных плантаций у берегов Европы
и Америки, загрязнение нефтью курортно-оздоровительных при-
брежных зон.
* Самые мощные разливы нефти в море—: результат аварий из-за
повреждения корпуса танкера. И такие аварии нередки, ибо свыше
50 % торговых перевозок по морю приходится на перевозки нефти.
К загрязнению воздушного бассейна приводит испарение нефти
и нефтепродуктов. Потери от испарения при эксплуатации средств
транспорта и хранения обусловливаются свойством нефти и нефте-
продуктов улетучиваться с открытой поверхности и происходят
из резервуаров и транспортных емкостей — нефтеналивных судов,
железнодорожных и автомобильных цистерн, мелкой тары.
Из товарного и сырьевого резервуарных парков только одного
нефтеперерабатывающего завода в атмосферу уходит 50 тыс. т угле-
водородов в год [12]- Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно
действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей,
особенно детей, близлежащих жилых массивов. В результате по-
терь от испарения 1 % легких углеводородов, входящих в состав
бензина, его октановое число снижается на одну единицу, а чтобы
повысить октановое число 1 т бензина на одну единицу на заводах
затрачивается около 1 руб. •
Таким образом, кроме загрязнения : воздушного бассейна по-
тери от испарения приводят к уменьшению количества и ухудше-
нию качества нефти и нефтепродуктов.
Качество нефтепродуктов снижается также при выполнении
следующих технологических операций на объектах транспорта
и хранения.
При последовательной перекачке различных нефтепродуктов
по одному трубопроводу образуется смесь, которая не соответствует
физико-химическим свойствам исходных нефтепродуктов. Как пра-
вило, эта смесь реализуется как продукт более низкого качества.
На нефтебазах смесь образуется при наличии одного сливного или
наливного трубопровода для нескольких нефтепродуктов, при слу-
чайном, по невнимательности, наливе одного.нефтепродукта в ре-
зервуар с остатком другого, при недостаточной подготовке резер-
вуара.
На базах долговременного хранения к потере сортности приво-
дит окисление нефтепродуктов вследствие несвоевременной его реа-
лизации.
Недостаточная продувка трубопроводов, небрежная подготовка
резервуаров, нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн,
автоцистерн и мелкой тары после ремонта или пропарки могут при-
вести к загрязнению и обводнению нефтепродукта.
Таким образом, потери нефти и нефтепродуктов обусловли-
ваются как специфическими их свойствами, так и условиями пере-
качки, хранения, приема, отпуска, техническим состоянием средств
8
транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовест-
ностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродук-
тов в окружающую среду приняли глобальный характер и без по-
стоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут
возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению
нефтепродуктов. '
Для эффективной борьбы с потерями необходимо знать объемы
перевозок нефти и нефтепродуктов различными видами транспорта
и распределение потерь по объектам транспорта и хранения. Оста-
новимся кратко на этих вопросах.
В связи с интенсивным развитием сети нефтепроводов за послед-
ние годы резко сократилась доля перевозок-нефти по железным до-
рогам. В то же время объем перевозок нефтепродуктов железно-
дорожным транспортом в абсолютных цифрах ежегодно возрас-
тает. Так, в 1978 г. объем железнодорожных перевозок нефтепро-
дуктов по сравнению с 1970 г. увеличился на 41 %, а их удельный
вес за тот же период сократился лишь на 2,3%.
Объём водных перевозок за тот же период увеличился на 26 %.
Некоторая тенденция к уменьшению железнодорожных и реч-
ных перевозок сохраняется. Так, с 1970 по 1977 г. железнодорож-
ные перевозки сократились с 73,5 до 71,2 %, речные — с 9,6 до
8,6 %, а транспортировка нефтепродуктов по трубопроводам и ав-
томобилями увеличилась соответственно с 10,5 до 12,6 % и с 5,5
до 6,6 %.
По вопросу распределения потерь нефтепродуктов на различных
объектах транспорта и хранения в литературе указывается, что
основная доля, потерь (от 60 до 80 %) приходится на резервуары.
В резервуарных парках потери происходят от испарения (до 75 %
всех потерь), утечек, смешения и аварий.
Чтобы выявить соотношение потерь бёнзинов только от испаре-
' ния при их хранении в резервуарах и наливе в железнодорожные
цистерны,/рассмотрим упрощенный пример.)
Имеются следующие исходные данные: вместимость резервуара —
5000 м3, коэффициент оборачиваемости поа = 48 об/год. Резервуар располо-
. жен в средней климатической зоне.
По данным ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР потерн бензина из
«атмосферного» резервуара вместимостью 5000 м3 при поб = 48 об/год со-
ставляют Л/р = 80 800 кг/год. -
Объем нефтепродукта при под = 48 об/год составит Q — 5000 X 48 =
= 240 000 м3. Для его перевозки потребуется цистерн вместимостью 60 м3
Ц = 240 000/60 = 4000: •
Удельные потери бензина от испарения при наливе железнодорожных
цистерн по данным ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР составляют
0,366 кг/м3.
Общие потери при наливе железнодорожных цистерн составят Л/ц—
= 0,366 X 240 000 = 87 840 кг.
Для резервуара, оборудованного понтоном, сокращающим потери на
80 %, Л/р = 80 800 X 0,2 = 16 160 кг.
Таким образом, потери только при наливе железнодорожных цистерн
превышают потери из резервуара на 87840—16160 = 71680 кг, или в 5,4
раза.
9
Из рассмотренного примера следует, что в настоящее время рас-
пределение потерь по объектам и средствам транспорта и хранения
в целом изменилось. Основная доля потерь при транспортировке
и хранении уже не приходится на резервуары.
. Следует подчеркнуть, что в нашем примере не учтены потери
от неполного слива железнодорожных цистерн, а они достигают
больших размеров. Можно было бы также показать, что потери
нефти и нефтепродуктов, обладающих высоким давлением насы-
щенных паров, при наливе в транспортные емкости составляют
весьма значительную долю в общей сумме потерь.
Полученное соотношение подтверждается и зарубежными дан-
ными. Так, в США по нефтебазам штата Виргиния складские по-
тери оцениваются 26,9 т/год, транспортные — 215,6 т/год; по штату
Мериленд складские потери составляют 63,3 т/год, транспортные —
374,3 т/год..
Безусловно, распределение потерь зависит от характеристики
продукта, вида объекта (нефтебаза, магистральный трубопровод)
и характера перевалки нефти и нефтепродуктов. Поэтому одной из
основных является проблема разработки и .внедрения средств, со-
кращающих потери нефтепродуктов при железнодорожных, авто-
мобильных и водных перевозках, а также дальнейшее изучение
вопроса распределения потерь на объектах транспорта и хранения
на достигнутом уровне технического оснащения отрасли.
ГЛАВА 2
ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ.
МЕТОДЕ! РАСЧЕТА ПОТЕРЬ
ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ПОТЕРИ ОТ «БОЛЬШОГО ДЫХАНИЯ»
Гв резервуаре/'нее(угеналивпом-судн€-гжелезнодорожной и авто-
мобильной -цистерне-, содержащи^некоторое количество нефти или
нефтепродукта, газовое пространство (ГП) заполнено паровоздуш-
ной смесью. При вытеснении ее поступающим нефтепродуктом про-
исходят потери от «большого дыхания».
В герметичных резервуарах и транспортных емкостях, рассчи-
танных на работу под давлением, «большое дыхание» не начинается
сразу с момента начала заполнения продукта. Вначале нефтепро-
дукт, • поступающий в емкость, сжимает паровоздушную смесь.
«Выдох» начинается только тогда, когда давление в газовом про-
странстве становится равным давлению, при котором открывается
дыхательный клапан.
Потери от «большого дыхания» зависят в основном от объема
и температуры закачиваемой жидкости, концентрации паров нефти,
и нефтепродукта в паровоздушной смеси, их плотности, давления,
которое поддерживается в ГП, и содержания растворенного в нефти
газа. Для резервуара заданного объема, рассчитанного на опреде-,
ленное давление в ГП, при заданных характеристике и объеме за-
качиваемого продукта потери определяются содержанием (концен-
трацией) паров продукта в вытесняемой паровоздушной смеси.
Содержание паров в ГП частично увеличивается в процессе запол-.
нения резервуара, но' в основном пары продукта накапливаются
в газовом пространстве в промежуток времени, предшествующий
заполнению. Только в частном случае, когда заполняется продуктом
зачищенный и проветренный резервуар, при «большом дыхании»
вытесняются пары, образующиеся в процессе наливу —
Рассмотрим наиболее общий случай накопления паров в'газовом
пространстве в технологической последовательности.
При выкачивании нефтепродукта из резервуара, ГП которого
практически насыщено (перед опорожнением) парами, в освобож-
дающийся объем поступает атмосферный воздух. При этом концен-
трация паров в ГП резервуара уменьшается и начинается испаре-
ние. Испарение определяется процессом массоотдачи с поверхности
нефтепродукта и переноса паров в ГП, интенсивность которого
зависит в основном, от скорости и характера входа воздуха в резер-
вуар. Если на пути движения вертикально входящего в резер-
' П
Рис. 1. Распределение концентрации паров бензина по высоте ГП РВС-5000
после его опорожнения
Рис. 2. Распределение концентрации паров нефти по высоте ГП в конце опо-
рожнения резервуаров:
1 — Р ВС-20000 без понтона; 2 — РВСП-2С000 с понтоном: 3 — поверхность испарения'
в резервуаре без понтона; 4 то же, в резервуаре с понтоном
вуар воздуха поставить преграду, изменяющую направление дви-
жения воздуха на горизонтальное и вследствие этого ослабляющую
турбулизацию насыщенного слоя паров у поверхности жидкости,
интенсивность массоотдачи снижается и уменьшается количество
накапливаемых в ГП паров.
В качестве примера на рис. 1 показано распределение концен-
трации паров бензина в ГП в конце опорожнения двух резервуаров
РВС-5000, один из.которых оборудован дисками-отражателями (а),
другой — без дисков (б). Остальное оборудование и условия про-
ведения операций были одинаковыми. В резервуаре с понтоном
насыщенный парами слой у зеркала жидкости 1 защищен от воз-
действия входящего при выкачивании продукта воздуха ковром
понтона и затвором или только затвором (при отсутствии ГП ме-
жду зеркалом жидкости и ковром’ понтона). Вследствие того, что
понтон изолирует поверхность испарения от ГП при любых опера-
циях (заполнении, хранении и др.), концентрации паров нефтепро-
дуктов в ГП резервуара с понтоном в конце опорожнения на любых
уровнях малы.
На рис. 2 показано распределение концентрации паров нефти
в ГП резервуаров с понтоном и без понтона.
Как правило, в момент окончания процесса выкачивания кон-
центрация паров в ГП распределена неравномерно по высоте и
всегда меньше концентрации насыщенных паров при минимальной
температуре (поверхности жидкости или ГП). А поскольку в ре-
зервуаре имеется остаток нефтепродукта, испарение и насыщение
ГП продолжаются. Количество поступающих в ГП паров при не-
подвижном хранении остатка для данного резервуара и рассматри-
12
Рис. 3. Прирост концентрации паров в ГП при неподвижном хранении
после опорожнения резервуара в зависимости от погоды:
1 —солнечно; 2 — переменная облачность; 3 — пасмурно
ваемой жидкости зависит от интенсивности конвективного переме-
шивания паровоздушной смеси и промежутка времени от момента
окончания процесса выкачивания до начала заполнения резервуара,
т. е. от коэффициента оборачиваемости.
На рис. 3 приведены, экспериментальные данные о приросте
относительной' концентрации паров продукта в ГП при простое
различных наземных резервуаров (без средств сокращения потерь)
с «мертвым» остатком в зависимости от погоды, определяющей сте-
пень конвективного перемешивания.
В резервуарах с дисками-отражателями рост концентрации па-
ров в ГП во время простоя с «Мертвым» остатком будет близок при-
веденному на рис. 3, а в резервуарах с понтонами процессы на-
сыщения ГП парами продукта протекают значительно медленнее
из-за изоляции испаряющейся поверхности от ГП понтоном.
С увеличением времени простоя резервуара растет степень на-
сыщенности паровоздушной смеси. Но даже в наземных металли-
ческих резервуарах при коэффициентах оборачиваемости более
13
Рис. 4. Концентрация бензиновых паров в выходящей паровоздушной смеси
при «больших дыханиях» резервуаров РВС-5000:
7 — без дисков-отражателей; 2 — с дисками-отражателями
Рис. 5. Распределение концентраций в ГП резервуара" ЖБР-1000 при его
простое t «мертвым» остатком:.
I — в начале простоя (15/VII 7 ч 40 мин); 2 « в конце простоя (22/VII 5 ч 00 мин)
5
20 об/год концентрация паров в ГП к моменту начала заполнения
не достигает насыщения. Для резервуаров РВС-5000, не оборудо-
ванных средствами сокращения потерь, продолжительность вре-
мени простоя до практически насыщенного состояния паровоздуш-.
ной смеси колеблется в среднем в пределах 2—4 суток.
Еще более длительный промежуток времени нужен для практи-
чески полного насыщения ГП парами продукта в резервуарах,
оборудованных такими средствами'сокращения потерь, как пон-
тоны и диски-отражатели в весенне-летний период. В резервуарах
с дисками-отражателями это обусловливается в основном более
низким содержанием паров в ГП в. начале простоя, а в резервуарах
с понтонами — еще более низким начальным содержанием паров
и замедленностью процесса насыщения при простое с «мертвым»
остатком.
Количество паров, накапливаемых в ГП в процессе заполнения,
в резервуарах без средств сокращения потерь, с дисками-отража-
телями и в транспортных емкостях, зависит от скорости заполне-
ния, температуры поступающей в резервуар жидкости, турбули-
зации поверхности продукта втекающим потоком и газового фак-
тора нефти.
На практике даже из резервуаров с достаточно высоким коэффи-
циентом оборачиваемости (поб^>60) без средств сокращения по-
терь при «больших дыханиях» в атмосферу вытесняется не насы-
щенная парами продукта паровоздушная смесь (рис. 4). Оборудо-
вание резервуаров дисками-отражателями позволяет уменьшить
концентрацию паров продукта в выходящей при «больших дыха-
14
ниях» паровоздушной смеси и
тем самым сократить потери-
от «больших дыханий».
В заглубленных и подзем-
ных резервуарах процессы на-
сыщения ГП парами продукта
при простое их с «мертвым» ос-
татком замедлены - вследствие
того, что перенос паров из иа-
‘сыщенного слоя, расположен-
ного на поверхности продукта,
в ГП происходит в основном за
счет молекулярной диффузий.
. На рис. 5 показано изменение
Рис. 6. Удельные потери бензина
от «большого дыхания» в зависимо-
сти от вместимости резервуара (сред-
няя климатическая зона)
концентрации паров в ГП прс^
мышленного заглубленного железобетонного резервуара вмести-
мостью 1000 м3 при простое его с «мертвым» остатком. Как видно,
по истечении семи суток паровоздушная смесь не насыщена парами
бензина.
Время простоя с «мертвым» остатком, в течение которого ГП за-
глубленного или подземного резервуара будет практически насы-
щено парами нефтепродукта, можно^ вычислить по формуле
Н29 1 — 0,98 с 1 —с
-----1п-----------!--Ч------
D(n+ 1) I 0,02 2п
(1)
т I т
1экв ' [) 3
где п — показатель параболы кривой распределения концентра-
ции паров продукта по высоте ГП; в резервуарах без газоуравни-
тельной системы, как правило, п = 2. Формулы для определения
Dэф и тэка приведены ниже. • к р-;
Для резервуаров-удельные потери уменьшаются с увеличением
вместимости.
На рис. 6 приведен график удельных потерь автомобильного
бёнзина от «больших дыханий» в зависимости от вместимости на-
земных резервуаров. На графике приняты следующие обозначения:
Мб.д — среднегодовые потери от «большого дыхания»; Vn, Ун —
полезная и номинальная вместимость резервуара по типовому про-
екту; «об — коэффициент годовой оборачиваемости резервуара.
График построен на основе расчетов по действующей методике.
В исходных данных температура воздуха усреднена по климатиче-
ской зоне, оборудование резервуаров принято по типовому проекту,'
производительность опорожнения и заполнения резервуаров при-
нята средней для интервала, приведенного в типовых проектах.
При малых коэффициентах оборачиваемости (цоб 20) удель-
ные потери от «большого дыхания» не зависят от вместимости вследст-
вие практически полного насыщения ГП парами бёнзина при дли-
тельном простаиваний резервуара с «мертвым» остатком. На рис. 6
можно проследить уменьшение удельных потерь от «большого ды-
15
хания» с увеличением коэффициента оборачиваемости заданного
резервуара (/гоб> 20 об/год). Увеличение пой приводит к снижению
времени простоя резервуара с «мертвым» остатком, при этом из
резервуара вытесняется все менее насыщенная парами нефтепро-
дукта паровоздушная смесь. Для резервуаров любой вместимости
удельные потери от «большого дыхания» при по6 = 100 об/год при-
мерно в 2 раза меньше, чем при по6 — 20 об/год.
ПОТЕРИ ОТ «ОБРАТНОГО ВЫДОХА»
После опорожнения резервуара или -транспортной емкости до
некоторого остатка или после- частичной выкачки нефтепродукта
из резервуара газовое пространство не насыщено парами. В процессе
дальнейшего неподвижного хранения оставшегося нефтепродукта
в резервуаре или при обратном ходе незачищенной транспортной
емкости происходит донасыщение ГП вследствие испарения остатка.
При этом растет парциальное давление паров нефтепродукта в ГП
и вследствие этого повышается общее давление. Если общее давле-
ние в ГП достигает значения давления, на которое отрегулирован
дыхательный цлапан, последний, открывается и происходит вы-
теснение в атмосферу некоторого объема паровоздушной смеси —
: «обратный выдох».,
4 Донасыщение ГП может происходить после заполнения, если га-
зовое пространство было не.вполне насыщено парами. В этом слу-
чае дыхательный клапан после заполнения емкости не закрывается
и сразу начинается дополнительный выдох. Такое явление встре-
чается в резервуарах, имеющих высокий коэффициент оборачи;
ваемости или заполняемых частично, не до предельной высоты
взлива, а также в’резервуарах с замедленными процессами насы- .
щения ГП (резервуары с понтонами ш заглубленные). Донасыщение ,
ГП особенно характерно для резервуаров, впервые заполненных
после зачистки и проветривания. Такой вид потерь иногда назы-
вают потерями от насыщения или донасыщения ГП.
При заданной характеристике испаряемости нефтепродукта из-
вестной вместимости резервуара потери от «обратного выдоха» за-
висят от расчетного давления дыхательного 'клапана, интенсив-
ности конвективного перемешивания паровоздушной смеси в ГП
и продолжительности испарения «мертвого» остатка до начала сле-
дующей технологической операции. Время, по истечении которого
начинается «обратный выдох», для наземных резервуаров можно
вычислить по формуле Н. Н. Константинова *
__ _ Г______________]ц Г1_____Рк. д + Рк. в 1 1
ЛЕПОВ/?ПТ’Г, ср [ Ps Pi ]
(2)
где п — коэффициент
испарения; Тг.ср — средняя температура
* Н. Н. Константинов. Борьба с потерями от испарения нефти и нефте-
продуктов, М., Гостоптехиздат, 1961.
16
паровоздушной смеси в газовом пространстве; рл — среднее пар-
циальное давление паров в газовом пространстве в момент оконча-
ния выкачки.
В герметичных резервуарах, рассчитанных на давление в ГП
Рк. д = 1962 Па (200 мм. вод. ст), при высоких коэффициентах обо-
рачиваемости продолжительность простаивания резервуара с «мерт-
вым» остатком до начала заполнения может быть так мала, что ды-
хательный клапан не успеет открыться для «выдоха». Тогда потери
от «обратного выдоха» отсутствуют.
Наиболее часто встречаются случаи, когда весь процесс до пол-
ного насыщения газового пространства не успевает пройти за время
от открытия дыхательного клапана (для «обратного выдоха») до на-
чала заполнения резервуара. На практике вообще трудно наблю-
дать «чистый» «обратный выдох» на резервуарах. Как правило, на
него накладываются суточные «малые дыхания». '
, При неподвижном хранении нефтепродукта в резервуаре пере-
мешивание паровоздушной смеси в ГП происходит за счет естест-
венной конвекции. Интенсивность перемешивания, как указано
выше, зависит от состояния погоды, условий охлаждения наружных
стенок резервуара и обогрева их солнечными лучами, т. е. от ко-
личества и периодичности получаемой солнечной радиации, осадков
и ветра, а также от температуры поверхности остатка нефтепро-
дукта. '
В газовом пространстве железнодорожных цистерн, нефтеналив-
ных судов и автомобильных цистерн перемешивание паровоздуш-
ной смеси происходит также вследствие естественной конвекции
и вынужденной конвекции из-за волнения поверхности жидкости
при движении. . •
С увеличением интенсивности перемешивания растет парциаль-
ное давление в ГП и потери от «обратного выдоха» в единицу вре-
мени возрастают.
ПОТЕРИ ОТ «МАЛЫХ ДЫХАНИЙ»
Вследствие действия солнечной радиации и атмосферных явле-
ний на кровлю и стенки резервуаров в них происходят суточные
колебания температуры ГП и жидкости, что вызывает изменение
парциального давления паров. Колебания температуры и парци-
ального давления при неподвижном хранении приводят к соответст-
вующим колебаниям абсолютного давления в ГП. Если абсолют-
ное давление в ГП -становится ниже барометрического и достигает
значения вакуума, на которое отрегулирован дыхательный кла-
пан, последний открывается и в резервуар поступает атмосферный
воздух — происходит «вдох». В этот момент абсолютное давление
в ГП Рг = Ра — рк. в, где Ра — атмосферное (барометрическое)
давление. Когда температура газового пространства и парциальное
давление принимают минимальные значенйя, вход воздуха прек-
ращается. ,
Инв. № ....
Библиотека УГНТУ
Рис. 8. Удельные потери автомобильного бензина от «малого дыхания» в за-
висимости от вместимости резервуара для климатических зон:
/ — северной; 2 — средней; 3 — южной
Последующее повышение парциального давления й темпера-
туры вызывает увеличение абсолютного давления в ГП. По дости-
жении последним значения ~РГ = Ря + рк. я открывается дыха-
тельный клапан и в атмосферу вытесняется паровоздушная смесь—
происходит «выдох» (потери от «малого дыхания»). Вытеснение
паровоздушной смеси продолжается до тех пор, пока повышаются
температура и парциальное давление в ГП. Последующее после
«выдоха» понижение температуры и парциального давления приво-
дит снова к уменьшению абсолютного давления в газовом прост-
ранстве до значения Рг — Р3— pK.s, открывается дыхательный
клапан и начинается «вдох».
| Таким образом, потери от «малых дыханий» происходят вслед-
ствие циклических колебаний температуры и парциального давле-
ния в ГП, вызываемых суточным действием солнечной радиации
и атмосферных условий на стенки и кровлю резервуаров. Продол-
жительность полного цикла, как правило, равна суткам. После
полудня начинается «вдох», а на рассвете — «выдох». Отклонения
наблюдаются при переменных атмосферных условиях (спорадиче-
ские колебания действия солнечной радиации из-за облачности,
изменения барометрического давления и осадков), когда внутри
суточного цикла ctiena погоды обусловливает несколько «вдохов»
и «выдохов». На рис. 7 показана динамика изменения количества
паров, выходяш,их из резервуаров при «малых дыханиях» в тече-
те дня [85]. ;
На цикл «малых дыханий» железнодорожных цистерн или нефте-
наливных судов влияют также изменения атмосферных условий,
18
связанные с передвижением транспортных средств. При достаточно
больших нагрузках дыхательных клапанов (рк.я и рк.в) «малые
дыхания» могут быть исключены. Для хранения стандартного бен-.
зина при вакууме в ГП рк. в = 3924 Па'(400 мм вод. ст.) для райо-
нов Средней Азии достаточно [Рк. д== 196204-24525 Па
(20004-2500 мм вод. ст..), для средней климатической зоны СССР —
Рк. д ~ 147154-16677 Па (15004-1700 мм вод. ст.).
Потери от «малых дыханий» для заданных нефтепродукта, .
нагрузки дыхательных клапанов и вместимости резервуара зависят
от объема газового пространства, количества получаемой резервуа-
ром солнечной радиации, интенсивности переноса паров от поверх-
ности нефтепродукта и насыщенности парами ГП. При прочих'рав-
ных условиях потери от «малых дыханий» возрастают с увеличе-
нием объема ГП. С повышением получаемой солнечной радиации
возрастают амплитуды колебания температуры ГП и поверхности
жидкости, соответственно растут объем вытесняемой в атмосферу
паровоздушной смеси и парциальные давления паров нефтепро-
дукта в ней. Увеличение интенсивности переноса паров от поверх-
ности нефтепродукта и насыщенности газового пространства обуслов-
ливает большие парциальные.давления (концентрации) паров в вы-
тесняемой паровоздушной смеси.
На рис. 8 приведен график удельных потерь от «малого дыхания»
(Л4М. Д/У) для наземных резервуаров различной вместимости. При-
няты следующие обозначения: Мм. д — среднегодовые потери от
одного «малого дыхания»; ’V — объем газового пространства; Г,(—
вместимость резервуара. График построен путем расчета потерь
за каждый месяц по действующей методике и последующего усред-
нения их за год (для принятого одинакового отношения объема
ГП к объему резервуара). Температура воздуха усреднена за каж-
дый, месяц по климатическим зонам, оборудование резервуаров при-
нято по типовым проектам. График показывает значительное из-
менение удельных потерь от «малого дыхания» при изменений вме-
стимости резервуара, особенно в области малых и средних резер-
вуаров (РВС-100 — РВС-5000).
ВЛИЯНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
НА МАССООТДАЧУ ОТ ПОВЕРХНОСТИ ЖИДКОСТЕЙ]
За последние 10—15 лет скорости опорожнения и заполнения
резервуаров на’перекачивающих станциях магистральных нефте-
и нефтепродуктопроводов, наливных ’пунктах и крупных перева-
лочных нефтебазах постоянно растут. В этих условиях резервуары
оборудуются дыхательными клапанами высокой пропускной спо-
собности, воздух при выкачке нефтепродукта входит через дыхатель-
ный клапан с большими скоростями (свыше 10 м/с). Распространяясь
вертикально вниз, входящий воздух турбулцзирует насыщенный
слой паровоздушной смеси, лежащий на поверхности нефтепродукта,
' ' 19
Рис. 9. Скорость струи воздуха (и0) в монтажном патрубке дыхательного
клапана (</в — производительность опорожнения; k — число монтажных
патрубков)
Рис. 10. Зависимость максимальной безразмерной скорости у поверхности
нефтепродукта п/п0 от безразмерной высоты ГП Н!г0 (гй — радиус монтаж-
ного патрубка)
и тем самым ускоряет процесс массоотдачи от поверхности жидко-
сти в- газовое пространство.
Чтобы выявить влияние возникающих гидродинамических те-
чений на процесс массоотдачи, были проведены исследования, в ре-
зультате 'которых получена формула для определения глубины рас-
пространения .воздуха (Хв) в газовое пространство [91:
XJd= 1,45/Аг0’53, . . (3)
где d— диаметр монтажного патрубка дыхательного клапана;
Аг — число Архимеда
' Аг == — Рн'с (4)
Пц й;;ф с
здесь и0 — скорость воздуха, проходящего через монтажный пат-
рубок дыхательного клапана,* *
и0 -г. 4 qB/k nd2-, ' (5)
<7в — производительность опорожнения; k — число монтажных пат-
рубков с действующими дыхательными Клапанами; и0 можно опре-
делять по номограмме на рис. 9;
Рп. с=РвО Сср) 4" Р,сср- (6)
В формулах (4) и (6) еср — средняя по объему ГП концентрация
паров нефти или нефтепродукта в паровоздушной смеси. Скорость
струи у поверхности нефтепродукта (и) может быть определена
по графику (рис. 10) из теории струй (Г. Н. Абрамович).
1
* Вследствие испарения нефтепродукта с поверхности жидкости при
опорожнении скорость входящего воздуха немного ниже рассчитанной по
производительности опорожнения. • .
20 -
Как следует из формул (3) — (5), глубина распространения воз-
духа в ГП резервуара возрастает с увеличением производительно-
сти опорожнения и уменьшением разности, относительной йлотно-
сти паровоздушной смеси и воздуха. Увеличение глубины распро-
странения воздуха приводит к интенсификации процесса массоот-
дачи от поверхности продукта, более быстрому насыщению ГП
парами продукта и в итоге к росту потерь от испарения. Чтобы со-
кратить потери от испарения, необходимо уменьшать глубину про-
никновения воздуха, установив преграды на пути его распростране-
ния (см. рис. 1). ,
Нами изучены особенности распространения воздуха в ГП при
ударе его о преграду-экран. В результате установлено, что на удар
и разворот струи воздуха затрачивается 30—40 % первоначаль-
ного количества движения и вследствие этого скорость воздуха,
достигающего поверхности нефтепродукта, значительно умень-
шается. Получена формула для максимальной скорости струи (и*)
у поверхности нефтепродукта при установленной преграде:
»>_ О,2/7(7?р-О,1 /7) ’
«ср / Р„ 0 OR Н \ ’ '
0,14 Н (0,45 /?р — 0,045/7) + 0,6 Н I -у£- + ’“° -)
где /?р — радиус резервуара, м; нср — средняя скорость в струе,
м/с; Н — средняя высота ТП, м
СР ’ ° И 0,4 л/7 (7?р — 0,1 /7) + 0,54 (/г — 1) 7/7?р ’ '
Получено также выражение для эквивалентного диаметра (+,)
при установленной преграде
+ - 2 ]/[0,4 л Я (7?р—0,1 Я) + 0,54 (& — 1) /?РЯ] (1/л). (9)
Для- количественного учета влияния гидродинамических тече-
ний в ГП на интенсивность испарения получено критериальное
уравнение безразмерного коэффициента массоотдачи (Sh) от поверх-
ности бензина при выкачке его из резервуара [4 ]:
Sh = 0,02 Rea Sc* (d3/Upf (pB.cp/+rf, (10)
где Sh = р dJpD — критерий Шервуда, характеризующий отно-
шение массоотдачи к молекулярной диффузии; Re = udjv —
критерий Рейнольдса, характеризующий режим движения у по-
верхности испарения; Sc = v/D — критерий Шмидта, характери-
зующий природу среды и ее компонентов с точки зрения диффузии;
а, Ь, с, е—показатели.
Безразмерный симплекс dJD^ Характеризует отношение по-
верхности нефтепродукта, омываемой падающей струей, ко всей
площади зеркала жидкости; а симплекс рв. cp/pDr — состав паро-
воздушной смеси. Зависимость (10) можно представить в виде гра-
фика (рис. 11). В формуле (10) в критериях и симплексах приняты
• 21
Рис. 11. Массоотдача с поверх-
ности продукта при опорожне-
нии резервуара
Рис. 12. График .зависимости
вязкости паровоздушной смеси
от температуры и концентрации
бензиновых паров
следующие дополнительные обозначения: 0 — коэффициент массо-
отдачи; v — кинематическая вязкость паровоздушной смеси
(рис. 12); Dp—диаметр резервуара; ср— среднее парциальное
давление паров воздуха в ГП; d3 — диаметр круга, эквивалентного
по площади поверхности жидкости, омываемой падающей струей
при отсутствии преграды; '
d3 = Q,44]/'k'H. (11)
Показатели степени и постоянный коэффициент в уравнении
(10) определены методом наименьших квадратов при обработке
экспериментальных данных, полученных на наземном и заглублен-
ных промышленных резервуарах. Как видно из данных табл. 1,
они несколько различны для бензина и нефти и в какой-то степени
зависят от пределов изменения безразмерных критериев, и симплек-
сов в экспериментах. ' ''
Ускорение процесса массоотдачи вследствие турбулизации на-
сыщенного слоя у поверхности испарения ведет к росту концентра-
ции паров в ГП, а последнее — к увеличению потерь.
22
Таблица 1
Продукт Значения показателей в формуле (10) Типы резервуаров, на которых прове- дены эксперименты
а Ъ С е
Бензин * Нефть ** 0,84 ' 0,84 -3,08 —2,10 1,77 1,24. —4,79 —2,49 РВС-5000, ЖБР-1000, ГР-50 *** РВС-20000, ЖБР-10000
Продолжение табл. 1
Продукт Пределы изменения критериев и симплексов в экспериментах
Re ' Sc ^э/Ор • Рв. Ср/^Г
Бензин * <1,20—16,4)-104 0,75—1,18 0,04—0,28 0,72—0,89
Нефть'** (2,74—15,94)-103 1,09—1,47 0,02—0,12 0,52—0,73
* Эксперименты обработаны на ЭВМ автором.
** Эксперименты обработаны аспиранткой В. А. Мартяшовой на ЭВМ.
*** ГР-50 — заглубленный горизонтальный цилиндрический резервуар.
Прирост концентраций паров в ГП резервуара в процессе опорож-
нения (Асв) с помощью формулы (10) может быть рассчитан путем
последовательных приближений. При этом Асв определяют по фор-
муле
Асн--0Алт,,'р 7Л, (12)
где Ал •— модуль движущей силы
\л,^--сср.п)/(1-сс,,:в), (13)
здесь сср. в — средняя концентрация паров нефтепродукта в паро-
воздушной смеси в процессе опорожнения:
Сср. в ~ (2сн4-св)/3; (14)
сн — средняя концентрация паров нефтепродукта в ГП до опорож-
нения, принимается сн як (0,9—1,0) cs; cs — концентрация паров
нефтепродукта в ГП в конце опорожнения:
св = (0,9->1,0)СДГЛ/2) + Асв. (15)
Расчеты производятся в следующем порядке.
23
Рис. 13. Расчет'рДл методом после-
довательных приближений
Задаются значением фДл)3,
как правило,- в пределах от
О, Г до 0,5.
Определяют время опорож-
нения резервуара
Вычисляют: Дсв по формуле
(12); св — по формуле (15);
Сср. в — по формуле (14). При
известной с.р, в определяют v
по графику на рис. 12, а
затем — рв. ср/Рг = 1 — сср. в.
Определив Нср — (Нг 4~
вычисляют d3 по формуле (11).
По графику на рис. 10 опре-
деляют и. Принимают . D по
табл. 2 для соответствую-
щего нефтепродукта в зависимости от температуры. Подставив все
полученные значения параметров в формулу (10), вычисляют Sh,
а затем p=(Sh pD)!d3. Далее вычисляют Ал по формуле (13) и оп-
ределяют (рДл)п. Есди (РДл)3 =/= (рЛл)п, задаются новым значе-
нием (РАл)3 и ведут вычисления в изложенной последовательности.
Для получения окончательного результата на графике с координа-
тами (0Дл)п — (0Дл)3 (рис. 13) откладывают в одинаковых мас-
штабах заданные и полученные значения ((ЗДл) и соединяют их
прямой или кривой, если заданных значений (рДл) больше двух.
Точка пересечения этой прямой (кривой) с биссектрисой угла дает
искомое значение (рДл), по которому уточняют значение Дсв [по
формуле (12)]. Для удовлетворительной точности расчета задавае-
мые значения (рДл)3 должны находиться как можно ближе к бис-
сектрисе угла. В табл. 3 приведены коэффициенты массоотдачи рэ,
полученные в сопоставимых условиях на промышленных резервуа-
рах РВС-5000, оборудованных дисками-отражателями и без дис-
ков [2]. Они определены как- рэ = Л4ак/ДлР11овтв, где Мак —
накопленное (аккумулированное) в ГП за время опорожнения ко-
личество паров бензина (определялось по экспериментальному рас-
пределению концентраций, объему ГП и плотности паров); величина
Дл найдена по формуле (13) с подстановкой экспериментальных
значений концентраций.
Анализ изложенного выше материала показывает, что большие
скорости воздуха у поверхности нефтепродукта в резервуаре без
дисков-отражателей обусловливают более высокие (в 5—6 раз)
значения ^коэффициентов массоотдачи. В результате при относи-
тельно непродолжительном простое резервуара с «мертвым» остат-
ком (менее 5—6 суток) меньшие коэффициенты массоотдачи при
24
Таблица 2
Коэффициент диффузии (м2/ч) при температуре. ®С
С с £ Продукт 5 10 15 20 25 30 35 38
1 Бензин Б-70 0,026 0,027 0,029 0,030 0,032 0,033
2 Бензин А-56 и А-66 0,028 0,029 0,030 0,032 0,034 0,036 — —
3 Бензин А-72 0,029 0,030 0,030 0,031 0,032 0,033‘ — —
4 Бензин А-76 - — 0,025 0,028 0,030 0,032 0,034 0,037 0,039
5 Бензин АИ-93Л . 0,026 0,029 0,031 0,035 0,037 0,039 0,041
6 Бензин АИ-95 — 0,028 0,031 0,032 0,035 0,036 0,038 0,039
7 Бензин АИ-98 — 0,029 0,031 0,034 0,036 е,оз8 0,040 0,042
8 Бензин Б91/115 — 0,026 0,029 0,031 0,033 0,036 0,038 0,041
9 Нефть туйма- зннская 0,013 0,014 0,015 0,016 0,017 0,019 — —
10 Нефть чекмагу- шевская 0,010 0,011 0.012 0,013 0,015 0,017 — —
11 Нефть арланская 0,008 0,009 0,010 0,011 0,012 0,013 — -—
12 Нефть Самотлор- ская . — 0,027 — 0,029 — • 0,030 — 0,031
13 Нефть усть- балыкская • — 0,029 — 0,031 — 0,032 — 0,033
14 Смесь нефтей месторождений Татарии 0,022 0,024 0,025 0,026
Примеча ни е. Данные,' приведенные в п. п, 1—3 и 9—11, взяты из работы [9],
данные по п. п. 4—8 и 12—14 получены автором совместно с В. Ф. Новоселовым
и В. А. Мартяшовой.
Таблица 3
Дата Коэффициент массоотдачи [кг/(м2-ч)] для резервуаров
без дисков-отражателей с дисками-отражателями
8/VH . о 16 ’ 0,44
2,36 0,35
29/VII 0,72 0,13 •
30/VII. 1,80 0,26
опорожнении обусловливают и более низкие потери от испарения
из резервуаров с дисками-отражателями.
Заполнение резервуаров нефтью и нефтепродуктами с повышен-
ными температурами (по сравнению с температурой окружающего
воздуха) также приводит к интенсификации процесса массоотдачи
от поверхности жидкости. В работе [42] получено уравнение без-
размерного коэффициента массоотдачи при заполнении лаборатор-
ного резервуара «горячим» бензином. Кроме того, В. А. Мартяшо-
25
вой получено уравнение безразмерного коэффициента массоотдачи
для нефти вида:
Sh= 1,4-10“3 Re0,81 Sc“1,45(pB. ср/Рг)"'4,43(1-|-Gr)0'26. _ (17)
В уравнении (17) Gr— критерий Грасгофа; Gr =
= ± Рт 1(/п—ёН, здесь знак «+» принимается при темпе-
ратуре поверхности нефти (/п), превышающей температуру газо-
вого пространства непосредственно под кровлей резервуара (tr),
а .знак «—» — при ta<tr. В выражении Gr 0Т—коэффициент
объемного .расширения паровоздушной смеси; Н — средняя вы-
сота ГП.
В уравнении (17) в параметре Re в качестве определяющего
размера принят’ диаметр резервуара, а определяющей скорости —
скорость перемещения уровня нефти в резервуаре.
Постоянный коэффициент и показатели при критериях и сим-
плексе в уравнении (17) определены путем обработки эксперимен-
тов на нефтяных резервуарах РВС-20000. Пределы изменения
параметров в экспериментах были следующие: Re = 105,7-4-443,0;
Sc = 0,93-4-1,39; ръ. ср/Р = 0,52-4-0,73; Gr = (0,08-4-6,96) 1012.
Таким образом, выше рассмотрены физические процессы, вызы-
вающие и сопровождающие потери от испарения, и даны количест-
венные зависимости, учитывающие влияние интенсификации техно-
логических процессов на коэффициент массоотдачи от поверхности
продукта. •
При разработке норм естественной убыли нефти и нефтепродук-
тов, для технико-экономического обоснования выбора типа резер-
вуара необходимо знать методы расчета потерь от испарения нефти
и нефтепродуктов.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ НАЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Потери нефтепродукта от «большого дыхания» из резервуаров
типа РВС определяются по формуле .
мб.д=[1/п.см-у2(/^^^)]^Р. <18)
L \ Ргг —Рр Л Р2г .
Уп.см можно рассчитать по эмпирической формуле
У,,.СМ^ 4,667ГИ ; Zh-“ Уэак. (19)
\ *н. к J
Формула (19) получена путем обработки экспериментальных
данных методом наименьших квадратов. Для этого использованы
экспериментальные данные,. полученные на промышленных резер-
вуарах'с нефтью и различными нефтепродуктами [14, 50]. В экспе-
риментах отношение \t3 + 38 — /Н.К)/7Н.К изменялось в пределах
0,1—1, а отношение Кп. См/У3ак — в пределах 1—8,2.
При t3 tn. к в расчетах можно принимать Уп: см ~ Кзак-
26
Кроме того, в формуле (18)
приняты следующие обозначе-
ния: Г2 — объем газового- про-
странства резервуара перед за-
полнением . I. нефтепродуктом;
Р2г — абсолютное давление в га-
зовом пространстве в конце
заполнения; »Р2г — Ра + ркд;
Р1Г — абсолютное давление в га-
зовом пространстве до заполне-
ния; Р1г Ра — рк. в — при
начале заполнения ночью; Р]г~
~ Ра‘— при начале заполнения
днем; рр — среднее расчетное
парциальное давление паров
нефтепродукта:
Pp = (cLp/cs)p£; ' (20)
ecv/es — средняя относительная
концентрация паров в газовом
пространстве:
ccP/cs ^ Vi/V2AcB/csAc/cs,
Рис. 14. Зависимость прироста отно-
сительной концентрации в единицу
времени выкачки от скорости воз--
духа в монтажном патрубке для ре-
зервуаров: i-
/— РВС-10000; 2 — РВС-20С00 (дыха-
тельный клапан НДКМ-250, k == 2)
(21)
AcB7cs — прирост средней относительной концентрации в газовом
пространстве резервуара за время выкачки нефтепродукта, Асв
можно вычислить с помощью коэффициента массоотдачи ло фор-
муле (12). При известных тв и и0 AcB/cs можно также определять
по графикам, аналогичным приведенному на рис. 1’4. В методиках
расчета потерь * приведены подобные графики для типовых резер-
вуаров РВС, различных типов дыхательных клапанов и их коли-
чества. Величина Ac/cs означает прирост концентрации в ГП за
суммарное время' простоя (тп) и заполнения резервуара (та), т. е.
т = тп + т3; ее определяют приближенно по графикам (см. рис. 3).
Пои использовании формулы (19) необходимо иметь в виду, что
при полном насыщении’ ГП ccp/cs = 1 и что время полного насы-
щения ГП наземных резервуаров ограничено 2—4 сутками (в за-
висимости от состояния погоды и других условий), а график на'
рис. 3 приближенный. Поэтому, получив по формуле (19) значения
ccp/cs2> 1 ,что означает наступление полного' насыщения ГП ра-
нее момента конца простоя или конца заполнения резервуара, в
формулу (18) необходимо подставлять ctvlcs = 1.
В формуле (20) ps — давление насыщенных паров нефтепро-
дукта при температуре поверхности жидкости /п, его можно опреде-
* В частности, в методике расчета потерь от испарения нефти и не-
фтепродуктов из наземных резервуаров [учебно-методическое пособие]. Уфа,'
У НИ, 1971. • ,
27
Рис. 15. Зависимость ps =- f (ta. к —t) для бензинов:
а — автомобильных; б — авиационных
лять приближенно для бензинов по графикам на рис. 15 или вы-
числять по формуле
ps =<1,29 (//38)°'69(17ж/1/)0’19 р38, (22)
где У.к — объем жидкости в резервуаре, t — tn, °C; р38 — паспорт-
ное давлеш?е насыщенных паров при t = 38 °C; Уж : V = 1 : 4.
Далее в формуле (17) '
p.= (PrIR)(M/Tr). v (23)
Молекулярную массу бензиновых паров можно определять по
формуле Воинова в зависимости от средней температуры кипения
фракций, находящихся в парах /п:
М = 60 + 0,3/,, + 0,001/?,,
/п=^н..к-30. - - '• (24)
Молекулярную массу можно также определить по формуле
М = 50 + 8- 1О5/р2о, (25)
где р20 —- давление насыщенных паров бензина при 20 °C, Па.
Для определения плотности бензиновых паров можно восполь-
зоваться номограммой (рис. 16), где Рг в мм рт. ст., Т в К.
Для резервуаров с рк. д = Рк.в== 196 Па (20 мм вод. ст.),
_ Р2г ж Р1г ~ Ра потери от «больших дыханий» будут:
Л4б, д^(Рр/Ра)рК.ак. . ' .. (26)
Расчет потерь нефтепродукта от «обратного выдоха» произво-
дится по формуле Н. Н. Константинова: ' -
=-^-fprln Р-АГ~-°- + рп-р’'\ , об. в Р -г 1 г о ’ ~0 С р п н \ Р? /. (27)
где
Р Ч. г = Ра + Рк-я", (28)
Ро = (W ps + (AcB+s) ps + Рк. д + Рк. в; (29)
28
р'р — вычисляется по выраже-
нию (20), в котором значение
c^lcs подставляется из формулы
(21). При расчете потерь от
«обратного выдоха» \dcs в фор-
муле (21) определяется также
по графику на рис. 3, но т при-
нимается равным времени про-
стоя резервуара от конца пред-
шествующего опорожнения до
начала заполнения, т. е. т = тп.
Потери нефтепродукта от од-
ного «малого дыхания» резер-
вуара определяются по формуле
Н. Н. Константинова:
Мм.д=ОмДУ,
Рис. 16. Номограмма для определе-
ния плотности паров бензина
(30)
где Ом — среднее массовое со-
держание паров нефтепродукта
в вытесняемом объеме паровоз-
душной смеси; ДУ — вытесняемый объем паровоздушной смеси:
Д У — У In f Ра ~ Рк'в ~ Pmin Гг max ), < (31)
\ Рц '’ Рк- д Ртах 7 г min ,
Pmin, Ртах — минимальное и максимальное парциальное давление
нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток;- ТГт1п, Trmax —
минимальная и максимальная температура ГП резервуара в тече-
ние суток; Trmin = 273,16 + Armln; ТттЯХ = 273,16 + /гтах.
Среднее массовое содержание паров нефтепродукта в паровоз-
душной смеси, вытесняемой из резервуара, определяется по фор-
муле:
DM --------------------,
Рп (7 г max “Г Тг min)
Ртах ~Ь Pmiti
(32)
где _
Rn = R/M. - (3.3)
\ . Минимальная и максимальная температуры ГП резервуара вы-
числяются по формулам:
A- min ~ mln “1“ ^н, ' -
с max ®г max “Г (34)
. где /н — средняя температура нефтепродукта, которую для назем-
ных резервуаров нефтебаз с достаточной точностью можно прини-
мать равной средней температуре воздуха, определяемой как сред-
няя арифметическая величина от максимальной tB max и минималь-
ной min температур воздуха, т. е.
= 0>5 (С max “Ь min)
(35)
29
(36)
Рис.'17. Номограмма для. определения коэффициента температуропроводно-
сти продукта
Ormin. ®г max,—минимальная и максимальная температура ГП,
отсчитываемая от средней температуры нефтепродукта:
Р) _ ®с ПГ-П
.г min / , , <
i "Ь (^пов/^г) («п / “г
7 0r тах “ 1 + (Fhob/Гг) (ап/аг) [тА7(аТФ/пХ)] ’
©стах, @сmin — максимальная и минимальная температура стенки
резервуара, отсчитываемая от средней температуры нефтепродукта;
а„, ап — коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, на-
ходящейся в ГП резервуара к поверхности жидкости для ночного
(со штрихом) и дневного времени; а!-, аг — коэффициент теплоот-
дачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся
в ГП резервуара для ночного и дневного времени; ,
т = |/" л/2атд1|; . (38).
а — коэффициент температуропроводности нефтепродукта, он мо-
жет быть определен по номограмме на рис. 17, где р20 — заданная
плотность нефтепродукта при температуре 20 °C; Г—температура,
для которой определяется а.
Минимальная и .максимальная температура стенки резервуара,
отсчитываемая от средней температуры нефтепродукта, вычисляется
по формулам-.
Ct 0 •
©сто, ---------,-7 B-B-min- - —; (39)
с'-в +асц+“p(f ПО в/^г)
30
Рис. 18. Коэффициент теплоотдачи-.
а — для дневного времени; б — для ночного времени; аа к — 2,4 Вт/мг- К: ап = ап ”
= 5,3 Вт/м’-к; &г = 2,3,Вт/м‘-К
0 — - - ^+«вввтах ' /4а|
max — .. . z„ i (W;
0CB Ctcn ; Щр (Гпов/^г)
где ав, ав — коэффициент теплоотдачи от стенки емкости к внеш-
нему воздуху в1 ночное и дневное время; каждый из них представ-
ляет сумму коэффициентов с учетом теплоотдачи конвекцией и
лучеиспусканием-, т. е.
а'=сс' -Ра' ; а =а -4-а ; (41)
В ВК- 1 ВЛ* в. вк 1 вл ’ \^х/
«сп. «сп — приведенный коэффициент теплоотдачи от стенки к
нефтепродукту для ночного и дневного времени; <Хр, ар — коэффи-
циент теплоотдачи радиаций от стенки резервуара к нефтепродукту
через ГП в ночное и дневное время; q — удельное количество тепла,
получаемое в полдень за счет солнечной радиации 1 м2 поверхности
ГП резервуара в течение 1 ч.
Коэффициент теплоотдачи от.стенки резервуара в атмосферу
с учетом теплоотдачи конвекциёй и лучеиспусканием определяется
по графикам на рис. 18.
Приведенный коэффициент теплоотдачи от стенки к нефтепро-
дукту вычисляется по следующим форм-
а' ______ • ^п^пов/^г___.
“сп- •+«/«;)(^г) ’
асп = —-----.---------------------.
(ап/аг) 4~ (otn.+ fn'k)/(m'kFn0B/Fr)
Удельное количество тепла
i7 = ec,(F0/Fr) г0.
_ Для вертикальных цилиндрических резервуаров с конической
крышей (или сферической крышей с малой стрелой подъема)
F0 = FBsin(<p—fi) + FnoBcos(<p— S)-, (45)
" 31
'ЛАМ!
(42)
(43)
(44)
Рис. 20. График зависимости 0 = f (<р—6)
для сферических и сфероидальных резервуаров
F0 = FBsin2(<p —6) + FnoB’cos2((p-^6); (46)
где FB, FnoB — площадь проекций поверхности стенок, ограничи-
вающих ГП резервуара (включая крышу), на вертикальную и го-
ризонтальную плоскости; q> — географическая широта места уста-
новки резервуара; 6 — расчетное склонение солнца на данный день
(или при усредненных расчетах в среднем для данного периода
времени); определяется по графику рис. 19.
Интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную
к направлению солнечных лучей в полдень, может быть определена
по формуле-Кастрова—Савинова (в Вт/м2):
i0 = — -1-354—----------, (47)
1+ 1(1 —Y)/Ycos(<p—<5)]
где у — коэффициент прозрачности атмосферы, зависящий от ее
влажности (облачности), запыленности и т. д. При безоблачном
небе у = 0,74-0,8; если облачность составляет 50 %, расчетное
значение i0, полученное для безоблачного неба, снижается на
20—30 %, а при сплошной облачности — на 40—50 % в зависи-
мости от плотности облаков. При усредненных расчетах за длитель-
ные периоды времени следует руководствоваться данными о коли-
честве дней с разной облачностью.
Минимальное парциальное давление в ГП резервуара с высоким
уровнем жидкости (степень заполнения более 0,6 — обычно после
налива нефтепродукта в резервуар) определяется при t = /rrnin с
учетом соотношения фаз по формуле (22) или графикам на рис. 15.
После опорожнения резервуара (при низких уровнях нефте-
продукта) полное насыщение ГП происходит спустя некоторое
•время, поэтому при расчете минимального парциального давления
необходимо учитывать степень насыщенности ГП парами нефтепро-
32
дукта. В этом случае расчет потерь от испарения при «малом дыха-
нии» производится по величине p*min'.
Pm1n = PminCcp/Cs- <48)
где pmin — определяется по формуле (22), a ccP/cs — по выраже-
нию (19).
Максимальное парциальное давление в ГП при «малом дыхании»
рассчитывается по методу К. В. Елшина следующим образом:
а) определяют средний температурный напор 0 по графику на
рис. 20 в зависимости от (<р—б);
б) по формуле (33) вычисляют значение Rn;
в) находят высоту газового пространства:
H = H6-HB3n + WJFnoB, (49)
где Н6 — высота боковых стенок вертикальной части резервуара;
• Нъзл — высота взлива нефтепродукта в резервуаре; А— объем;
ограниченный поверхностью крыши и плоскостью, проходящей че-
рез верхний срез цилиндрической части резервуара.
Для вертикальных цилиндрических резервуаров с конической
крышей АУк/ГПов = (1/3) Нк, (Нк — высота конической части);
г) определяют Тя = 273,15 + t„ lt„ вычисляют по формуле
(35)1;
д) при известных величинах Dp, Н, 0, Rn и Тв определяют
почасовой рост парциального давления в ГП (в Па) по формуле
17,2/?п01-7ган'25ОрН°'25; (50)
в формулу (50) подставляют Ор и Н (в м), 0 (в °C), Тв (в К), ₽п
(в Дж/кг- К); -
е) вычисляют продолжительность выдоха
т = 0,5тднЧ-3, (51 )
где тдн — продолжительность дня, ч\
тдн = 2агссоз(—tg<ptg6); (52)
ж) определяют максимальное парциальное давление в ГП в те-
чение дня:
Р т&х~ Р mln- (53)
Подставив полученные значения Trnlin, Trmax, pmin, pmav, /?п
в формулы (30), (31) и (32), вычисляют потери от «малого дыхания».
Рассмотрим несколько примеров с использованием приведенных
выше расчетных формул.
Пример 1
Рассчитать среднесуточные потери стабилизированной нефти от «малого
дыхания» в июле из резервуара РВС-10000 со сферической крышей при яс-
ной погоде, у = 0,7; Диаметр резервуара Ор = 28,5 м, высота цилиндриче-
ской части Нп = 17,9 м, высота подъема крыши /гкр = 2,32 м, высота взлива
нефти в резервуаре Нвзл = 16,8 м. Нагрузка клапана давления рк. д =
= 1962 Па, клапана вакуума рк. в = 245 Па. Резервуар окрашен алюми-
2 Заказ № 2652 33
ниевой краской, е = 0,65. Географическая широта местности <р — 55°, средне-
месячная температура воздуха tB т1П = 14,2 °C; /н тах = 22,4 СС; баромет-
рическое давление Ра = 1,0132 бар. Плотность нефти при 15 °C р15 =
— 870 кг/м3, углеводородный состав паровоздушной смеси в течение выдоха
почти не меняется и характеризуется следующими данными (об. %): С3Нв —
38,63; <-С4Н10 — 15,76; л-С4Н10 — 23,38, /-С5Н12 — 11,20; л-С6Н12 — 9,37;
Св+в — 1,66. Давление насыщенных паров нефти рж = 55,5-103 Па.
Решение
1. Объем газового пространства V = Гц + Гсф+'ц— объем цилин-
дрической части; Гсф—объем сферической части, сферического сегмента);
V = (лО2 / 4) (ЯП-/7взл) + (лйкр/6) (й2р + 3 г2),
где г = Ор/2;
1 14.9Я 3 14-9 32
V = °’ ' (17,9—16,8) 4- ’ (2,322 4- 3. 14,252)= 1449 м3.
4 6
2. Поверхность испарения
Г>2 / и 3,14-28,52 cqo о •
F„ =nDi, 4=---------------= 638 м*.
Пов Р / 4
3. Средняя высота газового пространства Нср = V/Fn0B = 1449/638 =
= 2,27 м.
4. Молекулярную массу паров нефти определяем но заданному углево-
дородному составу и молекулярным массам углеводородов Мп х (1/100)
[44,097-38,63 + 58,124 (15,76 + 23,38) + 72,151 X (.11,20 + 9,37) +
+ 86,000-1,661 = 55,98.
5. Определяем расчетный коэффициент теплопроводности нефти, при-
няв среднюю температуру поверхностного слоя нефти: tn, сл ~ 1,25 /н;
/н ~ /в. ср я (t* min + tB max)/2; tn. сл = 1,25 [(14,2 + 22,4)/2] = 23 +.
НаходимA = 117,7/p16 (1—0,00054 tn. сл) = 117,7/870 (1-0,00054-23) =
= 0,135 Вт/м-К.
6. Коэффициент температуропроводности нефти (по номограмме на
рис. 17) а = 0,0003 м2/ч.
7. Расчетное склонение солнца (по графику на рис. 19) в июле 6= 23°.
8. Продолжительность дня по формуле (52) тдн = (2У15) X arccos
(—tg 55-tg 23) = 16,9 ч.
9. По формуле (38) определяем показатель температурного поля в по-
верхностном слое т= у+3,14/(2 - 0,0003 16,9) = 17,6 м-1. .
10. По формуле (47) находим интенсивность солнечной радиации i0 =
= 1354 : {1 + [(1— 0,7)/0,7 cos (55—23)1) = 900 Вт/м2.
11. Площади проекций поверхности стенок, ограничивающих газовое
пространство резервуара, на вертикальную и горизонтальную плоскости
FВ = СР ("п - Явзл) + Fcer ; Fв = Dp (Яп - Явзл) + И2ег Фц/360) -
— (£>р/2) (Rcer — йкр), где - RCer — радиус сферической крыши (сегмента);
<рц — центральный угол соответствующего сектора, градусы; FB = 28,5
(17,9—16,8) + (3,14-44,52- 38,5/360) (28,5/2)(44,5—2,32) = 100 м2; Fпов =
= 638 м2. .
12. Площадь проекций стенок ГП резервуара на плоскость, нормальную
к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле (45) Fo = 101-sin
(55—23) + 638 cos (55—23) = 595 м2.
13. Площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое простран-
ство (крыша и боковая стенка) Fr = FceT + nDp (На — Нвзл); Fcer —
поверхность сегмента;
FT = 3,14 [(28,5/2)2 + 2,322] + 3,14-28,5 (17,9—16,8) = 754 м2.
34
14. Количество тепла, получаемого 1 м2 стенки, ограничивающей газо-
вое пространство резервуара, за счет солнечной радиации по формуле (44)
q = 0,65 (595/754) 900 = 462 Вт/м2.
15. По данным рис. 18 находим коэффициенты теплоотдачи в дневное
и ночное время (в Вт/м2- К): ар = 2,6; а'г = 2,3; авл = 4,9; а'л=3,6; авк=
= 5,5; авк = 2,4; ар = 5,4; ар = 4,1; ап = 5,3; ар = 5,3.
16. По формуле (41) а' = 2,4 + 3,6 = 6,0 Вт/м2-К; «в = 5,5 + 4,9 =
= 10,4 Вт/м2- К.
17. Приведенные коэффициенты теплоотдачи определяем по формулам
(42) и (43): а'п = 5,3 (638/754) : [1 + (638/754) (5,3/2,3)] = 1,52 Вт/м2-К;
асп = 5,3 : {(5,3/2,6) + [(5,3 + 17,6-0,135) : (17,6 0,135-638/754)В = 0,91
Вт/м2-К.
18. По формулам (39) и (40) определяем минимальную и максимальную
температуру стенки резервуара, отсчитываемую от средней температуры
нефти: 0С min = 6,0 (14,2 — 18,3): [6,0 + 1,52 + 4,1 (638/754)1 = — 2,2 °C;
0С max = [462 + 0,4 (22,4—18,3)] : ] 10,4 + 0,91 + 5,4 (638/754)] = 31,8 °C.
4 19. Минимальная и максимальная температура газового пространства,
отсчитываемая от средней температуры нефти, ®г min = —2,2: [1 +
+ (638/754) (1,52/2,3)] = - 1,4 °C; 0Г тах = 31,8 : [1 + (638/754) (5,3/2,6)Х
X {(17,6-0,135) : [(5,3+17,6) 0,135)])] = 20,7 °C. Таким образом, имеем сле-
дующую температуру в газовом пространстве резервуара: /г min=-— 1,4 +
+ 18,3 = 16,9 °C; /гтах = 20,7 + 18,3 = 39,0 °C.
20. По формуле (22) вычисляем минимальное парциальное давление
в газовом пространстве при /г т;п: р т;п — 1,29 (16,9/38)0,69{ [(3,14-28,52 :
: 4) 16,8]: 14490’19-55,5-103 = 60,0-103 Н/м2.
21. По Трафику на рис. 20 определяем средний температурный напор
для разности ср—6 = 32°: 0 = 7,75 °C.
22. Газовая постоянная паров нефти по формуле (33): Rn =
= 8314,3/55,98 = 148,6 Дж/кг-К-
23. Средняя температура поверхности нефти Тп сР — 273,2 + 18,3 =
= 291,5 К.
24. Почасовой рост парциального давления в ГП по формуле (50): pz =
= 17,2 [(148,6 - 7,751,25)/(291,50,25 - 28,5 X 2,270,25)] = 228,3 Па/ч.
25. Продолжительность .выдоха определяем по формуле (51): т =
= 0,5-16,9 + 3 = 11,45 ч.
26. По формуле (53) находим максимальное парциальное давление в ГП
в течение выдоха: ртах = 228,3-11,45 + 60000 = 62,6-103 Па.
27. По формуле (32) определяем DM = (62,6-103 + 60,0-103)/[148,6Х
X (273,2 + 39 + 273,2 + 16,9)] = 1,37 кг/м3.
28. Вытесняемый объем паровоздушной смеси находим по формуле (31):
Д1/= 1449 In [(101320—245—60000):(101320 + 1962—62600) (312,2/290,1)] =
= 120 м3.
29. По формуле (30) потери нефти за сутки при «малом дыхании» Мм. д =
= 1,37-120 = 165 кг.
При заданных услов-иях хранения нефти потери от «малых дыханий»
за июль составляют: Л4“ -=165-31 = 5115 кг.
м. д
Пример 2
Вычислить потери нефти от «большого дыхания» из резер-
вуара РВС-10000, геометрические размеры которого и значения рк, д и рк. в
приведены в примере I. Операции производятся при переменной облачности,
высота ГП (в пределах цилиндра) до опорожнения резервуара ~ 0,5 м,
после опорожнения Н2 = 16,8 м, после наполнения Ня = 0,5 м. Резервуар
оборудован двумя дыхательными клапанами НДКМ-250. Производитель-
ность опорожнения и заполнения резервуара qB = q3 = 2500 м3/ч. Время
простоя перед заполнением тп = 32 ч. Температура начала кипения нефти
/н. к = 45°C, температура нефти, закачиваемой в резервуар днем,
р = 30 °C. Концентрация паров на линии насыщения cs » 0,4.
2* 35
Решение
Потери от «большого дыхания» вычисляем по формуле (18) и, поскольку
is С. к см ~ ^зак-
1. Для определения вычисляем ppecP/es по формуле (21) с учетом интен-
сивности испарения с поверхности нефти при предыдущем опорожнении
резервуара. По графику на рис. 9 при qB/k = 1250 м3/ч для клапана с ус-
ловным проходом 250 мм и0 = 7 м/с. По графику на рис. 14 &cB/csxB =
= 0,062, По графику на рис. 3 прирост концентрации в ГП за суммарное
время простоя и заполнения т = тп + т3 = 32 + 4,2 = 36,2 ч; \c/cs =
= 0,14.
Таким Образом, по формуле (21) получим ccp/cs = [(3,14-2,32/6) (2,322-|-
+ 3-14.252) + (3,14-28,52-0,5/4) ]/[(3,14-2,32/6) (2,32а + 3-14,252) +
+ (3,14-28,52-16,8/4) ] + 0,062 X [(3,14-28,52/4) (16,8—0,5)/2500] + 0,14 =
= 0,491.
2. По формуле (20) с учетом того, что ps = cs-P.,r, рр =
= 0,491-0,4 (101320 + 1962) = 20296 Па.
3. Плотность паров нефти по формуле (23): р = [ (101320 + 1962) 55,98]/
8314,3 (273,2 + 30) = 2,3 кг/м3.
4. Потери от одного «большого дыхания» по формуле (18) составляют:
Мб д = ( 13,14-28,52/4) (16,8 — 0,5) — (3,14-28,52/4) X 16,8 X [(101320 +
+ 1962 — 1013201/(101320 + 1962-20296)]} [20296/(101320 + 1962)] 2,3 =
= 4600 кг.
Пример 3
Вычислить потери нефти от «большого дыхания» из резервуара РВС-10000,
если время простоя его перед заполнением тп = 4 сут. детальные условия
те же, что в примере 2.
Решение
1. По графику на рис. 3 определяем прирост концентрации в ГП за сум-
марное время простоя и заполнения резервуара: т = 96 + 4,2 = 100,2 ч;
Ac/cs — 0,72.
2. В формуле (21) значения остальных слагаемых те же, что в примере 2.
Подставив их, получим: ccp/cs = 0,093 + 0,258 + 0,72 = 1,071 > 1. По-
лученный результат показывает, что паровоздушная смесь в ГП резервуара
была насыщена до начала заполнения резервуара.
3. Приняв ccP/cs = 1, определим рр = ps = 0,4 (101320 + 1962) =
= 41313 Па.
4. Потери от «большого дыхания» при заполнении резервуара после
простоя его с «мертвым» остатком в течение 4 сут составят: Л1б. д =
= [(3,14• 28,52/4) (16,8—0,5) — (3,14• 28,52/4) 16,8 (1962/(101320 + 962—
—41313)]-(41313/(101320 + 1962) 2,3 = 9260 кг.
Сопоставляя результаты примеров 2 и 3, видим, как значительно
влияние продолжительности простаивания резервуара с мертвым
остатком перед заполнением на потери в процессе заполнения. Но
дальнейшее повышение тп не приводит .к увеличению Мб. д, так
как при заданных условиях паровоздушная смесь насыщена рр =ps.
Пример 4
По условиям примера 2 определим потери от «обратного выдоха» резер-
вуара РВС-10000.
Решение
1. По формуле (29) определяем парциальное давление:
р0 = 0,093-0,4 (101320 + 1962) + 0,258 (101320 + 1962) + 1962 + 245 =
= 16607 Па.
2. Определяем ccp/cs, причем Ac/cs находим по графику на рис. 3 только
за время простоя тп = 32 ч: ccp/es = 0,093 + 0,258 + 0,12 = 0,471.
3. По формуле (20) находим рр = 0,471 -41313 = 19458 Па.
36
4. Подставляя необходимые значения в формулу (27), определяем. Л4об. а
при tn х tB. ср = 18,3 °C:
.. _ (3,14-28,52/4) 16,8+ (3,14-2,32/6) (2,3 + 3-14,252)
/И об- в — '' ' ' X
148,6(273,2+ 18,3)
X [(101320+ 1962) In 101320 + 1962) ~ 16607 +16607 — 19458] = 160 кг.
(101320+ 1962)— 19458 J
Пример 5 •
Определить потерн от «обратного выдоха» по условиям примера 3.
Решение
1. р0 — 16607 Па находим hclcs за время тп = 96 ч.
2. Определяем ccP/cs = 0,093 + 0,258 + 0,67 + 1,021 > 1. Принимаем
CcP/cs ~ 1 •
3. По формуле (20) р'р = ps = 41313 Па.
4. По формуле (27)
Л40б. в ~ И465/](148,6-291,5) (103282 In [(103282 — 16607)/(103282 —
' —41313)]+ 16607 — 41313} х 2633 кг.
При сопоставлении результатов двух последних примеров видно,
что увеличение тп в 3 раза привело к повышению Л4об. в примерно
в 16 раз. Но для данных: резервуара, характеристики нефти и опе-
раций—величина Л4об. в = 2633 кг является предельной, так как
паровоздушная смесь насыщена парами нефти pp = ps.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ ЗАГЛУБЛЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ И ПОДЗЕМНЫХ
ХРАНИЛИЩ
ОСОБЕННОСТИ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА И НАСЫЩЕНИЯ
ГП ЗАГЛУБЛЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Для хранения нефти и нефтепродуктов в отечественной и зару-
бежной практике широкое распространение получили заглублен-
ные резервуары. В последние годы часто применяют грунтовые
и подземные хранилища шахтного типа, работающие с погружными
насосами.
Подземные хранилища и заглубленные резервуары по сравне-.
нию с наземными металлическими резервуарами позволяют сокра-
тить потери от испарения нефти и нефтепродуктов, при этом умень-
шается их себестоимость, обеспечивается большая безопасность.
Испарение нефтей и нефтепродуктов в подземных хранилищах
и заглубленных резервуарах происходит в условиях, отличных от
наземных резервуаров.
В практике эксплуатации встречаются заглубленные резервуары
с различной толщиной засыпки над кровлей. В зависимости от тол-
щины засыпки температурный режим этих резервуаров меняется,
что отражается на потерях от испарения. В подземных хранили-
щах и резервуарах с толщиной засыпки грунтом не менее 0,4 м
температурный режим при неподвижном хранении практически
37
Рис. 21. Изменение температуры в ГП резервуара (/) и атмосферного воз-
духа (2):
а — наземный резервуар; б — заглубленный с засыпкой над кровлей 0,2—0,3 м; в —
заглубленный с засыпкой над кровлен 0.7 м
изотермический, что подтверждено большим количеством экспери-
ментов.
Температура газового пространства резервуаров, имеющих за-
сыпку менее 0,4 м, в зависимости от климатической зоны, в кото-
рой расположен резервуар, может претерпевать некоторое влияние
суточных колебаний температуры атмосферного воздуха (рис. 21).
Как видно на рис. 21, при колебаниях температуры атмосферного
воздуха 12—15 °C амплитуда колебаний температуры в газовом
пространстве наземного резервуара составляет 23 °C, траншей-
ного — 8 °C и заглубленного на 0,4 м — менее 2 °C, причем послед-
няя находится в пределах ошибки измерений, составлявшей в опы-
тах 2,1 °C.
В связи с изложенным при рассмотрении потерь от испарения
необходимо различать следующие два типа заглубленных резервуа-
ров.
1. Потери от испарения из резервуаров, заглубленных не ме-
нее чем на 0,4 м.* Потери от суточных температурных «дыханий»
для таких резервуаров, отсутствуют вследствие затухания колеба-
ний температуры атмосферного воздуха на глубине 0,4—0,5 м. Из
заглубленных не менее чем на 0,4 м резервуаров могут происхо-
дить потери от «больших дыханий», «обратного выдоха», насыще-
ния газового пространства, «барометрических дыханий» и годовых
«температурных дыханий». Причем потери от «барометрических и
температурных дыханий» составляют незначительную долю и при
* Здесь под заглублением подразумевается толщина слоя засыпки над
кровлей резервуара.
38
Рис. 22. Распределение концентрации в ГП
заглубленного резервуара в первой стадии
насыщения:
а — F = const; б — F #= const
достаточной нагрузке ды-
хательных клапанов они
практически отсутствуют.
Потери от насыщения
газового пространства
происходят при первона-
чальном (после строитель-
ства или дегазации) за-
полнении емкости не на
полную высоту, т. е. по
существу они очень редки.
Следовательно, наиболее
характерными видами по-
терь для таких резервуаров являются потери от «больших ды-
ханий» и «обратных выдохов».
2. Потери от испарения из заглубленных менее чем на 0,4 м
резервуаров. Для таких резервуаров дополнительно к потерям,
рассмотренным в п. 1, возможны потери вследствие колебаний су-
точной температуры в газовом пространстве. Долговременные за-
меры температуры и определение потерь от испарения моторных
топлив при неподвижном хранении их в полузаглубленных и за-
глубленных резервуарах рассматриваемого типа проведены под
руководством И. П. Бударова и Е. Н. Калайтана. Полученные ими
эмпирические зависимости для среднесуточных перепадов темпера-
туры в ГП могут служить основой для расчета суточных потерь
из таких резервуаров, поэтому этот вид потерь здесь не рассматри-
вается. К сожалению, этими исследователями не уделено внимания
процессу испарения и насыщения газового пространства. Этот про-
бел несколько восполнили эксперименты на траншейных резер-
вуарах, проведенные под руководством И. В. Малышевой.
Как показали эксперименты, процессы испарения и насыщения
ГП при неподвижном хранении и простое после опорожнения для
этих резервуаров также замедлены, как и в резервуарах с засыпкой
грунтом не менее 0,4 м, и определяются скоростью молекулярной
диффузии. Это объясняется отсутствием действия солнечной ра-
диации на стенки заглубленных резервуаров.
Таким образом, отсутствие действия солнечной радиации на
стенки заглубленных резервуаров и, следовательно, отсутствие
заметного перемешивания паровоздушной смеси в ГП характерно
для всех заглубленных и подземных резервуаров. Оно приводит
к замедленному переносу паров при неподвижном хранении от по-
верхности жидкости в ГП и определяет относительно малую ско-
рость насыщения газового пространства парами нефти.
Поскольку скорость процесса насыщения обусловливает содер-
жание паров во всем ГП ко времени вытеснения паровоздушной
смеси при заполнении резервуара или вследствие насыщения ГП
(возрастание парциального давлёния паров и, следовательно, сум-
марного давления в ГП), то потери от «больших дыханий», насы-
39
щения ГП и «обратных выдохов» рассчитываются по одним и тем же
формулам для всех типов заглубленных резервуаров и подземных
хранилищ.
Замедленностью процессов насыщения объясняются и случаи
равенства нулю концентрации паров в верхних слоях паровоздуш-
ной смеси в ГП заглубленных резервуаров, например в конце опо-
рожнения и в начале простоя резервуара с «мертвым» остатком
(рис. 22). Далее эти случаи именуются первой стадией насыщения
ГП.
Для получения расчетных формул потерь от испарения необ-
ходимо подробно рассмотреть процессы насыщения и распределе-
ния концентраций паров жидкости в ГП заглубленных резервуа-
ров.
НАСЫЩЕНИЕ ГАЗОВОГО ПРОСТРАНСТВА ПАРАМИ ЖИДКОСТИ "
И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИЙ В ГП
ЗАГЛУБЛЕННОГО РЕЗЕРВУАРА
При неподвижном хранении перенос паров с поверхности про-
дукта в ГП происходит вследствие молекулярной квази-изотерми-
ческой и изобарической диффузии за счет градиента концентраций
паров продукта. При этом принимается, что в ГП на поверхности
продукта располагается насыщенный парами слой паровоздушной
смеси.
В заглубленном резервуаре при квази-изотермической и изо-
барической диффузии в газовом пространстве уравнение диффузии
может быть выведено следующим образом (схема приведена на
рис. 23). Количество пара продукта, поступающего в элементарный
слой dy за отрезок времени dr, составляет
Му = myFdr, (54)
а количество пара, выходящего из этого слоя с точностью до беско-
нечно малых высшего порядка:
- My+dy = ту + [(dniyldy) dy\ Fd т. (55)
В формулах (54) и (55) ту — поток массы.
Разность количества пара, вошедшего в рассматриваемый эле-
мент и вышедшего из него за время dr,
dM = My—My+dy. (56)
Пользуясь уравнением (54) и (55), перепишем формулу (56):
dM = — Fdniyldydyd г. (57)
Согласно первому закону Фика с поправкой Стефана, поток
массы в направлении от поверхности к кровле резервуара [3, 5,
6, 41 ]
ту= dMn<JFdr =—pD [1/(1 — с)] (дс!ду). -(58)
40
Из формулы (58) можно по-
лучить
дту/ду = — р д/ду [D/( 1 —
—с) (дс/ду)]. (59)
Подставив выражение (59)
в формулу (57), получим
dM — р д/ду [0/(1 —
—с) (дс/ду)] Fdyd т. (60)
Согласно закону сохранения
массы разность (56) должна
быть равна количеству пара
продукта, которое пошло на
аккумулирование массы в эле-
ментарном слое. Приращение м
dM = р Fdy (дс/д т) di.
Рис. 23. Схема к выводу одномер-
ного уравнения диффузии:
/ — распределение концентраций; 2 —
поверхность нефтепродукта
сы за промежуток времени di
(61)
Приравняв формулы (60) и (61), получим (при D = const) не-
линейное дифференциальное уравнение диффузии в частных про-
изводных для заглубленного резервуара постоянного поперечного
сечения
dc!di = D (д/ду) [(1/1—с) (дс/ду)]. (62)
Если пренебречь поправкой Стефана, получим
dc/di = D (д2с1дуг). (63)
В работе [5] показано, что при испарении жидкостей с высокой
упругостью паров в условиях заглубленных резервуаров из со-
провождающих молекулярную диффузию эффектов необходимо учи-
тывать стефановский поток (поправку Стефана) и можно пренебречь
эффектами теплового и диффузионного скольжения вследствие
их малости. Поэтому далее процессы испарения в заглубленных
резервуарах рассматриваются на основе уравнения (62).
Это нелинейное уравнение диффузии в частных производных
решалось нами (при D = const) для полуограниченного ГП, когда
пары продукта не достигли кровли резервуара, методом Фуджиты,
предложенным для случая, когда D зависит от концентрации. Урав-
нение (62) нами решалось при краевых условиях:
с (у, 0) = 0; с (0, t) = cs. . (64)
Окончательно получена формула для распределения безразмер-
ной концентрации с:
(«2—p In
Расчеты концентраций паров нефтепродукта на заданных уров-
нях ГП в заданный момент времени ведутся в следующем порядке.
41
и
—ехр —2 С
б
с =
(65)
При известном cs определяем р из уравнения, аналогичного
приведенному в [41 ]
— In(1 — cs) = 2 J (и2—plnu2)~'Adu (66)
путем численного интегрирования. Затем путем последовательных
приближений определяем и из уравнения
у__ _ 1_
2/Dt /2ц
[(и2- plnnV2-«]е
и
J (и2—Ц In U2)-dul
(67)
По найденному значению и определяем с по уравнению (65).
Сложность выражений (65) и (67) и необходимость их последую-
щего использования для вывода расчетных уравнений потерь от
испарения потребовали поисков других методов решения.
Уравнение (62) решаем методом, приближающимся к методу
Кармана—Польгаузена, хорошо разработанному в теории погранич-
ного слоя, и применяемым для приближенного решения уравнений
в частных производных нестационарной фильтрации жидкости
и газа и при приближенном расчете процессов теплопроводности.
Этот метод позволяет решить уравнение (62) для ограниченного
и полуограниченного ГП.
Разделим условно процесс насыщения ГП заглубленного резер-
вуара при неподвижном хранении на две стадии.
Первая стадия соответствует проникновению паров продукта
в толщу ГП, при этом концентрация паров непосредственно под
кровлей резервуара всегда равна нулю (рис. 24, кривые 1 и 2).
На этой стадии потери от насыщения ГП парами продукта равны
нулю (из резервуара выходит чистый воздух). Практически первая
стадия насыщения встречается в основном в резервуарах, запол-
няемых впервые после строительства, ремонта, дегазации или опо-
ражниваемых почти до «мертвого» остатка.
Вторая стадия насыщения соответствует изменению концентра-
ции по всей высоте ГП. В практике хранения продуктов ,в заглуб-
ленных резервуарах эта стадия является преобладающей как по
продолжительности, так и с точки зрения потерь от испарения.
В обеих стадиях кривую распределения концентраций в ГП за-
меним параболой n-го порядка:
с — ауп -\-Ь, (68)
где с — концентрация паров в рассматриваемой точке газового
пространства; у — координата этой точки; а, b — коэффициенты,
постоянные для данного момента времени.
В зависимости от типов резервуаров и условий их эксплуатации
(заглубленные железобетонные резервуары, подземные шахтные
хранилища, заглубленные резервуары с газовой обвязкой и др.
42
показатель степени параболы
п может принимать различ-
ные значения.
В результате обработки
экспериментальных кривых
распределения концентраций
в ГП заглубленного резер-
вуара без средств сокраще-
ния потерь при неподвижном
хранении продукта получен-
ный нами . п — 2,03 [9].
После . обработки кривых
распределения концентраций
при опорожнении резервуара
там же получено п = 2,09.
Коэффициенты а и b из
краевых условий и уравне-
ние. 24. Схема насыщения ГП заглу-
бленного резервуара. Первая стадия
насыщения (/) отделена от второй (3)
пунктирной кривой концентраций (2)
ния распределения концен-
траций в зависимости от времени для любого показа-
теля параболы найдены раздельно для первой и второй стадий на-
сыщения ГП методом, изложенным в работе [9]. При этом получена
безразмерная концентрация паров в паровоздушной смеси ГП в
первой стадии:
с = —
(69) -
/ yy\—Cs .
}'z2zi (п -|- 1) Dx I ’
, во второй стадии ! _ ехрГ<«+ 1)_Ьх_ 1—cs1
с с = =Ш“+ 1— ЬЫ-П-ШИ. (70) г::п|~("+1)Рт ‘-cd 1 ^/-1 CS 6 Р № 2п "
В формулах (69), (70) и на рис. 24 приняты следующие допол-
нительные обозначения: у — координата рассматриваемого уровня
в первой стадии, отсчитываемая в направлении к поверхности жид-
кости от уровня проникновения паров в ГП — X; cs — концентра-
ция паров продукта на линии насыщения у поверхности жидкости;
т — время, отсчитываемое от начала процесса насыщения; z —
координата рассматриваемого уровня ГП во второй стадии про-
цесса насыщения, отсчитываемая от кровли резервуара в направ-
лении к поверхности жидкости; Н — высота ГП.
Таким образом, имеем точные уравнения распределения кон-
центраций паров продукта для полуограниченного ГП в параметри-
ческом виде (65), (67) и приближенные для полуограниченного ГП
(69) и ограниченного ГП (70).
Сравнение экспериментальных распределений концентраций с
расчетными для полуограниченного ГП приведено на рис. 22, для
43
Рис. 25. Распределение концентрации в ГП заглубленного резервуара в про-
цессе насыщения (F — const):
/ — по уравнению (70); 2 — экспериментальные значения
ограниченного ГП — на рис. 25. Как видно, имеет место удовлет-
ворительное совпадение теоретических распределений концентра-
ций, полученных по точному и приближенному методам решения,
с экспериментальными. Учитывая относительную простоту уравне-
ний распределения концентраций при неподвижном хранении,
полученных приближенным методом, в дальнейшем используем их
для получения расчетных формул потерь от испарения из заглуб-
ленных резервуаров.
В работе [9 ] с помощью графоаналитического метода построе-
ния распределения концентраций (парциальных давлений) паров
жидкости в ГП заглубленного резервуара показан криволинейный
характер распределения их при опорожнении емкости. В этом слу-
чае также целесообразно заменить кривую распределения концен-
траций параболой n-го порядка. Вычисленный там же по экспери-
ментальным данным показатель параболы близок к 2.
Содержащееся в ГП количество паров продукта до опорожнения
резервуара распределяется к концу опорожнения по характерной
кривой насыщения, и кривая распределения концентраций в конце
опорожнения может быть принята параболической с показателем
параболы п т. е. кривая распределения концентраций в ГП
в процессе опорожнения восстанавливается до кривой насыщения,
которую при данной сь и высоте ГП можно характеризовать време-
нем тэка (эквивалентное время), определяемым в дальнейшем из
уравнения баланса паров в ГП.
Описанную здесь модель процесса распределения концентра-
ций паров продукта в ГП при опорожнении в дальнейшем будем
называть самовосстанавливающейся. Приведенные эксперименталь-
ные распределения концентраций (рис. 26) и сравнение расчетных
распределений с экспериментальными в конце опорожнения (рис. 22
и 27) показывают, что принятая модель удовлетворительно харак-
теризует реальные процессы, протекающие в ГП заглубленного ре-
зервуара.
44
Рис. 26. Распределение концентраций в
опорожнении
г/Н
Рис. 27. Распределение концентраций в ГП заглубленного резервуара в конце
опорожнения:
1 — расчетное; 2 —экспериментальное
Полученные методом Кармана—Польгаузена уравнения рас-
пределения концентраций и самовосстанавливающаяся модель рас-
пределения концентраций лежат в основе расчетных уравнений
потерь от испарения из заглубленных резервуаров.
ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ УРАВНЕНИЯ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
И ХАРАКТЕРНЫХ ПАРАМЕТРОВ В ГП ДЛЯ ЗАГЛУБЛЕННЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ С ПОСТОЯННЫМ ПО ВЫСОТЕ ПОПЕРЕЧНЫМ
СЕЧЕНИЕМ (F = const). АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННЫХ РЕШЕНИЙ.
При расчете потерь от испарения из заглубленных резервуаров,
кроме расчетных формул потерь от испарения, необходимо иметь
расчетные формулы характерных параметров в ГП, таких как вы-
сота проникновения паров, продолжительность первой стадии на-
сыщения, эквивалентное время и др.
Расчетные формулы характерных параметров в ГП заглублен-
ного резервуара и формулы потерь от испарения из резервуаров с F=
= const получены для любого значения показателя параболы рас-
пределения концентраций п методами, описанными в работе [9],
и сведены в табл. 4. Чтобы легче было использовать формулы табл. 4
при расчете потерь от испарения из заглубленных резервуаров
с переменным по высоте поперечным сечением F =# const, некоторые
параметры (коэффициент диффузии, высоты и объемы ГП,. коорди-
наты в ГП) снабжены индексом «пр», что означает приведенный па-
раметр. Как будет показано ниже, для резервуаров с F = const
индекс «пр» может быть опущен.
45
Номер уравнения Рассчитываемая величина
1т Продолжительность первой стадии т', Fo'
2т Высота проникновения паров в ГП X
Зт Средняя по высоте проникнове- ния концентрация ссрх
4т Концентрация на любом уровне в ГП с
5т Средняя по высоте ГП концен- трация Сср
6т Количество продукта, испарив- шегося с поверхности за время т, Fo М„с
7т Количество продукта, испарив- шегося с поверхности к концу первой стадии
Таблица 4 .
' Уравнение Дополнительные обозначения
Первая стадия
Fo' 1 — Cs Fo' = %т7//2р;
2п (п + 1)
•Опр — приведенный коэффици- ент диффузии паров продукта;
ХПР = Хпр/^пр = V Fo/Fo'
//пр — приведенная высота; ГП;
сср х = Сср x/as = 1/(п + 1) Япрь Япр2> #прз — приведен- ная высота ГП до опорожнения, в конце опорожнения и в конце заполнения;
с = c/cs = (t/пр У Fo'/Fo У1 Хпр— приведенная высота проникновения паров в ГП;
Xnpi — приведенная условная
Сер = Ccp/cs = [l/(n+ 1)1 у Fo/Fo' высота проникновения паров, накопленных до опорожнения, в ГП после опорожнения; ^пр2» -Хпрз> -^пр4 — приведен-
= /Иак = (pcsVnp/n + 1) У Fo/Fo' ная высота проникновения па- ров в газовое пространство //Пра к концу опорожнения, к началу
заполнения и к концу заполне- ния;
/Иис = /Иак = pcsVnp/(M + 1)
Продолжение табл. 4
Номер уравнения Рассчитываемая величина Уравнение Дополнительные обозначения
8т Эквивалентное время тэкв, Foskb при (rs + l)Hnpi<ZHnp2 Гоэкв-= Fo'(и-|- I)2 (Vnpi/^npa)2 !/пр = Упр/^пр; г/пр — приведенная коорди- ната уровня ГП в первой ста- дии; ’ р — плотность паров продукта; КПр — приведенный объем ГП; Fnpi> Кпрг> Упрз приведен- ный объем ГП до опорожнения, в конце опорожнения и после заполнения; Fo3kb = ^пртэкв^пр2> ft • Znp = ^пр/.^Пр» znp — приведенная коорди- ната уровня в ГП во второй стадии;
• 9т Концентрация на любом уровне в ГП с Вторая стадия ' с = — = (?пр)'‘ -|- cs 1—exp[(n+ l)(Fo— Fo')] /1 _ -п х cs — exp [(и + l)(Fo —Fo')] I
10т Средняя по высоте ГП концен- трация Сср 7 _ ccp 1 у Ccp — X cs n + 1 X [i + n <1 — exp ](n + 1) (Fo — Fo')]} ] I cs — exp [(л 4-1) (Fo — Fo')] J
11т Концентрация смеси, выходя- щей из кларана, скл - = Скл _ 1 ~ exP Kn + 0 (Fo ~ Fo')l <?s cs — exp [(пЦ- 1) (Fo — Fo')] т3 — время заполнения; Fo3 — безразмерное время заполнения F°3 = ^пртз^пр2» та — время выкачки продукта из резервуара; FoB — безразмерное время выкачки: F°B = ^пртв/#пр2>
12т Количество продукта, аккуму- лированного в ГП за время т, Fo ^ = -^7 x x (i + n l-exp[(n+ 1) (Fo — Fo')] ] ( cs —exp[(n+l)(Fo —Fo'] J
Продолжение табл. 4
Номер уравнения Рассчитываемая величина Уравнение Дополнительные обозначения
13т Количество продукта, испарив- шегося с поверхности за про- межуток времени от Tj до т2 (от Foj до Fo2) ЛТИС = прКпр [—!— 1П X 1л + 1 X .exp[(?JLl)(Fo2-Fo')]-cs (Fo.-Fo^l exp [(n + 1) (Foj — Fo')] — cs J тп — время простаивания ре- зервуара с «мертвым» остатком; Fon — безразмерное время простаивания резервуара с «мертвым» остатком; •F°n = %V^np2-> - тхр—время хранения про- дукта в резервуаре при высоте ГП Hnpi< F°xp — безразмерное время хранения при высоте //Пръ Foxp "г ^>ПрТХр///пр3
14т . Время практически полного насыщения ГП rs, Fos _ 1 Г, 1 —0,98cs . . . Fo2 a; In —:— - + (n + 1) Fo' , n + 1 L 0,02 J
15т Эквивалентное . время ' тЭКв» Fo3KB при (п~Ь1) /Упр1 -/^Пр2 Fo3KB X , n+ 1 Г|П ^пР2 4~ Л//Пр2 — (ft 4~ 1) cS^npi . L (П+1)(^ПР2—^npi) , +(n+l)Fo']
16т Потери от насыщения ГП при т3 < т' (Fo3< Fo') Первая и вторая стадии Л4Н = _^Рс^прз. х л + 1 X ( ——; 1 + 1 ехр [(л + 1) (Fo3 + Foxp — Fo )] — cs _1_ In exp [(л + 1) (Fo3 + FoxP — Fo']) — cs 1 cs (1 — cs) exp [(n + 1) (Fo3 + Foxp — Fo')] J
Продолжение табл. 4
Номер уравнения Рассчитываемая величина Уравнение Дополнительные обозначения
17т Потери от насыщения ГП при тэ > т' (Fo3 > Fo') Л*н = -?CsVnP3 {(1 — с5> X к п+ 1 Г 1 e(n+l) (Fo3+Foxp-Fo.') _ - -4- — x In x e(n+D (Fo3-Fo')_^ J cs [e<n+» (F°3+F°xp-Fo’) 1 fs] e<«+1) (F03-F0') X e(n+D(Fo3+Foxp-Fo’) [e<„+l) (ЕОз-Fo’) _ pJ
18т Потери от насыщения ГП в еди- ницу времени хранения _ nPcs^np^np3 Шн — “ X "прЗ e(n+D(Fo3+Foxp-Fo')_ f X [e^+D (F°3+F°xp-Fo') _ cJ2 ' -
19т Максимальные потери от насы- щения в единицу времени хра- нения „щах = иР^РпрУпрз 4(l-cs)H*p3
20т с© Время, когда потери от насы- щения в единицу времени до- стигают максимальных зна- чений Fo?PaX = —Iln <2 - + 0 Fo'] - Fo3 n + 1 t <
Продолжение табл. 4
Номер уравнения Рассчитываемая величина Уравнение Дополнительные обозначения
21т Потери от «большого дыхания» при (n-)-l) < Нпрг Хпр4 Лпрг", (Fo3KB -|- Foon s::Fo'), Fo3KB по уравнению (8т), ЛпР4 по уравнению (2т) при Fo = Fo3KB + Foon /т/Fo3KB4-Foon — 7упрз \п+’ М д = рс^прг И Z п + 1 , г- 1 \_2_ / Fo3kb ~т Foon \ 2 \ Fo' J /
22т Потери от «большого дыхания» при а) (п+1) ЯпР1^Япрг, (Fo3KB Fo ) Fo3KB по уравнению (15т), Fo' по уравнению (1т) при НПп = НПръ, б) 0Н*1) ЛПР1 < //прг> '-^ПР4 ^ПР2» (Fo3KB < Fo ; Fo3KB FoOB > Fo') Fo3KB по уравнению (8т), ХПр4 по уравнению (2т) при Fo = = Fo3KB + Foon, Fo' по урав- нению (1т) при НПр = Нпр2 Л4б. д = PCs (Vnp2 Упрз) X 1 ! ^npg~Упрэ \п । ( гг 1 \ ^прг / 1 _ e(n+U (Fo9KB+Foon-Fo') 1 cs_e(rt+1) (Fo3KB+Foon-Fo’) х [1 — 1 ( Fnp;— Упрз \П1) L Л 4“ 1 \ ПР2 / J)
Примечания, - 1. В уравнениях (2т). (4т) — (6т). (Зт) — (12т) в общем случае Fo = Fo3KB + Foon, где Foon ~ Fob Fonp + Fo3* 3 Роэкй
определяется по уравнению (8т) или (15т); в частном случае заполнения проветренного резервуара в этих уравнениях Fo = Fog + Foxp.
2. В уравнениях (21т) и (22т) в общем случае FoQn = FoB + Fon + Fo3, а в частном случае заполнения проветренного резервуара в урав-
нении (21т) F°3KB = 0. а FoQn == Fo3-
3. При замене Fo, на (Foawe + Fo v Fov_ на Fon. на Уп__, Нпп«.на Н- уравнения (16т) —(19т) дают соответствующие выраже-
<э \ Зло о/ Л р И 11 pj lipZ про прх
ния^потерь от «обратного выдоха» в> mog в. т^аХв* а уравнение (20т) — Fo™ax—время простоя, когда потери от «обратного выдоха»
достигают максимального значения в единицу времени. '
4. Метод расчета Fo3Kg (*сэкв) при опорожнении и заполнении резервуара малыми партиями нефтепродукта приведен в приложении 1
Кроме того, в отличие от предыдущих публикаций в расчетные
формулы введен диффузионный параметр Фурье Fo = Dt!H\ —
безразмерное время. В табл. 4 все характерные параметры представ-
лены в безразмерном виде, кроме потерь от испарения («большие
дыхания», «обратный выдох», насыщение ГП). Потери от испарения
рассмотрим отдельно.
Потери от «больших дыханий». Количество паров в вытесняе-
мом при заполнении резервуара объеме паровоздушной смеси за-
висит от распределения концентраций в ГП, которое определяется
при прочих равных условиях продолжительностью времени про-
цесса насыщения ГП. Поскольку по продолжительности времени
и по наличию концентрации паров продукта непосредственно, под
кровлей резервуара процесс насыщения ТП условно разделен нами
на две стадии, распределение концентраций в которых описывается
уравнениями (69) и (70), то при расчете потерь от «больших дыха-
ний» могут встретиться три основных случая из сочетания первой
и второй стадий процесса насыщения [9]. В табл. 4 они представ-
лены формулами (21 т) и (22 т) и условиями их применения, поме-
щенными в графе «Рассчитываемая величина».
Из формулы (21 т) получим условие, при котором потери от
«большого дыхания» в первой стадии насыщения равны нулю:
FoB + Fon+Fo3 sc /7npFo' — Fo3KB (71)
или в соответствии с принятыми в табл. 4 обозначениями (перейдя
к размерному времени) имеем Мб. д = 0 при
. тв+тп+т3= Тэкв. (72)
2п (п -|- 1) D
В частных случаях:
а) при эквивалентной высоте проникновения паров к концу
заполнения (Хпр4), равной высоте ГП перед заполнением (Япр 2),
когда Fo3KB + Foon = Fo', из формулы (21 т) получим
Мб'.д= [pcsVnp2/(n + l)](l-77np3)n+1; (73)
б) при подаче продукта в проветренный резервуар получим
условие Fo3KB + FoB + Fon= 0, тогда из формулы (21 т)
Мб-Я= [pcsVnp2/(n +1)1 [(КFo3/Fo'—Япр3) + / (Fo3/Fo) ].
(74)
В последнем случае потери от «большого дыхания» равны нулю
при продолжительности заполнения
Fo3 Fo'/Упрз. (75)
Если процесс насыщения ГП перед заполнением резервуара
находится во второй стадии, то в любом случае Л46. д #= 0.
Потери от «больших дыханий» по уравнению (21 т) при п = 2
изображены графически на рис. 28 в безразмерных координатах
51
•‘"б- д — -“"б. д'РЧ1' ПР2 и к1 иэкв“Г
+ Foon)/Fo', а потери от
«больших дыханий» по урав-
нению (22 т) — на рис. 29
в безразмерных координатах
•^б- д = [р£ (Упр2 —Vпрз)]
и (п + 1) (Fo9KB + Foon —
— Fo') для различных значе-
ний 1/(п + 1) [Упр 2 —
— Fnp з)/^пр2]П-
На рис. 28 и 29 видно,
что потери от «больших дыха-
ний» при заданных количе-
ствах закачиваемого продукта
возрастают с увеличением
времени (Fo3KB -j- Foon) или
(Тэкв + Топ). Поэтому ДЛЯ
сокращения потерь необхо-
димо:
Рис. 28. Потери от «больших дыханий»
в первой стадии [по уравнению (21 т)[
а) уменьшать Fo3KB (тэкв), т. е. объем ГП до опорожнения
(Гпр i) (использовать емкость как можно полнее);
б) уменьшать, до минимума время операции Foon = FoB +
+ Fon + Fo3 или тоП = тв + тп + т3, т. е. при полном исполь-
зовании производительности насосного оборудования сокращать
время простоя (тп) резервуара с «мертвым остатком», при неполном
использовании производительности — уменьшать величины тэ и
тв за счет увеличения производительности заполнения и опорож-
нения.
Снижение потерь от «больших дыханий» при уменьшении зна-
чения 1/(п + 1) [(Упр 2—Vnp 3)/Упр 2 во второй стадии (рис. 29)
объясняется уменьшением количества закачиваемого продукта.
Но, во-первых, это связано с нерациональным использованием
емкости, во-вторых, поскольку объем ГП Упр з Я.ля последующего
цикла операций становится объемом газового пространства перед
опорожнением (7пр х), то уменьшение количества закачиваемого
продукта в конечном счете приводит к увеличению тЭКв, т. е. к
увеличению потерь. Эти соображения справедливы как для вто-
рой, так и для первой стадии.
В первой стадии уменьшение количества закачиваемого продукта
(увеличение высоты газового пространства Нпр 3 в конце заполне-
ния) соответствует уменьшению значения тэкв + тоП и> как ВИДНО
на рис. 28, также приводит к уменьшению потерь от «большого
дыхания». Причем в некоторых случаях потери от «большого ды-
хания» в первой стадии даже могут отсутствовать, если эквивалент-
ная высота проникновения паров к концу заполнения Хпр4 sg Нпрз.
Последнее условие можно получить из выражения (21т), исполь-
зуя формулу (2т) для Хпр 4- На рис. 30 видно, что с увеличением
52
Рис. 29. Потери от «больших
дыханий» во второй стадии
[по уравнению, (22 т)]
Рис. 30. ^Потери от «больших
дыханий»[по уравнению (21 т) 1
в зависимости от высоты ГП
в конце заполнения (Н3)
Нпр з время, в течение которого «большие дыхания» не начинаются,
также увеличивается [возрастает значение выражения
(Fo9KB + Foon)/Fo'].
Потери от насыщения и от «обратного выдоха». Потери от на-
сыщения выражаются формулами (16 т) и (17 т) в табл. 4. При за-
мене Мн на Л4об. в, Vnp з на Vnp 2, Нпр 3 на Hnp 2, Foxp на Fon и Fo3
на Fo3KB + FoB формулы (16т) и (17т) превращаются в формулы
потерь от «обратного выдоха».
На рис. 31 в безразмерных координатах Л4об. в = Л4об. в (п +
+ l)/npcsVпр2 и (n-Fl)Fon изображены потери от «обратного вы-
доха» (при соответствующих заменах — потери от насыщения
ГП) в зависимости от значений (п + 1) (Fo3KB + FoB — Fo').
Потери от «обратного выдоха» быстро растут в начале процесса
(кривые круто поднимаются), затем по мере насыщения ГП их
рост замедляется (кривые выполаживаются). Пунктирная кривая
на рис. 31 соответствует состоянию, когда конец опорожнения ре-
зервуара совпадает с продолжительностью первой стадии.
Потери от насыщения ГП в единицу времени т„ выражаются
формулой (18 т) табл. 4. При замене в правой ее части Упр 3 на
Кр 2» 77пр з на /7пр 2» Fo3 на (Fo3KB ~F FoB), Foxp на Fon получим
потери от «обратного выдоха» в единицу времени то6. в. Графи-
чески потери от «обратного выдоха» в единицу времени изображены
на рис. 32 в координатах тоб. в = тоб. вНпр2 / пр£опрРпр и (п +
+ 1) Fon в зависимости от значений (н + 1) (Fo3KB + FoB — Fo').
Пунктирные кривые на рис. 31 и 32 соответствуют состоянию,
когда в конце опорожнения первая стадия насыщения газового
пространства Fo3KB + FoB Fo' или тэкв + тв sg т'.
Время хранения, когда потери от насыщения в единицу времени
достигают максимальных значений, выражается формулой (20т).
Этому времени, отсчитываемому от начала хранения, соответст-
вуют удельные максимальные потери от насыщения, выражаемые
формулой (19т) в табл. 4. При замене в формуле (20т) Foxp на Fon
и Fo3 на (Fo3KB + FoB) получим время простоя, когда удельные
потери от «обратного выдоха» достигают максимального значения
/и™ в, выражаемого формулой (19т) при замене VIip 3 на УПР2 и
Нщ, з на Нпр 2. Полученная формула показывает, что максимальные
удельные потери от «обратного выдоха» зависят от рода продукта
и его температуры (£>np, р, cs), а также от отношения площади ис-
парения к высоте ГП Упр2 / НпР2 = Fnp / Нпр2.
Как видно из формул (16т) и (17т) и на рис. 31, для снижения
потерь от «обратного выдоха» в целом необходимо уменьшать время
простоя резервуара после опорожнения Fon или (тп).
Скорость опорожнения через FoB или (тв) при прочих равных
условиях влияет на потери от «обратного выдоха» следующим об-
разом:
а) при непродолжительном времени простоя •'[(« +
4- J) Fon<0,06] во второй стадии процесса насыщения ГП
54
Рис. 31. Потери от «обратного выдоха»
(Fo3KB + FoB :—Fo'>0) потери от «обратного выдоха» мало за-
висят от скорости опорожнения; это объясняется близостью вели-
чины тоб. в к максимальному значению £см. рис. 32); при увели-
чении скорости опорожнения максимум тоб. в смещается в область
больших (п + 1) Fon, а при уменьшении — в область меньших
(л -г 1) Fo„;
б) при увеличении (п + 1) Fon>0,6 во второй стадии потери
Моб, в сокращаются с уменьшением скорости опорожнения; в этом
случае той. в «перевалили» через максимум и при снижении ско-
рости опорожнения попадают в область меньших то6. в (см.
рис. 32).
Сравнение расчетных потерь от испарения из заглубленных
железобетонных резервуаров (F = const) с фактическими. Для
этого были использованы данные экспериментов, проведенных нами
в средней климатической зоне на промышленном железобетонном
резервуаре с постоянным поперечным сечением (ЖБР-1000). Ха-
рактеристика резервуара дана в табл. 5. При проведении экспери-
ментов не удалось загерметизировать кровлю резервуара, поэтому
количество выходящей паровоздушной смеси из ГП при заполне-
нии — при «больших дыханиях» — определяли по объему закачи-
ваемого в резервуар продукта. При этом не учитывался дополни-
тельный объем смеси, вытесняемой из ГП вследствие испарения
с поверхности при заполнении, и погрешность определения потерь
увеличилась приблизительно на 1,5 % по сравнению со способом
замера объема выходящей смеси по счетчику, когда погрешность
составляет 9,5 %.
Таблица 5
Тип резервуара Вместимость резервуара. м3 Диаметр резер- вуара, м Высота резер- вуара, м Заглубление (засыпка) над кровлей, м
Заглубленный вертикальный цилиндрический монолитный железобетонный резервуар из крупнопористого бетона с гид- равлическим затвором системы «Гипровостокнефть» (с плоским перекрытием) * 1000 16,80 4,80 0,7—0,8
Заглубленный вертикальный цилиндрический железобетон- ный резервуар с плоским пере- крытием ** [27] 100 5,98 3,53 0,7
* Кровля негерметнчная.
*• Кровля герметичная, рк д —200 мм вод. ст.; Ркв = 20 мм вод. ст.
56
Для сравнения использованы также данные, полученные
М. И. Вайнером, Ю. А. Цимблером и В. И. Черникиным на опыт-
ном железобетонном резервуаре вместимостью 100 м3 на испытатель-
ном полигоне в средней климатической зоне. При этом была достиг-
нута герметичность кровли резервуара, и количество выходящей
паровоздушной смеси из ГП при операциях заполнения («большие
дыхания») и опорожнения («обратный выдох») было замерено счет-
чиками. К сожалению, на кровле резервуара находился металли-
ческий люк значительных размеров, не защищенный от солнечной
радиации и воздействия атмосферного воздуха. Поэтому наблюда-
лись суточные колебания температуры в верхней точке ГП и ночью
уменьшался объем паровоздушной смеси в ГП и концентрации па-
ров бензина в выходящей паровоздушной смеси при «дыханиях».
Указанные колебания накладывались на процесс насыщения ГП.
Кроме того, колебания давления в ГП и объема паровоздушной
смеси могли быть и вследствие изменений барометрического давле-
ния. Разделить и учесть эти влияния при расчетах было невозможно
из-за отсутствия данных по барометрическому давлению. Расчет-
ные потери для обоих резервуаров определялись по формулам (21т)
и (22т) в зависимости от продолжительности процесса.
В табл. 6 приведены условия экспериментов, фактические и рас-
четные потери и отклонения расчетных потерь от фактических.
Погрешность определения потерь в этих экспериментах составляет
9,5 % [91. Учитывая изложенное, следует считать удовлетвори-
тельным совпадение расчетных данных с экспериментальными.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЕРЕМЕННЫМ ПО ВЫСОТЕ
ПОПЕРЕЧНЫМ СЕЧЕНИЕМ (F =/= const)
В эксплуатации встречаются заглубленные резервуары раз-
личной формы, в том числе прямоугольные, горизонтальные ци-
линдрические, траншейные, с купольным перекрытием и другие,
имеющие переменное по высоте поперечное сечение.
Для приближенного решения задачи о распространении паров
продукта в газовых пространствах резервуаров произвольной формы
применим по аналогии с принципом стабильности теплового потока
в теории теплопроводности (А. И. Вейник, В. П. Исаченко,
В. А. Осипова, А. С. Сукомел) метод, базирующийся на принципе
стабильности потока массы с поверхности продукта.
Ниже приводится приближенный метод расчета потерь от испа-
рения из заглубленных «атмосферных» резервуаров с переменным
по высоте ГП поперечным сечением на основе сравнения поля кон-
центраций этого резервуара с полем концентраций эквивалентного
(равного по объему газового пространства) резервуара с F =
= const.
. В соответствии с указанным принципом для двух резервуаров
Dp(-^— -Г-} F^ = DnvpnJ—^~^\ Fnpdrnp, 176)
\ 1 — с dy /п r ( 1 — с dy /п. пр
57
g ' Таблица 6
Вмёстимость 1 резервуара, мэ Операция Начало Опера- ции Конец операции Количество залитого или слитого бензина, Г Потери от испаре- ния, кг Отклонение рас- четных потерь от фактических Примечание
факти- ческие расчет- ные
1000 Заполнение 22/VII 5.00 23/VII 6.00 202,50 164,0 171,0 +4,0 При определении фактичес- ких потерь объем выходящей паровоздушной смеси при-
1000 » 25/VII 10.00 26/VII 9.00 212,00 222,0 234,0 +5,4 нят равным объему закачи- ваемого продукта
100 Опорожнение 21/VII 14.15 21/VII 16.50 54,56 6,5 8,2 +26,2 * Время полного насыщения после слива 5 сут
100 Заполнение 23/VII 15.00 28/VII 17.55 46,41 46,3 46,5 +0,4
100 Опорожнение 29/VII 9.45 29/VII 12.43 60,95 1,0 1,2 +20,0 * Насыщение продолжалось 43 ч и не закончено
100 Заполнение 31/VII . 10.50 31/VII 13.05 51,72 . 26,0 31,2 +20,0 *
100 Опорожнение 1/VIII 9.20 1/VIII 12.40 56,82 0,0 0,0 0,0
100 Заполнение 1/VIII 14.19 1/VIII 18.48 58,17 9,9 9,1 —8,1
* Отклонения, превышающие ошибку экспериментов, наблюдаются при времени насыщения ГП продолжительностью более Г сут» когда
на процесс насыщения накладывались изменения объема паровоздушной смеси в ГП вследствие суточного колебания температуры в верхней
точке ГП и колебания барометрического давления, данные по которому отсутствуют.
где Dnp, рпр, Fnp, тпр — соответственно приведенные коэффициент
диффузии, плотность паров, поперечное сечение, время для экви-
валентного резервуара с поперечным сечением. Индекс «п» указы-
вает на то, что потоки рассматриваются у поверхности продукта.
Условие (76) можно выполнить несколькими способами путем со-
ответствующего выбора величин, относящихся к эквивалентному
резервуару. Действительно, уравнение (76) можно переписать сле-
дующим образом:
Опр Рпр [1/(1 с) (4^/dj/)]n,np Fпр dTnp j (77)
О Р. [1/(1 — с) (dc/dy)]a Гпов dr
Значение Т^пр/^п^ предопределено геометрической формой га-
зового пространства в рассматриваемом резервуаре, поэтому про-
извольно могут быть выбраны только три каких-либо отношения.
Чтобы не пересчитывать по времени, целесообразно создать такие
условия, при которых в обоих резервуарах (рассматриваемом и
эквивалентном), процессы протекают синхронно, для чего необ-
ходимо принять
dtnp = dr, (78)
а также равенство концентраций у поверхности продукта
/ 1 de \ / 1 de \
\ 1 — с dy /п \ 1 — е dy /п .пр
и одинаковый продукт в обоих резервуарах
Р = Рпр- (80)
В результате получим требование
Dnp = DFnoB/Fnp, (81)
т. е. приведенный коэффициент диффузии паров в эквивалентном
резервуаре не равен коэффициенту диффузии в рассматриваемом
резервуаре, а зависит от соотношения /пр и F„OB. Условие (81)
является количественным требованием, которым определяется
эквивалентность полей концентраций обоих резервуаров.
На основании изложенного в полученные формулы для F =
= const (см. табл. 4) введены приведенные параметры.
При выполнении расчета резервуара с F у= const в эти формулы
вместо Опр, Fnp, Хпр, Hnp, Vnp, znp, упр необходимо подставлять
их значения, вычисленные для каждого типа резервуара согласно
данным табл. 7. Чтобы получить значения высоты ГП резервуара
при различных операциях (Япр х, Нпр 2, #прз), в формулу Нпр из
табл. 7 подставляют Vnpi, Упр 2, Упрз. в которых Н заменены со-
ответственно на Нг, Н2, Н3.
В табл. 7 приняты следующие дополнительные обозначения:
по прямоугольным резервуарам: FKP — площадь внутренней
поверхности кровли резервуара; Fx— площадь поперечного се-
чения резервуара на высоте X от поверхности продукта; Н' — вы-
59
Пара-
метры
F =£ const
^ПОВ — ^пов^пов
_ _ (Яп ^0(ЯкР ядн)
«по в— --:—
«п
. _ (Яп ^)(&кр &лп)
«пов— — :
^пр
^пр — F кр
Схема резервуара
III
IV»
Сдн
^дн
Таблица 7
F Ф const
F пов — Япов^
Слов по формуле
схемы II
^пр — ^кр
F Ф const
„ _(^ск — # )(°кр , адн) |
“ПОВ---------------------г “дн
“СК
_(Яск-Я')(Ькр-6дн) ,
“пов----------~----------г “да
“ск
^пр — F кр
Опр £^пр — D D„p=D F-S°B FKp OIIP = O-^- FKp Dnp = D~^- ^кр
Упр Vnp=V Упр = “ Г (Fkp + Рпов + -j-l^F пов^кр) Vnp — X X (FKp + Fnoe) Упр = —— (FKp + Fn0B + У + '_FкрРпов) Ч~ (H — H') Fкр
Нпр ^пр = ff — Упр «np F кр H _ Упр "пр FKp и _ Упр "ПР Г Fx.p
2пр гпр — 2 7 z(fz+Fkp +У FzFKp) гпр 3FKP z ‘ г + Fkp) 4np 2F Kp W73(f2+Fkp+ V FzFKp} + , +(2-H')FKp znp „ F кр
i/np Упр = У „ __ y(^ + Fx + V'F^x) Упр 3FKP ' y(Fy+Fx) Упр 2F кр H'/3(Fy + FKP + V FyFKP) + u +(y-H')FKp Упр - - - FKp
* Формулы схем IV и V для соответствующих резервуаров справедливы при высотах газового пространства больше (Н — Н'); если
высота ГП меньше (Н — Н'), применяют формулы схемы 1. /
to
Пара-
метры
F ПОВ — ЯпОВ^
йпОВ по формуле схемы IV
F пр
^пр ~
Продолжение табл. 7
Схема резервуара
©ПР
©пр = D
Кр
n _ 2.V 2 DV dh—lF
Ь^пр-----------*----------
£J
©пр - ©
Vnp
уу/
^пр = 2 С^КР "Г^"пов)+(©—Н') ©кР
2
+ У<1Н — Н* (21! — d)]
Vnp = -^-(H-ft) +
4
+ ^(ЗЯ-Л)
и _ VnPK2
Ппр —-------
dL
ЗПр —
©72 (F2 + f кр) + (г - Н') FKP
F кр
, dV dz+ г^/З + Vdz — г2 (2г - d)
znp------«------------- — ---
dV~2
znp = (z — h) + (3R — h)
3F
un /2 (Ру + FKp) + <У— H’) FKP
ynp --------------------------------
_ V Ad+A^/3 - VEd + £73 .
Упр---:--------—-----------F
V2
| V Ad+ A^3(2A-d)_
dV~2
VEd + Б*/3 (2Б — d)_
dV~2
Упр = (y — ^y) +
* Ф°Рмулы схем jV и V для соответствующих’ резервуаров справедливы при высотах газового Пространства больше (© —Н'). если
высота ГП меньше (“ — //')» применяют формул^ Схемы I.
СО ___;_ ___ __________________________ '_________________:----------------------------
Рис. 33. Схема заглубленного траншейного резервуара без ограждающих
стенок (схема VIII). Пунктиром показаны условные уровни нефтепродукта
в резервуаре
сота ГП скошенной части резервуара; Нп — полная высота резер-
вуара; Нск — высота резервуара в части скоса;
по горизонтальному цилиндрическому .резервуару: d — диа-
метр; L — длина; h — взлив продукта;
по купольному резервуару; 7? — радиус; h — высота купола;
hx— высота проникновения паров в купол; Ьх— полуширина
купола на высоте hx, hy — текущая координата в куполе в первой
стадии; Ъу — полуширина купола на высоте hy.
Из-за сложности геометрической формы траншейных резервуа-
ров оказалось невозможным разместить их формулы пересчета в
табл. 7, они помещены ниже.
Для траншейных резервуаров и резервуаров, показанных в
табл. 7, Dnp определено из условия (81); Япр, Vnp, znp, z/np — из
условия равенства соответствующих объемов газового пространства
заданного и эквивалентного резервуаров.
Рассмотрим подробно траншейные резервуары
Схема заглубленного траншейного резервуара без ограждаю-
щих стенок приведена на рис. 33. При расчетах для этого резер-
вуара коэффициент диффузии эквивалентного резервуара вычис-
ляем по формуле (81)
Dnp = DFnoB/Fnp, (82)
где Гпр = (а—2г) Ькр; а, г, Ькр показаны на рис. 33.
Резервуар имеет сложную геометрическую форму, состоящую
из нескольких более простых тел (формы, элементов).
Для получения пересчетных формул разобьем сложное тело на
четыре более простых элемента— V{, V2, V3 и V'4 (см. рис. 33).
В зависимости от высоты взлива нефтепродукта в резервуаре ме-
няются геометрическая форма ГП и выражение для площади по-
верхности нефтепродукта ГПов. При высоте взлива продукта в пре-
делах высоты сегмента радиусом 7? (1-го элемента объема, см.рис. 33)
ДПов1 = 21/2 (7? — 7? cos 0,50 — /7') 7? — (7?—7? cos 0,5р — Я')2 X
X[^„+2(/?-7?cosO,5p-H')ctga]. (83)
64
При высоте взлива продукта в пределах высоты 2-го элемента
объема ГП -
/ой2 = [&дн + 2 (R—2r—H") ctga] fa-2r-2/7'" ctg у]. (84)
При высоте взлива в пределах высоты 3-го элемента объема ГП
Рповз = [(а-2г) + 2 /2г-/7"' Ун^} + (7? -2г -Н'") ctg а].
(85)
Обозначения //', 77”, Н'"\ R, 6ДН и углова, |3, у, ш даны на рис. 33,
Наиболее общее выражение для объема ГП резервуара
V = Vi -]- Гг Ч- Гз И- Г'4» . (86)
/, V4 — объемы ГП 2,3 и 4-го элементов объема (см. рис. 33);
/ = (R/2)2 (лр/180—sin р) [Ьдн + (/?—R cos 0,5р) ctga] — Гвз,
(87)
где Гвз — объем нефтепродукта в резервуаре тогда, когда высота
взлива в пределах высоты сегмента радиусом R определяется по вы-
соте взлива и по калибровочным таблицам;
. У2 = ±Н {[6ДН+2 (7?-2г-77’) ctga] [a-2г-2/7" ctg у] +
+ (а ~ 2г) [7>дн + 2 (7? - 2r) ctg a] + V [&дн + 2 (7?-2r- И") к ->
->ctg a] (a—2г — 277" ctg у) (a—2r) [&дн + 2 (7?—2r) ct g a] }; \
(88)
V] (a—2r) 77'”ЬДН + (a—r) 77"'(feKp + 7?дн)+y x
X {2r j/”277"? + A- (77z")2 —2 У 2rH'" — (r— 77'")| (89)
Считаем, что в резервуаре всегда есть некоторый остаток нефте-
продукта, наименьшая высота взлива которого находится в преде-
лах четвертого элемента. Тогда
/ = у (a—2r)27Kptg(o. (90)
Высота ГП для эквивалентного резервуара вычисляется из ус-
ловия
Гпр = V, , . (91)
т. е. - '
н- vIip v; + v;+v;+v; q.
лпр— — - (HZ)
Гпр Гпр
В зависимости от высоты взлива продукта значения Упр будут
меняться. При высоте взлива в пределах 2-го элемента объема из
3 Заказ № 2652 . 65
Рис. 34. Схема заглубленного траншейного резервуара с ограждающими стен-
ками (схема IX). Пунктиром показаны условные уровни нефтепродукта в ре-
зервуаре
выражения (86) исключаем член V{. При высоте взлива в пределах
3-го элемента объема из выражения (86) исключаем члены V{ и V2.
Для вычисления высот Н„р 1( Дпр 2, /7пр з в выражение (92)
вместо Кпр подставляем соответствующие значения объемов Vnp!,
VnP2- VnP 3, как в табл. 7.
Выражение для гпр получаем по формуле
2np = Vnp2/Fnp, ' (93)
• где Vnpz—объем.элементов от кровли резервуаров до уровня г.
Выражение для упр получаем по формуле
Упр= Тпр (/Рпр, ' (94)
где Vnpi/ — объем элементов от уровня у = 0 до у.
Аналогично можно получить приведенные параметры для за-
глубленного траншейного резервуара с ограждающими стенками,
изображенного на рис. 34.
Коэффициент диффузии в эквивалентном резервуаре вычисляем
по формуле (81), но в ней
Fnp = a&Kp; (&>)
обозначения а, Ькр даны на рис. 34.
Значение FnoB вычисляем по следующим формулам.
При высоте взлива продукта в пределах высоты 1-го элемента
объема (см. рис. 34)
fnoBi = (aAH+2/iB3ctgy)(^H+2/iB3ctg.a); (96)
обозначения адн, Ьдн, а, у даны на рис. 34; hB3 — высота взлива
продукта в резервуаре.
При высоте взлива продукта в пределах высоты 2-го элемента
объема
Л1ов2 = «Ач>- ' (97>
Наиболее общее выражение для объема ПТ.
V'np^V'i+V'z + Vi, (98)
<16
a — расчетные (0' и 3') при отсчете времени процесса насыщения от начала заполнения
резервуара; б — расчетные (1—5) при отсчете времени от экспериментальной кривой 0:
1 — 19. 00, 15/IX; 2 - 21.00, 15/IX; 3 — 2.00, J 6/1X; 4 — 7.00, 16/IX; 5 — 12.00, 16/IX
Рис. 36. Распределение концентрации по высоте ГП при «обратном выдохе»:
а расчетное (2') при отсчете времени от нуля; б — расчетное (2, 3) при отсчете времени
от экспериментальной кривой 1: *
1 — 9.00, 21/IX; 2 — 10.00, 22/IX; 3 — 10.00 24/IX
где Vi, V2, V3 — объемы 1, 2, 3-го элементов (см. рис. 34):
1/1 = кр+^дн+2/1 вз g ди+2/г вз d g +
+ VаЬкр (ад„ + 2/гвз ctg у) (b№ + 2/гвз ctg а) }; (99)
У2 = аЬкрН"- . ТО
y’=^_i>Kptg0. ' (101)
Опять считаем, что в резервуаре есть остаток нефтепродукта,
наименьшая высота взлива находится в пределах 3-го элемента.
Обозначения Н', Н", И'", 0 даны на рис. 34.
Высоту ГП для эквивалентного резервуара вычисляем по фор-
муле (92). При высоте взлива продукта в пределах 2-го элемента
объема из выражения (98) исключаем У[.
Выражения для гпр и упр получаем по формулам (93) и (94) при
подстановке значений Упрг и Упр^> соответствующих резервуару
по схеме IX (см. табл. 7).
При расчете потерь от «больших дыханий» и «обратного выдоха»
для резервуаров по схемам IV и V (см. табл. 7) следует иметь в виду,
что при заполнении и опорожнении резервуар с F const может
переходить в резервуар с F = const и наоборот. В этом случае не1
обходимо пользоваться формулами схем IV и V при F Ф const
и схемы I — при F = const. Так, произведение Ппр т в формулах
(см. табл. 4) подсчитываем как сумму произведений (0^7^ -ф,
3* 67
Дата я время (Т2) Барометрическое дав- ление Pg, мм рт. CT. Параметры выходящей паровоздушной смеси
период времени Дт температура, К s среДняя концен- трация с, % объем (по счетчику) ДИ, мэ потери, кг
16/IX 2.00 748 15/IX 17.00—16/IX 2:00 285,0 4,1 2,882 0,30 * ,
16/IX 7.00 749 16/IX 2.00—16/IX 7.00 283,0 1L5 0,956 0,29 *
16/IX 12.00 749 16/IX 7.00^16/IX 12.00 285,4 15,9 0,779 0,32 *
17/IX 10.00 753 16/IX 12.00—17/IX 10.00 286,0 24,0 1,509 0,94 *
17/IX 14.00 753 17/IX 10.00—17/IX 14.00 . 285,7 26,8 0,325 0,23 *
18/IX 10.00 753 17/IX 14.00—18/IX 10.00 287,2 27,0 1,235 0,86 *
21/IX 8.00 755 21/IX 3.00—21/IX 8.00 284,3 6,5 0,783 0,13 **
21/IX 11.00 756 21/IX 8.00—21/IX 11.00 282,6 9,2 0,464 0,11 **
21/IX 13.00 756 21/IX 11.00—21/IX 13.00 282,6 10,8 0,354 0,10 **
22/IX 10.00 758 21/IX 13.00—22/IX 10.00 284,3 15,6 2,656 1,08 **
22/IX 12.00 759 22/IX 10.00—22/IX 12.00 284,0 19,0 0,260 0,13 **
24/IX 10.00 762 22/IX 12.00—24/IX 10.00 284,0 23,6 2,686 1,67 **
25/IX 10.00 763 24/IX 10.00—25/IX 10.00 283,3 26,2 0,100 0,07 **
29/IX 3.00 763 27/IX 15.00—29/IX 3.00 283,1 21,6 3,747 2,14**
18/IX 16.17 753 18/IX 13.17—18/IX 16.17 i 285,5 29,6 28,050 21,45 ***
* Потери от насыщения.
♦♦ Потери от «обратного выдоха».
Потери от «больших дыханий».
где — время, когда в газовом пространстве резервуара Ancons t,
поэтому тх умножаем на приведенный коэффициент диффузии; т2 —
время, когда в газовом пространстве резервуара F = const. В фор-
мулы для тэкв при переходе, резервуара с F = const в резервуар
с F const всегда подставляется приведенный коэффициент диф-
фузии Dnp = DF„OB/FKP. Причем здесь FnoB (как и для всех схем
резервуаров) берется в положении уровня после опорожнения.
Сравнение расчетных данных с экспериментальными для резер-
вуаров с F Ф const. Определение эффективного коэффициента диф-
фузии. Для сравнения использованы результаты экспериментов
на горизонтальном цилиндрическом резервуаре вместимостью 53 м3.
Методика-эксперимента подробно описана в работе [91.
На рис. 35 приведены экспериментальные распределения кон-
центраций (точки-и кривая 0) и расчетные — по формулам табл. 4
и 7 при насыщении ГП резервуара (после частичного заполнения
проветренной емкости).
Анализ рис. 35 показывает, что при испарении со спокойной
поверхности жидкости (отсчет времени ведем от экспериментальной
кривой д) расчетные распределения концентраций (кривые 1—5)
дают хорошее совпадение с экспериментальными, Максимальная
68
Таблица 8
Суммарные фактичес- кие потери ко вре- мени Тл Точность определения фактических потерь, % Данные для расчета потерь Расчетные потери, кг Относи- тельная ошибка б, %
концентрация насыщения cs, % коэффициент диф- фузии £>, м2/ч время начала процесса, ч высота газового простран- ства, м
TL Н,_ нЛ
0,30 +9,5 32,4 0,03 13,75 0 , 1,850 0,25 — 16,7
0,59 +9,5 32,4 0,03 18,75 0 1,850 — 0,55 — 16,8
0,91 4-9,5 - 32,4 0,03 23,75 0 1,850 0,88 —3,3
1,85 4-9,5 32,4 0,03 45,75 0 1,850 — 2,08 + 12,4
2,08 ±9,5 32,4 0,03 49,75 0 1,850 — 2,23 +7,2
2,94 +9,5 32,4 0,03 69,75 0 1,850 2,73 —7,1
0,13 ±7,5 32,0 0,03 21,70 16,70 2,295 — 0,14 + 7,7
0,24 ±7,5 32,0 0,03 24,70 16,70 2,295 . 0,24 0
0,34 ±7,5 32,0 0,03 26,70 16,70 2,295 — 0,32 —5,9
1,42 ±7,5 32,0 0,03 47,70 16,70 2,295 1,25 —4,9
1,55 ±7,5 32,0 0,03 49,70 16,70 2,295 — 1,35 —12,9
3,22 ±7,5 32,0 0,03 95,70 16,70 2,295 2,86 — 11,2
3,27 ±7,5 32,0 0,03 119,70 16,70 2,295 . — 3,27 0
2,14 ±7,5 32,4 0,03 39,96 3,96 1,550 — 2,22 —3,7
21,45 ±9,5 32,4 0,03 75,78 72,78 1,850 0,553 23,12 +7,8
ошибка б = ± 5,2 %, что примерно равно точности замера кон-
центрации в резервуаре бюреточным прибором [9].
На рис. 35 дано также сравнение распределения концентраций,
когда некоторое время продукт испарялся с поверхности втекаю-
щей в резервуар струи. Отсчет времени вели от начала заполнения.
На рис. 35 видно, что расчетные распределения концентраций (кри-
вые 0' и 3') отстают от экспериментальных (кривые 0 и 3). Таким
образом, скорость испарения с поверхности втекающей в резер-,
вуар струи и с волнующейся поверхности продукта вследствие
влияния турбулизациЩпревышает скорость испарения со спокойной
поверхности продукта.
При «обратном выдохе» также возможно отставание расчетного
распределения концентраций от , экспериментального вследствие
испарения со смоченных стенок резервуара и перемешивания входя-
щим при опорожнении резервуара воздухом. По-видимому, этим
объясняется некоторое отставание расчетной кривой распределения
(2') (в верхней части газового пространства) на рис. 36 и совпадение
расчетных (кривые 2 и 3) и экспериментальных распределений
(точки) при исключении влияния этих факторов, когда отсчет вре-
мени производим от экспериментальной кривой 1.
69
В табл. 8 приведены сравнительные данные фактических потерь ~
от испарения из заглубленного горизонтального цилиндрического
резервуара и расчетных по формулам табл. 4 и 7. Потери опреде-
ляли путем замера объема паровоздушной смеси, выходящей из
резервуара, ее температуры и концентрации паров продукта в ней
[91. Оценка ошибки эксперимента приведена в работе [9] и состав- .
ляет 7,5 и 9,5 %. Разница в ошибке опытов объясняется примене-
нием различных счетчиков для определения объема паровоздушной
смеси: с 20/IX по 8/Х использовали счетчик ГСБ-4()0, погрешность
измерения по паспорту у которого 6 sg 1 %, а с 15/IX по 20/IX
и при «больших дыханиях» — счетчик ГКФ-6 с погрешностью
измерения по паспорту 6^+3%.
Анализ данных табл. 8. показывает, что расчетные потери от
насыщения, «обратйого выдоха» и «больших дыханий» из заглублен-
ного резервуара с F const удовлетворительно совпадают с фак-
тическими.
В основном относительная ошибка расчета при вычислении по-
терь по теоретическим формулам не превышает точности опрёделе-
ния фактических потерь (см. табл. 8). Наибольшее расхождение
расчетных и фактических данных наблюдается 16/1 X 2.00. Это объяс-
няется превышением скорости испарения с поверхности втекающей
струи над скоростью испарения со спокойной поверхности.
При наличии условий, вызывающих заметную вынужденную
или естественную конвекцию в ГП заглубленного резервуара, про-,
цессы переноса паров ускоряются и не могут быть описаны только
молекулярной диффузией и стефановскими токами. Чтобы учесть
дополнительный перенос, необходимо в расчетные: уравнения на
время действия вынужденной или естественной конвекции вводить
эффективный коэффициент диффузии.
Как показали эксперименты на промышленных заглубленных
резервуарах ЖБР-10000, в условиях поступления в резервуар нефти
с повышенной температурой значения эффективного коэффициента
диффузии превышают значения молекулярного коэффициента
диффузии D в среднем на '20 %. Большие значения £>эф наблю-
даются при опорожнении резервуаров, когда струя входящего в ре-
зервуар воздуха ударяется о поверхность нефти итурбулизирует
насыщенный слой. При этом D9$. в = (10 ч-80) D.
Расчетные зависимости для эффективного коэффициента диффу-
зии при опорожнении определяются из уравнения баланса паров:,
AfaK2—/Иак j = рАлКПовтв, (102)
где. /Иак2, А1ак 1 — аккумулированное в ГП количество паров
нефтепродукта соответственно к концу опорожнения и за эквива-
лентное время тэкв; оно выражается по формулам (7т) и (12т) в
табл. 4; причем в выражение А4ак 2 подставляется Оэф. в за время
опорожнения тв.
Используя указанные формулы, получим для первой стадии
70
(''экв + тв<т ) процесса (концентрация паров нефтепродукта не-
посредственно под кровлей равна нулю):
' 1(0 А лтв Уп + 1 )/pCs + У2пОтэкв/( 1 — cs)]2 (1 — cs) — 2пОтэкв
' эфв 1' ' : : 2птв •
. (103)
Для второй стадии (тзкв>т' и тэкв 4- тв>т') процесса (кон-
центрация паров продукту непосредственно под кровлей резервуара
больше нуля): ,
D - In [С» + Л~1] ехр б-Лс.. 0-сз)#2
эф'^2. (n+l)TB (A/cs) exp В — А 4- cs — 1 2п (я 4-1) тв
В формуле (104) А = [(n + 1) 0Длтв]/пр//2;
В = [(«-r 1)Отзкв / /722] -[(1 -cj/ln].
Если н процессе опорожнения наблюдается сочетание стадий
(сначала первая, затем вторая), т. е. тэкв<т', а тэкв 4~ тв>т'
И Тв - тв1 + ь 2 И При ЭТОМ Тэкв + тв1 - т' (тв1, Тв2 — ПрОДОЛ-
жительность опорожнения в пределах соответственно первой 'и
второй стадий насыщения), то эффективный коэффициент диффузии
рассчитывается следующим образом. В пределах времени тв1 D3$
определяется по формуле (103) с подстановкой тв = тв1. В пределах
времени ,тв2 £)эф рассчитывается по формуле (105), представляю-
щей собой частный случай формулы (104):
В)эф- в 1,2
Я2 Г[п 0Алтв 2 (п + 1) cs — cspH2n . 1 — cs 1 _|_ J) Dt
2[ РДятв2(п+,1) —csp//2n 2n ]__________________3KS
(«+1)тв
(105)
В формулах (103) — (105) 0, Ал определяются так, как изло-
жено выше (стр. 21—26).
При расчете потерь от испарения .или других характеристик
в условиях интенсификации технологических процессов (высокие
скорости опорожнения или поступления нефти в резервуар с по-
- вишенной температурой) в формулах табл. 4 произведение -Опрт
определяют следующим образом:
ОПрТ = -^Пр^экв 4" l-^пр. эф. втв+ ^Пр^П 4“ Ппр. эф. 3Т3 4“ ППрТкр (106)
и аналогично
1-^пр (тз "Е ТХр) = ППр. эф. 3Т3 4~ ^прТХр-
В выражениях (106) Ппр зф В и Ппр. зф. 3 определяются по фор-
мулам табл. 7 соответственно при D = в и D = -э.
71
Рис. 37. Зависимость вязкости паро-
воздушной, смеси от температуры и
концентрации нефтяных паров
Удовлетворительное совпа-
дение расчетных данных (с уче-
томс экспериментальными,
полученными на промышленных
и опытно-промышленных резер-
вуарах, позволяет расчетные
формулы табл. 4 применять для
заглубленных резервуаров с на-
грузками клапанов рк. =
= 1962 Па ирк.в = 392 Па.
При больших избыточных
давлениях в ГП расчеты необхо-
димо вести по формулам, приве-
денным в Приложении 2.
Приведем несколько приме-
ров пользования формулами
табл. 4.
Пример 6
Определить потери стабилизиро-
ванной нефти от «большого дыхания»
из цилиндрического заглубленного
резервуара ЖБР-10000, внутренний
диаметр которого Ор=42 м, полная высота Нп = 8,28 м. Высота ГП до вы-
качки нефти Hi = 0,5 м, после выкачки Н2 = 7,78 м, в конце заполнения
Н3 = 0,5 м. Коэффициент диффузии паров нефти в ГП D = 0,03 м2/ч. Кон-
центрация паров на линии насыщения cs = 0,4. Остальные данные те же,
что в примерах 1 и 2.
Решение
В расчетах учитываем интенсификацию испарения при опорожнении
и заполнении с помощью эффективных коэффициентов диффузии.
1. Принимая экспериментально полученное значение п = 2 и учиты- •
вая, что (п + 1) /71<1 JV2, находим FoBKB по формуле (8 т):
Fo3KB = (2 + 1)2 Г (3.14-422/4) 0,5_р = , 9.10_3
22(2+1) L (3,14-422/4) 7,78 J
2. FoB рассчитываем с учетом £)эф, а Для этого необходимо определить
коэффициент массоотдачи 0 при предыдущем опорожнении.
2.1. Задавшись значением (0Дл)3 = 0,3 по формуле (15), определяем
св = 0,9-0,4 (0,57/7,78F) + (0,3-4,03/2,3-7,78) = 0,091.
2.2. По формуле (14) определяем сср. в = 2-0,9-0,4 + 0,091/3 = 0,270.
2.3. Находим рв. сР/7г = 1—ссР. в = 1—0,270 = 0,730.
2.4. Средняя высота ГП 7/сР = (0,5+ 7,78)/2 = 4,14 м.
2.5. По формуле (11) d3 = 0,44 172-4,14 = 2,58 м.
2.6. По графику на рис. 9 при qB/k = 1250 м3/ч и0 = 7 м/с.
х 2.7. По графику на рис. 10 при Нср1г3 = ЯсР/0,5 d = 4,14 : 0,125:=
= 33,1 определяем и/и0 = 0,4.
Максимальная скорость струи у поверхности испарения нефти и =
= 0,4-7 = 2,8 м/с.
2.8. Вязкость паровоздушной смеси по графику на рис. 37 v20 =
= 10,1-ю-в м2/с. «а
2.9. Определяем безразмерный коэффициент массоотдачи для нефтяных
паров по формуле (10): Sh = 0,02 (2,8-2,58/10,1 10~в)084(10,1 • 10~e/8,3 X
X IO-8)-2’1 X (2,58/42)1’24(0,730)—2’49 = 75,3. -
2.10. Коэффициент массоотдачи 0 = 75,3-2,3-0,03/2,58 = 2,01 кг/м3.
72
2.11. По формуле (13) Дл = (0,4—0,270)/0,730 = 0,178.
2.12. Вычисляем (0Дл)п = 2,01-0,178 = 0,358. Поскольку' (0Дл)3 #=
+ (РДл)п, задаемся новым значением (0Дл)3 = 0,4.
2.13. Определяем св = 0,9-0,4 (0,5/7,78) + (0,4-4,03/2,3-7,78) = 0,113.
2.14. По формуле (14) сср в = (2-0,9-0,4 + 0,113)/3 = 0,278.
2.15. рв.ср/Рг = 0,722.
2.16. Вязкость паровоздушной смеси v20 = 10-10-в м‘-’/с.
2.17. Sh = 0,02 (2,8-2,58/10- 1O~S)0’84 (10-10—e/8,3- IQ-»)"2’1 X
X (2,58/42)1,24(0-,722)—2,49 = 79,8.
2.18. Коэффициент массоотдачи 0 = 79,8-2,3-0,03/2,58 = 2,13.
2.19. По формуле (13) Дл = (0,4—0,278)/0,722 = 0,169.
2.20. Определяем (0Дл)п — 2,13-0,169 = 0,361. ч . '
2.21. По рис. 13 окончательное значение (0Дл)3 = (0Дл)п = 0,359.
3. Формулу для £>эф выбираем исходя из следующих соображений.
Рассчитываем т = Fo Hl'D; т = 1,9-10-3-7,782/0,03 = 3,8 ч; опреде-
ляем
Тв= [(лО2/4) (Я2-Я3)] ;(?в= [(3,14-422/4) (7,78 - 0,5)] : 2500 = 4,03 ч.
Продолжительность первой стадии
т' = Fo Н2 / D = {[(1— 0,4)/2-2(2+ 1)] 7,782) : 0,03=100,3 ч.
Таким ^образом, тэкп + тв<т' и для определения О,ф выбираем фор-
мулу (103) в первой стадии: .
П.Эф —
р.359:4,03 /2Тм ,/2-2-0,03-3,8;у о :оз,э>8
_ \ 2,3-0,4 V 1 — 0,4 /_____________________=
— 2-2-4,03
= 0,453 м2/ч.
4. Вычисляем Foon = FoB + Fon+ Fo3 = Оэф вт'п / Н22 + Dxu/Н22 +
+ °эф. зтз / Н2-
В соответствии с изложенным ранее принимаем Оэф. з — 1,2 D; Foon =
= 0,453-4,03/7,782 + 0,03-32/7,782 + 1,2-0,03-4,03/7,782 = 48,7- Ю”3.
5. Определяем сумму Fo3KB + Foon = 1,9-10-3 + 48,7-10~? =
= 50,6-10-3.
6. Вычисляем Fo' по формуле (1 т) табл. 4: Fo' = (1—0,4)/)2-2-(2 +
+ 1)1 = 50-10-3.
7. Имеем условие Fo3KB + Foon > Fo', поэтому для расчета выбираем
формулу (22 т) табл. 4:
Л4б д = 0,4-2,3 3’14-422- (7,78 - 0,5)1-— f ?’.78-°АУ +
д . 4 12+ 1 \ .7,78 /
1 _ „(2+1) (50,6—50)-ю-3 г । /7 78 —0 5 \211
+ —----?---------------: 1-—i—(1112—И] 1 = 2727 кг,
0,4 —еСг+П(50,6-50)-ю-3 L 2+1 \ 7,78 / JJ
Пример 7
По условию примера 6 определить потери от «большого дыхания» из
резервуара ЖБР-10000, если тп = 96 ч.
Решение
Для этого примера вСе результаты вычислений^примера 6 справедливы
до Fon. Величина Fon изменяется в связи с изменением тп.
1. Fon = 0,03-96/7,782 = 48-10-3.
73
2. Определяем Foon = (30,3 + 48 + 2,4)-Ю“® = 80,7-10~3; Fo' =
= 5010-а.
3. Foon>Fo'. ' .
Потери Мб. д подсчитываем по формуле (22 т) табл. 4
М6. д = 0,4-2,3 3’14-422 (7,78 — 0,5) /—!—(1^.-----— f +
4 (2 + Ц 7,78 / .
1 — е(2+1) (80’7-50) 10~3 Г,- 1 / 7,78—0,5\21)
-4--------:---------—— I — ------ (------------ I = 3618 кг.
0 4 — е<2+1) <а°.7—S0) 10~® L 2+1 \ 7,78 / JJ
Пример 8. Определить потери от «обратного выдоха» из резервуара
ЖБР-10000 по условиям примеров 6 и 7 (тп = 32 ч и тп = 96 ч).
Решение
1. Рассмотрим сначала случай, когда тп = 32 ч. При этом, как видно
из расчетов примера 6, Fo3KB + FoB + Fon = (1,9+ 30,3 + 16)10~3=?=
= 48,2-10-3; Fo' = 50-10~3. Fo3KB + FoB + Fon < Fo', т. e. за время
простоя процесс ‘насыщения не перешел во вторую стадию, концентрация
паров нефти под кровлей резервуара равна нулю, поэтому Л40б- в = 0.
2. Рассмотрим случай, когда тп = 96 ч. Имеем следующее условие:
Fo3KB + FoB<Fo' (32,2-10-3< 50-Ю-3). Поэтому Л4об. в рассчитываем
по формуле (16 т) в табл. 4. С учетом примечания к табл. 4 имеем
>2-2,3-0,4 3'14-422 7,78
Л4об- в =--------—~ ---------------
______________1—0,4 ____________
е(24-1) (1,9+30,3+48-50) 10~3 _ q 4
1 е(2+1) (1,9+30,3+48-50) 10-3 _0 4
— I --------1п -----------------------------------!---
°-4 (1—0 4) е(2+1) (1,9+30,3+48-50)10-®
= 26 кг.
Сопоставление потерь от «больших дыханий» и «обратных вы-
дохов» по результатам примеров 2—5 и 6—8 приведено в табл. 9,
где Мб. д/Удак—удельные потери от «большого дыхания», при-
ходящиеся на 1 м3 закачиваемой нефти; Л4об. JV— удельные по-
тери от «обратного выдоха», приходящиеся на 1 м3 газового про-
странства.
.Анализ данных табл.- 9 показывает, что при одних и тех же ус-
ловиях проведения операций и одинаковых характеристиках про-
дукта потери стабилизированной нефти из заглубленного железо-
бетонного резервуара значительно меньше потерь из резервуара
РВС. Это объясняется замедленностью процессов переноса паров
нефти от поверхности испарения в ГП ЖБР при неподвижном хра-
нении, что ведет к медленному насыщению ГП ЖБР. Полное на-
сыщение ГП в РВС достигается при продолжительности простоя
несколько менее 4 сут.
Продолжительность простоя до полного насыщения ГП в ЖБР
может быть рассчитана по формуле (14 т) табл. 4.
При высоте газового пространства Н2 = 7,78 м
Fos = —— [In 1 4 °'98'0-4 + (2 + 1).50 • 10~31 = 1,188.
2 + 1 L 0,02 ' v J *
74
Таблица 9
Резервуар ^б- д/^зак’ Кг/М’ «об. кг/м’
тп = 32ч тп = 9бч тп = 32ч тп = 96ч
РВС-10000 0,442 0,890 0,014 0,230 .
ЖБР-10000 0,270 0,359 0,000 0,002
Поскольку отсчет времени Fos идет от нуля, то Fos = Fo3KB +
+ FoB + Fon; Fon = Fos — Fo3KB— FoB. Подставив значения Fo3KB
и FoB из примера 6 в последнее выражение, получим Fon = 1,188—
—1,9-IO-3 — 30,3-10-3 = 1,156 или т = 1,156 - 7,782/0,03 =
= 96 сут.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ ТРАНСПОРТНЫХ ЕМКОСТЕЙ * '
Потери от «больших дыханий» при анализе транспортных емко-
стей (нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных
цистерн и металлических бочек) определяются по формуле
Мд = ^зак(р5/Рг)р, •/ (107)
где Узак — объем наливаемого нефтепродукта или нефти; kT —
коэффициент, характеризующий условия налива:, степень насы-
щенности паровоздушной смеси, вытесняемой из емкости наливае-
мым Продуктом, и увеличение объема выталкиваемой паровоздуш-
ной смеси вследствие ее донасыщения в процессе налива.
При наливе товарных бензинов при tH .= tB согласно методике
рекомендуется применять значения йт, приведенные в табл; 10.
* В данном разделе использованы результаты работ П. Р. Ривкина
Таблица 10
Климатическая зона Период года
весна — лето зима — осень
Для нефтеналивных судов:
южная 0,66 0,36
средняя 0,41 0,20
северная 0,33 0,16
Для железнодорожных цистерн:
южная 0,70 0,36
средняя 0,42 0,20
северная 0,38 ' .. 0,16
Для автомобильных цистерн:
южная 0,65 0,47
средняя 0,48 0,34
северная 0,37 0,23
75
Эти же данные рекомендуются и для ориентировочной оценки
потерь нефтей с упругостью паров до 760 мм рт. ст. из транспорт-
ных емкостей. Кроме того, при наливе в железнодорожные, автомо-
бильные цистерны и металлические бочки рекомендуются следую-^
щие выражения для kr: (
а) налив закрытой струей снизу или сверху
£т = 0,85а J/tL (108)
где при И 1 м -а = 1, при Н> 1 м а = 1//У; Н — высота (диа-
метр) котла наливаемой емкости;
б) налив открытой струей сверху
йт = (0,7 4-т°з’33)—1. ' (109)
В формулах (108) и (109) т3 — время заполнения транспортной
емкости.
Потери от «-обратного выдоха» из нефтеналивных судов опреде-
ляются по формуле (27). В ней р0 — парциальное давление паров
в газовом пространстве в момент окончания выкачки — рассчиты-
вается по следующей формуле:
p0==psy/(y+i) . (НО)
где у — безразмерный параметр, определяющий ход процесса на-
сыщения газового пространства: .
y = nFnoBRnTlq, . , (Ш)
где п — коэффициент испарения, при сливе судов рекомендуется
принимать п = (1,8-?-3)-10~4, 1/ч, или в среднем пср =
=2,4-10—4 ,1/ч.
Для технических расчетов можно принимать у/(у + 1) —
= 0,154-0,3. Причем меньшие значения относятся к нефтеналив-
ным судам большей грузоподъемности. В формуле (27) Тнп х Тв.
Потери от «обратного выдоха» из автомобильных и железнодо-
рожных цистерн, а также из тары незначительны. При технико-
экономических сопоставлениях ими, как правило, пренебрегают.
Потери от «малых дыханий» из нефтеналивных судов рассчиты-
вают, как и из резервуаров, по формуле (30), в которой при расче-
тах приближенно принимают Trmin ~ TBmin:
Т, max « TBmin--2А/В; (112)
=/в тах ^в min- '
Парциальные давления р тах, pmin определяют соответственно
при температуре /Bmax, 4min по формуле (22).
76
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ С ГАЗОУРАВНИТЕЛЬНЫМИ
СИСТЕМАМИ
В нашей стране газоуравнительными системами (ГУС) без газо-
сборников оборудовано примерно 50 % объема всех резервуаров.
Для технико-экономического обоснования средств сокращения
потерь, определения минимального экономического коэффициента
совпадения операций и составления норм потерь для таких систем
необходимы способы расчета потерь от испарения из резервуаров,
объединенных ГУС без газосборника.
Потери от испарения из заглубленных резервуаров с ГУС без
газосборника можно рассчитывать по обобщенным формулам (см.
табл. 4), учитывая вход паров нефти и нефтепродуктов в опорож-
няемый резервуар из заполняемого с помощью скорректированного
времени т*кв. Формулы для определения т*кв приведены в работах
Ф. Ф. Абузовой.
В практике эксплуатации перекачивающих станций магистраль-
ных нефтепроводов имеются случаи совместной работы газоуравни-
тельной системы заглубленных и наземных резервуаров (без газо-
сборников). Поступление паровоздушной смеси в.газовое простран-
ство резервуара при выкачке из него продукта влияет на последую-
щие потери от испарения, происходящие в моменты, когда не сов-
падают операции приема и отпуска в различных резервуарах, объе-
диненных общей ГУС.
При расчете потерь от испарения из резервуаров с совместной
ГУС влияние входящей паровоздушной смеси в ГП на потери от
испарения для заглубленных резервуаров может быть учтено путем
пересчета времени процесса насыщения, а для наземных резервуа-
ров — путем пересчета парциального давления.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОГО ЭКОНОМИЧНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА СОВПАДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ДЛЯ РЕЗЕРВУАРОВ
С ГАЗОУРАВНИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМОЙ БЕЗ ГАЗОСБОРНИКА [1]
Определяя наименьшее значение коэффициента совпадения опе-
раций для резервуаров с ГУС (йс min), начиная с которого ГУС бу-
дет давать экономический эффект, необходимо учитывать затраты
на сооружение ГУС и увеличение потерь от одного «большого ды-
хания» из резервуаров с ГУС. До настоящего времени затраты рас-;
сматривались, а увеличение потерь не учитывалось и доля сокра-
щения потерь в резервуарах с ГУС принималась равной коэффи-
циенту совпадения операций.
Известно, что пару продукта из ГП заполняемого резервуара
с ГУС во время несовпадения операций его заполнения и освобож-
дения другого вытесняются в атмосферу. Если до этого момента
во время опорожнения рассматриваемого резервуара операции
совпадали, в него заходила паровоздушная смесь из другого ре-
77
зервуара. Поэтому потери от одного «большого дыхания» из резер-
вуара с ГУС могут составить большее значение, чем из обычного
резервуара без ГУС.
Очевидно, эти рассуждения справедливы как для наземных
резервуаров с ГУС, эксплуатирующихся при большом коэффици-
енте оборачиваемости, так и для заглубленных резервуаров.
Приведенные расходы для резервуаров с ГУС без газосборника
?пр. г ~ ^(Мб-д- г +-Моб. в. г) (1 — ^с) —'Н~Л1М. д. г ^365У -—
--9nV-') ^с] ^б' Д' г ~^^об- в- г) (1 ~&с) +
н/ J L Р Vh
+ Мм. д. г [365У — ——“f’l Цс + (£H + ai+ аа) (КРг+Кг) > (113)
а для аналогичной системы резервуаров без ГУС
Рпр ~ [(Мб. „ + мо6. в) + Мм. д ( 365У - -%-)] ц + £н х
' L РИн \ ^рИн/J /
[(Мб. д + Моб. в) + М„. д (365У — цс 4- [£„ + «1 + а2] Кр.
- (114)
В выражениях (113) и (114) Л1б.дг, Мб.д — усредненные по-
тери от одного «большого дыхания» из резервуара с ГУС и без нее;
Моб..в. г> Моб. в ~ усредненные потери от одного «обратного вы-
доха» из резервуара с ГУС и без нее; kc — коэффициент совпаде-
ния операций; G — годовой грузооборот нефти или нефтепродукта
через рассматриваемый резервуарный парк; ц -г- оптовая цена про-
дукта; \р — плотность продукта; Ун — объем одного резервуара
(принято, что резервуарный парк состоит из однотипных резервуа-
ров одинаковой вместимости); Мм. д. г, Мы д — усредненные по-
тери от одного «малого дыхания» из резервуара с ГУС и без нее;
N — число резервуаров в рассматриваемом резервуарном парке;
G/2pl/H— число «малых дыханий» для всего резервуарного парка,
совпадающих с заполнением емкостей в дневное время (принято,
что заполнение емкостей равновероятно ночью и днем); £„ — нор-
мативный коэффициент сравнительной экономической эффектив-
ности; цс — удельные капитальные вложения на 1 т продукта;
а2 — отчисления на амортизацию и текущий ремонт; /<г — за-
траты на сооружение ГУС; Кр. г, /<р — затраты на сооружение
резервуарного парка с ГУС и без нее (оборудование резервуаров
с ГУС. может отличаться от оборудования их без ГУС). 4
Выражение для суммы усредненных потерь от одного «большого
дыхания» и «обратного выдоха» может быть записано:
Л4б. Д. Г "|~Л4об. В. Г = (Mg, Д. Г Л10б. В. г) Йс + (Л4б. д4"Л4об. в) (1—£с),
' . . ' / - (115)
где Л4б. д. г, AU. в. г — средние потери от одного ’«большого ды-
78
хания» и одного «обратного выдоха» из резервуара с ГУС в случае
совпадения операций при опорожнении его и несовпадении опера-
ций при его заполнении; Мб. д. г. М*об. в.г Для заглубленных и на-
земных резервуаров могут быть вычислены по приведенным выше
уравнениям с применением формул для т‘кв и р*. Мб.к, Моб.а
вычисляются для заглубленных и наземных резервуаров по форму-
лам, приведенным выше. Ми.д. г, Л4М.Д для заглубленных резер-
вуаров принимаются равными нулю- Для наземных резервуаров
может быть принято Мм. д. г « Мм. д вследствие следующих об-
стоятельств.
Потери от «малого дыхания» выражаютсГя.как произведение па-
росодержания на объем выходящих паров. Значения «малых ды-
ханий» из наземных резервуаров с ГУС и без нее в заполненном
состоянии практически равны вследствие близости к насыщению
парами продукта их ГП.
При нижнем положении уровня продукта газовое пространство
резервуара, в который при совпадении операций вошла паровоз-
душная смесь из заполняемого резервуара* ближе к насыщению
в конце выкачки продукта; Это увеличивает паросрдержание, но
уменьшает объем выходящих паров при «малом дыхании». При та-
ком же положении уровня ГП резервуара без ГУС (без предыдущего
совпадения операций) содержит меньше паров продукта, т. е. имеет
меньшее паросодержание, но это увеличивает объем паров, выхо-
дящих при «малом дыхании», за счет насыщения ГП и повышения
парциального давления паров в ГП. Таким образом, Мм. д. г~Мм. д.
Мм. д может быть рассчитано по формулам для наземного ре-
зервуара. Подставив в формулу (113) Мб. д. г + Моб. в. г из .урав-
нения (115), приравняв приведенные расходы для резервуаров
с ГУС и без нее и решив уравнение относительно Acmin, получим
для резервуарного парка, состоящего из наземных резервуаров,
Ь . -— ~
кс min н
(2Л4 лГг Л4мРГн/2О) +
У г м н ; \ г ; G д + £-нце м .
2 ьМ’-/И)
(116)
В формуле (116) приняты следующие обозначения: М =
=Мб. Д+Моб. в; М' = Мб. д. г 4-Моб. в. г; Х’г — стоимость сооружения
ГУС с учетом разницы в стоимости сооружения резервуаров с ГУС
и без ГУС вместе с оборудованием; - .
^=Хг+(Кгр-/<р);
Мм = Мм.д(365У-С/2рУ„).
79
Для заглубленных резервуаров Mv » 0, поэтому
-2М-лГг+|/ (2М-МГ 2+.-^ г— 1 V -н 1 2; ' ?
b ; Г О(ц + Енцс)
СГП1ПЗ •. 2«-
(Н7)
В работе [11 потери от «малых дыханий» и «обратного выдоха»
не учитываются и принято /Ср = /Сгр, поэтому получено одно и то
же уравнение для ГУС-с наземными резервуарами и заглубленными
вида
min
-(2Л1б.д-<д) +
м* \2 , 4(^б. д ТИб. д) (Ен+а1+а2)^гР1/н
бд) + - О(,+Е„е)
б.Д—Мб.д)
• (Н8)
ОПТИМАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ ГАЗОСБОРНИКА [8]
В настоящее время в системе транспорта и хранения нефтепро-
дуктов нет промышленных образцов газосборников. Но испытания
показали, что для промышленного применения наиболее пригодны
эластичные газосборники. При их использовании встает вопрос об
определении оптимального объема газосборника. Ниже рассмат-
ривается определение оптимального объема газосборника, подклю-
чаемого к существующей системе ГУС, поэтому в приведенных рас-
ходах (Рпр) учитываются капитальные вложения только в газо-
сборник (Кгс) с учетом сопряженных капитальных вложений:
7>пр = (а1 + а2)Лге + а3/<гс + Л1/{ + £'с2Ицс + £н/Сгс,| (119).
где а3 — доля расходов на хранение, заработную плату и отчис-
ления от нее в связи с подключением газосборника; М — потери
от испарения из резервуарного парка с газоуравнительной систе-
мой и газосборником за год, равные разности потерь от испарения
из резервуарного парка с ГУС без газосборника (Л1гус) и потерь,
сокращенных в результате применения газосборника (Л4СГ):
М = Л4гус—Л4СГ; (120)
ЕсМцс — слагаемое, учитывающее сопряженные капитальные вло-
жения; цс — общая сумма удельных капиталовложений (удельные
капитальные вложения на добычу и транспортировку нефти, а для
нефтепродуктов еще на производство 1 т целевой продукции и их
транспортировку.
80
Учитывая в дополнение к изложенному в работе [1] потери от
«обратных выдохов» и «малых дыханий», определяем Л4гус:
Мгус = [(Мб. д. г + Л10б. В. г) (Afg. д-р Мо6. в) (I —&<)] х
Х(1-йс)—+ Л4М.Д|/365У——W. ' (121)
рГн Д\ 2pVj ’2 . К '
Выражение для Л4сГ имеет следующий вид:
[(Л^б-Д.Г + Моб-В.г) 4- (Мбд + Л40б.в) (1 - М] X
, Х(1-М# + Мм.дл.(зб5М
\_____ 2рун; 2#об
Уп.гс
Яг — ГС
(122)
где Ггс — объем газосборника; поб — средний коэффициент обора-
чиваемости резервуаров для рассматриваемого объекта; Уп. гс
полный объем газосборника для ликвидации всех потерь в резер-
вуарном парке с ГУС за время одного оборота всех резервуаров.
Вид зависимости капитальных вложений от объема газосборника
принят аналогичным зависимости капиталовложений в типовые ре-
зервуары РВС.
С учетом соотношения стоимости Гм3 резервуара и эластичного
газосборника принято:
Кгс = 89,937У?с5719. (123):
Подставив в уравнение (119) выражения Кгс, М, Л4гус и ЛГсг
из формул (120) — (122), продифференцировав его и приравняв
к нулю полученное выражение, будем иметь для оптимального
объема газосборника следующую формулу:
v _ Г 51,435 (Ен + + «я + «3) Гп.гс р3359 ,124)
rC0“L побМо61(ц + Ецс) ]• ’ \ ’
где Л4об ! — потери от испарения из резервуарного парка с ГУС
без газосборника за время одного оборота всех резервуаров;
Моб1 = [(Мб.д.г +уИоб.в.г) kc + (Л4б.д + Л1об.в) (1 —&с)] N (1 —&<•) +
+ Л4м.д 365 У
G \ kc
2рУн/ 2поб
Формула (124) применима при
у ^-Г «об^об! (ч + £чС) "11.7486
1 51,435(£н.+ .а1 + а2 + аз)]
Расчеты по формуле (124) показали, что при больших значениях
ноб она дает значения Ггсо< Уп. Гс и что с достаточной для тех-
нических расчетов точностью в формуле может быть принято
’ ^Об1~ [(^б.д г + М*об.в.г)4 + (Л4б.д+Моб.в) (1-(1-%)-.
81
УЧЕТ ИСПАРЯЕМОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ОБЪЕКТОВ
ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
На стадии проектирования объектов транспорта и хранения
испаряемость нефтепродуктов следует учитывать с целью как сбере-
жения ценных нефтепродуктов и нефти, так и охраны окружающей
среды. Как показано в гл. 1, поступление в атмосферу нефтепродук-
тов от испарения при их хранении в резервуарах и наливе транс-
портных емкостей довольно значительно.
При проектировании и эксплуатации перекачивающих станций
магистральных нефтепроводов испаряемость нефти учитывают со-
гласно инструкции по выбору технических средств сокращения
потерь нефти из резервуаров перекачивающих станций магистраль-
ных нефтепроводов, разработанной ВНИИСПТНефть. Эта инструк-
ция позволяет выбрать технические средства сокращения потерь
нефти от испарения из стальных вертикальных или железобетон-
ных резервуаров, вычислить экономический эффект от их внедрения
и определить срок окупаемости выбранного средства.
С целью учета испаряемости бензинов при проектировании в от-
раслевой лаборатории трубопроводного транспорта при Уфимском
нефтяном институте по заданию Госкомнефтепродукта РСФСР раз-
работана инструкция по выбору различных типов резервуаров для
хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов. Инструкция по-
зволяет для конкретных'условий (района расположения, условий
эксплуатации) каждой нефтебазы и перекачивающей станции при
проектировании и расширении резервуарного парка для хранения
нефтепродуктов с высокой упругостью паров технически и эконо-
мически обоснованно выбрать тип резервуара, обеспечивающий наи-
меньшие приведенные расходы. Она также позволяет провести
технико-экономическое сопоставление различных вариантов ком-
поновки группы резервуаров для заданного нефтепродукта. Ин-
струкция охватывает типовые проекты резервуаров согласно пе-
речню типовых проектов П-04-5. Кроме того, в нее включены ре-
зервуары с плавающей крышей и резервуарные парки с газоуравни-
тельными системами и подключенными эластичными газосборни-
ками. В процессе разработки инструкции при расчете потерь от
испарения и технико-экономических сопоставлениях использованы
действующие методики и нормативы.
Материал по выбору типов резервуаров различных вместимостей
представлен (для автомобильных и авиационных бензинов) в виде
графиков зависимости удельных приведенных затрат на хранение
нефтепродукта (Рпр/Гп, где Гп — полезная вместимость резервуара)
от коэффициента годовой оборачиваемости по данному нефтепро-
дукту (иоб). При оборудовании резервуаров газоуравнительной
системой графики зависимости удельных приведенных затрат пред-
ставлены для пяти значений коэффициентов совпадения операций
(0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 0,9). Оптимальные объемы эластичных газосбор-
82
Рис. 38. Зависимость удельного приведенного расхода PnP/V„ от'коэффици-
ента годовой оборачиваемости (средняя зона СССР, автомобильный бензин)
а — для резервуаров вместимостью 400 м3- / — РВС, типовой проект 704-1-22; 2 —
РВСП, типовой проект 704-1-52; 3 — Р В£ПЛ’(наземный резервуар с плавающей крышей);
б — для резервуаров вместимостью 1000 м3: 1 — РВС, типовой проект 704-1-24; 2 —
РВСП, типовой проект 704-1-66; РВС с ГУС; 3 — kc — 0,2; 4 — kQ = 0,4; 5 — k = 0,6;
6 - = 0,8; 7 - kc = 0,9; 3 - РВСПЛ
Рис. 39. Зависимость удельных капитальных вложений от вместимости:
а — типовые резервуары РВС; б — металлические понтоны
ников, рассчитанные по формуле (124), приведены в виде таблиц.
По графикам зависимости Pnp/Vn — иоб (рис. 38) выбирается тип
резервуара с минимальными 'значениями РНр/Уп для заданных:
бензина, вместимости резервуара и поб.
Анализ технико-экономических данных типовых резервуаров
для легкоиспаряющихся нефтепродуктов (рис. 39) показал, что
удельные капитальные вложения в' резервуары и металлические
понтоны при малой их вместимости высоки, они резко снижаются
с увеличением вместимости резервуара до 1000 м3 и практически
не зависят от вместимости для крупных резервуаров (10000—
15000 м3). На рис. 39 и 7<п — капитальные вложения в ре-
зервуары РВС и металлические понтоны.
• 83
Совместный анализ графиков, представленных на рис. 6, 8 и
39, позволяет сделать следующий вывод.
Относительно меньшие удельные потери от «малого дыхания»
по сравнению с потерями от «больших дыханий» и характер зависи-
мости удельных потерь и удельных капитальных вложений от вме-
стимости резервуаров предопределяют целесообразность хранения
легкоиспаряющихся продуктов в крупных резервуарах. Что ка-
сается малых емкостей (РВС-100 — РВС-400), то в них выгоднее
хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты без понтонов. В этом
случае,.для обоснования сокращения потерь, исходя из условий
охраны воздушного бассейна, в рассмотрение должны вводиться
дополнительные социально-экономические факторы.
ГЛАВА 3
СРЕДСТВА СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
Борьба с потерями нефтей И нефтепродуктов при их транспор-
тировке и хранении является обязательным мероприятием; й пре-
дусматривается требованиями ГОСТ 1510—76.
Потери нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров
могут быть сокращены в результате осуществления следующих
мероприятий:
уменьшения объема газового пространства резервуаров;
хранения нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением
в резервуарах;
уменьшения амплитуды колебаний температур поверхности
нефти или нефтепродуктов и газового пространства резервуаров;
улавливания паров нефти или нефтепродуктов, выходящих из
резервуаров;
рациональной эксплуатации резервуаров и других сооружений,
связанных с транспортировкой и хранением нефти и нефтепродук-
тов.
Для осуществления этих мероприятий разработаны и приме-
няются различные технические средства.' К настоящему времени
накоплен значительный практический опыт применения этих средств,
что позволяет выполнить требования указанного выше ГОСТа.
Уменьшение в резервуаре объема газового пространства осу-
ществляется путем разобщения его и свободной поверхности нефти
или нефтепродукта. С этой целью применяют текучие вещества
(эмульсии, микрошарики) или жесткие и полужесткие конструкции
(плавающие крыши, понтоны) из материалов, стойких к воздействию
нефти или нефтепродуктов. При таком способе сокращения потерь
от испарения вещества или конструкции плавают на свободной
поверхности нефти или нефтепродуктов, перемещаясь вдоль кор-
пуса резервуара при изменении в нем уровня жидкости.
Способ сокращения потерь от испарения путем применения те-
кучих плавающих веществ имеет значительные- преимущества перед
другими способами из-за простоты его осуществления как в вводи-
мых в эксплуатацию резервуарах, так и в действующих. Однако
текучие плавающие вещества не пблучили к настоящему времени
применения в промышленности вследствие недостатков в разрабо-
танных рецептурах или из-за несовершенства технологии изготов-
ления. Поэтому анализ недостатков текучих плавающих веществ
имеет практическое значение.
85
Хранение нефтепродуктов под избыточным давлением осущест-
вляется в специальных,резервуарах. Конструкция этих резервуа-
ров позволяет воспринимать избыточное давление или вакуум,
возникающие в газовом пространстве в результате колебания тем-
пературы. Снижение, амплитуды колебаний температуры поверх-
ности нефти или нефтепродуктов и газового пространства резервуа-
ров влечет за собой уменьшение объема паровоздушной смеси, вы-
ходящей из резервуара, и, следовательно, сокращение потерь от
«малых дыханий» резервуара. Для этого применяют окраску на-
ружной и внутренней поверхности резервуара лучеотражающими
красками, отражательно-тепловую изоляцию, водяное орошение
его и др.
Рассмотрим подробнее средства и методы сокращения потерь от
испарения из .резервуаров. -
Плавающие эмульсии. Эти эмульсии обратного типа. Они пред-
ставляют собой вязкую "белую массу/ плотность которой меньше
плотности защищаемой жидкости, вследствие чего способны пла-
вать на ее поверхности. В качестве дисперсионной среды в них при-
меняется вода, а дисперсной фазой являются нефтепродукты (ке-
росин, бензин и др.). Для получения эмульсий применяют также
эмульгаторы, пластификаторы и антифриз. Известно несколько ре-
цептур таких эмульсий. Примерный состав одной из них приведен
в табл. 11 [25]. Эта эмульсия весьма проста в изготовлении и при-
менении, позволяет использовать ее в резервуарах различных кон-
струкций, в том числе старых, без их реконструкции.
Практического применения в промышленности известные эмуль-
сии из-за их непродолжительного срока службы пока не получили.
Микрошарики из пластмасс. Их изготавливают из фенольно-
формальдегидной или карбамидной смолы. Они представляют со-
бой сферы, наполненные инертным газом—азотом. Размер микроша-
риков колеблется в пределах 10—250 мкм. Они способны плавать
на поверхности нефти или нефтепродуктов (насыпная масса порядка
139 кг/м3) и химически инертны к ним [25].
Достоинством этого средства сокращения потерь от "испарения
является возможность применения микрошариков как во вновь
Таблица 11
Компоненты Масса,, кг на 1 mj эмульсии Компоненты Масса, кг на 1 м* эмульсии
Вода Топливо ТС-1 Прямогонный бензин Сухие соли жирных кис- лот 175 460—444 115—111 7,5 Глицерин Этиленгликоль Сухой желатин 40—60 10 2,4
86
Рис. 40. Схемы основных типов плавающих крыш
построенных, так и в эксплуатирующихся резервуарах с различ-
ной конструкцией кровли без капитальных затрат на реконструк-
цию. При этом полезный объем резервуаров практически не умень-
шается.
Для изготовления микрошариков разработана и сооружена
опытно-промышленная установка. После получения крупной пар-
тии микрошариков были проведены испытания их на нефтях в про-
мышленных 'условиях.
Основными недостатками применения микрошариков являются:
унос их в трубопровод в процессе выкачки нефти; нарушение це-
лостности защитного слоя вследствие размыва его струей нефти при
заполнении резервуара; смерзание микрошариков на свободной
поверхности нефти или нефтепродукта при отрицательных-темпера-
турах.
Микрошарики не получили широкого применения в промыш-
ленных условиях.
> Плавающие крыши. Отечественное резервуаростроение разви-
вается в направлении проектирования и сооружения резервуаров
большой вместимости. СНиП 11-106—79 допускается строительство
резервуаров с плавающей" крышей объемом до 120 тыс. м3.
Известные в мировой практике конструкции плавающих крыш
[29, 49, 63, 79] могут быть сведены к четырем основным типам
(рис. 40): дисковые (а); однослойные с кольцевым коробом (б) или
с кольцевым и центральным коробами (в); двуслойные (г).
Дисковая крыша конструктивно исполнена в виде металличе-
ского диска со сплошным вертикальным бортом. Эта конструкция
является одной из первых. Она не надежна в эксплуатации. Появ-
• ление течи в любой ее части, соприкасающейся с нефтью или нефте-
продуктом, приводит к заполнению внутренней чаши и, в конечном
счете, к потоплению. Преимуществом крыш этого типа является
простота конструкции и наименьший расход металла. Эффектив-
ным направлением совершенствования конструкции этих крыш мо-
жет явиться придание им непотопляемости путем заполнения внут-
ренней чаши легким пористым материалом типа пенополиуретана.
87
Плавающие крыши второго типа состоят из кольцевого понтона,
расположенного по периферии металлического диска (днища), или
из кольцевого и центрального понтонов, соединенных металличе-
ским настилом (днищем). Понтоны внутри разделены перегород-
ками на отсеки, что обеспечивает устойчивость формы и надежную
плавучесть крыши. К конструкциям плавающих крыш обычно
предъявляют требование сохранения плавучести при появлении
течи одновременно в двух отсеках короба и в средней части. Однако
эти конструкции имеют повышенный расход металла. -
Двуслойные плавающие крыши изготовляют из двух металли-
ческих дисков (верхнего и нижнего), между которыми устанавли-
вают металлические вертикальные перегородки, образующие гер-
метичные отсеки. Крыши этого типа выдерживают равномерную
вертикальную нагрузку до 1962 Па (200 кг/м2) и не тонут при по-
явлении течи в 85 % отсеков. Эти крыши наиболее металлоемкие.
• Обычно плавающим крышам придают уклон к центральной ча-
сти для сбора и отвода ливневых вод.
Для нормального перемещения плавающей крыши при запол-
нении или опорожнении резервуаров и предотвращения ее заклини-
вания при попадании продукта в отсеки или неравномерной осадке
фундамента предусматривается кольцевой зазор между корпусом
резервуара и бортом крыши. В зависимости от конструкции крыши,
вместимости резервуара и типа применяемого уплотнения ширина
зазора составляет 100—400 мм. Через этот зазор происходят основ-
ные потери нефти или нефтепродукта от испарения. Поэтому от
надежности уплотнения зазора зависит повышение эффективности
плавающей крыши, закрывающей 95—98 % зеркала испарения .
нефти или нефтепродукта в резервуаре.
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг оси, в резер-
вуаре обычно устанавливают вертикальные направляющие из труб,
которые одновременно используются для размещения устройства
измерения уровня и отбора проб нефти или нефтепродукта. Направ-
ляющие противоповоротные устройства могут быть изготовлены
также из канатов. В короба, через которые проходят направляю-
щие устройства, ввариваются патрубки. Для возможности смеще-
ния плавающей крыши между патрубками и трубами сохраняется
зазор, который герметизируется специальными уплотнениями.
Непосредственно на настиле плавающей крыши монтируются
замерный люк, люки-лазы, дыхательные клапаны, водоприемник
дренажной системы, направляющие катучей лестницы, устройства
для заземления, патрубки для крепления опорных стоек.
Замерный люк служит для контрольных замеров уровня и от- •
бора проб жидкости из резервуаров. Люки-лазы используются
для вентиляции освобожденных резервуаров, при эксплуатации
плавающей крыши они герметично з.акрыты.
Для обеспечения нормальной ^работы при заполнении и опорож-
нении резервуара с плавающей крышей, находящейся в крайнем
нижнем положении (на опорах), она оборудуется дыхательными кла-
88
панами, которые подбираются
в зависимости от технологи-
ческого режима работы ре-
зервуара.
Дренажное устройство
служит для отвода ливневых
вод в канализацию. В первом
поясе резервуара вваривается
дренирующий патрубок, на
котором с наружной стороны
резервуара . монтируется за-
движка. Задвижка откры-
вается во время дождя.
В других случаях она закры-
та, что предотвращает утечки
нефти или нефтепродукта
при поломках дренажной
системы. Водоприемник. и
дренирующий патрубок соеди-
нены между собой шарнирно
состыкованными стальными
трубами, гибкими резинотка-
невыми
ниями.
Рис. 41. Резервуар с плавающей кры-
шей:
1 — понтонные короба и настил плавающей
крыши; 2 — уплотняющие затворы плаваю-
щей крыши и направляющей; 3 — механиче-
ский клапан; 4 — люк для ручного измере-
ния уровня жидкости; 5 — водоприемник и
шарнирные трубы; 6 — направляющие кату-
чей лестницы; 7 — катучая лестница; 8 —
ограничитель максимального уровня (сигналя -
затор уровня) жидкости типа СУЖ; 9 — шахт-
ная лестница с переходными площадками
рукавами или стальными трубами с гибкими сочлене-
Известно несколько конструкций дренажных устройств. Основ-
ное требование, предъявляемое к ним,— надежность в эксплуата-
ции, ибо дренажные устройства являются одним из основных эле-
ментов. плавающей крыши, определяющих ее работоспособ-
ность.
На плавающих крышах дополнительно к основному дренажному
устройству устанавливают аварийное, отводящее воду непосредст-
венно в продукт.
Для отвода статического электричества с плавающей крыши
предусмотрено заземление. Для контакта используются ролики,
металлические скользящие элементы уплотняющих затворов, ка-
тучая лестница и др.
При крайне нижнем положении плавающая крыша опирается
на стойки, расположенные равномерно по окружностям. Число
стоек рассчитывают исходя из условия равновесия крыши. Преду-
сматривается два положения опорных стоек: рабочее при расстоя-
нии от плавающей крыши до днища резервуара 1,1—1,5 м и ремонт-
ное при расстоянии от плавающей крыши до днища 1,8 м. Переме-
щение и крепление стоек к патрубкам на плавающей крыше осу-
ществляется на плаву.
В СССР распространены крыши второго типа — однослойные
с кольцевым коробом.
В 1970 г. в г. Грозном был сооружен резервуар объемом 50 тыс. м3
с плавающей крышей (рис. 41).
89
Техническая характеристика резервуара с плавающей крышей
Диаметр, м ......................................... 60,70
Высота, м .......................................... 18,00
Полезная высота, м . ............................... 16,05
Геометрическая вместимость, тыс. м3 ................ 51,27
Полезная вместимость, тыс. м3 . ......................48,40
Расход стали на 1 м3 полезной емкости, кг.............19,24
Общая масса металлоконструкций, т ......... 875,30
Плавающая крыша собрана из 32 понтонных коробов, располо-
женных по периферийному кольцу и соединенных плоским метал-
лическим настилом (ковром), изготовленным из металлических
листов толщиной 5 мм.
На плавающей крыше смонтированы уплотняющие затворы, три
механических дыхательных клапана диаметром 250 мм, три замер-
ных люка диаметром 150 мм, водоприемник, соединенный через
подвижную систему металлических труб диаметром 159 мм и об-
щий коллектор диаметром 325 мм с водовыпускной задвижкой на
первом поясе резервуара, а также нижние направляющие катучей
лестницы с настилом между ними из просечно-вытяжного ’листа
для перемещения при обслуживании крыши. Высота установки
направляющих над уровнем крыши выбрана с учетом предупреж-
дения заноса их снегом в зимнее время.
Резервуар с плавающей крышей оснащен размывающими го-
ловками, предотвращающими накопление осадков на днище резер-
вуара, сниженным пробоотборником ПСР-1 и прибором дистан-
ционного измерения уровня УДУ-5М с сигнализатором максималь-
х ного уровня жидкости СУЖ-1М и системой пожаротушения.
Обследования и испытания плавающей крыши показали, что
она имеет достаточную прочность и работоспособность, может в оп-
ределенных условиях.применяться для сокращения потерь нефтей
и нефтепродуктов. Вместе с тем выявлены и некоторые недостатки.
При гидравлических испытаниях установлено, что первоначаль-
ный наклон настила крыши к центру при ее всплытии ликви-
дируется. На настиле имеются выпучины высотой до 150 мм и пло-
щадью до 15 м2. Зазор между крышей и стенкой резервуара изме-
няется в пределах 133—310 мм. При нахождении плавающей крыши
в крайне нижнем положении (на опорных стойках) также не обра-
зуется уклон настила к водоприемнику, в результате чего атмос-
ферные осадки скапливаются в неровностях поверхности крыши
и вызывают коррозию металла. Усиленно корродируют и внутрен-
ние поверхности коробов-понтонов, а доступ к ним для ремонта
невозможен из-за отсутствия люков-лазов.
В зимний период на поверхности крыши образуется слой снега
толщиной до 200 мм, не тающий при положительных температурах
высокозастывающей нефти в резервуаре, а на стенках резервуара
и направляющих трубах — застывшая нефть толщиной до 50 мм,
которая забивает отверстия перфорации пробоотборника. При на-
ступлении положительных температур застывшая на стенках и по-
90 ' -
верхностях направляющих труб нефть начинает стекать на пла-
вающую крышу и уплотняющие затворы, загрязняя их, затрудняя
обслуживание и повышая пожарную опасность.
- В дальнейших проектных разработках ряд указанных недостат-
ков конструкций устранен.
Зарубежный опыт свидетельствует о том, что в ряде стран в райо-
нах с относительно суровым климатом, а в США и в районах с жар-
ким климатом и большим количеством осадков предпочтение от-
дается резервуарам со стационарной кровлей и понтоном. Возни-
кающие при их строительстве дополнительные капитальные затраты
окупаются за несколько лет за счет снижения эксплуатационных
расходов. .
Металлические понтоны. Понтоны — эффективное средство со-
кращения потерь нефти или лёгкоиспаряющиХся нефтепродуктов
от «малых и больших дыханий» и «обратного выдоха» резервуара.
Резервуар с понтоном отличается от резервуара с плавающей
крышей наличием стационарной кровли, защищающей понтон от
атмосферных осадков. В результате этого отпадает необходимость
в сооружении малонадежных в эксплуатации дренажных систем
и катучей лестницы, облегчаются условия работы уплотняю-
щих затворов, предотвращается - загрязнение нефтепродуктов
и т. д. .
Металлические понтоны в нашей стране начали строить и ис-
пытывать в 1956—1958 гг. [25, 63]. Понтон состоит из металличе-
ских коробов-сегментов, расположенных по окружности и соеди-
ненных металлическим настилом (мембраной). Зазор между понто-
ном и корпусом резервуара перекрывается- уплотняющим петлеоб-
разным затвором, собранным из двух рядов лепестков обрезинен-
ного бельтинга размером 420 X 200 мм. Между рядами лепестков
находится прокладка из полихлорвиниловой пленки. Замер уровня
и отбор проб производят через установленную в центре резервуара
перфорированную трубу диаметром 150 мм. Вокруг трубы также
имеется затвор, по конструкции аналогичный основному. Крайнее
нижнее положение понтона ограничивается высотой 150 см от днища
резервуара.
Результаты испытаний показали положительные качества пон-
тонов. ' .
В 60-х годах началось массовое строительство понтонов на пе-
рекачивающих станциях магистральных нефте- и нефтепродукто-
проводов, нефтебазах и товарных парках нефтеперерабатывающих
заводов. В дальнейшем в конструкцию металлического понтона
вносились усовершенствования.
В современных металлических понтонах (рис. 42) металличе-
ские короба-сегменты без верхней крышки (короба открытого типа).
Металлический настил изготовляют в. заводских условиях и транс-
портируют в виде рулона к месту монтажа. Технико-экономические
показатели отечественных резервуаров с металлическим понтоном
приведены в табл. 12.
91
Рис. 42. Резервуар с металлическим
понтоном:
7 _ настил понтона; 2 — металлические
короба-сегменты; 3 — уплотняющие затворы
металлического понтона и направляющих;
4 — труба для ручного отбора проб; 5 — ко-
жух пробоотборника ПСМ; 6. — опорные
стойки
Эффективность примене-
ния понтонов для сокраще-
ния потерь нефти или неф-
тепродуктов определяется
степенью герметизации за-
зора между понтоном и стен-
кой резервуара и вокруг на-
правляющих стоек, что зави-
сит от конструкции уплотня-
ющего затвора.
Как показал опыт дли-
тельной эксплуатации и мно-
гочисленные 'испытания при-'
веденной выше конструкции
уплотняющего затвора из об-:
резиненного бельтинга, она
не обеспечивает надежного
перекрытия зазора уже в на-
чале эксплуатации; материал
с течением времени стареет,
теряет упругость и затвор
провисает, оставляя зазор
открытым.
В мировой практике чи-
сло конструкций патентов
с уплотняющими затворами
исчисляется сотнями, а используются всего около 10. .
В последние годы за рубежом широкое распространение полу-
чили затворы так называемого мягкого типа. В этих затворах внутрь
эластичней оболочки помещается тело уплотнения (пенополиуре-
тан, жидкое заполнение и др.), которое, легко деформируясь при из-
менении зазора, создает и поддерживает хорошую его герметизацию.
Во ВНИЙмонтажспецстрое и Гипропроммеханизации разрабо-
таны отечественные конструкции уплотняющих затворов, которые
испытаны на резервуарах с плавающей крышей.
Во ВНИИСПТНефть разработан мягкий уплотняющий затвор
- ЗУПР для резервуаров с металлическим понтоном и стационарной
крышей (рис. 43), он обладает рядом преимуществ перед известными
затворами мягкого типа.
Затвор ЗУПР состоит из закрепленной по периметру понтона
оболочки, изготовленной из .тонкого эластичного непроницаемого
бензомасло- и морозостойкого материала повышенной прочности.
Внутри оболочки находится эластичный материал, упругость ко-
торого достаточна для восстановления первоначальной формы за-
твора после снятия нагрузки, деформирующей его. В результате
этого повышаются пластичность затвора, его способность запол-
нять все неровности на стенках резервуара и компенсировать от-
клонения их от вертикали.
92
Первоначальный диаметр ци-
линдра затвора больше макси-
мально допустимого кольцевого §
зазора между корпусом понтона g
и стенкой резервуара. При мон-
таже затвора по периметру пон-
тона он принимает форму эл-
липса. При уменьшении коль-
цевого зазора затвор легко сжи-
мается, а. при увеличении за-
зора благодаря упругости ма-
териала, стремящегося принять
первоначальную форму, он раз-
жимается .
Затвор ЗУПР частично по-
гружен в хранимую в резерву-
аре жидкость и имеет собствен-
ную плавучесть. Вследствие
этого под затвором отсутствует
газовое пространство, что повы-
шает эффективность понтона
в сокращении потерь нефти или
нефтепродуктов от испарения.
Опытный образец затвора
был смонтирован на резервуаре
вместимостью 5000 м3 и испы-
тан на нефти. В дальнейшем
образцы затвора были испытаны
в резервуарах вместимостью
20 000 м3также на нефти. Резуль-
таты испытаний и длительные
наблюдения за затворами дока-
зали их хорошую работоспособ-
ность и эффективность. На дей-
ствующих понтонах затворы
монтируют без применения
огневых работ.
Кольцевые зазоры между
направляющими стойками и
понтоном, составляющие 60—
70 мм, герметизируют согласно
типовому проекту лепестковыми
затворами, изготовляемыми из
сложенных вместе нескольких
плоских листов обрезиненного
бельтинга, на которых сделаны
радиальные прорези. Следует
заметить, что лепестковые за-
93
Рис. 43. Уплотняющий затвор ЗУПР
творы, как и петлеобразные, в процессе эксплуатации теряют пер-
воначальную форму и провисают, оставляя зазор практически
полностью открытым.
Во ВНИИСПТНефть разработана конструкция затвора ЗУС [18]
для герметизации зазора вокруг направляющей стойки плавающей
крыши или понтона (рис. 44). Затвор состоит из металлического
корпуса, внутри которого находятся свободно лежащие два метал-
лических кольцевых диска с закрепленной между ними диафраг-
мой из износоустойчивого, и маслобензостойкого материала. В дис-
ках и диафрагме имеется отверстие для направляющей стойки,
причем диафрагма плотно прилегает к стойке и скользит, по ней
при движении понтона вверх или вниз. Корпус затвора неподвижно
прикреплен к патрубку плавающей крыши (понтона).
Герметизация зазора вокруг стойки сохраняется во всех, слу-
чаях движения плавающей крыши (понтона), в том числе при го-
ризонтальном смещении, так как диски смещаются относительно
корпуса затвора при одновременном сохранении плотности приле-
гания диафрагмы к направляющей стойке.
Затворы ЗУС можно применять для герметизации зазоров у
стоек любого диаметра. Конструкция затвора позволяет вводить
его в резервуар через люк-лаз и производить сборку и монтаж в
действующем резервуаре без применения сварочных работ.
94
Рис. 44. Схема работы уплотняющего затвора ЗУС при его положении:
а — нормальном, б — смещении плавающей крыши понтона относительно направляющей
стойки; 1 — кожух затвора, 2 — разъемные кольцевые диски; 3 — диафрагма; 4 — гер-
метизирующие.манжеты; 5-— патрубок плавающей крыши понтона; 6 — направляющая
стойка
Характеристика затвора ЗУ С-21$
для герметизации зазора вокруг направляющей
стойки диаметром 219 мм
Диаметр, мм...................... 820
Высота, мм ................. 44
- '• Масса, кг . . . ;.............. 50
Затвор ЗУС эксплуатируют в резервуаре вместимостью 5000 м3
с понтоном на нефти с 1974 г. Он прошел примерно 9 тыс. м без
отказов в работе и находится в хорошем состоянии. При движении
понтона вниз затвор счищает парафинистые отложения с направляю-
щей стойки.
Вследствие простоты конструкции, удобства монтажа и эксплуа-
тации и практически полной герметизации кольцевого зазора между
направляющей стойкой и патрубком затвор нашел применение на
ряде предприятий в резервуарах как с понтоном, так и с плавающей
крышей.
ЦНИИПроектстальконструкция применил затвор ЗУС в про-
екте резервуара вместимостью 50 000 м3 с плавающей крышей
для нефти и нефтепродуктов.
Затвор ЗУС рекомендован к серийному производству.
Понтоны из синтетических материалов. Развитие нефтехими-
ческой промышленности, создание и рост производства синтетиче-
ских материалов позволили разработать конструкцию понтона из
синтетических материалов (ПСМ)-. Такая конструкция понтонов
для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров вмести-
мостью 100, 200, 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000 и 5000 м3 со щито-
вой кровлей разработана во ВНИИСПТНефть [17, 44, 53, 54, 82].
Понтон состоит из отдельных элементов, большинство которых
изготовлено из синтетических материалов. Размеры элементов по-
зволяют вести монтаж понтона как во вновь построенных, так и
в эксплуатирующихся резервуарах. Причем к резервуару ряд де-
95
Рис Г 45. Резервуар с понтоном ПСМ из синтетических материалов:’
1 — поплавки; 2 — уплотняющий затвор; 3 — ковер понтона; 4 — кожух пробоотбор-
ника ПСР; 5 — перфорированная труба для ручного замера уровня и отбора проб; 6 —
кольцо жесткости, 7 — опорные устройства; 8 —-металлическая сетка; 9'— дренажные
устройства
талей доставляют собранными в секции или рулоны. Так как по-
плавки, ковер и некоторые другие элементы понтона изготов-
ляются из синтетических материалов, значительно уменьшаются
размеры и масса отдельных элементов, узлов и понтона в целом.
Понтон (рис. 45) состоит из кольца жесткости,„ уплотняющего
затвора, поплавков, сетки с выводом заземления, дренажного уст-
ройства и крепежных детален. Для ограничения движения понтона
вниз и для опирания его в крайнем нижнем положении в резер-
вуаре смонтированы опорные устройства.
Кольцо жесткости, собранное из гнутых по заданному радиусу
секций металлического уголка и полосовой стали, является осно-
вой, к которой крепят уплотняющий затвор, ковер, поплавки и
сетку. Гибкость кольца в диаметральной плоскости, позволяющая
ему принимать форму резервуара, в свою очередь позволяет сокра-
тить зазор между стенкой резервуара и понтоном ПСМ до
96
130—150 мм у резервуаров большой вместимости, что значительно
облегчает условия работы герметизирующего петлеобразного за-
твора из обрезиненного бельтинга.
Затвор состоит из секций, соединенных межсекционными встав-
ками, что позволяет получить непрерывный rfo периметру затвор.
Что^ы придать секциям соответствующий радиус, в заготовках де-
лают вырезы, по которым секцию сшивают или сваривают на вул-
канизационном прессе.
Ковер изготовляют из полиамидной пленки ПК-4, химически
стойкой к углеводородам, путем склеивания клеем ПК-5 или сварки
токами высокой частоты.
Плавучесть понтона обеспечивается поплавками, изготовляе-
мыми из химически стойкого к углеводородам плиточного пено-
пласта ПХВ-1. Сетка и вывод заземления служат для отвода заря-
дов статического электричества. Для стока нефтепродукта с по-
верхности понтона в случае аварийного переполнения резервуара
и отвода конденсата предусмотрено дренажное устройство.
Для обеспечения нормальной работы понтона резервуар осна-
щен дополнительными устройствами. Вокруг пробоотборника ПСР
установлен защитный кожух из перфорированной трубы диамет-
ром 219 мм. Дополнительно смонтирована перфорированная труба
для ручного замера уровня и отбора проб нефтепродукта. Для по-
плавка уровнемера УДУ предусмотрен защитный короб.
. Для удобства монтажа, осмотра и ремонта понтона в третьем
поясе резервуара установлен люк-лаз. Конструкция понтона по-
зволяет при его осмотре и ремонте перемещаться на поверхности
поплавков.
Практика, показала, что понтоны из синтетических материалов
по сравнению с металлическими практически непотопляемы (вслед-
ствие отсутствия полых поплавков), обладают хорошей гибкостью,
позволяют вести ремонт без применения огневых работ в резер-
вуаре. Их можно собирать в действующих резервуарах без демон-
тажа части кровли или корпуса. У них значительно'меньшая масса
и небольшой расход металла. При их использовании полезная ем-
кость резервуара уменьшается незначительно.
Техническая характеристика понтона ПСМ приведена в табл. 13.
Таблица 13
Показатели ПСМ-3000 ПСМ-5000
Номинальный диаметр, мм 18 740 22 540
Зазор между понтоном и стенкой ]Э£зер- 120±™ 130±“
вуара, мм Высота опоры, мм 1800 1 800
Масса (плавающая часть), кг 2450 - 3160
4 Заказ № 2652 97
Рис. 47. Схема установки диска-отража-
теля. в резервуаре:
1 — диск; 2 — стойка; 3 — болт; 4 — огневой
предохранитель; 5 —фланец промежуточный; 6 —
монтажный патрубок
Рис. 46. Диск-отражатель:
1 —дыхательный клапан; 2. —огневой предохра-
нитель; 3 — монтажный патрубок; 4 -диск-отра-
жатель.
Первые промышленные образцы понтонов ПСМ были смонтиро-
ваны на нефтебазах Госкомнефтепродукта УССР. В 1962 г. понто-
нами было оборудовано три резервуара по 400 м3 и один 200 м3.
С 1963 г. начался модтаж. понтонов ПСМ в резервуарах вмести-
мостью до 1000 м3. \ '
На основании многолетнего опыта эксплуатации в промышлен-
ных условиях понтоны ПСМ были модернизированы и рекомендо-
ваны к серийному производству. . .
р Диски-отражатели. Широкое применение в качестве времен-
ного средства для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от
испарения из металлических наземных и заглубленных железобе-
тонных резервуаров получили диски-отражатели (рис. 46). Их
конструкция весьма проста, позволяет монтировать диски как во
вновь строящихся резервуарах, так и в эксплуатирующихся, за-
полненных нефтью или нефтепродуктом, без- применения огневых
работ и какой-либо предварительной подготовки [10, 60, 61 ].
Диск-отражатель изготовляется из листового металла толщиной
1—2 мм. Он состоит из трех частей, соединенных шарнирами. Экс-
центрично относительно оси диска на шарнирах к нему крепится
стойка, предназначенная для подвески диска-отражателя в резер-
вуаре. На нижнем конце стойки имеется косынка, фиксирующая
диск-отражатель в горизонтальном положении. Между нижним
фланцем огневого предохранителя и фланцем монтажного патрубка
на резервуаре устанавливается промежуточный фланец с приварен-
ной бобышкой, в которой закрепляется стойка.
Сложенный диск-отражатель вводят через монтажный патрубок
дыхательного клапана в резервуар, слегка встряхивают до приня-
98 .
тия им горизонтального поло-
жения и крепят к промежуточ-
ному фланцу (рис. 47). После
этого огневой предохранитель и
дыхательный клапан устанавли-
вают на место.
При монтаже диска-отража-
теля необходимо соблюдать тре-
бования техники безопасности и
«Правил технической эксплуата-
ции резервуаров». Монтаж сле-
дует производить во время
неподвижного- хранения нефти
или нефтепродукта в резерву-
аре и желательно в период су-
ток, когда отсутствует выброс
паровоздушной смеси из резер-
вуара или он незначителен.
Подвешенный под монтажным
Рис. 48. Зависимость сокращения
потерь бензина от «больших дыханий»
при использовании дисков-отражате-
лей в резервуаре РВС-5000:
1— экспериментальные значения
патрубком дыхательного клапа-
на диск-отражатель препятствует распространению струи входящего
в резервуар воздуха в глубь газового пространства, изменяя, ее
направление с вертикального на почти'горизонтальное. Вследствие
этого наиболее насыщенные слои паровоздушной смеси в газовом
пространстве, находящиеся у поверхности продукта, не перемеши-
ваются входящей струей воздуха. Перемешивание локализуется
в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Такой механизм пере-
мешивания уменьшает концентрацию паров продукта в паровоз-1
душной смеси, вытесняемой в атмосферу при последующем «выдохе»
или заполнении резервуара, т. е. уменьшает потери от испарения'.
Сокращение потерь нефти и нефтепродукта дисками-офражате-
лями зависит [10] от вместимости, места расположения и типа ре-
зервуара, характеристики нефтепродукта и времени . простоя
(рис. 48).
Для сокращения потерь от испарения при использовании дис-
ков-отражателей должно соблюдаться Следующее условие: время >
простоя резервуара от момента окончания выкачки ^о момента за-
качки не должно превышать в среднем 3—4 сут.
Вследствие простоты конструкции диски-отражатели могут быть
изготовлены в мастерских непосредственно на предприятиях по
чертежам ВНИИСПТНефти.
Диски-отражатели прошли приемочные испытания и рекомёндо-
.ваны к применению. .
у Резервуары повышенного давления. Для хранения легкоиспаряю-
I щихся нефтепродуктов, в частности авиа- и автобензинов, под из-
' быточным давлением используют резервуары повышенного давле-
ния (каплевидные, шаровые, резервуары ДИСИ и др.). Хранение
нефтепродуктов в таких резервуарах дает возможность при работе
99
Рис. 49. Общий.вид каплевидного резервуара вместимостью 2000 м3:
/ —опорное устройство; 2 —корпус резервуара; 3 — лестница
Рис. 50. Каплевидный резервуар вместимостью 5000 м3:.
1 — средняя часть; 2 — торцовая часть; 3 —плоское днище
резервуара на заданное для конкретного климатического района
избыточное давление (см. гл. 2) ликвидировать потери от «малых
дыханий» и сократить потери от «больших дыханий» [25, 5^].
Наибольший эффект в сокращении потерь от испарения из ре-
зервуаров повышенного давления достигается при длительном не-
подвижном хранении в них легкоиспаряющихся нефтепродуктов
или небольшой оборачиваемости.
Первый каплевидный резервуар вместимостью 2000 м3 (рис. 49)
в СССР был построен в 1948 г., а в начале 50-х годов были соору-
жены еще четыре таких же резервуара, рассчитанных на избыточное
давление 3000 мм вод. ст.
В дальнейшем были разработаны новые конструкции резервуа-
ров повышенного давления вместимостью 10 000, 5000 и 3000 м3,
обладающие лучшими экономическими показателями.
Стальной каплевидный резервуар вместимостью 5000 м3 рассчи-
тан на внутреннее давление 7000 мм вод. ст. и вакуум 100 мм вод. ст.
Резервуару придана форма капли (рис. 50),.что позволило макси-
мально использовать технические возможности материала оболочки.
100
Рис. 51. Резервуар ДИСИ вмести-
мостью 2000 м3
вместимо-
резервуары
методом ру-
Для придания жесткости резер-
вуару оболочка оснащена жест-
ким каркасом.
Оболочка в нижней части ре-
зервуара плавно переходит
f в днище. Она состоит- из двух
торцовых частей и цилиндриче-
ской вставки. Изменяя стан-
дартную цилиндрическую встав-
ку, можно образовать резер-
вуары различной
сти.
Каплевидные
можно изготовлять
лонирования.
Днепропетровский инженерно-строительный институт разрабо-
тал резервуары ДИСИ вместимостью 400, 700, 1000 и 2000 м3, рас-
считанные на избыточное давление от 1300 до 2500 мм вод. ст. Со-
оружено около 200 резервуаров ДИСИ вместимостью 700 и 1000 м3
на внутреннее избыточное давление 1800 мм вод. ст.
Резервуар ДИСИ (рис. 51) состоит из цилиндрического кожуха,
плоского днища обычной конструкции и сфероцилиндрической
кровли. Кожух и днище монтируются из рулонных заготовок.
Кровля состоит из большого числа цилиндрических лепестков, что
позволяет без изготовления листов двоякой кривизны придать ей
форму поверхности вращения. Лепесток изготовляют следующим
образом. Двум металлическим листам на вальцах придают различ-
нее радиусы кривизны (большой И малый),, образуя из них цилин-
дрические элементы. Затем эти элементы сваривают в месте пере-
хода от малого радиуса к большому, в результате образуется .ле-
песток сфероцилиндрической кровли.
Приваривают лепестки к круглому листу диаметром 3 м, нахо-
дящемуся в центре кровли. Наличие центрального листа позволяет
предотвратить концентрацию напряжения в верхнем кольцевом
шве кровли и расположить на нем все необходимое технологическое
оборудование.
С корпусом кровля соединяется через горизонтальный лист,
который является одновременно кольцом жесткости. Благодаря
горизонтальному листу лепестки кровли можно сваривать внахлест,
. что снижает трудоемкость их изготовления и монтажа. Кровлю
можно монтировать укрупненными блоками.
Для компенсации давления в газовом пространстве при малом
количестве жидкости на листы окрайксв днища и предотвращения
деформации корпуса низ его (корпуса) закрепляют анкерными бол-
тами в фундаменте-противовесе.
Технико-экономические показатели каплевидных резервуаров,
резервуаров ДИСИ и типовых вертикальных'цилиндрических ре-
, зервуаров со щитовой кровлей приведены в табл. 14.
101
Как показывают данные табл. 14, расход металла на 1 м3 вме-
стимости резервуаров повышенного давления по сравнению с ти-
повыми резервуарами выше. Однако принимая во внимание тот
факт, что расчетное давление в резервуарах ДИСИ в 6—9 раз, а
у каплевидных в 35 раз выше давления в типовом резервуаре, при
длительном хранении-или небольшой оборачиваемости, особенно
в южных районах, эти резервуары экономичнее типовых.
Наиболее рационально применение резервуаров повышенного
давления вместимостью до 5000 м3. .
Отражательно-тепловая изоляция. Эта изоляция предназначена
для предохранения вертикальных цилиндрических резервуаров от
воздействия солнечной, радиации. Её навешивают на корпус и на-
кладывают на крышу резервуара. ~
' ' Таблица 14
Показатели • Каплевидные резервуары вместимостью, м3 Резервуары ДИСИ вместимостью, м3
3000 5000 10 000 - 700 1000 2000
Геометрическая емкость, м3 Масса металло- конструкций, т Расход стали на 1 м3 вмести- мости, кг Избыточное да- вление, Па (мм. вод. ст.) Вакуум, Па (мм. вод. ст.) 2655 81,69. 30,7 68 650 (7000) 981 -(ЮО) 5010 121,85 24,3 68 650 (7000) 981 (ЮО) 9200 196,86 21,4 68 650 (7000) 981 (ЮО) 770 21,0 27,2 17 650 (1800) 981 (100) • ' 1235 30,7 24,9 14 710 (1500) 490 (50) 2052 45,0 • 21,8 12 750 (1300) 490 (50)
П родолженце табл, 14
Показатели Вертикальные цилиндрические резервуары со щитовой кровлей вместимостью, м3
700 1000 2000 3000 5000 10 000 15 000 20 000
Геометрическая емкость, м3 764 1066 2157 3370 4866 10 950 14 900 19 450
Масса металло- конструкций, т 17,75 22,91 44,25 62,84 97,68 209,7 279,05 373,2
Расход стали на 1 м3 вмести- мости, кг 23,3 21,4 20,6 18,7 20,0 19,2 18,7 19,0
Избыточное да- вление, Па 1962 1962 1962 1962 1962 1962 1962 1962
(мм вод. ст.) (200) (200) (200) (200) (200) (200) (200) (200)
Вакуум, Па 245 245 245 245 245 245 245 245
(мм вод. ст.) (25) (25) (25) (25) (25) (25) (25) (25)
102
. ИзоляцияТсостоит из двойных щитов-экранов с воздушными
прослойками между ними. Каждый щит собирается из двух волни-
стых (или волнистого и плоского) асбоцементных листов, которые
образуют воздушные прослойки на кровле и корпусе резервуара.
Поверхность листов окрашивается алюминиевой краской.
Тепловой поток, проходя последовательно через ряд слоев с
различным термическим сопротивлением, уменьшается, вследствие
чего сокращается амплитуда колебания температуры паровоздуш-
ной смеси и поверхности нефтепродукта в резервуаре, т. е. сокра-
щаются потери нефтепродукта от «малых дыханий». .
Эффективность отражательно-тепловой изоляции зависит от
степени экранирования кровли и корпуса резервуара, а также от
степени наполнения резервуара. Однако, как показали исследова-
ния, при экранировании только кровли или кровли и части боковых
стенок отражательно-тепловая изоляция способствует увеличению
потерь нефтепродукта от испарения. В частично экранированном
резервуаре - скорость распространения паров в газовом простран-
стве превышает скорость распространения паров в незащищенном
резервуаре и, следовательно, амплитуда изменения парциального
давления бензиновых паров в изолированном резервуаре также
больше,, что ведет к увеличению потерь паровоздушной смеси.
С увеличением степени экранирования корпуса резервуара, а
также с повышением степени наполнения резервуара эффективность
отражательно-тепловой изоляции для сокращения потерь от «ма-
лых дыханий» резервуаров возрастает.
Степень эффективности отражательно-тепловой изоляции по-
казана в'табл. 15.
Как показали эксперименты, концентрация бензиновых паров
в газовом пространстве изолированного и неизолированного резер-
вуаров различается незначительно. Поэтому отражательно-тепло-
*
. Таблица 15
Сокращение
Степень экранирования и наполнения потерь при использовании
резервуара отражательно-тепло-
вой изоляции, %
Экранирована только кровля, степень напол-
нения 0,8
Экранированы кровля полностью, боковые-
стенки на 80%, степень наполнения 0,8
Боковые стенки экранированы на 83%, кров-
ля не изолирована, степень наполнения 0,8
Полное экранирование кровли и боковых сте-
нок, степень наполнения 0,8
Боковые стенки экранированы на 53%, кров-
ля — полностью, степень наполнения .0,5
Боковые стенки экранированы на 53%, кро-
вля — полностью, степень наполнения 0,95
—91,0
47,0
0 .
57,6
—47,3
,87,0
103
вая изоляция практически не сокращает потери от «больших ды-
ханий».
К преимуществам отражательно-тепловой изоляции относится
возможность применения ее для сокращения потерь от «малых ды-
ханий» резервуаров с различной конструкцией кровли.
Водяное орошение резервуаров. При орошении резервуара вода,
покрывая тонкой пленкой его поверхность, аккумулирует часть
солнечной энергии, вследствие чего уменьшается нагрев кровли
и стенок и, следовательно, газового пространства резервуара.
Оросительные установки монтируют на кровле резервуара и
обычно выполняют в виде сегнерова колеса.
Эффективность применения водяного орошения для сокращения
потерь нефтепродуктов от «малых дыханий» видна из данных
табл. 16 [33].
Анализ данных табл. 16 показывает, что орошение резервуаров
водой сокращает потери в основном только от «малых дыханий»
в результате значительного уменьшения амплитуды колебания
температуры газового пространства. Сокращение потерь от «боль-
ших дыханий» при водяном орошении незначительно, так как кон-
центрации бензиновых паров в газовом пространстве опытного
и контрольного резервуаров отличаются друг от друга в пределах
ошибки измерения. '
Сокращение потерь от «малых дыханий» при водяном орошении
колеблется в широких пределах в зависимости от погоды. _
Чтобы получить максимальный эффект от оросительных систем,
их включение в работу производят в солнечные дни или в дни с пе-
ременной облачностью не. позднее чем через 1—1,5 ч после восхода
солнца, а выключение — не ранее чем за 2—2,5 ч до захода солнца.
Эго связано с тем, что расширение паровоздушной смеси в газовом
пространстве резервуара происходит в утренние часы до полудня.
Пб достижении газовым пространством резервуара максимальной
температуры расширение смеси и, следовательно, «выдох» прекра-
щаются. С началом уменьшения температуры газового простран-
ства начинается «вдох». Однако оросительные установки должны
Таблица 16
Резервуар с орошением Резервуар без орошения Сокращение потерь авто- бензина, %
средняя кон- центрация бен- зиновых^ларов за время «выдоха», об. % максимальным перепад темпе- ратуры газо- вого простран- ства за время «выдоха», VC средняя кон- центрация бен- зиновых паров за время «выдоха», об. % максимальный перепад темпе- ратуры газо- вого простран- ства за время «выдоха», СС
' 31 12,7 35 24,9 46,7
33 14,8 34 28,9 27,7
34 - 16,3 \ 36 29,2 33,4
104 ' х ' 'ЛЖ'?
продолжать работу и во время «вдоха», так как при несвоевременном
их отключении (менее чем за 2—2,5 ч до захода солнца) происходит
дополнительное «малое дыхание».
Для получения максимального эффекта в сокращении потерь от
испарения при использовании водяного орошения целесообразно
процесс включения—отключения оросительных установок автома-
тизировать. При этом необходимо принимать меры по защите ре-
зервуаров от коррозии и фундаментов от размыва стекающей во-
дой.
-ф Окраска резервуаров. Величина потерь легкоиспа-
ряющихся нефтепродуктов в значительной степени зависит от ам-
плитуды колебания температуры паровоздушной смеси в резер-
вуаре. . ' .
Чтобы уменьшить амплитуду колебания температуры в резер-
вуаре, применяют наружную лучеотражающую окраску его кор-
пуса и крыши.-Наибольшее распространение для окраски резер-
вуаров получила алюминиевая краска.
Экспериментальные исследования показали, что для сокраще-
ния потерь от «малых дыханий» эффективно применение внутрен-
ней окраски стенок резервуара [31 ]. Теоретические предпосылки
этого способа сокращения потерь следующие. Согласно закону теп-
лового излучения тел количество излученной энергии зависит от
степени черноты тела. Окисленная внутренняя поверхность стенок
резервуара обладает высокой степенью черноты. Если понизить
степень черноты этой поверхности путем окраски ее в светлый тон,
количество излучаемой энергии уменьшится и, следовательно,
уменьшатся температурный перепад паровоздушной смеси и зна-
чение потерь паров нефтепродуктов.
Пары нефтепродуктов обладают весьма интенсивными полосами
поглощения в инфракрасных лучах. Значит, чем меньше энергии
будут излучать внутренние стенки резервуара, тем меньше ее будет
поглощаться парами нефтепродуктов.
Для выявления эффективности указанного способа сокращения
потерь от испарения были проведены сравнительные-испытания
двух резервуаров вместимостью 100 м3 каждый. Внутренняя по-
верхность одного из них была в два слоя покрашена белилами,
разведенными на олифе. Наружную поверхность резервуаров пе-
ред началом опытов покрасили алюминиевой краской. Среднее со-
кращение потерь нефтепродукта за период'наблюдений (27 дней)
из покрашенного внутри резервуара составило 32,5 % по сравнению
с непокрашенным резервуаром.
Исследования температурного режима этих резервуаров пока-
зали, что окрашенная поверхность стенок резервуара из-за пони-
жения степени черноты излучает меньшее количество тепла. Вследст-
вие этого в газовом пространстве покрашенного внутри резервуара
значительно уменьшается амплитуда колебания температуры паро-
воздушной смеси и соответственно снижаются потери от испарения.
Отношение средней температуры свободной поверхности в окрашен-
105
ном и в неокрашенном резервуаре за период наблюдений состав-
ляет 0,9.
•Покраска внутренней поверхности стенок и кровли резервуа-
ров в светлый тон позволяет не только сократить потери от «малых
дыхарий», но и значительно продлить срок службы резервуаров
из-за уменьшения коррозии. •
Дыхательная арматура резервуаров. Для сокращения потерь
нефтей и нефтепродуктов при. вентиляции газового пространства
резервуара, выдувании их паров ветром и испарении необходимо
герметизировать газовое пространство. Это обеспечивается дыха-
тельной арматурой. В комплект дыхательной арматуры входят
дыхательный и предохранительные клапаны, а также огневые пре-
дохранители.
Дыхательный клапан служит для сообщения газового простран-
ства. резервуара с атмосферой при достижении в нем давления или
вакуума, на который рассчитана конструкция резервуара. Пре-
дохранительный клапан имеет то же назначение, что и дыхатель-
ный, но срабатывает только при предельно допустимых для резер-
вуара значениях давления и вакуума. Огневые предохранители
предотвращают попадание пламени в резервуар через дыхатель-
ную арматуру. . .
Следует отметить, что типовая дыхательная арматура, в ком-
плект которой входят дыхательные клапаны КД и СМДК, предох-
ранительные клапаны КПС, ПСК или аналогичные им конструкции,
имеет недостаточно высокую пропускную способность. В осенне-
зимний период металлические затворы (тарелки и седла) дыхатель-
ных клапанов смерзаются, из-за чего резервуары приходится раз-
герметизировать (снимать тарелки клапанов, открывать световые
люки), что приводит к резкому увеличению потерь от вентиляции
газового пространства резервуара.
Во ВНИИСПТНефть для типовых дыхательных клапанов, с ме-
таллическим затвором разработаны непримерзающие блоки «та-
релка — седло» (штоковые и бесштоковые), что позволило рекон-
струировать более 2000 клапанов [28, 40].
Для герметизации газового пространства резервуаров высокого
давления (ДИСИ, каплевидные и т. п.) при хранении светлых нефте-
продуктов в условиях нефтебаз создана специальная дыхательная
арматура, включающая мембранный дыхательный клапан ДКМ-150
и гидравлический предохранительный клапан КПГ-150. Давление
срабатывания дыхательного клапана можно регулировать в преде-
лах 0,01—0,04 МПа. Предохранительный клапан срабатывает при
вакууме (180, 400, 700, 1000 Па). Мембрана изготовлена, из бензо-,
масло- и морозостойкой (до 150 °C) прорезиненной ткани толщи-
ной 0,4—0,6 мм.
Для круглогодичной герметизации газового пространства ре-
зервуаров на давление до 1962 Па (200 мм вод. ст.) разработана ды-
хательная арматура, в комплект которой входят непримерзающий
мембранный клапан НДКМ и гидравлический клапан КПГ.
106
Рис. 52. Непримерзающйй мембран-
ный дыхательный клапан НДКМ на
давление:
а — до 1962 Па (200 мм вод. ст.); б — до
245 Па (25 мм вод, ст.) / — соединитель-
ный патрубок; 2 седло; 3 — тарелки;
4 — мембрана; 5 — нижний корпус; 6 —
корпус; 7 — боковой люк с крышкой; 8 —
верхняя мембрана; 9 — диски; 10 — регу-
лировочные грузы; 11 — крышка; 12 —
уравнительное отверстие; 13 — пружина-
демпфер; 14 — цепочка; 15 — импульсная
трубка; 16 — кольцевой огневой предохра-
нитель; 17' — кольцо
Рис. 53. Гидравлический предохра-
нительный клапан КПГ:
1 — шпильки; 2 — трубка для слива и на-
лива жидкости; 3 — крышка; 4 — кассета
огневого предохранителя; 5 — экран; 6 —
верхний корпус с патрубком; 7 — чашка;
8 ~ корпус с присоединительным фланцем
В связи с освоением нефтяных районов Сибири и Крайнего Се-
вера созданы непримерзающие дыхательные клапаны КДС про-
пускной способностью 1500 и 3000 м3/ч, способные герметизировать
газовое пространство при температуре до —60 °C. В этих клапа-
нах непримерзаемость затворов при отрицательных температурах
обеспечивается, изоляцией металлических поверхностей полимер-
ной пленкой из фторопласта-4. Этот полимер стоек к воздействию
углеводородов, обладает гидрофобными свойствами и незначитель-
ным сцеплением со льдом, сохраняет механические свойства при
отрицательных температурах (до —100 °C). Мембранный привод
обеспечивает полный подъем тарелок, в результате чего достигается
высокая пропускная способность дыхательных клапанов.
107
При срабатывании гидравлического клапана жидкость гидро-
затвора выбрасывается в специальные приемные полости и газовое
пространство резервуара сообщается с атмосферой, пропускная
способность клапана довольно высокая.
Конструкция дыхательного клапана НДКМ представлена на
рис. 52, а предохранительного клапана КПГ—на рис. 53.
Промышленность выпускает четыре типоразмера клапанов
НДКМ с условным диаметром 150, 200, 250 и 350 мм и пропускной
способностью от 500 до 5000 м3/ч.
Краткая техническая характеристика комплекта дыхательной
арматуры приведена в табл. 17.
Принцип работы клапана НДКМ следующий (см. рис. 52). При
повышении в газовом пространстве резервуара давления до избы-
точного (над атмосферным), такое же избыточное давление устанав-
ливается в мембранной камере (под дисками 9), сообщающейся
с газовым пространством через импульсную трубку 15. Под дейст-
вием давления тарелка 3 с мембраной 4 прижимается к седлу 2.
Одновременно давление воздействует на верхнюю мембрану 8 с гру-
зом 10 и дисками 9, пытаясь их переместить вверх. При достиже-
нии давлением некоторого значения, определяемого массой груза
и дисков, мембрана начинает перемещаться вверх, натягивая сое-
динительные цепочки 14. При достижении в газовом пространстве
давления, на которое рассчитана конструкция'резервуара, усилия
от давления на мембрану 8 уровновесятся с суммарными противо-
действующими усилиями (давление на мембрану 4, массы тарелки 3,
дисков 9 и грузов 10). При дальнейшем росте давления тарелка 3
отрывается от седла 2, сообщая газовое пространство с атмосфе-
рой через огневой предохранитель 16.
Вакуум, образующийся в газовом пространстве резервуара,
создает разрежение в межмембранной камере клапана. Когда это
Таблица 17
Модели КПГ-150, НДКМ-150 КП Г-200, НДКМ-200 КП Г-250, НД КМ-250 КП Г-350, НДКМ-350
Условный диаметр па- трубка, мм Пропускная способность, при предельно допусти- мом вакууме в резервуаре 392 Па, м3/ч 150 , 200 250 350
500 900 1500 2500
То же, при 981 Па (100 мм вод. ст.), м3/ч Масса (без кассет огне- вого предохранителя), кг 900 1500 2500 5000
зо 35 60 80
108
\
разрежение достигает значения, при котором его воздействие на
тарелку 3 и верхнюю поверхность мембраны 4 становится меньше
усилия воздействия атмосферного давления на нижнюю поверх-
ность мембраны 4 и контактирующую с ним поверхность тарелки,
последняя отрывается от седла и сообщает газовое пространство
резервуара с атмосферой.
Предохранительный гидравлический клапан КПГ работает в -
комплекте с непримерзающим дыхательным клапаном НДКМ и
имеет одинаковую с ним пропускную способность при равном диа-
метре прохода. Принцип работы клапана КПГ основан на выбросе
жидкости гидрозатвора'в момент, когда вакуум в газовом прост-
ранстве резервуара выше расчетного. Указанный принцип дейст-
вия позволил увеличить пропускную способность клапанов, умень-
шить их размеры и массу, а также объем жидкости гидрозатвора.
В гидравлическом предохранительном клапане КПГ гидрозатвор
создается путем погружения патрубка верхнего корпуса 6 (см.
рис. 53) в жидкость, заливаемую в чашку 7 клапана. Налив жид-
кости производят через трубку 2.
Плотность и высота столба жидкости гидрозатвора, а также со-
отношение площадей патрубка и чашки 7 определяют пределы сра-
батывания клапана. Для использования клапана при различных
соотношениях давления и вакуума чашка спроектирована сменной.
Гидравлический клапан работает следующим образом. При обра-
зовании вакуума в газовом пространстве резервуара жидкость гид-
розатвора вытесняется атмосферным давлением из патрубка в кор-
пусе 6 в чашку 7. При дальнейшем повышении вакуума она выбра-
сывается через отверстия в стенке чашки на.стенки корпуса, по
которым стекает в кольцевую полость В. Цилиндрическая перего-
родка с отверстиями внутри чашки, разделяющая ее на две сообщаю-
щиеся полости, предназначена обеспечить выброс жидкости в мо-
мент срабатывания клапана. Соотношение площади зазора, Г и
площади патрубка не превышает 2:1, что облегчает выброс жидко-,
сти из этого зазора. В освобождающийся объем в зазоре из сооб-
щающейся полости чашки перетекает остаток жидкости и выбрасы-
вается практически без повышения вакуума в резервуаре. При об-
разовании в резервуаре повышенного давления такое же давление
создается в полости А. При этом жидкость из чашки вытесняется
в патрубок и в дальнейшем (при достижении давлением расчетного
значения) выбрасывается из него, отражается от экрана 5 и скап- .
ливается в кольцевой полости Б. Выброшенная из гидрозатвора
жидкость используется для повторной заливки клапана.
После срабатывания гидрозатвора под действием давления или
вакуума газовое пространство резервуара сообщается с атмосфе-
рой и клапан работает как «сухой».
Установка на резервуарах непримерзающей дыхательной арма-
/ туры позволяет ликвидировать потери нефти и нефтепродуктов от
вентиляции и испарения, снизить пожароопасность и улучшить
санитарно-гигиенические условия в пунктах их применения.
109
Рис. 54. Принципиальная схема га-
зовой обвязки резервуаров:
1 — резервуары с нефтью (нефтепродукта-
ми); 2 — газосборпики; 3 — обвязка
Газосборные и газоуравни-
тельные системы. Принципи-
альная схема газосборной систе-
мы приведена на рис. 54. Она
представляет собой группу ре-
зервуаров, газовое пространство
которых - соединено между со-
бой газопроводами и подключе-
но к газосборникам [25].
При одновременном заполне -
нии части резервуаров и опо-
рожнении другой части резер-
вуаров паровоздушная смесь по
газопроводам перетекает из за-
полняемых резервуаров в опо-
рожняемые, а ее избыток или
недостаток (в зависимости от
производительности закачки-
выкачки) компенсируется со-
держанием переменного объема
газосборника. В тех случаях, когда часть резервуаров только за-
полняется или только откачивается, обмен паровоздушной смесью
происходит только между газовым пространством этих резервуа-
ров и газосборником.
Известны конструкции как стальных, так и эластичных газо-
сборников. При испытании стального газосборника типа «дыша-
щий баллон» конструкции Гипроспецпромстроя, проведенном с
целью определения степени сокращения потерь от испарения, вы-
явлено, что кровля газосборника из нижнего положения может
подняться только при «больших дыханиях» резервуаров. Кроме
того, установлено, что конструкция ряда узлов газосборника тре-
бует усовершенствования.
Определено, что при подключении газосборников потери сокра-
щаются на количество паров нефтепродукта, перешедших в газо-
сборник. При совпадении операций закачки и выкачки потери в га-
зосборной системе сокращаются на количество бензиновых паров,
пропорциональное количеству нефтепродукта, откачанного за время
совпадения операций. При малых значениях коэффициента совпа-
дения операций закачки и выкачки газоуравнительная система тре-
бует значительного объема газосборников для приема паровоздуш-
ной смеси при «больших дыханиях» группы резервуаров, что в
свою очередь влечет за собой значительные капитальные затраты
и расход металла.
Большое распространение получили газоуравнительные системы
(газовые обвязки). По составу они подобны газосборным системам
(но без газосборников). При одновременном заполнении и опорож-
нении резервуаров, газовое пространство которых соединено газо-
проводами, часть паровоздушной см^си перераспределяется между
но
резервуарами. Поэтому эффективность газовой обвязки в сокра-
щении потерь от испарения полностью зависит от совпадения опе-
раций закачки и выкачки.
Если не совпадают операции заполнения нефтью или нефтепро-
дуктом одной группы резервуаров и опорожнения другой группы,,
объединенных газопроводами, пары продукта из газового простран-
ства заполняемых резервуаров выталкиваются в атмосферу.
Рассмотрим процесс потерь, когда резервуары с газовой обвяз-
кой эксплуатируются при большом коэффициенте оборачиваемости.
Если случаю, когда операции закачки—выкачки, не совпадали,
предшествовал случай опорожнения рассматриваемой части за-
полняемых резервуаров с совпадением операций, то в эту часть
резервуаров поступала паровоздушная смесь из другой части ре-
зервуаров. Поэтому потери от одного «большого дыхания» из ре-
зервуаров с газовой обвязкой будут больше, чем из обычных резер-
вуаров без газовой обвязки, газовое пространство которых не обо-
гащалось парами продукта из других-резервуаров. Исследованиями
Уфимского нефтяного института установлено, что при использо- -
вании на резервуарах, эксплуатирующихся при большом коэффи-
циенте оборачиваемости, газовой обвязки доля потерь нефти или
нефтепродукта находится в параболической зависимости от коэф-
фициента совпадения операций. Получена расчетная зависимость
для определения минимального значения коэффициента совпаде-
ния операций для группы резервуаров с газовой обвязкой, начиная
с которого эта обвязка будет экономически эффективна [1 ].
Для резервуаров, эксплуатирующихся при малом коэффици-
енте оборачиваемости (нефтебазы и др.), доля потерь в случае при-
менения газовой обвязки может быть принята приблизительно рав-
ной коэффициенту совпадения операций. Но в таких случаях ко-
эффициент совпадения операций также низок, что оказывает су-
щественное влияние на экономическую эффективность применения
газовой обвязки.
Как показали исследования ЦНИЛ Госкомнефтепродукта
РСФСР, нельзя объединять одной газовой обвязкой резервуары
с этилированным и неэтилированным бензином, так как тетраэтил-
свинец поглощается неэтилированным бензином.
Для эффективной работы газовой обвязки при большом значе-
нии коэффициента совпадения операций необходимо постоянно
поддерживать высокую степень герметичности всей системы [26,
48, 57]. Целесообразность применения газовой обвязки на резер-
вуарах во всех случаях должна определяться технико-экономиче-
скими расчетами. ' /
Г’ Организационные мероприятия по уменьшекию потерь от испа-
[ рения.
Потери от испарения в определенной м^ре могут быть сокра-
щены путем правильного выбора графика и режимов проведения
операций отпуска и приема нефти и нефтепродуктов в резервуары
и транспортные емкости. Во всех случаях необходимо стремиться
111
к организации (в зависимости от производственных условий)
рациональной эксплуатации резервуаров.
Потери от испарения нефти и нефтепродуктов при заполнении
и опорожнении резервуаров, как показывают исследования, могут
быть снижены при соблюдении следующих условий: •
скорость заполнения резервуаров должна быть максимально
возможной;
скорость полной откачки из резервуаров с последующей их за-
чисткой и проветриванием также должна быть максимально воз-
можной;
скорость частичной откачки из резервуаров должна устанавли-
ваться в зависимости от последующей операции: если резервуар
после частичной откачки .может быть быстро заполнен, откачка
должна производиться с максимально возможной скоростью; если
резервуар должен длительное время стоять с остатком, откачку
необходимо вести по возможности медленно; х
время между смежными циклами частичной откачки и заполне-
ния резервуаров должно быть максимально сокращено.
Учитывая взаимосвязь операций, когда уменьшение потерь при
одной из них может привести к увеличению потерь при других
в случае организации рациональной эксплуатации резервуаров
всегда следует рассматривать работу резервуарного парка в целом
и отыскивать решения, приводящие к минимально возможным
суммарным потерям при всех выполняемых операциях.
Выбор наиболее экономичного средства сокращения потерь от
испарения зависит от таких факторов, как физико-химические свой-
ства защищаемых от испарения нефтей или нефтепродуктов, клима-
тические условия, условия эксплуатации резервуаров и др. Сред-
ства сокращения потерь от испарения следует выбирать в каждом
конкретном случае только на основании технико-экономических
расчетов. -
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СРЕДСТВ
СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ
Выбор того или иного средства сокращения потерь от испаре-
ния в соответствии с «Нормами технологического проектирования
и технико-экономических показателей магистральных нефтепрово-
дов и нефтепродуктопроводов» (ВСН 17—77) должен производиться
исходя из типа резервуара, графика его работы, климатических
данных, характеристики нефти или нефтепродуктов, а также от
эффективности применения этого средства при заданных условиях.
Технико-экономическое сравнение различных средств сокраще-
ния потерь производится на основе сопоставления их экономиче-
ских показателей Согласно методике определения экономической
эффективности использования в нар сдн см хозяйстве новой техники ,
изобретений и рационализаторских предложений расчет годового
экономического эффекта от производства и использования новых
112 . ' - '
средств труда (оборудование, приборы и т. п.) с улучшенными ка-
чественными характеристиками (производительность, долговеч-
ность, издержки эксплуатации и т. д.) производится по формуле
э = [зг-^
. В,
Р1 + Еи
Р2 + £н +
— 32 • Л 2,
' . Р2 + £н .
где Зх, 32 — приведенные затраты единицы соответственно базис-
ного и нового средства труда, определяемые по формуле 3 = С 4-
+ ЕаК, здесь С — себестоимость единицы продукции, руб.; К —
удельные капиталовложения в производственные фонды, руб/,
£„ — Нормативный коэффициент' эффективности капиталовложе-
ний (Ен = 0,15); — коэффициент учета роста производи-
тельности единицы нового средства труда по сравнению с базисным;
Bi, В2 — годовой объем, продукции (работы), производимый при
использовании единицы, соответственно базисного и нового сред-
ства труда, в натуральных единицах; (Р1 + ВН)/(В2 + £„) — ко-
эффициент учета изменения срока службы нового средства труда
по сравнению с базисным; Plt Ра —доля отчислений от балансо-
вой стоимости на полное восстановление (реновацию) базисного
и нового средства труда; рассчитывается как величина, обратная
срокам службы средств труда, определяемым с учетом их мораль-
ного износа;. [(И'г—И2) —Е.л — К;)]/(Рг—£„) — экономия по-
требителя на текущих издержках эксплуатации и отчислениях от
сопутствующих капиталовложений за весь срок службы нового
средства труда по сравнению с базисным, руб.; и К2 — сопутст-
вующие капиталовложения потребителя (капиталовложения без
.учета стоимости рассматриваемых средств труда) при использова-
нии базисного и нового средства труда в расчете на объем продук-
ции, производимой с помощью нового средства труда, руб.; И\,
И'2 — годовые эксплуатационные издержки потребителя при ис-
пользовании им базисного и нового средства труда в расчете на
объем продукции, производимой с помощью нового средства труда,
руб.; в этих издержках учитывается только часть аммортизации
предназначенная для капитального ремонта средств труда, т. е.
без учета средств на их реновацию, а также амортизационные от-
числения по сопутствующим капитальным вложениям потребителя;
А 2 — годовой объем производства новых средств труда в расчет-
ном году в натуральных единицах.
Для каждого рассматриваемого варианта применения того или
иного средства сокращения потерь определяют;
капитальные затраты на изготовление, транспортировку и мон-
таж и сопутствующие капитальные вложения;
годовые эксплуатационные расходы;
приведенные расходы.
Капитальные затраты определяются по сумме затрат на обору-
. дование резервуара рассматриваемым техническим средством. В со-
ставе капитальных затрат учитываются только Затраты на внедре-
113
ние самого технического средства. Капитальные вложения на соо-
ружение резервуара, не изменяющиеся при применении различных
средств сокращения потерь от испарения, в расчетах не учиты-
ваются.
В составе сопутствующих капитальных вложений потребителя
в случае сокращения потерь бензинов учитываются сопряженные
капитальные вложения на 1 т потерь бензина, так как потери бен-
зина от испарения являются для народного хозяйства безвозврат-
ными потерями. Для компенсации этих потерь народное хозяйство
вынуждено соответственно увеличить добычу и переработку нефти
в объеме, соответствующем потерям от испарения, путем осуществле-
ния дополнительных капиталовложений.
Сопряженные удельные капиталовложения на 1 т автобензина
складываются из удельных капиталовложений в добычу 1 т нефти,
удельных капиталовложений на транспортир.овку 1 т нефти и нефте-
продукта, удельных капиталовложений на переработку нефти. При
этом сопряженные удельные капиталовложения определяются с
учетом того, что для получения 1 т автобензина, эквивалентной со-
храняемой от потерь, потребуется переработать 5 т сырой нефти.
В составе эксплуатационных расходов учитываются только
затраты, изменяющиеся в зависимости от рассматриваемых средств
сокращения потерь:
амортизационные отчисления по применяемому техническому
средству сокращения потерь, % от капитальных затрат;
расходы на текущий ремонт, % от стоимости технического сред-
ства сокращения потерь;
стоимость потерь хранимого продукта из резервуара, прини-
маемая по действующему- прейскуранту.
Потери от «больших дыханий», «обратного выдоха» и «малых
дыханий» рассчитываются по известным методикам расчета потерь,
от испарения.
Годовые потери от испарения с учетом изменения оборачиваемо-
сти резервуаров в течение года определяются по формуле
М ^б.д + ^б.д + ^б.д ‘ , ^б.д + ^б.д+^б.д 2 ,
Я0Д =--------—-------— ПобН-------'------------ «об +
и о
, ^б.д + ^б.д + Л1б.д 3 ^б.Д + ^б.Д + ^б.Д 4 I Д4
т ~ Д Ииб I : X — “об П_Л'-1м.д>
и ' О
где Л4ГОД — годовые потери нефти или нефтепродуктов от испаре-
ния, т; Л1б.д, Мд, . . . , Л1б2д — потери от суммы одного «боль-
шого дыхания» и «обратного выдоха» в январе—декабре (для упро-
щения расчетов потери от «больших дыханий» и «обратного выдоха»
объединяются, эти виды потерь зависят в основном от коэффици-
ента оборачиваемости резервуара); п0(1—«об — коэффициенты обо-
рачиваемости резервуаров в каждом из четырех кварталов года;
Мм. д — годовые потери от «малых дыханий», т.
414
Среднегодовые потери от одного «большого дыхания» и «обрат-
ного выдоха», входящие в расчет экономического эффекта от при-
менения технических средств сокращения потерь, определяются
как
ДЛ . • __Мгод — Мм.д____. ' .
Л F-1 СР « а л , , *
“об + "об "» “об + “об
Пример 9 .
Рассчитать экономический эффект от оборудования десяти резервуаров
•вместимостью 1000 ма каждый понтоном из синтетических материалов. Резер-
вуар расположен в южной зоне. Хранимый нефтепродукт — автобензин
А-72. Коэффициент оборачиваемости резервуара гаОб = 9 об/год. Среднего-
довые потери от одного «большого дыхания» и «обратного выдоха» Л?ср =
= 1,06 т, годовые потери от «малых дыханий» = 18,3 т. Стоимость
автобензина А-72 согласно прейскуранту № 083 «Розничные пены на нефте-
продукты» (Прейскурантиздат, Москва, 1978) ц= 123 р. 56 к. (за вычетом на-
лога с оборота). Срок службы понтона из синтетических материалов Т —
- 20 лет.
. Решение
По рассматриваемому варианту (внедрение понтона из синтетических
материалов) за базис для сравнения принимается резервуар, не оборудован-
ный понтоном.
Приведенные затраты единицы базисного средства труда Зу = 0, так
как стоимость резервуаров в обоих случаях одинакова и в расчет не прини-
мается. Годовой экономический эффект от внедрения понтона из синтетиче-
ских материалов определяется на основе сопоставления экономических по-
казателей по резервуару с понтоном и резервуару, не оборудованному пон-
тоном (существующий вариант). •
1. Определим экономические показатели существующего варианта: ре-
зервуар не оборудован понтоном,ъ
1.1. Капитальные вложения.
Годовые потери автобензина от испарения из одного резервуара М =
= ЛГсрп+Л4М.Д= 1,06-9+.18,3 = 27,84 т.
При этих потерях сопутствующие капитальные .вложения = МК'С =
= 27,84-/С' руб., где К'с — удельные сопряженные капиталовложения.
1.2. Эксплуатационные расходы = ц-М = 123,56-27,84 = 3439,9 руб.
2. Определим экономические показатели предлагаемого варианта: ре-
зервуар оборудован понтоном.
Согласно многочисленным экспериментальным данным среднее сокра-
щение потерь автобензинов от испарения из резервуаров с понтоном (неза-.
висимо от материала, из которого изготовлен понтон) составляет 80 % от
потерь из резервуаров без понтона, т. е. из резервуара с понтоном теряется
от испарения только 0,2 доли потерь автобензина из резервуаров, не оборудо-
ванных понтоном.
Принимаем 32 равными оптовой цене понтона по смете, т. е. Кп =
= 3246 руб.
2.1. Капитальные вложения.
Годовые потери автобензина из одного резервуара с понтоном из синте-
тических материалов Л1П = 0,2 М = 0,2- 27,84 = 5,6 т.
По этим потерям сопутствующие капитальные вложения К'2 = +
+ #мп + 0,035 Кп, где КМп — стоимость монтажа понтона в резервуаре;
согласно смете Кмп = 134 руб.; 0,035 Кп — транспортные расходы на пере-
возку понтона от завода к резервуару, руб., Кп— оптовая цена понтона по сме-
те, руб.; К’2 = 5,6/С'+ 134 + 0,035-3246 = 147,6 + 5,6 К’с руб.
2.2. Эксплуатационные расходы И2 = цМп + 0,013 Кс + 0,075 Кс,
где Кс—сопутствующие капитальные вложения, включающие в себя.рас-
- 115
ходы на монтаж понтона в резервуаре и'транспортировку понтона от завода
к резервуару (/Сс = 247,6 руб.); 0,013 Кс —отчисления на текущий ремонт
согласно сложившейся практике, руб.; 0,075 /С. —отчисления на аморти-
зацию, руб., т. е. Я' = 123,56-5,64-0,013-247,64-0,075-247,6= 713,7 руб,
3. Определение экономической эффективности понтона из синтетиче-
ских материалов.
3.1. Доля отчислений от балансной стоимости на полное восстановление
(реновацию) понтона Р2 рассматривается как величина, обратная сроку,
службы средства труда (понтона): Р2 = \1Т — 1/20 = 0,05.
3.2. За срок эффективной эксплуатации понтона из синтетических ма-,
териалов экономический эффект составит (в тыс. руб.):
Эс= [(3,4 — 0,7) — 0,15 (147,6 4-5,6^-27,84/С')]/(0,05 4-0,15) — 3,2 =
= [2,06 —0,15 (147,6—22,24/Q]/0,2 тыс.руб.
3.3. За период эффективной эксплуатации нового средства труда (пон-
тона), т. е. за Тэ = 1/(0,05 4- 0,15) = 5 лет, экономический эффект в рас-
чете на один год составит: Э = (1/5) Эс тыс. руб.
Таким образом, при оборудовании десяти резервуаров понтонами из
синтетических материалов суммарный годовой экономический эффект соста-
вит Э = (1/5) 10 Эс тыс. руб.
Подставив рассчитанные для каждого конкретного случая значения К'с,
определим искомый экономический эффект от внедрения понтонов из синте-
тических материалов.
ГЛАВА 4
ПОТЕРИ ОТ ИСПАРЕНИЯ И НЕПОЛНОГО СЛИВА
ТРАНСПОРТНЫХ ЕМКОСТЕЙ И ПУТИ ЛИКВИДАЦИИ
ЭТИХ ПОТЕРЬ
4 .
Существующие в настоящее время методы налива заключаются
в том, что жидкость подается в транспортные емкости через откры-
тое вверху отверстие. Исключение составляют танкеры, которые
не имеют верхнего открытого отверстия, ибо выходящие на палубу
люки обычно герметично закрыты, а налив осуществляется по спе-
циальным трубопроводам. Железнодорожные и автомобильные
цистерны в процессе налива находятся с открытыми верхними лю-
ками, через которые пары нефтепродукта свободно вытесняются
наружу и попадают в атмосферу, загрязняя ее.
Исследования, проведенные ЦНИЛ Госкомнефтепродукта
РСФСР и ВНИИСПТНефть, показали, что при открытом наливе
нефти и нефтепродуктов в Железнодорожные цистерны потери от
испарения составляют 0,1 % от объема наливаемого продукта при
условии, что наливное устройство опущено до нижней образующей
котла цистерны, т. е. налив осуществляется «под уровень» нефте-
продукта. При наливе падающей струей, когда наливная труба
или устройство не доходит до нижней образующей котла цистерны/
потери даже в зимнее время достигают 0,5—0,6 % от объема на-
ливаемого продукта.
Примерно такие же данные получены ЦНИЛ Госкомнефтепро-
дукта. РСФСР при определении загазованности парами нефтепро-
дуктов сливно-наливных фронтов нефтебаз.
При сопоставлении данных по потерям (естественной убыли)
нефтепродуктов за последние 8—10 лет, а также норм естественной
убыли при хранении и транспортировке нефти-и нефтепродуктов
выявлено следующее. Складской товарооборот за этот период по
Госкомнефтепродукту РСФСР возрос на 52,02 %. Норма естествен-
ной убыли снизилась с 0,0273 до 0,024 %, или на 0,0033 %.
Объем железнодорожных перевозок-возрос на 43,32 %, а норма
естественной убыли при перевозках снижена с 0,0103 до 0,0062 %,
или на 0,0041 %. , '
. За этот период на нефтебазах осуществлен ряд технических ме-
роприятий, направленных на совершенствование техники и техно-
логии хранения нефтепродуктов, а также на сокращение их потерь.
В частности, значительно обновлен резервуарный парк для бензи-
нов, большое число клепаных резервуаров заменено на современные,,
все бензиновые резервуары оснащены средствами сокращения по-
терь: плавающими понтонами, современной дыхательной'и предо-
117
хранительной арматурой, дисками-отражателями, герметизирован-
ными средствами измерения количества нефтепродуктов, снижен-
ными пробоотборниками.
Таким образом, сокращение норм естественной убыли при хра-
нении нефтепродуктов следует считать закономерным и оправдан-
ным.
Что касается технического состояния подвижного состава, осо-
бенно железнодорожного, то за указанный и даже больший период
цистерны никаких изменений не претерпели. По-прежнему налив
их проводится через открытый верхний люк с вытеснением паров
нефтепродуктов в атмосферу. Несмотря на то, что цистерны обору-
дованы нижними сливными устройствами, открыть последние
можно только тогда, когда будет открыт верхний люк, т. е. при
разгерметизации цистерны и выпуске определенного количества
паровоздушной смеси в атмосферу.
О техническом несовершенстве железнодорожных цистерн сви- ,
.детельствует и тот факт, что по окончании их слива в цистернах
остается значительное количество нефтепродуктов, которые пол-
ностью извлечь из цистерн практически невозможно.
В течение ряда лет Госкомнефтепродукт РСФСР большое вни-
мание уделяет решению вопроса сокращения простоев железнодо-
рожных маршрутов под сливом, механизации и автоматизации тя-
желых и трудоемких операций при зачистке от остатков цистерн,
разогрева при сливе застывающих нефтепродуктов и др.
Для зачистки железнодорожных цистерн от остатков нефтепро-
дуктов разработаны и применяются различные устройства: ЗУЦ-1,
ЗУЦ-2, размывающие устройства ГР-1, ГР-2, ГМЗ, система зачистки
в комплекте с гидроразмывающим устройством и костюмом для
работы внутри цистерн или резервуара, системы УРС-2, ПГМП-4,
ЭГМП-4. Для слива нефтепродуктов из цистерн созданы сливные
устройства СЛ-1. .СЛ-2, СЛ-9, СЛ-91М, АСН-7, АСН-8, СЛЭ и др.
Волее пяти конструкций устройств разработано для слива нефте-
продуктов в межрельсовые желоба.
Разработаны различные системы разогрева нефтепродуктов
в^цистернах: паровые рубашки, паровые, электрические, инфрак-
расные грелки, циркуляционные системы.
Указанные устройства в какой-то степени облегчают слив и за-
чистку железнодорожных цистерн, но их применение не решает
проблем полного слива железнодорожных цистерн. Количество He-
влитых остатков по данным промывочно-пропарочных станций Ми-
нистерства путей сообщения приводится в табл. 18.
В отчетные данные о потерях по Госкомнефтепродукту РСФСР
неслитые из железнодорожных цистерн остатки не включаются.
На основании нормативных документов они используются и реа-
лизуются по усмотпению Министеоства п'лгей сообщения
В течение ряда лет Госкомнефтепродукт РСФСР, организует про-
верки полноты слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
на топливоемких предприятиях путем замера остатков в цистернах,
118 . .. 4
Таблица 18
Нефтепродукты Количество неслитых остатков по годам, тыс. т
1975 г. . 1976 г. за 11 мес, 1977 г.
Всего 175,7 173,5 163,4
В том числе".
Нефть и мазут. 103,0 100,2 101,6
Дизельное топливо 6,3 9,6 9,6
Бензин, Т-1, керосин, масла • 4,3 8,5 5,2
Битум 50,0 46,1 42,9'
Прочие нефтепродукты 12 ,1 . 9,1 4 ,1
прибывающих на промывочно-пропарочные станции (ППС) Мини-
стерства путей сообщения. Результаты таких замеров приведены
в табл. 19. Как показывают данные табл. 19, неслитые остатки тем-
ных нефтепродуктов по шести из Десяти проверенных ведомств,,
а светлых нефтепродуктов по Пяти из семи, ведомств превышают
остатки по Госкомнефтепродукту РСФСР, которые пока еще зна-
чительны.
Перечисленные выше обстоятельства побудили Госкомнефте-
' продукт: РСФСР заняться комплексной проработкой вопросов.
Таблица 19
Министерство, ведомство Темные нефтепродукты Светлые нефтепродукты
число обследо- ванных цистерн средний остаток в цистер- не, % число обследо- ванных цистерн средний остаток в цистер- не, %
Министерство путей сообщения 102 286 136 75
Министерство энергетики и электри- фикации СССР 477 83 7 183
Министерство пищевой промышлен- ности СССР ' 106 - 166 — —
Министерство промышленности строи- тельных материалов СССР 42 176 — - - —
Министерство нефтеперерабатыва- ющей и нефтехимической промыш- ленности СССР .288 55 — —
Министерство нефтяной промышлен- ности ' 247 . 124 7 .136
Госкомнефтепродукт РСФСР 270 100 596 100
Главнефтеснабсбыты союзных респуб- лик . 74 34 28 565
Прочие ведомства 456 377 318 1128
Итого 20 062 - 1092 —
119
связанных с железнодорожными перевозками нефтепродуктов.
Специалисты СКВ Транснефтеавтоматика, ВНИПТИВагон,
ВНИИСПТНефть, МИИТ, НИПИНефтехимавтомат, МИНХ и ГП
им. И. М. Губкина и Ждановского завода тяжелого машинострое-
ния разработали технические предложения и технико-экономиче-
ское обоснование по созданию комплекса железнодорожные ци-
стерны — средства погрузки—разгрузки — учета нефтепродуктов.
Этот комплекс позволяет снизить себестоимость перевозок, сокра-
тить в 3 раза время простоя, резко сократить потери за счетд'ерме-
тизации налива и полного слива нефтегруза без последующей за-
чистки, обеспечить коммерческую точность учета (±0,5 %) пере-
возимых нефтегрузов, механизировать трудоемкие работы, автома-
тизировать слив—налив цистерн и учет.
Технико-экономические расчеты показали, что такой комплекс
даже без учета сокращения потерь, сохранения экологической среды
и повышения точности учета дает экономический эффект свыше
70 млн. руб. в год (в расчете на годовой объем перевозок).
В основу комплекса положен новый способ погрузки — вы-
грузки жидких грузов в железнодорожные цистерны, предусматри-
вающий применение цистерн с наклоняемыми котлами, и определе-
ние массы продукта путем взвешивания. Один конец котла желез-
нодорожной цистерны при погрузке и выгрузке базируют на раме
цистерны, а другой — опирают на подъемно-взвешивающее устрой-
ство (ПВУ), устанавливаемое между рамой и котлом. Для полного
опорожнения котла его наклоняют с помощью ПВУ на необходи-
мый угол.
Масса . погруженного (выгруженного) продукта определяется
как разность усилий на ПВУ при полном и порожнем котле с уче-
том конструктивных особенностей котла цистерны.
Предложенный способ объединяет в себе все положительные
стороны нижнего герметизированного налива—слива нефтепродук-
тов и имеет ряд преимуществ перед ним — увеличивает произво-
дительность налива до 1000—1200 м3/ч*на каждую четырехосную
цистерну, уменьшает образование электростатического заряда, по-
двышает уровень техники безопасности, улучшает условия труда
при погрузочно-разгрузочных и промывочно-пропарочных рабо-
тах, снижает капиталовложения в строительство и оборудование
пунктов налива—слива, обеспечивает нормальную совместную экс-
плуатацию новых цистерн и средств налива—слива—учета с цис-
тернами и сливно-наливным оборудованием старых построек.
- Во ВНИПТИВагон разработана конструкция железнодорож-
ной цистерны с наклоняемым котлом для перевозки вязких нефте-
продуктов (рис. 55). Цистерна состоит из котла и платформы. Ко-
тел представляет собой цилиндрическую обечайку, выполненную
из сваренных встык продольных листов, к торцам которых прива-
рены эллиптические днища. К обечайке котла приварены две опоры,
которыми котел опирается на шкворневые балки рамы. В средней
части котла имеется поперечный упор, взаимодействующий с упо-
120
2
Рис. 55. Общий вид комплекса железнодорожные, цистерны—средства на-
лива — слива — учета нефтегрузов:
/ — устройство слива—налива; 2 — подъемно-взвешивающее устройство; 3 — цистерна;
4- — рельсы; 5 — основание
рами.и направляющими в хребтовой балке рамы. Поперечный упор
имеет удлиненный к низу киль, который при наклоне котла на угол
до 6° препятствует смещению продольной оси котла при боковых
ветровых нагрузках. В торцовой части обечайки установлены на
обоих концах сливные приборы, патрубки которых выведены на
боковые стороны. Сливной прибор, управляемый с земли без от-
крытия люка, имеет привод с червячным редуктором,-тарельча-
тый клапан и крышку, которая является дублирующим запорным
элементом. Чтобы исключить возможность открытия сливного при-
бора посторонними лицами, его привод снабжен блокирующей муф-
той, позволяющей открывать прибор только специальным ключом.
На днищах котла имеются упоры для гидроцилиндра подъемно-
взвешивающего устройства (ПВУ) и кронштейн для опорного вала.
Крепление котла осуществляется с помощью подпружиненных
клиновых замков с рычажным механизмом. Механизм замка снаб-
жен опорным роликом для базирования опорной плиты ПВУ.
В средней части хребтовой балки установлены упоры для предо-
твращения поперечных смещений котла.
Расположение привода позволяет осуществить автоматическое
управление сливными приборами.
Техническая характеристика вагона-цистерны
Грузоподъемность, т .................. 63,5
Объем котла полный, м3 .................... . 73,17
Объем котла полезный, м3 . . . ............ 71,7
Тара, т........................................24,5
Коэффициент тары ...................... : , . 0,4
Диаметр котла, мм.......... . ..........'. . . . 3000
База, мм ............. . ..................... 7800
Длина по осям сцепления автосцепок,’мм ........12 020 .
Нагрузка от оси на .рельс, т ..................22,0
121
Нагрузка на 1 м длины пути, т ....................... . 7,32
Рабочее давление (условно), МПа . . . . . , . . , . . . 0,15
Удельный объем, м3/т ............................... . 1,1
Конструктивная скорость, км/ч ........... . ..........120
Предусматривается изготовление цистерны на базе серийно
выпускаемой в настоящее время.
В составе комплекса возможно применение как фронтальных,
так и'групповых систем нижнего налива—слива—учета. Каждая
из систем содержит п-е число постов налива—слива—учета, цен-
тральный диспетчерский пульт с блоком сбора и обработки инфор-
мации,’маслонапорную станцию, устройства проверки взвешиваю-
щей системы. Кроме того, система объединяет в себе продуктовую
насосную станцию, манифольдную, элементы путевой сигнализа-
ции и связи с диспетчерской, маневровые устройства (в групповых
системах).
Пост налива—слива—учета содержит:
две установки нижнего слива—налива (УСН);
два отсекающих устройства с дистанционным управляемым при-
водом; . - .
два сигнализатора наличия продукта;
подъемно-взвешивающее устройство; ". „
местный пульт управления и индикации;
весовое тензометрическое устройство;
гидравлическую систему питания и управления ПВУ и УСН.
В качестве установок нижнего налива—слива (УСН) могут при-
меняться (в групповых системах налива—слива) шарнирные при-
соединительные устройства АСН-7Б, АСН-8Б, СЛ-9М, которые
можцр присоединять не только к сливным патрубкам, цистерн с на-
клоняемыми котлами, но и к сливным патрубкам железнодорожных
цистерн, находящихся в эксплуатации в настоящее время.
В системах налива—слива, где число УСН превышает три-че-
тыре по фронту, целесообразно применение новых более совершен-
ных УСН с увеличенной зоной действиями автоматизированным уп-
равлением. Установка нижнего налива—слива может перемещаться
вдоль фронта. Она имеет короткий шарнирный трубопровод с го-
ловкой, присоединяемой к сливному патрубку цистерны, и длинный
шарнирный хобот, монтируемый к патрубкам продуктовых коллек-
торов, расположенных вдоль фронта налива—слива. Присоедини-
тельные патрубки продуктовых коллекторов (их число соответст-
вует- числу коллекторов) располагаются группами с шагом 6 м.
Хобот состоит из шарнирно соединенных звеньев, внутри которых
укладывается резиновый рукав диаметром 200 мм. В плоскости
перегибов шарнирных звеньев хобот обладает жесткостью, что удер-
живает его в вертикальном положении. Хобот заканчивается го-
ловкой, присоединяемой к патрубку продуктового коллектора. Ко-
роткий и длинный хоботы крепятся с помощью фланцев к поворот-
ной стойке, расположенной на тележке. Установка перемещается
по направляющим вдоль фронта налива—слива с помощью электро-
122 •
привода. Такое конструктивное решение обеспечивает практически
неограниченную- зону действия установки нижнего слива—налива.
В качестве отсекающих устройств используются серийные электро-
или гидроуправляемые задвижки и разработанные в СКВ Транс-
нефтеавтоматика специальные устройства. Перед отсекающими уст-
ройствами устанавливаются ультразвуковые датчики сигнализа-
торов наличия остатков нефтепродукта в трубопроводе на патруб-
ках, идущих от продуктового коллектора к УСН.
ПВУ представляет собой гидроцилиндр специальной конструк-
! ции. На корпусе цилиндра смонтирован двуплечный рычаг, на од-
ном конце которого расположен упор, взаимодействующий с упо-
ром на днище котла цистерны. На другом конце рычага установлен
силоизмерительный датчик. Верхняя часть датчика находится в
. контакте со специальным упором, закрепленным на корпусе ци-
линдра. Шток гидроцилиндра закреплен на горизонтальной плите,
являющейся нижним упором ПВУ. В рабочем положении плита
опирается на ролик замка крепления котла на раме цистерны.
Кроме того, плита возвращает цилиндр в исходное положение.
Основание ПВУ (для групповых систем) — стойка с четырехзЦен-
ной шарнирной консольной балкой, основание систем с УСН —
тележка с поворотной стойкой, на которой закреплена телескопи-
ческая трехзвенная консольная балка. Тележка ПВУ перемещается
по тем же направляющим, что и тележка УСН. Оба варианта осно-
вания позволяют устанавливать гидроцилиндр на цистерну и вы-
водить ПВУ за габариты приближения строений после окончания'
налива, слива и взвешивания.
. Местный пульт управления и сигнализации содержит во взрыво-
непроницаемом корпусе блок электроавтоматики вторичной аппа\
ратуры взвешивающей системы, а также сйгнальную световую аппа-
ратуру контроля состояния поста и кнопки управления.
Центральный диспетчерский Пульт (ЦДП) с блоком сбора и об-
работки информации располагается в диспетчерском помещении
вне территории фронта налива—слива.
ЦДП снабжен мнемосхемой, позволяющей следить за состоянием
всей системы и оперативно вмешиваться в течение процесса автома-
тического налива—слива—учета.
Блок сбора и обработки информации принимает, оперативно
обрабатывает и накапливает нужную информацию. Маслонапор-
ная станция располагается в непосредственной близости от устано-
вок ПВУ и УСН, а в подвижном варианте — на тележке ПВУ,
1 она предназначена для обеспечения гидропитанием постов налива—
слива—учета системы.
На концевой части продуктового коллектора монтируется авто-
матический клапан сообщения с атмосферой или с системой газо-
сбора. При наличии системы газосбора магистраль системы подхо-
дит к каждому посту налива—слива и соединяет их с газоотвод- •
[ • ными коммуникациями постов через огневые предохрани-
тели. .
12а
Для перевозки вязких и застывающих нефтепродуктов предло-
жено применять теплоизолированные пенополиуретаном цистерны.
Эффективность их применения подтверждена результатами сравни-
тельных испытаний, проведенных в 1972—1973 гг. Время слива
нефтепродуктов из цистерны-термоса значительно сокращается,
так как исключается необходимость их подогрева перед сливом
и обеспечивается полное опорожнение при сливе без последующей ,
зачистки.
К сожалению, промышленность пока не выпускает комплекс
железнодорожные цистерны — средства погрузки-разгрузки —
учета нефтепродуктов и. теплоизолированные пенополиуретаном
цистерны.
Таким образом, в настоящее время основными причинами по-
терь при железнодорожной транспортировке нефти и нефтепро-
дуктов являются: '
не полное оснащение действующего парка железнодорожных ци-
стерн нижними сливными приборами, что увеличивает их простои
при сливе нефтепродуктов через горловину н затрудняет полный
слив;
отсутствие у большинства цистерн уклона к нижнему сливному
прибору, что приводит к большим остаткам, главным образом высо-
ковязких нефтепродуктов (масел, мазутов, нефти), особенно в
.осенне-зимний период.
. Выпускаемые по заказу МПС 8-осные цистерны также не спо-
собствуют сокращению потерь при железнодорожных пере-
возках.
Для дальнейшего сокращения потерь от неполного слива тран-
спортных емкостей необходимо использовать усовершенствованные
конструкции железнодорожных цистерн, внедрить разработанные
И испытанные Госкомнефтепродуктом РСФСР и Минтяжмашем
СССР нижние сливные приборы с нижним управлением, а также
цистерны-термосы для перевозки вязких нефтепродуктов и нефтей.
Необходимы жидкостные счетчики для операций с нефтегрузами
на расход 500, 1000, 1500 м3/ч с погрешностью не выше ± 0,5 %,
уровнемеры и плотномеры, обеспечивающие товарный учет нефте-
продуктов, а также средства поверки этой аппаратуры.
При сливе танкеров и барж в них остается значительное коли-
чество нефтепродуктов. По некоторым бассейнам нефтеналивные
суда под перевозку подаются неподготовленными, с остатками тем-
ных нефтепродуктов, достигающими иногда 20 % грузоподъемности
судна. Эти остатки нетранспортабельны, при выкачке не подтекают
к приему насоса и для их удаления требуются специальные сред-
ства, которые сосредоточены на зачистных пунктах пароходства.
В дальнейшем эти остатки теряются или значительно снижается их
качество. Лучшим решением вопроса об использовании мазутных
и нефтяных зачисток нефтеналивных судов является сдача их нефте-
перерабатывающим заводам Для повторной переработки. В то же .
время имеются и мнимые, или фиктивные, потери, что является
124 л,/.'.
следствием отсутствия совершенных средств измерений массы нефте-
груза в танкерах.
При длине береговых трубопроводов от резервуаров до судна,
поданного под погрузку или выгрузку, превышающей 2 км, коли-
чество нефти или нефтепродуктов в нем определяется по обмерным
таблицам.
Обследование средств и методов измерения при определении
количества принимаемых, перевозимых и отпускаемых нефтепро-
дуктов, предпринятое в навигацию 1975 г. Российским республи-
канским управлением Госстандарта СССР и Госкомнефтепродукт
РСФСР, на 17 нефтебазах и 25 наливных судах Минречфлота РСФСР
в зоне Волжске-Камского и Каспийского бассейнов, показало, что
в некоторых случаях уровень нефтепродукта в речных нефтеналив-
ных судах замеряется еще деревянной рейкой с сантиметровыми
делениями. Калибровочные таблицы составляются не на основе
данных обмера каждого судна, а по чертежам на головной тип
судна разрабатываемой серии и не проверяются. Кроме того, не-
возможность полной выгрузки темных нефтепродуктов (мазутов)
из танкеров, а светлых нефтепродуктов и из несамоходных судов
препятствует точному определению массы перевозимых грузов.
Это имеет место также при паузках, когда замеры ведутся в одном
случае по резервуарам, в другом —: по судам. Учитывая сказанное
и то, что погрешность градуировочных таблиц на резервуары с бе-
реговыми трубопроводами значительно меньше погрешности судо-
вых измерений, целесообразно перейти к учету нефтепродуктов по
береговым резервуарам. '
Таким образом, несвоевременная зачистка нефтеналивных' су-
дов по некоторым бассейнам приводит к неполному использованию
их грузоподъемности, ухудшению качества перевозимого груза,
снижению точности учета и др. В фактические потери при пере-
возках речным флотом на основе сальдированных расчетов за на-
вигацию включаются излишки и недостатки, которые являются
результатом неточного учета количества нефтепродуктов при пауз-
ках и особенно в тех пунктах, где учет производится- по судовым за-
мерам (расстояние от береговых резервуаров до причалов более
2 км). Это приводит к искажению истинной величины потерь нефти
и нефтепродуктов. Установленный порядок сальдированных рас-
четов массы перевозимых нефтепродуктов в конце навигации сни-
жает ответственность пароходств за сдачу полного количества груза
по каждому судну.
Чтобы снизить потери нефтепродуктов от неполного Слива на-
ливных судов, в каждом случае необходимо требовать подготовку
судна под налив в соответствии с ГОСТ 1510^-76, собранные ос-
татки вовлекать в нефтегруз береговой емкости, передавать на
берег для повторной переработки, включать в нефтегруз танкеры
или использовать для собственных нужд в качестве топлива после
их регенерации (при условии оформления учета этих нефтепродуктов
в установленном порядке). -
125
В целях перехода к учету принятых и отпущенных нефтепродук-
тов для перевозки водным транспортом по береговым резервуарам
разработаны правила утверждения градуировочных таблиц 'на ре-
зервуары и технологические трубопроводы для нефти и нефтепро-
дуктов. В правилах предусматривается утверждение калибровоч-
ных таблиц резервуаров, участвующих в учетно-расчетных опера-
циях, органами Госстандарта СССР.
В целях упорядочения отчетности по потерям Госкомнефтепро-
дукт РСФСР внес поправки в форму 16 ПС и разработал инструк-
цию к ней (приложение 4). Для погрузки и выгрузки морских и
речных танкеров созданы и внедряются автоматизированные стен-
деры, установки с продуктовым селектором, где по одному стен-
деру при последующей зачистке можно сливать или наливать раз-
личные по сортам нефтепродукты (см. гл. 8).
ГЛАВА-5
ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
СО СТОЧНЫМИ ВОДАМИ
Движение сточных вод по всему циклу водоочистки сопровож-
дается потерями нефти и нефтепродуктов. Нефтепродукты частично
испаряются, частично уносятся вместе со сточной водой. Проведен-
ные ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР исследования показали,
что на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах из всех
потерь нефти и нефтепродуктов 7,5 % составляют потери со стоками.
На морских и речных нефтебазах, где производятся прием и очистка
балластных, подсланевых и льяльных вод, потери еще выше. Стро-
гая регламентация и нормирование сброса сточных вод в водоемы,
применение эффективных технологических процессов очистки спо-
собствуют не только сокращению потерь нефти и нефтепродуктов,
но и охране окружающей среды от загрязнения.
ИСТОЧНИКИ ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ
СТОЧНЫХ ВОД НА НЕФТЕБАЗАХ
И НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Сточные воды, образующиеся на нефтебазах, автозаправочных
станциях, наливных пунктах и перекачивающих станциях маги-
стральных нефтепроводов, подразделяются на производственные,
бытовые и ливневые. Объем и состав производственных стоков'за-
висят от Количества й вместимости резервуарных парков, наличия
насосных, котельных, наливных и сливных эстакад, гаражей, ме-
ханических мастерских, установок по регенерации масел, обезво-
живанию мазутов, цехов по изготовлению новых и ремонту посту-
пающих от потребителей бочек из-под нефтепродуктов, а также
от того, с какими нефтями и нефтепродуктами производятся опера-
ции (сернистые нефти, этилированные бензины) и др.
В состав производственных сточных вод входят:
подтоварная вода из резервуаров с обводненными нефтепродук-
тами, которая/ периодически выпускается через сифонный кран;
количество выпускаемой подтоварной воды зависит от диаметра
сифонного крана и меняется от 5 до 20 л/с;
вода от промывки резервуаров, количество которой зависит от
, производительности .зачистного оборудования (производительность
одного комплекта зачистного оборудования достигает 90 м3/ч);
127
вода от промывки трубопроводов, количество которой зависит
от длины и диаметра этого трубопровода;
стоки от насосных станций (охлаждение подшипников насосов);
вода от котельной, образующаяся при периодической продувке
котлов и химической водоочистке;
дренажные стоки из камер технологических трубопроводов, на-
сосных и другого оборудования;
стоки от пропарки бочек в бондарной мастерской (100—200 л
на одну бочку, но не более 1—2 л/с для всей бондарной);
стоки от мытья сливно-наливных эстакад и другого оборудова-
ния (составляют 3—4 л/с на 1 м2);
конденсат из пароподогревательных устройств резервуаров,
который не может быть повторно использован;
сточные воды из химической лаборатории.
Значительное количество загрязненных нефтепродуктами сточ-
ных вод образуется на нефтебазах, которые принимают на берего-
вые очистные сооружения балластные, промывочные, льяльные
и подсланевые воды с нефтеналивного флота.
Балластные воды образуются при морских перевозках нефте-
грузов, когда танкер вынужден принимать в часть танков заборт-
ную воду в качестве балласта. Смешиваясь с остатками груза в тан-
ках, балластная вода загрязняется нефтью. Содержание нефтепро-
дуктов в балластных водах достигает 5000—10000 мг/л.
Промывочные-воды образуются при мойке танков. Нефтепро-
дукты, оставшиеся на переборках и днище после выгрузки танкера,
образуют с моющей водой нефтеводяную смесь.'Иногда эта смесь
содержит химические препараты, используемые при мойке танков.
Льяльные воды образуются после промывки трюмов сухогруз-
ных судов, они собираются в льялах — осадочной части судна.
В машинных отделениях судов под еланями скапливаются отра-
ботанные воды, называемые подсланевыми. Хотя метод очистки
этих вод такой же, как и производственных сточных вод на нефте-
базах, но в связи с их значительным количеством для них строят спе-
циальные береговые и плавучие очистные сооружения.
К бытовым стокам относятся воды, поступающие от раковин,
умывальников, душевых, прачечных (хозяйственные воды), а также
стоки, загрязненные физиологическими отбросами (фекальные).
Ливневые сточные воды образуются вследствие атмосфернцх
осадков, смывающих пролитые нефтепродукты с территорий нефте-
баз, АЗС и перекачивающих станций магистральных нефтепрово-
дов. Количество этих стоков зависит от климатических условий,
а степень загрязнения нефтепродуктами — от санитарного состоя-
ния территории, производственных зданий и сооружений, их раз-
мещения, рельефа местности и. др. Ориентировочно концентрация
нефтепродуктов в указанных стоках составляет 2—20; мг/л. Рас-
считывая количество ливневых, вод, необходимо учитывать воды
от охлаждения резервуаров в случае пожара с обвалованной тер-
ритории резервуарных парков. Выпуск ливневых вод из обвало-
128
ванных резервуарных парков, сливных и наливных эстакад должен
регулироваться специальными приспособлениями с гидравличе-
скими затворами и запорными устройствами (хлопушками).
Для сточных вод устраивают раздельные сети канализации:
1) производственно-ливневая, в которую поступают нефтесо-
дёржащие производственные и ливневые воды;
2) хозяйственно-бытовая;
3) специальная для вод, загрязненных этилированными бензинами.
УМЕНЬШЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА СТОЧНЫХ ВОД
И СНИЖЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ В НИХ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Количество сточных вод, образующихся на нефтебазах (не при-
нимающих балластные воды), наливных пунктах, перекачивающих
станциях нефтепроводов*, определяется расходом воды на про-
изводственно-технологические и хозяйственно-бытовые нужды.
Рост потребления воды способствует увеличению количества
сточных вод. Основы водного законодательства СССР и союзных
республик требуют рационального использования вод, совершенст-
вования технологии производства и схем Водоснабжения, способст-
вующих уменьшению расхода воды. Наиболее прогрессивными
технологическими процессами являются оборотное водоснабжение
и воздушное охлаждение. Оборотное водоснабжение успешно ис-
пользуется на многих перекачивающих станциях магистральных
нефтепроводов. При этом вода от охлаждения торцовых уплотне-
ний насосов технологической насосной отводится в брызгальный
бассейн, где охлаждается, затем вновь подается к насосам.
В общем балансе стоков нефтебаз и перекачивающих станций
магистральных нефтепроводов образуется значительное количество
условно чистых вод, которые могут быть использованы повторно.
К таким водам может быть отнесен конденсат из подогревательных
устройств резервуаров, если строго соблюдаются правила их экс-
плуатации. Возможно использование ливневых вод при их отдель-
ном сборе и последующей обработке. Максимальное использование
этих вод в системе оборотного водоснабжения для технологических
и хозяйственно-бытовых нужд уменьшит количество сточных вод
и одновременно сократит расход чистой воды для этих целей.
В табл. 20 приведены укрупненные нормы водопотребления
и водоотведения на нефтебазах, перекачивающих станциях и на-
ливных пунктахТоскомнефтепродукта РСФСР (в м3 на 1000 т реа-
лизованного или перекачанного нефтепродукта). Введение этих
норм должно способствовать упорядочению использования воды.
Сокращение количества сточных вод должно сопровождаться сни-
жением в них концентрации нефтепродуктов и других вредных при-
месей, что повысит эффективность работы очистных сооружений.
Основными мероприятиями, уменьшающими содержание нефте-
продуктов в сточных водах, являются:
5 Заказ № 2652 1 29
Среднегодовой расход
Свежей нз источника
Предприятия Система водоснабже- ния ' последова- тельно и по- вторно ис- пользуемой технической для производствен- ных нужд питьевой для хозяйствен- но-бытовых .нужд
Перевалочные нефте- базы с грузооборотом, тыс. т: до 100 от 100 до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 5000 от 5000 и выше Распределительные нефтебазы с грузо- оборотом, тыс. т: до 30 от 30 до 60 от 60 до 100 от 100 до 300 и выше Перекачивающие стан- ции магистральных нефте- и нефтепродук- топроводов: а) головные с объе- мом перекачки, млн. т: до 1 от 1 до 5 от 5 до 10 б) промежуточные с объемом перекачки, млн. т: ДО 1 от 1 до 5 от 5 до 10 в) наливные пунк- ты с объемом налива, млн-, т: до 3 ' от 3 до 10 и выше Прямо- точная Прямо- точная Прямо- точная и оборот- ная 144,0 ' 144,0—84,0 84,0—52,0 89,0 89,0—63,2 63,2—43,6 Не более 105,7 40,3 \ 61,5 61,5—89,4 89,4—185,7 185,7—88,1 * 88,1—61,7 180,0 180,0—110,0 110,0—85,0 85,0-68,0 5,5 5,5—3,9 3,9—2,7 4,4 4,4—3,1 3,1 —2,2 Не более 5,4 3,0 91,8 91,8—40,1 40,1—22,9 22,9—8,2 8,2—5,1 34,0 . 34,0—42,0 42—51,0 51,0—35,0 15,1 5,1—1,5 1,5-1,0 5,1 5,1—1,5 1,5-1,0 Не более 2,5 1,5
повышение технического уровня эксплуатации оборудования;
герметизация резервуаров и технологического оборудования;
организация действенного лабораторного контроля за качест-
вом стоков;
исключение сброса в систему производственной канализации
отходов производства, не являющихся сточными водами (продукты
аварий, зачистки резервуаров и др.).
130
Таблица 20
ВОДЫ Среднегодовое количество выпускаемых в водоем сточных вод 'Безвозвратное потребление и потери воды
всего всего в том числе подлежащих очистке
производствен- ных бытовых
153,3 127,2 49,2 78,0 26,1
153,3—129,5 127,2—96,6 49,2—62,5 78,0—34,1 26,1-32,9 ,
129,5—208,6 96,2—217,3 62,5—197,9 34,1—19,4 32,9—8.7
208,6—96,3 217,3—108,4 197,9—101,9 19,4—6,5 8,7—12,1
96,3-66,8. 108,4—92,4 101,9—88,5 6,5—4,1 12,1—2,6.
214,0 56,0 . 27,0 29,0 158,0
214,0—152,0 56,0—67,7 27,0—52,0 - 29,0—35,7 158,0—84,3
152—136,0 67,7—101,3 52,0—68,0 35,7—33,3 84,3—34,7
136,0—103,0 101,3—84,2 68,0—54,4 33,3—29,8 34,7—18,8
10,6 11,0 6,8 4,2 0,4
10,6—5,4 11,0—6,5 6,8—4,4 4,2—2,1 0,4-1,1
5,4—3,7 6,5—4,8 4,4—2,8' 2,1—2,0 1,1
9,5 8,1 3,8 4,3 1,4
. 9,5—4,6 8,1—4,0 3,8—2,7 4,3—1,3 , ' 1,4-0,6
4,6—3,2 4,0—2,8 2,7—1,9 1,3—0,9 0,6—0,43
7,9 8,7 4,7 4,0 0,8
4,5 6,8 3,6 3,2 2,3
Необходимо расширить работы на флоте по сокращению коли-
чества балластных, льяльных и промывочных вод^ а также по сни-
жению их загрязнения нефтепродуктами.
4 Снижение количества сточных вод и концентрации в них нефте-
продуктов уменьшит эксплуатационные затраты на их очистку и
предотвратит загрязнение водоемов.
5*
131
МЕТОДЫ очистки сточных вод’
ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Для очистки от нефтепродуктов сточных вод на нефтебазах, на-
ливных пунктах, перекачивающих и автозаправочных станциях
применяют механический, физико-химический, химический и био-
химический методы.
Сточные воды, содержащие тетраэтилсвинец, очищают хлори-
рованием, экстракцией или озонированием. Если сброс очищенных
сточных вод в водоем запрещен, а повторное их использование не-
возможно, принимают меры к их ликвидации. В тех районах, где
среднегодовой слой испарения с зеркала воды выше среднегодового
уровня осадков, ликвидация сточных вод возможна путем их испа-
рения в прудах. Для ускорения процесса испарения и сокращения
земельных площадей под пруды-испарители на астраханских очист-
ных сооружениях построена распиливающая установка. Сточные
воды, содержащие 15—30 мг/л нефтепродуктов, из пруда-испари-
теля насосом под давлением до 1,6 МПа через коллектор подаются
к распыливающим форсункам, расположенным на высоте 9 м от
поверхности воды в пруде. При температуре 20—30 °C в среднем
испаряется до 56 % распиливаемых стоков, а неиспарившаяся
часть поступает в пруд.
В районах с низкой испаряемостью стоки ликвидируют путем
их сжигания в циклонной печи при температуре 1000 °C.
МЕХАНИЧЕСКИЙ|МЕТОД ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
Механический метод очистки основан на отстаивании и фильтра-
ции сточных вод. Для отделения грубодиспергированных нефтяных
частиц и механических примесей используют песколовки, буфер-
ные резервуары, нефтеловушки, фильтры и пруды.
Песколовки щелевые (рис. 56) и горизонтальные (рис. 57) пред-
назначены для улавливания песка и механических примесей, по-
ступающих со сточными водами. На очистных сооружениях с ко-
личеством стоков от 5 до 100 м3/ч ставят щелевые песколовки, а на
сооружениях с большим количеством стоков — горизонтальные.
Скорость движения потока сточных вод, при которой происходит
осаждение механических примесей,не должна превышать 0,6—1 м/с
в щелевых песколовках и 0,15—0,3 м/с в горизонтальных. Эксплуа-
тация песколовок заключается в постоянном контроле за песком
и уровнем воды. Размер щели в песколовке устанавливают в за-
висимости от величины механических примесей (песка), поступаю-
щих вместе-со стоками.
Отстаивание сточных вод, при котором выделяется до 95 % пла-
вающих нефтепродуктов, производят в буферных вертикальных ме-
таллических резервуарах. Эти резервуары используют также для
усреднения качества поступающих сточных вод от различных объек-
тов.
132.
2
Рис. 56. Песколовка щелевая:
/ — труба; 2 — крышка; 3 — лоток с щелью; 4 — иловая часть
Рис. 57. Песколовка горизонтальная:
/ — решетка; 2 — шибер; 3 — эжектор; 4 — пульпопровод; 5 — напорный водопровод
Основную массу нефтепродуктов из сточных вод отбирают в
нефтеловушках, представляющих собой отстойники горизонталь-
ного типа. Из-за разницы удельного веса нефтяные частицы всплы-
вают на поверхность воды, а механические примеси оседают на дно.
Имеются одно- и многосекционные нефтеловушки. Секции работают
параллельно. „ . '
На рис. 58 показана типовая нефтеловушка, установленная на
одной из перевалочных нефтебаз. Нефть собирается в начале и в
конце секции щелевыми поворотными трубами, а осадок удаляется
через донный клапан’ или с помощью гидроэжектора. --
Эффективность работы нефтеловушки зависит от своевременного
удаления всплывшего нефтепродукта и выпавшего осадка. Следует
заметить, что из-за струйности потока поступающей на очистку
воды сокращается время ее пребывания в ловушке и снижается
эффективность очистки. Отстой стоков в этих ловушках при нор-
мальной их эксплуатации невысок, а содержание нефтепродуктов
в них снижается до 50—100 мг/л.
Наиболее эффективны многополочные нефтеловушки с наклон-
ными параллельными пластинами (рис. 59). В них по сравнению
с типовыми нефтеловушками достигается более равномерное рас-
пределение сточной воды по живому сечению межполочного про-
странства. Они занимают меньшую площадь и более экономичны.
Степень очистки сточных- вод от нефтепродуктов в многополочной
нефтеловушке составляет 40—50 мг/л при начальном их содержа-
нии до 2000 мг/л.
133
Рис. 58. Нефтеловушка типовая:
1 — водоподводящая труба; 2 — полупогруженные перегородки; 3 — штурвал; 4 —
донный клапан; 5 — нефтесборные трубы; 5 — электродвигатель; 7 — скребковый тран-
спортер; 3 — сборный лоток; 9 — водоотводящая труба
В ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР проведены исследования
многополочной нефтеловушки, скомбинированной с фильтрами из
древесных опилок. Нефтеловушка выполнена в виде горизонталь-
ной металлической емкости, разделенной вертикальными перего-
родками на секции. Первая секция, отстойная, разделена по вы-
' соте на ряд зон параллельными пластинами, расположенными под
углом 45°. Расстояние между пластинами 100 мм. Пластины для
удобства эксплуатации и монтажа выполнены в виде трех контей-
неров размером 500 X 625 X 1300 мм каждый. Равномерное рас-
пределение потока сточной жидкости по отстойным зонам дости-
гается с помощью перфорированного устройства, присоединенного
к входному патрубку нефтеловушки. Следующие две секции —
фильтровальные. В них расположены ячейки, в которые встав-
ляются фильтры. Фильтры выполнены в виде съемных металличе-
ских каркасов с дырчатым днищем. На дно каждого фильтра и
сверху фильтрующей загрузки помещается сетка из стекловолокна.
Контейнеры с пластинами и фильтры устанавливают в нефтело-
вушку с помощьк) подъемного устройства.
Исследовались стоки, содержащие нефтепродукты (дизельное
топливо, керосин) от 1000 до 5000 мг/л. Как показали опыты, па-
раллельные пластины в отстойной зоне нефтеловушки способствуют
интенсификации процесса отстаивания. При этом в 1,5—2 раза
улучшается качество механической очистки. Степень очистки на-
ходится в прямой зависимости от начальной концентрации нефте-
продукта в сточной воде, пропускной способности ловушки и ско-
рости фильтрации. Удельная поглощаемость нефтепродуктов дре-
весной стружкой за период фильтроциклов составляет почти
500 г/кг. Снижение производительности к концу фильтроцикда
обусловливается повышением сопротивления фильтрующей за-
грузки в результате ее загрязнения и набухания.
134
Рис. 59. Нефтеловушка многополочная:
1 — лебедка; 2 —переточная труба гидравлического затвора; 3 —нефтеотводящая труба;
4 — колпак; 5 — вентиляционная труба; 6 — решетчатый настил; 7 — предохранитель-
ная решетка; 8,— пескоуловитель; 9 — шланг для удаления осадков; 10 — перегородка;
11 — осадок; 12 — трос; 13 — колодец для нефти
Рис. 60. Нефтеловушки с наклонными пластинами и встроенными фильтрами:
1 — наклонные пластины; 2 — корпус; 3 — воронка для сброса нефтепродукта; 4 — вер-
тикальные перегородки; 5 — воронка для слива очищенной воды; 6 — фильтры; 7, 8,
10 пробоотборники; 9 — патрубок для отвода нефтепродукта; Г1 — перфорированное
устройство
Можно использовать нефтеловушки с параллельными пласти-
нами и встроенными фильтрами с загрузкой из древесных стружек
(рис. 60) для очистки промышленных стоков при пропускной спо-
собности 20 м3/сут до остаточного содержания нефтепродуктов в воде
менее 10 мг/л. Такие нефтеловушки эффективно эксплуатировать
на нефтебазах с небольшим грузооборотом и на перекачивающих
станциях магистральных нефтепроводов.
В случае неэффективности действия нефтеловушек при большом
количестве сточных вод рекомендуется применять радиальные от-
стойники, в которых вода движется радиально от центра, где ско-
рость максимальная, к периферии, где она минимальная. Сточная
вода через центральное распределительное устройство поступает
в отстойник, откуда всплывшие вещества удаляются в бункер под-
весным устройством, размещенным на вращающейся ферме, а ос-
ветленная вода поступает в круговой периферийный желоб. Время
отстоя 1,5—2 ч. Степень очистки вод от нефтепродуктов до 70 мг/л.
После механического отстаивания в нефтеловушках или в ра-
диальных отстойниках стоки могут быть направлены на фильтро-
вание, которое осуществляется в напорных или безнапорных фильт-
рах. В качестве фильтрующих материалов используют предвари-
тельно промытый и отсортированный гравий, кварцевый песок,
древесный уголь, синтетические и полимерные материалы (стекло-
кварц, стекловолокно, пенополиуретан) и др. Наиболее распро-
страненной до последнего времени была песчано-гравийная за-
грузка. При фильтровании сточных вод, содержащих нефтепро-
дукты, через такую загрузку отмечались низкие скорости очистки
(3—5 м/ч) и ограниченные концентрации нефтепродуктов в исход-
ной воде (не более 100—150 мг/л).
В настоящее время наиболее эффективным фильтрующим мате-
риалом является пенополиуретан А-ТУ-35-ХП № 395-62. Это гид-
рофобный, плохоемачиваемый водой материал. Бензин, керосин
и другие нефтепродукты не оказывают влияния на его стойкость,
1 дм2 материала поглощает 950—980 г нефтепродуктов. Интенсив-
ность поглощения 1—5 с. Регенерация осуществляется путем от-
жатия, при одном отжатии удаляется до 95 % нефтепродуктов. Эти
данною свидетельствуют о возможности значительного упрощения
технологической схемы механической очистки сточных вод и по-
вышения глубины очистки. Так, при очистке сточных вод с исход-
ной концентрацией нефтепродуктов до 5000 мг/л и механических
примесей до 300 мг/л по схеме нефтеловушка—пенополиуретановый
фильтр остаточное содержание нефтепродуктов составляло 10—
15 мг/л, механических примесей 2—6 мг/л. Использование в каче-
стве загрузки пенополиуретана позволяет осуществлять фильтра-
цию со скоростью 15—30 м/ч, что значительно увеличивает про-
пускную способность сооружения.
Дополнительное отстаивание сточных вод осуществляется в пру-
дах. Пруды-отстойники представляют собой земляные бассейны
(рис. 61), состоящие из нескольких отделений, днище и откосы ко-
136
5
Рис. 61. Пруд дополнительного отстаивания:
1 — колодец для впуска сточных вод; 2 — распределительный коллектор; 3 — шарнир-
ная нефтесборная труба; 4 — лебедка; 5 — перепускные трубы; 6 — трубчатый выход;
7 — сбросный колодец
Рис. 62. Радиальный флотатор
торых покрываются противофильтрующими экранами (глина, суг-
линки, бетонные плиты, полиэтиленовая пленка и др.).
Остаточное содержание нефтепродуктов в сточной воде зависит
от времени отстаивания, обычно оно не превышает 30 мг/л.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ МЕТОД ОЧИСТКИ
СТОЧНЫХ вод
Одним из методов физико-химической очистки сточных вод яв-
ляется флотационный. Флотация основана. на использовании
подъемной силы пузырьков воздуха, которыми искусственно на-
137
Рис. 63. Схема флотационной установки:
1 — насос; 2, 3 — эжекторы; 4 —сетчатый фильтр; 5 — бачок для коагулянта; 6 — на-
порный резервуар; 7 — выпускной клапан; 8 — флотационная камера; 9 — отстойная
камера; 10 — скребки для удаления пены; 11 — сборные трубы для очищенной воды;
•12 — трубопровод для промышленных стоков; 13 — трубопровод для коагулянта
сыщается вода. В зависимости от объема сточных вод, степени их
загрязнения нефтепродуктами и механическими примесями при-
меняют круглые (радиальные) флотаторы с объемом стоков до
1000 м3/ч и прямоугольные одно- и многокамерные с объемом сто-
ков до 60 м3/ч. Радиальный флотатор (рис. 62) представляет собой
железобетонный корпус 1 с коническим днищем, внутри которого'
устроена круглая флотационная камера 2. На дне камеры установ-
лен вращающийся водораспределитель 3. Над поверхностью воды
помещен пеносливной лоток 4. Для сгона пены к нему служат вра-
щающиеся скребки 5. Кольцевой водослив 6 обеспечивает равно-
мерный сбор и отвод очищенной воды, а подвесная стенка 7 задер-
живает пену.
Из всех способов флотации (напорная, вакуумная, импеллер-
ная и др.) наибольшее распространение получила напорная, при
которой очищаемая вода насыщается воздухом под избыточным дав-
лением, затем выпускается во флотационный резервуар, находя-
щийся под атмосферным давлением.,
С целью повышения эффективности флотационной очистки в
сточную воду добавляют коагулянт в виде растворов глинозема,
хлорного или сернокислого железа и др. Коагулянты позволяют
удалять из сточных вод загрязнения в виде стойких эмульсий в кол-
138
лоидном И частично в растворенном состоянии. Принципиальная
схема флотационной установки показана на рис. 63.
Сточные воды после отстоя в нефтеловушке центробежным на-
сосом подаются в напорный бак под давлением 0,3—0,35 МПа.
Атмосферный воздух (3—5» % от объема сточной воды) вводится во
всасывающую линию насоса через эжектор. Растворение воздуха
в воде осуществляется в напорном баке, рассчитанном на пребыва-
ние в нем воды в течение 1—3 мин. Из него насыщенная воздухом
вода выпускается в открытый флотатор, оборудованный устройст-
вами для распределения и сбора сточной воды и удаления пены.
Одновременно с поступлением воды во флотационную камеру по-
дается раствор коагулянта (глинозема), хлопья которого сорби-
руют частицы загрязнений и вместе с мельчайшими пузырьками
воздуха всплывают на поверхность. Образующаяся на поверхности
воды пена.удаляется в пеноприемник, а очищенная вода отводится
из нижней части отстойной камеры флотатора. ~
Контроль за ходом флотационной очистки заключается в на-
блюдении за'всплытием пузырьков воздуха и осветлением сточной
воды, отобранной в стеклянный цилиндр из флотационной камеры.
Перебои в подаче воздуха, неправильная дозировка коагулянта,
резкое увеличение концентрации нефтепродуктов в поступающей
воде нарушают режим работы флотационной установки.
К физико-химическим методам очистки относится и электро-
флотация, которая начинает применяться на нефтебазах, где об-
разуются сильно эмульгированные стоки с большим содержанием
нефтепродуктов. К этим стокам относятся балластные, льяльные
и промывочные воды, принимаемые с судов на очистные сооруже-
ния.
Если на флотационных установках напорного типа сточную воду
насыщают воздухом, мельчайшие пузырьки которого увлекают на
поверхность воды частицы нефтепродуктов и скоагулированные
взвешенные вещества, то при электрофлотации насыщение сточной.
воды производится микропузырьками водорода и кислорода, обра-
зующимися при ее электролизе под действием постоянного электри-
ческого тока.
Один из электрофлотаторов представлен на рис. 64. Это ради-
альный отстойник диаметром 6000 мм, глубиной 3000 мм с встроен-
ной внутри его подвесной электрофлотационной. камерой диамет-
ром 1500 мм, высотой 2000 мм и устройствами для сгребания пены
и осадка.
Флотационная камера выполняется в виде металлического ци-
линдра, концентрично: размещенного в радиальном отстойнике.
Для удобства эксплуатации камера предусматривается разъемной
с фланцевым соединением верхнего и нижнего цилиндра.
В центре флотационной камеры имеется вал для привода вра-
вдающегося водораспределителя и донных скребков. В нижней
части флотационной камеры расположены два электрода площадью
1,8—2 м2. Электроды выполнены в виде наборов пластин: графито-
139
Рис. 64. Электрофлотатор:
1 — комбинированный механизм распределения сточной воды, сгребания пены и сбора
осадка; 2 — пеносборный лоток; 3 — электрофлотационная камера; 4 — катох 5 — анод;
— трубопровод для опорожнения электрофлотатора
вых — анод, из нержавеющей стали — катод. Концы электродов
выведены на наружную поверхность флотационной камеры и изо-
лируются от нее. Расстояние между электродами 10—15 мм. К элек-
тродам подводится постоянный ток. При движении воды между
электродами под действием электрического тока происходят ее
электролиз и флотация.
Электролизу способствует то, что процесс электрофлотации
протекает в щелочной среде с добавлением коагулянта, хлористого
или сернокислого магния. Соли магния вступают в реакцию со
щелочью, на которой сорбируются коллоиднорастворимые и эмуль-
гированные нефтепродукты.
Выделяющиеся у катода пузырьки водорода, поднимаясь на
поверхность, увлекают за собой мельчайшие частицы нефтепродук-
тов и взвешенных веществ, скоагулированных гидроокисью магния,
и образуют пенообразный слой. У анода разряжаются гидроксиль-
ные ионы с образованием молекул воды и кислорода, который окис-
ляет находящиеся в сточной воде нефтепродукты.
Эффективность очистки сточных вод зависит от начального их
загрязнения эфирорастворимыми веществами, щелочности, дли-
тельности электрофлотации, дозы коагулянта и плотности тока
(отношение силы тока к рабочей площади анода). С повышением
плотности тока увеличивается скорость электрофлотации, так как
140
увеличивается число газо-
вых пузырьков', выделяю-
щихся на электроде. Оп-
тимальная плотность тока
обеспечивает максималь-
ную скорость процесса
разделения обрабатывае-
мой жидкости при опреде-
ленной высоте слоя.
Отсутствие данных об
эффективности доочистки
сточных вод потребовало
проведения специальных
исследований. Серия экс-
периментов была выпол-
нена ЦНИЛГоскомНефте-
продукта РСФСР с раз-
личными вариантами
электрофлотатора в лабора-
торных условиях. Иссле-
Рис. 65. Схема электрофлотационной ус-
тановки:
1 — переливная труба; 2 — напорная труба; 3 —
напорный бак; 4 — поплавковое устройство; 5 —
вентили; 6 — отвод пены; 7 — электропривод
скребка; 8 — электрофлотатор; 9 — воздушная
трубка; 10 — флотационная камера; 11 — отвод
очищенной, воды*, 12 — электроды
дования проводились на
сточных водах с различ-
ной загрязненностью с це-
лью нахождения оптималь-
ных условий очистки —
плотности тока, расхода
сточной воды, обусловли-
вающей продолжительность пребывания сточной воды'в камере элек-
трофлотатора, начальной загрязненности стоков и др. Принципи-
альная технологическая схема электрофлотационной установки
приведена на рис. 65.
Сначала, лабораторный электрофлотатор представлял собой ра-
диальный отстойник из органического стекла диаметром 520 мм
и рабочей высотой 580 мм с встроенной внутри него электрофлота-
ционной камерой диаметром 66 мм и высотой 115 мм. В нижней
части флотационной камеры были установлены электроды в виде
дисков. К электродам с помощью селенового выпрямителя СВ-24
подводился постоянный ток напряжением не более 30 В. Подача
сточной воды во флотационную камеру осуществлялась в динамиче-
ских условиях по стеклянной трубке, проходящей по центру ка-
меры. При движении воды между электродами под дейст-
вием электрического тока происходили ее электролиз и флотация
частиц загрязнений образующимися газовыми пузырьками. Из
нижней части флотационной камеры сточная вода поступала в от-
стойную часть, а из нее — в лоток очищенной воды, где отбиралась
проба, и далее в сборную емкость. Дальнейшие эксперименты про-
водились с добавлением в очищаемую воду коагулянта (хлористого
или сернокислого магния) в количестве 500 мг/л. На очистку по-
141
давалась сточная вода с содержанием экстрагируемых веществ не
более 100 мг/л. Щелочность среды до pH = 7,5ч-8 создавалась
добавлением к очищенной воде соды или щелочи.
. Очистка сточных вод от экстрагируемых веществ составляла
от 25 до 84,8 %. Наилучшее насыщение сточной воды пузырьками
газа наблюдалось при использовании электродов диаметром 53 мм
из нержавеющей стали, расположенных на расстоянии 7—10 мм
друг от друга. Эффект очистки изменялся в зависимости от плот-
ности тока, расхода сточной воды, обусловливающего продолжи-
тельность пребывания воды во флотационной камере, и начального
загрязнения стоков, Однако во всех экспериментах вследствие ра-
створимости металлических электродов наблюдалось увеличение
содержания железа в очищенной воде.
В дальнейшем эксперименты’проводились только с учетом фло-
тационной камеры, подбора различных по размеру и расположению
электродов, плотности тока, увеличения степени загрязнения сточ-
ных вод, экстрагируемых хлороформом и гексаном.
Исследования показали, что удовлетворительная степень очистки
до 150 мг/л и ниже может быть достигнута с исходным содержанием
эфирорастворимых даже выше 1000 мг/л и щелочностью не выше
50 мг-экв/л.
Удельный расход электроэнергии (в кВт-ч/т) при электрофлота-
ционной очистке сточных вод рассчитывался по формуле
£ = и/т/1000ш, ' (125)
где и — напряжение постоянного электрического тока, В; I
сила тока, А;
I = yS, - (126)
здесь у — плотность тока, А/см2; S — рабочая поверхность элек-
тродов, см2; т — продолжительность процесса, ч; w — масса очи-
щаемой воды, т. .
Расход металла электродов определялся по формуле
а/т, (127)
где а — электрохимический эквивалент вещества; т — время про-
хождения тока, ч. ~
Электрофлотация как метод доочистки сточных вод может быть
рекомендована для более загрязненных стоков, представляющих
стойкие эмульсии. Напрарлению сточных вод на электрофлотацию
должны предшествовать подогрев и термоотстой в буферных ре-
зервуарах.
За оптимальные условия процесса электрофлотации прини-
маются минимальные значения плотности тока и длительности
электрофлотации, обеспечивающие необходимую степень очистки
сточных вод.
142
ХИМИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД
ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ
При химической очистке различные реагенты способствуют пре-
вращению загрязнений, находящихся в сточной воде, в безвредные
вещества.
К процессам химической очистки сточных вод относятся хлори-
рование и озонирование. Хлорирование основано на окислитель-
ном и бактерицидном действии атомарного кислорода, образующе-
гося при реакции хлорной извести со сточными водами. Хлориро-
вание обычно применяют для окончательного обезвреживания вод,
особенно загрязненных тетраэтилсвинцом.
Установка для хлорирования обычно состоит из растворного
бака, в котором приготовляют раствор хлорной извести, и несколь-
ких контактных резервуаров. Раствор хлорной извести подают -
в контактный резервуар, где производится его перемешивание с во-
дой с помощью мешалки или циркуляционного насоса. Расход
раствора хлорной извести составляет 1—1,3 кг на 1 м3 стоков.
Наиболее интенсивное разрушение тетраэтилсвинца происхо-
дит в течение первых 2 ч перемешивания с хлорной известью. Од-
нако не всегда за этот период происходит полное окисление тетра-
этилсвинца и выявляется необходимость увеличения времени кон-
тактирования стоков с хлорной известью. Остаточное содержание
тетраэтилсвинца после хлорирования зависит от его начальной
концентрации в сточной воде. На одной из нефтебаз при исходной
концентрации тетраэтилсвинца в сточной воде 0,6—1,0. мг/л при
2-часовом перемешивании остаточное его содержание оказалось
0,43—0,71 мг/л, при 8-часовом перемешивании 0,24—0,39 мг/л
и при 16-часовом — 0,11—0,18 мг/л (с перерывом 12 ч при 8-часо- .
вом перемешивании). Для удаления остаточного тетраэтилсвинца
необходимо дополнительное отстаивание хлорированных стоков.
Продолжительность отстаивания при температуре 20—30 °C в от-
крытых хранилищах составляет 5—10 сут.
Метод озонирования сточных вод основан на использовании
озона для окисления органических примесей, находящихся в сточ-
ной воде. Обычно озон получают из очищенного и высушенного
воздуха или кислорода в условиях электрического разряда.
Озонатор имеет трубчатую конструкцию, т. е. состоит из пакета
трубчатых элементов, размещенных параллельно друг другу в об-
щем цилиндрическом корпусе. Электродами низкого напряжения
являются цилиндры из нержавеющей стали. Внутри каждого ци-
линдра концентрично расположены стеклянные трубки с покрытиями
из диэлектрического материала (графита, алюминия и др.). Они
служат электродами высокого напряжения.
В очищаемую сточную воду озон вводят различными способами:
барботированием через слой воды, противоточной абсорбцией в аб-
сорбентах насадкой, смешением в эжекторах или специальных ро-
торных механических смесителях и т. д. Принципиальная схема
143
Рис. 66. Схема очистки сточных вод методом озонирования:
/ — трубопровод очищенной воды; 2 — резервуары для контакта сточных вод с озониро-
ванным воздухом; 3 — трубопровод сточной воды; 4 — электрооборудование для полу-
чения ТВЧ; 5 —.озонаторы; 6 —трубопровод системы охлаждения; 7 —фильтры для
очистки воздуха после адсорберов; 8 — адсорберы; 9 — воздухоподогреватель; 10 —
влагоотделитель; 11 — ресивер; 12 — воздуходувка; 13 —воздушный фильтр
получения озона и очистки сточных вод озонированием показана
на рис. 66. Воздух из атмосферы забирается компрессоррм и по-
дается в осушители, заполненные силикагелем или активирован-
ным алюмогелем. Регенерацию осушителя осуществляют продув-
кой горячим воздухом. Воздух из осушителей поступает в озона-
торы, откуда озоновоздушная смесь идет на контактирование со
сточной водой.
Расход озона на окисление нефтепродуктов и остаточное их со-
держание в очищенной воде зависит от степени загрязнения стоков
и времени контактирования их с озоновоздушной смесью. Для
очистки сточной воды с начальным нефтесодержанием 10—20 мг/л
при контактировании до 50 мин требуется озона примерно 5 мг/л.
В состав береговых очистных сооружений некоторых нефтебаз
входит установка для доочистки озонированием балластных, под-
сланевых, льяльных и промсточных вод.
Источником 'получения озона является озонаторная установка
УОГ-2300М. Озонирование предусмотрено в две ступени. Перед
каждой из них стоки проходят дополнительную очистку на верти-
кальных напорных фильтрах. Фильтры первой ступени загружены
кварцевым песком, фильтры второй — сульфоуглем.
Насыщение очищаемой воды озоном осуществляется в контакт-
ных резервуарах вместимостью до 20 м3 (четыре резервуара на пер-
вой ступени, два — на второй), которые представляют собой на-
порные баки. Внутри баков расположен не доходящий до верха вер-
тикальный цилиндр, направляющий и удлиняющий путь водога-
зовой смеси.
Очищаемая вода после фильтров под давлением 1,7 МПа посту-
пает в эжектор. Туда же подается озонированный воздух, и вся
водогазовая смесь направляется в нижнюю часть контактного ре-
зервуара. Контакт осуществляется под давлением 0,2 МПа при
144
совместном движении водогазовой смеси по восходящей спирали
в течение 30 мин.
Озонированная вода из верхней ступени отводится в резервуар
для выделения непрореагировавшего озона, затем через напорные,
фильтры под давлением 1 МПа подается на вторую ступень озони-
рования. Время контакта водогазовой смеси на этой ступени 15 мин.
В качестве резервуаров для выделения озона из воды предусмат-
риваются флотаторы диаметром 6 м, оборудованные только вра-
щающимся водораспределителем и вентиляционной трубой. Расчет-
ное время пребывания озонированной воды в резервуарах 30 мин.
Очищенная вода после выделения из нее озона по напорно-са-
мотечному трубопроводу сбрасывается через рассеивающий выпуск.
Эффективность очистки сточных вод после второй ступени озо-
нирования составляет не более 1—3 мг/л нефтепродуктов.
Особо важное значение приобретает метод озонирования для
очистки этилсодержащих сточных вод, так как запрещено сбрасы-
вать в водоемы стоки, содержащие тетраэтилсвинец. Эффективность
очистки этилированных стоков зависит от их состава. Стоки, взя-
тые при зачистке резервуаров из-под этилированных бензинов,
представляют собой стойкую эмульсию и, кроме тетраэтилсвинца,
содержат нефтепродукты, смолистые вещества, нафтеновые кислоты
и др. Озонирование этих стоков рекомендуется производить после
предварительной их очисткиют указанных веществ.
Лабор'аторные исследования ЦНИЛ Госкомнефтепродукта
РСФСР показали, что сточная вода с содержанием тетраэтилсвинца
до 0,5 мг/л полностью обезвреживается после 50 мин озонирования.
Расход озона на окисление составляет 46—62 мг на 1 л Сточной воды
и 0,6—2,7 мг на 1 мг окисляющихся загрязнений. При большом
содержании тетраэтилсвинца в сточной воде расход озона увеличи-
вается. Так, при содержании тетраэтилсвинца 2,23—2,55 мг/л при
той же продолжительности озонирования необходимо увеличение
дозы озона до 11,7—13,1 мг/л.
Окисление тетраэтилсвинца озоном приводит к увеличению со-
держания в сточной воде минерального свинца (предельно допу-
стимая крнцентрация составляет 0,Г мг/л). Для удаления мине-
рального свинца из сточных вод необходима обработка их извест-
ковым молоком (примерно 200 мг/л).
Один из методов обезвреживания этилсодержащих сточных вод—
экстракция, основанная на извлечении неэтилированным бензином
тетраэтилсвинца. Этот процесс осуществляется на экстракционной
установке (рис. 67) путем последовательного трехступенчатого экс-
трагирования тетраэтилсвинца неэтилированным бензином. Соот-
ношение объемов бензина и сточной воды 1 : 25. Этилсодержащие
стоки очищают сначала в нефтеловушке, затем их подают в прием-
ный резервуар экстракционной установки.
Смешение сточной воды, загрязненной тетраэтилсвинцом, с не-
этилированным бензином осуществляется при помощи дозирующих
насосов в трех муфтовых вентилях, а разделение воды и экстрагента
145
с извлеченным тетраэтилсвин-
цом—последовательно в^'трех
напорных отстойниках. Кон-
троль за распределением экс-
трагента на три равные части
ведется при помощи ротамет-
ров, установленных на напор-
ных линиях экстрагента пе-
ред муфтовыми вентилями.
Для контроля за давлением
на выкидных линиях насосов
и Отстойников, а также на
линиях подачи этилирован-
ных стоков и неэтилирован-
ного бензина до и после- муф-
товых вентилей установлены
манометры. Из последнего
(третьего) отстойника сточ-
ные воды поступают на до-
статических условиях в без-
Рис. 67. Принципиальная схема экс-
тракционной установки:
а — этилсодёржащие стоки; б — свежий
экстрагент; в — отработанный экстрагент;
г — очищенные стоки; 1~ приемный резер-
вуар; 2 — насосы; 3 — -муфтовые вентили; 4 —
напорные отстойники; 5 — безнапорный от-
стойник; 6 резервуар для свежего .экстр-
агента
полнительный 10-часовой отстой в
напорный отстойник.
Отработанный экстрагент из напорных отстойников откачи-
вается в емкость для этилированного бензина, а всплывший оста-
точный экстрагент из безнапорных отстойников сбрасывается в при-
емный резервуар сточных вод, загрязненных тетраэтилсвинцом, для
последующей очистки. После сброса всплывшего экстрагента и по-
лучения анализа об отсутствии в стоках тетраэтилсвинца их выпу-
скают в сеть производственной канализации.
Результаты очистки этилированных стоков на экстракционной
установке показаны в табл. 21.
На эффективность очистки сточных вод от тетраэтилсвинца
влияет предварительная очистка стоков от нефтепродуктов.
БИОХИМИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД
Биохимическая очистка основана на способности микроорганиз-
мов потреблять нефть и нефтепродукты, содержащиеся в сточных
водах, для своей жизнедеятельности.- Процессы биохимического
Таблица 21
Содержание в стоках тетраэтилсвинца, мг/л Эффективность очистки, %
до очистки после очистки
0,0130 0,0049 62,4
0,0130 0,0420 • 67,7
0,0076 0,0000 100,0
0,0150 0,0002 ' 98,7
146
Рис. 68. Схема станции биологической очистки сточных вод-.
а — очищаемые стоки; б — дренажная вода; ъ — избыточный активный ил; 1 — очищен-
ная вода; 2 — вторичный отстойник; 3 — бак с раствором хлорной извести; 4 — ершо-
вый смеситель; 5 — насос для ила; 6 — площадки для ила; 7 — промышленные стойки;
8 — насосная; 9—хозяйственные стоки; 10 —двухъярусный отстойник; 11 —био-
фильтр -
окисления могут осуществляться на полях орошения, полях филь-
трации, в биофильтрах, аэротенках и биохимических прудах.
Очистные сооружения со станциями биохимической очистки
(рис. 68) эксплуатируются на ряде перекачивающих станций н
других объектах.
Для обеспечения биохимической очистки производственные
сточные воды, предварительно очищенные механическими и физико-
химическими методами, смешиваются с хозяйственно-бытовыми
в приемном резервуаре (на некоторых станциях смешение промыш-
ленных стоков с фекальными происходит в соотношении 1,7 : 10).
Из приемного резервуара стоки насосом подаются в двухъярус-
ный первичный отстойник, где происходит удаление из них взве-
шенных веществ (от 30 до 60 % в зависимости от начальной кон-
центрации). Доочистка производится в биофильтрах, отстойниках
и хлораторной. На нефтебазах и перекачивающих станциях приме-
няют капельные биофильтры непрерывного действия с естествен-
ной вентиляцией (рис. 69). Биофильтр состоит из непроницаемого-
основания, дренажа, боковых стенок, фильтрующего материала.
Сточная вода из двухъярусных отстойников через распредели-
тельные устройства периодически подается на поверхность био-
фильтра. Проходя через фильтрующую загрузку, выполненную
обычно из водоустойчивых материалов (шлак, гранитный щебень,
10* 147
4200
Рис. 69. Биофильтр:
1 — распределительный бак; 2 — распределительная сеть; 3 — камера для загрузочного
материала; .4 — железобетонная стенка; 5 — отводящий лоток
пластмассы и др.), она оставляет в ней взвешенные и коллоидные
органические вещества, которые создают биопленку, густо засе-
ленную микроорганизмами. Обмен воздуха происходит при естест-
венной его вентиляции через открытую поверхность и путем дре-
нажа биофильтра. В таких условиях микроорганизмы окисляют
растворенные органические вещества и очищают сточные воды от
нефтепродукта, активная биологическая пленка при этом увеличи-
вается.
Биохимическая очистка сточных вод может осуществляться
в аэротенках, представляющих собой резервуар или открытый бас-
сейн, где очистка стоков происходит под воздействием микроорга-
низмов активного или в присутствии кислорода воздуха. Для ин-
тенсификации процессов биологической очистки сточных вод вы-
явлена целесообразность подачи в аэротенки вместо воздуха
90 %-ного технического кислорода. При этом процесс очистки сто-
ков ускоряется в 4—5 раз.
Процесс биологической очистки интенсивно идет при использо-
вании струйной аэрации. Принцип ее заключается в том, что сточ-
ную воду из аэротенка непрерывно перекачивают через аэрирую-
148 . , '
щее устройство и в виде струй, насыщенных пузырьками воздуха,
почти вертикально направляют на поверхность жидкости в аэро-
тенках. Струи, проникая в жидкость, дополнительно захватывают
воздух из атмосферы, благодаря чему достигается интенсивное на-
сыщение воды кислородом и ее хорошее перемешивание во всем
объеме аэротенка.
Высокая турбулентность жидкости препятствует укрупнению
хлопьев активного ила, увеличивает поверхность, контакта микро-
. организмов со сточной водой и улучшает поступление к ним кисло-
рода и питательных веществ.
Применение струйной аэрации позволяет исключить перебои
в работе аэротенка, повысить эффект очистки сточных вод в 3 раза?
(продолжительность обработки воды сокращается до 3,5 ч) и улуч-
шить технологические параметры работы аэротенка: увеличить,
скорость ввода кислорода воздуха, снизить в 2,5 раза затраты элек-
троэнергии на его подачу.
Эффективное протекание процесса биохимического окисления
возможно только при соблюдении условий, не нарушающих жизне-
деятельность микроорганизмов. Эти условия зависят от концентра-
ции некоторых вредных веществ в сточных водах. Так, нефти и
нефтепродуктов в них не должно быть больше 25 мг/л, всех раство-
ренных солей более 10 г/л, а нерастворенных масел, смол, поверх-
ностно-активных веществ (ПАВ) полное отсутствие; содержание
\ биогенных элементов на каждые 100 мг/л сточных вод: азота не
менее 5 мг/л, фосфора 1 мг/л. Активная реакция среды (pH), ко-
торая влияет на брожение и вспенивание, не должна быть менее
6,5 и более 8,5. Температура — не ниже и не выше 30 °C.
Контроль за поступлением кислорода, необходимого для окис-
ления органических веществ, содержащихся в сточной воде, осу-
ществляется определением его биохимического потребления^(ВПК),
которое выражается в миллиграммах кислорода на 1 л сточной
воды.
Таблица 22'
Сооружения Содержание нефтепродуктов в сточной воде, мг/л
исходное остаточное
Нефтеловушка 400—15 000 50—100
Флотационная установка (с коагуляцией) 50—100 15-20
Электрофлотация 1000—5000 100—600
Пруды-отстойники 50—100 15—30
Фильтры (песчано-гравийные) До 50 10—15
Станция биологической очистки 20—50' 5—10
Озонаторная установка (две ступени) 10—15 1—3
Установка для хлорирования (2-часовое 0,300—0,444 0,011—0,075
перемешивание) Экстракция 0,652—1,150 0,004—0,009
1491
Для установления эффективной работы объектов очистных со-
оружений и соблюдения требований к составу сбрасываемых в во-
доемы вод следует контролировать основные показатели качества
стоков, проходящих через эти сооружения, в соответствии с норма-
тивными документами. При строгом соблюдении правил по эксплуа-
тации очистных сооружений на них достигается очистка сточных
вод от нефтепродуктов, указанная в табл. 22.
Метод очистки и состав очистных сооружений в каждом кон-
кретном случае надо выбирать исходя из мощности объекта, коли-
чества образующихся сточных вод, их загрязненности, места сброса
и требований-контролирующих органов к качеству очистки.
ГЛАВА 6
ПОТЕРИ ОТ СМЕШЕНИЯ И УХУДШЕНИЯ КАЧЕСТВА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
В процессе хранения и транспортировки нефтепродуктов вслед-
ствие испарения, осмоления, обводнения, загрязнения и смешения
ухудшаются их свойства, теряются товарные качества. Степень
изменения качества нефтепродуктов зависит от длительности и ус-
ловий хранения, условий приема, отпуска, транспортировки, а при
смешении — от марок, сортов и запаса качества исходных продук-
тов, наличия воды и механических примесей в них. При ухудше-
нии свойств нефтепродукт может стать нестандартным, что приведет
к дополнительным затратам на восстановление его товарных ка-
честв или к снижению стоимости при реализации как менее ценного
продукта.
Чтобы снизить потери нефтепродуктов от их смешения и изме-
нения качества, необходимо постоянно совершенствовать техноло-
гические схемы и технические средства приема и отпуска, соблю-
дать правила технической эксплуатации оборудования и требова-
ния стандартов, повышать техническую культуру обслуживающего'
персонала, проводить специальные мероприятия, выработанные
практикой, внедрять в производство разработки научно-исследова-
тельских и проектных организаций, автоматизировать производст-
венные процессы, организовывать рациональное использование
нестандартных, продуктов.
ЗАГРЯЗНЕНИЕ И ПЕРЕСОРТИЦА НЕФТЕПРОДУКТОВ'
Физико-химические свойства нефтепродуктов и их чистота нор-
мируются государственными стандартами в виде определенных по-
казателей или физико-химических констант, таких как плотность,
фракционный состав, октановое число, давление насыщенных паров,
вязкость, температура вспышки и застывания, содержание воды,
механических примесей и др. Так, например, качество нефти, по-
ставляемой нефтеперерабатывающим заводом, регламентируется
условиями ГОСТ 9965—76, согласно которому устанавливаются
I, II и III группы нефти. Физико-химические показатели этих групп
должны соответствовать нормам, указанным в табл. 23.
Ассортимент нефтепродуктов (топлив, масел, консистентных
смазок, парафинов, церезинов и пр.) в настоящее время превышает
тысячу наименований. Общими физико-химическими показателями
для основных групп нефтепродуктов являются плотность, содержание
механических примесей и воды. Для бензинов, реактивных топ-
. 151
Таблица 23
Наименование показателя Норма для групп Метод испытания
I И | Ш '
Содержание воды, %, не более Содержание хлористых солеи, мг/л, не более Содержание механичес- ких примесей, %, не бо- лее Давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи, Па, не более 0,5 100 0,05 66 650 1,0 300 0,05 66 650 1.0 1800 0,05 66 650 По ГОСТ 2477—66 По ГОСТ 21534—76 По ГОСТ 6370—59 с дополнением по п. 3.2 ГОСТ 9965—76
лив, дизельных и моторных топлив обязателен фракционный состав.
Наиболее характерными физико-химическими показателями основ-
ных групп нефтепродуктов являются:
авиационные и автомобильные бензины — упругость паров, цвет,
прозрачность, кислотность, водорастворимые кислоты и щелочи;
топливо Т-1, ТС-1, Т-2 и Т-5 — вязкость при температуре
20 °C, температура вспышки, кислотность, температура помутнения
и кристаллизации;
дизельное и моторное топливо — температура вспышки, вяз-
кость, водорастворимые кислоты и щелочи, температура застыва-
ния;
масла — вязкость, температура вспышки и застывания;
мазуты топочные —• температура вспышки, вязкость;
мазуты флотские и экспортные — температура вспышки и за-
стывания, вязкость.
При хранении и транспортировке нефтепродукты неизбежно
контактируют с воздухом, из которого в них попадают вода и ме-
ханические примеси. При использовании нефтепродуктов попав-
шие в них примеси отрицательно влияют на работу двигателей и
механизмов. Поэтому к нефтепродуктам предъявляются ограниче-
ния по содержанию в них примесей. Наиболее жесткие требования
предъявляются к чистоте авиационных нефтепродуктов.
Требования к содержанию механических примесей
в % в различных нефтепродуктах [/5]''
Авиационные и автомобильные бензины Отсутствие
Реактивные топлива ..... ........................... »
Топлива для быстроходных дизелей ... »
Топлива для средне- и тихоходных дизелей 0,1—0,2
Котельные топлива....................... 0,1—2,5
Газотурбинные топлива .................. 0,006—0,04
Автотракторные масла:
без присадок ............................... Отсутствие
с присадками ...................... 0,01—0,03
352
Дизельные масла:
без присадок .................. До 0,007
с присадками .................. . . 0,01—0,08
Реактивные масла ............................ Отсутствие
Трансмиссионные масла-. -
без присадок ................. 0,01—0,07
с присадками ................ 0,01—0,1
Индустриальные масла ................... До 0,1
Турбинные масла ..................... . Отсутствие
По техническим условиям присутствие воды для многих сортов
нефтепродуктов недопустимо.
Качество нефтепродуктов на стадиях их перевалки постоянно'
контролируется. На нефтеперерабатывающих заводах при наливе
или отпуске в трубопровод на каждую партию нефтепродукта вы-
дается паспорт, в котором указываются результаты полного анализа
по всем физико-химическим показателям, предусмотренным стандар-
том или техническими условиями. Затем за качество нефтепродук-
тов отвечает отпускающее их транспортное предприятие, на ко-
тором контроль качества осуществляется лабораторией и работни-
ками по качеству. На работников по качеству возлагается: про-
верка нефтепродуктов при приеме, хранении и отпуске путем про-
ведения анализов; контроль за условиями хранения нефтепродук-
тов в резервуарах и товарных складах; проверка внутренней по-
верхности резервуаров и транспортных емкостей и трубопроводов
перед заполнением их нефтепродуктом; учет качества и выдача пас-
портов на отпускаемые нефтепродукты, а также разработка меро-
приятий по восстановлению качества нестандартных продуктов.
Для проверки качества нефтепродукта из резервуаров, транс-
портных емкостей и трубопроводов отбирают пробы в соответствии’
с ГОСТ 2517—69. При обнаружении отклонения физико-химиче-
ских показателей нефтепродукта от стандартных должны быть уста-
новлены причины этого отклонения и приняты необходимые меры.
Причиной снижения качества нефтепродуктов может быть пере-
сортица (перевод одного сорта в другой) из-за приема в резервуары
неодинаковых сортов нефтепродуктов, приема в незачищенные ре-
зервуары при последовательной перекачке, вследствие смешения
при перекачках по внутрибазовым трубопроводам и неисправно-
стях задвижек, соединяющих резервуары с разными нефтепродук-
тами. Попадание небольшого количества одного продукта в другой
изменяет физико-химические константы и показатели последнего.
Моторные топлива, масла и мазуты, попавшие в дизельное топливо,
резко ухудшают его качество, повышают температуру застывания,
вязкость, коксуемость и зольность, делают более тяжелым фрак-
ционный состав. Попадание небольшого количества бензина в ди-
зельное топливо облегчает его фракционный состав, снижает тем-
пературу вспышки и вязкость.
Частой причиной снижения качества являются загрязнение
нефтепродуктов вследствие обводнения, попадания поверхностно-
активных веществ, механических примесей, продуктов коррозии,
153'
микроорганизмов и продуктов их деятельности, а также образова-
ние нерастворимых осадков и смол.
Потеря качества нефтепродуктов может происходить также в ре-
зультате приема нефтепродуктов в резервуары и транспортные ем-
кости, из которых не удален остаток ранее хранившегося или пере-
возимого нефтепродукта. Поэтому резервуары, нефтеналивные суда,
железнодорожные и автомобильные цистерны и тару необходимо
подготавливать к приему нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ
1510—76.
Подготовка транспортных емкостей и резервуаров к наливу
нефтей и нефтепродуктов зависит от сорта принимаемого и слитого
нефтепродукта. -Наиболее тщательной подготовки требуют высоко-
сортные нефтепродукты (этилированные и авиационные бензины,
топлива для реактивных двигателей и авиационные масла) при на-
ливе их в емкости из-под дизельных топлив, осветительных керо-
синов и некоторых масел. В емкости из-под некоторых нефтепродук-
тов (сырье для пцролиза, мазут, масла 2 и 3-й групп и др.) налив
высокосортных вообще запрещен.
Авиационные бензины и высоковязкие нефти (с температурой
застывания выше —3 °C) нельзя хранить в подземных емкостях,
сооруженных в отложениях каменной соли.
Один из путей предотвращения загрязнения нефтей и нефте-
продуктов — своевременная зачистка резервуаров и транспортных
-емкостей от остатков нефтепродуктов, воды, механических приме-
сей (грязи, песка, ржавчины), продуктов окисления, сернистых
соединений и пр. ГОСТ 1510—76 устанавливает следующие сроки
зачистки внутренней поверхности металлических резервуаров:
не менее'2 раз в год — для авиационных продуктов и их компо-
нентов;
не менее 1 раза в год — для остальных светлых нефтепродуктов
и масел; -
не менее 1 раза в два года — для нефти и темных нефтепродук-
тов.
При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка
металлических резервуаров после их опорожнения.
Железобетонные резервуары в соответствии с ГОСТ 1510—76
.должны подвергаться зачистке по мере необходимости, но не реже
1 раза в три года. ’
Рассмотрим применяемые в настоящее время механизированные -
-средства зачистки резервуаров и транспортных емкостей от остат-
ков нефтепродуктов. .
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ЗАЧИСТКИ
Современные способы зачистки резервуаров, нефтеналивных су-
дов, железнодорожных и автомобильных цистерн основаны, как
правило, на гидродинамическом или совместном гидродинамиче-
.154
Рис. 70. Схема промывки вертикального наземного резервуара с помощью
ОМЗР:
I — раствор; II — нефтепродукт;- III — шлам; 1 — насосная установка; 2 — резервуар
для приема моющего раствора (эмульсии); 3— фильтрующий стакан; 4 — резервуар
для приема эмульсии (раствора); 5 — рукава для подачи раствора и откачки эмульсии;
6 — тройник с двумя вентилями для регулировки подачи раствора на моечную машинку
и водоэжектор; 7 — водоэжектор; 8 — моечная машинка; 9 — тренога
ском и физико-химическом воздействии струи моющего раствора
на остатки нефтепродукта, твердые частицы, ржавчину и пр. В ка-
честве моющего раствора применяют воду, нефть или нефтепро-
дукт, хранящийся в резервуаре, и раствор моющих препаратов
в воде [46, 74].
В качестве зачистного приспособления в комплексе с раствором
моющих препаратов типа МЛ в пресной воде используется установка
ОМЗР (рис. 70).
Моечная машинка, заборная насадка или водоэжектор уста-
новки ОМЗР с присоединенными к ним гибкими рукавами вводятся
в резервуар. Насосная установка размещается на некотором рас-
стоянии снаружи резервуара. В вертикальных наземных и подзем-
ных резервуарах треногу с моечной машинкой устанавливают в
центре их днища, в крупных резервуарах — поочередно в различ-
ных местах днища, в горизонтальные,резервуары моечную машинку
вводят через горловину на специальной подвеске. Заборную на-
садку или водоэжектор устанавливают в наиболее низком месте
днища.
Моечный раствор приготовляют следующим образом. Емкость
объемом 1026 м3 заполняют водой (при зачистке резервуаров из-
под темных нефтепродуктов вода в ней подогревается). Воду на-
сосом перекачивают через пеногенератор, в который одновременно
засыпают моющий препарат. Моечный растрор подают насосом на
моечную машинку, заставляя вращаться сопла, которые последо-
вательно орошают раствором под напором всю внутреннюю поверх-
ность резервуара. Струи раствора сбивают и смывают с поверхно-
сти ржавчину и твердые частицы, вымывают нефтепродукт из пор
металла, поглощают и конденсируют пары нефтепродукта и тетра-
этилсвинца.
Эмульсию, образующуюся из раствора, нефтепродукта и грязи,
непрерывно откачивают водоэжектором. После зачистки эмульсию
отстаивают, она разделяется на нефтепродукт и раствор. Нефте-
155
продукт собирают и утилизируют, раствор может быть использо-
ван до 4—5 раз для зачистки других резервуаров. Продолжитель-
ность процесса зачистки резервуара ' с помощью оборудования
.ОМЗР составляет 1,5—4,5 ч; время развертывания оборудования —
.3—4 ч, время свертывания оборудования — 1,5—2,5 ч, масса ком-
плекта ‘оборудования — 1500 кг. Обслуживают оборудование
3—4 человека.
Система гидромеханизированной. очистки резервуаров от дон-
ных остатков, созданная ВНИИТБ, исключает пребывание рабочих
внутри резервуара и повышает производительность труда. В этой
системе осадок размывается и разжижается гидромонитором, а об-
разовавшаяся пульпа выносится из резервуара гидроэлеватором
[74]. Гидромонитор ГМОС-2 устанавливают в световом люке ре-
зервуара, гидроэлеватор ГЭ располагают у люка-лаза резервуара,
д его приемный патрубок погружают в слой осадка.
Один рабочий с помощью гидромонитора ГМОС-2 может очис-
-тить 100 м3 осадка за 4—6 ч.
Зачистная установка УЗР-1, созданная ВНИИСПТНефть, пред-
назначена для использования в наземных и подземных резервуа-
рах. Установка смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-256,
.состоит из центробежного насоса МС-100 для подачи моющей жид-
кости, насоса 4НФ для прокачки размытых осадков по трубопро-
воду, обвязки насосов, быстроразъемного трубопровода, зачист-
ного оборудования, размывочных автоматических машинок РАМ-1,
самозачистных устройств, струйных насосов, средств механизации,
подъемников и подвесок. Привод насосов осуществляется от авто-
мобиля через специальную коробку отбора мощности, карданный
вал, редуктор-ускоритель и цепную передачу.
Производительность УЗР-1 14—15 т/ч; время на зачистку ре-
зервуара объемом 5000 м3 составляет 51 ч, время развертывания
— 6 ч, свертывания — 3 ч. Обслуживают установку 5 че-
ловек.
Устройство для автоматической зачистки стальных резервуаров
вместимостью до 5000 м3 от донных отложений с использованием
В качестве моющей жидкости затопленной нефтяной струи создано
во ВНИИСПТНефть. Оно состоит из размывочного автомата, на-
правляющей трубы Tj тележкой, механизма автоматического пере-
мещения размывочного автомата, механизма полуавтоматического
поворота направляющей трубы, системы контроля напряженности
электростатического поля в газовом пространстве резервуара для
.безопасного ведения работы. В комплект устройства входит также
специальный прибор, с помощью которого осуществляется кон-
троль за качеством нефтяной смеси, образующейся от смешения
размытых донных отложений с чистой нефтью.
Производительность размывающего устройства (по осадку) со-
ставляет 25—30 т3/ч, расход нефти на размыв 90—100 м3/ч.
Для периодического удаления парафинистых отложений в ре-
зервуара^ используют размывающие головки конструкции
156 '
Рис. 71. Размывающая головка конструкции Л. С. Абрамзона, Ю. А. Сково-
родникова:
/ — опорное'кольцо; 2 — нижний клапан; 3 — гайка; 4 — нижний шток; .5 — корпус;
& — регулировочная гайка; 7 — верхний шток; 8 — верхний клапан; 9 — верхний фла-
нец; 10 — болт регулировки ширины щели
Рис. 72. Система головок для размыва парафина в железобетонном резер-
вуаре: ,
1 — размывающая головка; 2 — железобетонные колонны; 3 — стенка резервуара; 4 —
разводящие трубопроводы; 5 — ввод в резервуар д j
ВНИИСПТНефть и перемешивающие погружные установки СКВ
Транснефтеавтоматика.
Иногда, в резервуарах размывающую головку присоединяют
к общей приемо-раздаточной трубе, удлиненной до центра днища
резервуара. Такая размывающая головка изображена на рис. 71.
При заполнении резервуара поток поступающей нефти подни-
мает тарелку верхнего клапана вместе с верхним штоком и закры-
вает верхнее отверстие головки. Направляясь через кольцевое
сопло нижнего клапана головки, поток распространяется по днищу
в виде веерной струи, размывает осадок и распределяет его частицы
по всей массе нефти. При опорожнении резервуара нефть со взве-
шенными частицами парафина и механических примесей поступает
в размывающую головку через открытый верхний1 клапан и кольце-
вое сопло нижнего клапана.
Если резервуар оборудован отдельными приемной и раздаточ-
ной трубами, размывающая головка (или несколько головок) мон-
тируется на конце удлиненной прямой (или разветвленной) прием-
ной трубы и ее конструкция упрощается — отпадает надобность
в верхнем клапане, поскольку опорожнение резервуара ведется
через раздаточную трубу. .
157
В крупных резервуарах для размыва донных отложений при-
меняют систему головок, расположенных, как правило, на заколь-
цованном трубопроводе, монтируемом на опорах по днищу резер-
вуара (рис. 72) и соединенном с приемным патрубком или отдель-
ной приемной трубой. .
- Система обеспечивает необходимую для конкретных условий пе-
риодичность размыва.
Перемешивающая погружная установка УП-1, разработанная
СКВ Транснефтеавтоматика для предотвращения образования и
размыва донных осадков нефти, имеет в качестве основных элемен-
тов электродвигатель с пусковой арматурой во взрывобезопасном
исполнении ВЗГ и редуктор с длинным выходным валом, на конце
которого укреплен гребной винт. Гребной винт вводится внутрь
резервуара, корпус подшипников и уплотнений вала монтируется
на крышке люка-лаза, а электродвигатель и редуктор устанавли-
ваются на отдельном фундаменте или на тележке у резервуара.
Вращение гребного винта при включении установки образует
направленное движение продукта в резервуаре, частицы донных
осадков йриходят во взвешенное состояние.
Для размыва и удаления донных осадков нефти из железнодо-
рожных цистерн вместимостью 50 и 60 м3 на эстакадах массового
слива предназначена гидроразмывающая механизированная уста-
новка ГМЗ-2, созданная СКВ Транснефтеавтоматика. Размыв про-
изводится путем воздействия струи нефти на донные отложения
в цистерне в сочетании с механическим введением инструмента
в слой осадка. Установка состоит из стойки с двумя шарнирно-
звеньевыми плетями гусеничного типа, внутри которых по шлангам
подается нефть к двум размывающим головкам. Головки совершают
возвратно-поступательное движение внутри цистерны, размывая
осадок, и затем сгоняют его в направлении от торцов цистерны
к нижнему сливному прибору. Для этого в каждой головке имеется
четыре сопла размыва: два передних, из которых выходят струи
жидкости при движении головок к торцам.цистерны, и два задних,
производящих размыв и сгон осадка при движении головок к ниж-
нему сливному прибору цистерны.
Перемещение установки вдоль фронта слива осуществляется по
двум направляющим, подвешенным вдоль эстакады. Специальный
тормоз фиксирует устройство над горловиной зачищаемой цистерны.
В цистерну размывающие головки опускаются на цепях. При до-
стижении головками донной- части котла цепи раскладываются
в противоположные стороны. По завершении цикла рабочих ходов
гусеничные плети с головками снова переходят в вертикальное
положение и извлекаются из цистерны. Опускание и подъем голо-
вок и перемещение их внутри цистерны осуществляется одним при-
водным механизмом, зубчатые шестерни которого сцепляются с
зубцами звеньев цепи. Чтобы нефть не разбрызгивалась на эста-
каде, ее снимают с зубчатых звеньев при подъеме головок из
цистерны специальными щетками.
158
Рис. 73. Установка для химико-ме-
ханизированной очистки железнодо-
рожных цистерн
Рис. 74. Система оборудования тан-
кера с использованием грузовых
танков для моющего раствора:
1 — теплообменник для подогрева мою-
щего раствора; 1 — грузовой танк, выб-
ранный для приготовления моющего рас-
твора и приема эмульсии; 3 — термометр
дистанционный; 4 — ввод пара; 5 — трубо-
провод моющего раствора; 6. — гибкие пе-
реносные шланги; 7 — моечные машинки;
8 — очищаемый грузовой танк; 9 — насос
для откачки эмульсии (грузовой насос);
10 — насосное отделение; 11 — насос для
подачи моющего раствора (грузовой на-
сос); 12 — задвижка клинкетная; 13 —
клапан; 14 — коиденсатоотвод; 15 — кон-
денсатопровод
11 10 О
Установка ГМЗ-2 зачищает за 1 ч пять-шесть цистерн. Управле-
ние установкой осуществляется вручную или автоматически от
аппаратного шкафа, установленного в операторной фронта слива.
Промывочно-пропарочные станции оборудуются специальными
установками (рис. 73), предназначенными для химико-механизиро-
ванной очистки цистерн с помощью моющего препарата МЛ. Уста-
новка состоит из бака 6 для приготовления концентрированного
моющего раствора, емкости 10 для горячей воды, приема и отстоя
эмульсии, дозатора-бачка 7 и эжектора 8 для смешения концентри-
рованного раствора с горячей водой, насоса 9 для подачи моющего
раствора на промывочные приборы 4 через- сетчатый фильтр 5,
159
сливного лотка 2, песколовки 1, нефтесборника 11 и насоса 12 для
откачки нефтепродукта. Сушка цистерн 3 после промывки осуще-
ствляется с помощью осушительной установки, при этом цистерны
одновременно охлаждаются и дегазируются от паров нефтепродукта.
Очистка нефтеналивных судов от остатков нефтепродуктов про- ’
изводится средствами и оборудованием судна с помощью специаль-
ных зачистных станций. При наличии котельной установки и за-
чистных средств и оборудования (моющие препараты, теплообмен-
ники, моечные машинки, водоэжекторы, системы стационарных
или переносных трубопроводов и шлангов, инвентарь ддя ручной
доочистки и др.) очистка судов производится в основном при об-
ратном рейсе. Схема одной из систем оборудования танкера, при
которой отпадает необходимость в специальных цистернах для
моющего раствора и сбора нефтепродукта, приведена на рис. 74.
По этой системе моющий раствор приготавливают в одном из гру-
зовых танков, в нем же отстаивают раствор. Всплывший после
разделения эмульсии нефтепродукт сливают в береговую или от-
дельную плавучую емкость. Суда, не имеющие котельной установки
для подогрева моющего раствора, и суда, очистку танков которых
по эксплуатационным соображениям целесообразно производить
в порту, привлекают плавучие зачистные станции. Эти станции
представляют собой буксирные суда, оборудованные средствами,
необходимыми для химико-механизированной очистки танков от
остатков нефтепродуктов.
Загрязненная механическими примесями, парафинами, церези-
нами и асфальто-смолистыми веществами внутренняя поверхность
трубопровода также является источником загрязнения , нефтей и
нефтепродуктов. Согласно ГОСТ 1510—76 нефте- и нефтепродукте-
проводы необходимо периодически очищать от внутренних отложе-
ний путем пропуска очистных устройств. Для этой цели применяют
различные конструкции скребков, наиболее эффективными яв-
ляются щеточные скребки.
ОЧИСТКА НЕФТЕПРОДУКТОВ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ
ИХ КАЧЕСТВА
На объектах транспорта и хранения очистку нефти и нефтепро-
дуктов производят путем отстаивания, сепарации и фильтрования.
Отстаивание позволяет удалить из топлив и масел значительную
часть механических примесей и воды, но при этом плотность за-
грязнений должна быть значительно больше плотности нефтепро-
дукта, а частицы должны быть достаточно крупными. Эффективность
отстаивания можно увеличить, создав оптимальные температуру
и изотермические условия, применив коагулирующие присадки
и специальные конструкции отстойников. Удобны отстойники
в виде вертикальных цилиндрических резервуаров с коническим
дном. В них осевшие загрязнения скапливаются в конусе и легко
удаляются через спускной кран.
160
2
Рис. 75. Цилиндрический отстойник периодического дей-
ствия: -
1 — кран для удаления отстоя; 2 — кран для слива масла; 3 — эле-
ктрообогрев; 4 — корпус; 5 — датчик температуры; 6 — воронка с сет-
- кой
Рис. 76. Резервуар для отстоя масел:
1 — приемный трубопровод; 2 — поплавок; 3 — змеевик для подо-
грева; 4 — трубопровод для удаления отстоя
На рис. 75 изображен отстойник с электрообогревом. Вязкие
масла в отстойнике подогревают до 80—90 °C. Чтобы исключить
отрицательное влияние конвективных токов, отстой ведут при вык-
люченных подогревателях. Продолжительность отстоя масел, как
правило, составляет 24—48 ч.
Могут применяться резервуары и без конического днища
(рис. 76). В них отстоявшийся нефтепродукт сливают из верхних
слоев с помощью плавающих заборных устройств. Больший эффект
дают отстойники с несколькими ярусами конических днищ. Для
лучшего удаления эмульгированной воды из нефтепродуктов ис-
пользуют топливозаборники с набором конических тйрелок.
С целью увеличения производительности применяют отстойники
непрерывного действия 415].
Высокая степень очистки нефтепродуктов от загрязнений до-
стигается в сепараторах-центрифугах. Такие сепараторы приме-
няются для периодической очистки топлив, загрязненных и отрабо-
танных масел, а также в маслорегенерационных установках [15].
Процессы отстаивания- применяются как при регенерации нефте-
продуктов, так и при технологических операциях в схемах доставки
нефти нефтеперерабатывающим заводам, а нефтепродуктов — по-
требителям, в последнем случае отстаивание, как правило, предшест-
вует фильтрованию.
Фильтруют нефтепродукты на нефтебазах при сливно-наливных
операциях для удаления загрязнений, попавших в нефтепродукты
при их транспортировке и хранении. Причем различают фильтры
6 Заказ № 2652 Ifit
Рис. 77.. Фильтр ФМС-8 для очистки масел:
1 — корпус; 2 — крышка; 3 — фильтрующий пакет; 4 — воздушный
вентиль; ,5 — зажимная гайка; 6 — откидной болт; 7 — выходной па-
трубок; Л —входной патрубок
грубой и тонкой очистки. Для предохранения регулирующей и за-
порной арматуры, измерительных приборов и рабочих органов
насосов от попадания в них крупных частиц загрязнений приме-
няют фильтры грубой очистки, фильтрующим материалом в кото-
рых является металлическая сетка. Цилиндрические фильтры гру-
бой очистки выпускаются с сетками № 28 и № 160 по ГОСТ 3187—65
[35], они обеспечивают тонкость фильтрования соответственно
315 и 180 мкм.
Для тонкой очистки нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС при-
меняют фильтры ФМС, ФГТ, ФГН и др. На рис. 77 представлен
фильтр ФМС-8 для очистки моторных масел. Он имеет фильтроваль-
ный пакет дискового типа с дисками из. бронзовой сетки № 006,
162
обеспечивает тонкость фильтрования примерно' 60 мкм и пропуск-
ную способность' 4—8 м3/ч.
Технические характеристики других фильтров тонкой очистки
можно найти в соответствующей литературе [15, 35].
При приеме нефтепродуктов на нефтебазах целесообразно про-
водить двукратное фильтрование: сначала через фильтр грубой
очистки, затем через фильтр тонкой очистки в зависимости от сорта
нефтепродукта. Загрязнения, накопившиеся в нефтепродукте на
пути от нефтеперерабатывающего завода до потребителя, усили-
вают процесс образования загрязнений и при однократном филь-
тровании быстро забивают фильтры и выводят из строя фильтро-
вальное оборудование. Зарубежный опыт очистки топлив, и ма-
сел от механических загрязнений и воды показывает, что однократ-
ное фильтрование их непосредственно перед заправкой не обеспе-
чивает необходимых требований к чистоте нефтепродуктов [16];
следует применять комплексные, системы очистки.
Наиболее. жесткие требования предъявляются к системам
очистки авиационных нефтепродуктов. На рис. 78 представлена
типовая система подачи авиационного топлива в США от нефтепе-
рерабатывающего завода до аэропорта [16].
В связи с тем что авиационные масла и гидравлические жидко-
сти транспортируются и хранятся в герметически закрытой таре,
в США их подвергают фильтрации только на нефтеперерабатываю-
щем заводе при затаривании (через фильтры с тонкостью очистки
10 мкм) и в процессе заправки техники.
Для автомобильного бензина и дизельного топлива за рубежом
предусматривается очистка при наливе их на нефтеперерабатываю-
щем заводе, при отпуске с нефтебазы и выдаче на топливораздаточ-
ных колонках.
Кроме очистки, для восстановления качества нефтепродуктов
применяются процессы адсорбции и др. [15]. С помощью адсорбен-
тов можно удалять отдельные группы углеводородов, т. е. изме-
нять групповой углеводородный состав нефтепродуктов, умень-
шать содержание кислородных, сернистых, азотистых и смолистых
веществ, выводить растворенную и эмульгированную воду. В ка-
честве адсорбентов при восстановлении качеств топлив применяют
цеолиты, силикагель, окись алюминия и отбеливающие глины .С по-
’мощью силикагелей удаляют смолистые вещества, органические
кислоты и сероорганические соединения. После обработки цеоли-
тами возрастает октановое число бензинов. Отбеливающие глины
используются в основном для регенерации отработанных масел.
Но в практике работы нефтебаз наиболее реально применение цео-
литов для удаления воды из нефтепродуктов в стационарном слое-
адсорбента. Схема восстановления качества нефтепродуктов имеет,,
как правило, два адсорбера (рис. 79); один из них включают в ра-
бочий цикл восстановления качества нефтепродукта, второй —
в цикл регенерации адсорбента. Регенерацию проводят горячим;
газом при условиях, соответствующих режиму активации адсор-
6* ' ' 163-’
Рис. 78. Схема подачи авиационного топлива в США от нефтеперерабатываю-
щего завода до баз хранения: ч ,
J — НПЗ; 2 — глиноземный фильтр; 3 — фильтр-сепаратор; < — танкер (баржа); 5 —•
магистральный трубопровод; б — наливная эстакада; 7 — автоцистерна; 8 — фильтр
грубой очистки; 9 — резервуар
Рис, 79, Принципиальная схема установки для адсорбционного восстановле-
ния качества нефтепродуктов:
1 — резервуар с исходным нефтепродуктом; 2 — насос; 3 — фильтр; 4 — манометр; 5 —
адсорберы; б — газоход; 7 — резервуар с сухим нефтепродуктом; 8 — поглотитель влаги;
9 — резервуар с восстановленным нефтепродуктом; 10 — резервуар с отработанным
растворителем; 11 — резервуар с исходным растворителем; 12 — насос для растворителя;
13 — воздуходувка; 14 — печь для нагрева воздуха; 15 — аппаратура для измерения
параметров нагретого воздуха
бейта. Приведенная на рис. 79 принципиальная схема установки
предусматривает использование в качестве адсорбента цеолита
или силикагеля. Нефтепродукт из резервуара 1 насосом 2 через
фильтр 3 подается на восстановление качества в рабочий адсорбер,
при этом нежелательные компоненты остаются на адсорбенте, а
восстановленный нефтепродукт через фильтр тонкой очистки 3
направляется в резервуар 9. Во втором адсорбере идет регенерация
адсорбента. Для этого воздух, подаваемый воздуходувкой 13, на-
гревается до необходимой температуры в печи 14. При необходи-
мости перед продувкой горячим воздухом применяют растворители-
десорбенты, которые удаляют нежелательные вещества с поверх-
ности адсорбентов.
Восстанавливать качество нефтепродуктов можно ц химиче-
скими методами [15], которые основаны на добавлении в нефтепро-
дукт в статических или динамических условиях химических ве-
ществ. Вещества реагируют с нежелательными компонентами в
нефтепродукте, образуя соединения, легко удаляемые из нефте-
продуктов путем фильтрации или отстоя. Из химических веществ'
для практического использования рекомендуются карбид, окись
и гидрид кальция. Известны также сернокислотный и щелочной
методы регенерации масел.
Наиболее широкое распространение на нефтебазах получил ме-
тод восстановления качества нефтепродуктов путем их смешения
и добавления недостающих компонентов. При этом качество топ-
лив восстанавливают по плотности, фракционному составу, окта-
новому числу, коксуемости, кислотности, зольности, вязкости,
температуре вспышки в закрытом тигле, содержанию ТЭС, факти-
ческих смол, серы, механических примесей и воды, а качество ма-
сел— по плотности, вязкости, коксуемости, кислотному числу,,
зольности, температуре вспышки, содержанию механических при-
месей и воды.
Для восстановления качества нестандартного нефтепродукта
проводят его полный анализ и анализ продукта, имеющего запас
качества по соответствующим показателям, затем определяют ко-
личество Ма нефтепродукта с запасом качества, необходимое для
смешения. При исправлении физико-химических показателей, под-
чиняющихся закону аддитивности, Л4а рассчитывают по формуле
= (128)
Ха — X
где х — значение показателя, которое нужно получить после сме-
шения; ха — значение того же показателя у продукта с запасом ка-
чества; хб — значение показателя у нестандартного продукта;
М6 — масса нестандартного продукта.
Правильность расчетов проверяют путем анализа приготовлен-
ного в лаборатории образца смеси. Если расчеты подтвердились,
готовят оборудование для смешения (резервуары, насосы и др.).
165
Для лучшего перемешивания закачивают в резервуар сначала
топливо с большей плотностью, затем с меньшей, чтобы оно прохо-
дило снизу через весь слой более тяжелого топлива. Смесь перека-
чивают «на кольцо» по схеме резервуар — насос — резервуар до
получения полной ее однородности, которую определяют по про-
бам после отстоя в течение 3—4 ч. При соответствии качества по-
лученного нефтепродукта стандартным требованиям операция по
восстановлению заканчивается.
Из перечисленных выше физико-химических показателей не
подчиняются закону аддитивности вязкость, температура вспышки
в закрытом тигле, а также октановое число при значительном раз-
личии бензинов по содержанию ТЭС. В этом случае расчеты прово-
дят по формулам и номограммам, приведенным в работе [15]. Не-
фтепродукты с большой вязкостью и масла подогревают перед
смешением и в процессе смешения. При регенерации отработанных
масел применяют как рассмотренные выше процессы восстановле-
ния качеств, так и дополнительные — центрифугирование, элек-
троочистку, продувку воздухом, обработку серной кислотой и ще-
лочью, отгон масел и др. Регенерацию выполняют в отдельных уста-
новках (ВИМЭ-2, РМ1000-М, РИМ-62 и др.).
'УМЕНЬШЕНИЕ ОБЪЕМА СМЕСИ
ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов позволяет
увеличить коэффициент использования трубопроводов и снизить
себестоимость перекачки. Но при последовательной перекачке в
месте контакта последовательно движущихся жидкостей происхо-
дит их смешение. Физико-химические свойства образующейся смеси
отличаются от свойств перекачиваемых нефтепродуктов.
Как правило, смесь не может быть реализована как товарный
продукт. Поэтому встает задача максимального уменьшения коли-
чества образующейся смеси. Для решения этой задачи необходимо
четко представлять причины и процесс образования смеси.
Смешение в зоне контакта разных жидкостей обусловливается
конвективной диффузией, вызываемой неравномерностью распре-
деления скоростей потока по сечению трубопровода, и турбулент-
ной диффузией, вызываемой пульсацией скоростей жидкости [47].
Приближенно по аналогии с молекулярным переносом процесс
смесеобразования при последовательной перекачке описывают одно-
мерным дифференциальным уравнением диффузии с введением пере-
менного эффективного коэффициента диффузии Пэф, учитываю-
щего конвективную и турбулентную диффузии. Таким образом,
значение эффективного коэффициента диффузии характеризует ин-
тенсивность продольного перемешивания продуктов в трубопроводе.
166
Опыты показали, что значения существенно отличаются от
коэффициентов молекулярной и турбулентной диффузии.
Установлено, что значение D.^ на порядок превосходит значе-
ние коэффициента радиальной турбулентной диффузии. Значит,
основная причина увеличения количества смеси — неравномерность
распределения скоростей в поперечном сечении трубопровода.
Большую неравномерность профиль скорости имеет при ламинар-
ном режиме течения.
Известно, что количество образующейся смеси зависит от ре-
жима течения, плотности и вязкости последовательно движущихся
нефтепродуктов, а также от технологической схемы перекачки.
Имеются расчетные зависимости для определения количества обра-
зующейся смеси. По приближенной теории последовательной пере-
качки, разработанной В. С. Яблонским, для ламинарного режима
объем смеси (в пределах изменения' концентрации 0,02—0,98) со-
ставляет примерно 4,5 объема трубопровода. При турбулентном ре-
жиме распределение скоростей по сечению трубы более равномер-
ное, поэтому смешение, обусловливаемое конвективной диффузией,
меньше и объем образующейся смеси значительно меньше, чем при
ламинарном движении, и может быть доведен до 0,5—1 % от объема
трубопровода.
Рассмотрим меры и средства, уменьшающие количество смеси,
образующейся при последовательной перекачке.
ВЫБОР РЕЖИМА И СКОРОСТИ ПЕРЕКАЧКИ
Первое условие уменьшения объема образующейся смеси —
осуществление перекачки при вполне развившемся турбулентном
режиме. Чем больше число Re, тем меньше объем смеси. На основа-
нии многочисленных экспериментов на действующих трубопрово-
дах установлено, что при последовательной перекачке прямым кон-
тактированием число Re должно быть не менее 10 000. В этом слу-
чае в трубопроводе имеет место развитый турбулентный режим дви-
жения жидкости, при котором профиль скорости почти плоский
и значение эффективного коэффициента диффузии, определяющего
размеры смеси, невелико. Практически можно рассматривать не-
которую минимально допустимую среднюю скорость потока, при
которой образующийся объем смеси приемлем. Опытные данные по-
казывают, что такая скорость составляет 0,6—0,7 м/с. При уве-
личении скорости движения жидкости существенно возрастают
затраты электроэнергии на перекачку, а объем смеси снижается
незначительно. Поэтому можно определить и максимальную ско-
рость перекачки. Для последовательной перекачки нефтей и нефте-
продуктов установлена максимальная скорость не более 2 м/с.
Наконец, из минимума затрат на перекачку и реализацию обра-
зующейся смеси может быть определена и оптимальная скорость.
Поскольку последовательно перекачивают, как правило, нефтепро-
дукты различной плотности, возможны случаи, когда из-за недо-
167
статочно высокой скорости движения будет происходить расслоение
потока под действием силы тяжести, легкий продукт будет всплы-
вать, а более тяжелый опускаться, что приведет к дополнительному
смесеобразованию. Чтобы исключить дополнительное смесеобразо-
вание из-за расслоения потока, необходимо не снижать скорость
перекачки ниже критической, которая может быть определена из-
условия равенства кинетической и потенциальной энергии в дан-
ном сечении трубы. В работе [471
икр = —1/Рт-Рл , (129)
а V cos <рн рп
где фн — угол наклона трубы к горизонту в данном сечении; рт,
рл — плотность соответственно тяжелого и легкого продуктов;
DTp — диаметр трубопровода; рп — плотность позади идущего
(толкающего) продукта; а — постоянный коэффициент, при лами-
нарном режиме а ~ 2, при турбулентном а зависит от числа Re:
Re а
2,3-103—1,1 • 105 ..................... 1,225
1,1-108—1,1-10» . . .................... . 1,194
1,1-10»—2,0-10» ............. 1,174
2,0-10»—3,2-10» .......................... 1,560
Из выражения (129) видно, что дополнительное смесеобразование
за счет расслоения потока вследствие действия силы тяжести воз-
растает с увеличением диаметра трубопровода и разности плотно-
стей последовательно перекачиваемых жидкостей. Оно также воз-
растает и для трубопровода, проходящего по пересеченной мест-
ности (фн>0). При назначении технологических режимов последо-
вательной перекачки необходимо, чтобы средняя скорость движе-
ния продуктов всегда была выше критической.
ИСКЛЮЧЕНИЕ ОСТАНОВОК ПЕРЕКАЧКИ
Остановки перекачки, когда скорость движения равна нулю;
особенно тогда, когда зона смеси проходит по пересеченной мест-
ности (фн>0), резко увеличивают объем смеси. Если перекачку
необходимо прекратить, зону смеси следует располагать в таком
месте трассы, где более тяжелый продукт будет находиться ниже
легкого.
При значительной протяженности трубопровода, когда в нем
одновременно могут находиться несколько зон контакта, остановка
перекачки непременно вызовет дополнительное смесеобразование.
При сильно пересеченном профиле трассы последовательную
перекачку следует вести с максимально возможной скоростью (при-
мерно 2 м/с). В этом случае влияние гравитационных сил будет
незначительным. ,
168
ПЕРВИЧНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СМЕСЬ И ТРЕБОВАНИЯ
К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКЕ
Кроме гравитационных сил и остановок перекачки на дополни-
тельное смесеобразование непосредственное влияние оказывают
конструктивные особенности обвязки насосных станций и резер-
вуарных парков. При переходе с одного продукта на другой не пре-
дусматривается остановка перекачки. В период времени срабаты-
вания задвижек в трубопровод параллельно подаются два нефте-
продукта, т. е. смесь двух нефтепродуктов, получившая название
первичной технологической смеси. Объем первичной технологиче-
ской смеси может быть сокращен за счет уменьшения времени сра-
батывания задвижек. Лучшие образцы отечественных и зарубеж-
ных задвижек срабатывают примерно за 10 с. Нельзя допускать
перекрытия задвижек вручную, так как это занимает до 5 мин.
Задвижки, отключающие ответвления от магистрали, необходимо
выбирать быстродействующими с дистанционным управлением
(электро- или гидроприводные) и устанавливать их непосредственно
у магистрали.
Первичная технологическая смесь образуется и тогда, когда
отключающие задвижки резервуаров с разными нефтепродуктами
плохо закрываются. При разном уровне взлива произойдет переток
и образуется значительное количество смеси. Переток может прои-
зойти и при одинаковых уровнях за счет разности плотностей нефте-
продуктов. Следовательно, в процессе эксплуатации необходимо
следить за плотностью закрытия отключающих задвижек. При ма-
лой производительности откачки такой переток жидкостей может
произойти в период переключения резервуаров. Откачку необхо-
димо производить с возможно максимальными скоростями и сокра-
щать продолжительность времени переключения.
Значительно влияние так называемых «мертвых зол» техноло-
гической обвязки на объем первичной технологической смеси. Это
различные отводы, тупиковые ответвления, обводные линии, лу-
пинги, задвижки, фильтры, счетчики, тройники, распределитель-
ные гребенки и резервные насосы. Они заполняются одним из про-
дуктов, а после смены продукта первоначальная жидкость посте-
пенно выливается из «мертвых зон». В результате происходит за-
грязнение выталкивающего продукта не только в зоне контакта,
но и по длине перекачиваемой партии.
С целью сокращения потерь нефтепродуктов от смешения на
перекачивающих станциях совершенствуют технологическую схему
трубопроводов. Так, на одной из наливных и перекачивающих стан-
ций дополнительная врезка трубы в технологическую линию тру-
бопроводов резервуарного парка позволила существенно умень-
шить образование смеси при последовательной перекачке высоко-
октанового топлива.
Относительное влияние первичной технологической смеси на
полный объем её в конечном пункте трубопровода возрастает с
169
уменьшением длины трубопровода. На основании теоретических
расчетов получено, что при изменении длины трубопровода от 1000
до 100 км влияние технологической смеси на ее объем в конце тру-
бопровода возрастает от 1 до 20 % [47]. Во всех случаях необхо-
димо производить модернизацию и техническое оснащение трубо-
проводов с целью снижения образования смеси при последователь-
ной перекачке.
ОРГАНИЗАЦИЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ
И ВЫБОР СИСТЕМЫ ПЕРЕКАЧКИ
Увеличивают объем смеси различные устройства на трассе тру-
бопровода (вставки другого диаметра, лупинги и т. п.),так как они
изменяют скорость движения продуктов и создают условия для сме-
сеобразования. Если диаметр лупинга отличен от диаметра основ-
ной магистрали, то скорость движения в нем также будет отли-
чаться от скорости в основной магистрали. Смесь, проходящая че-
рез лупинг, либо обгонит зону контакта в основной магистрали,
либо отстанет от нее и в конце лупинга попадет в чистый продукт,
увеличив количество смеси. Даже при одинаковых диаметрах лу-
пинга и основной трубы объем смеси будет больше из-за уменьше-
ния скорости перекачки.
Для уменьшения объема смеси на трубопроводах с лупингами
при осуществлении последовательной перекачки лупинги следует
отключать.
Зона контакта при последовательной перекачке не должна про-
ходить через резервуары промежуточных насосных станций, так
как это увеличивает объем смеси.
При прохождении зоны смеси по трубопроводу последователь-
ную перекачку необходимо вести по схеме «из насоса в насос», от-
ключая резервуары промежуточных насосных станций.
Если по трубопроводу последовательно перекачивается более
двух различных нефтепродуктов, то для уменьшения объема смеси'
смежные нефтепродукты нужно выбирать таким образом, чтобы
следующие друг за другом жидкости были наиболее близки по своим
характеристикам (плотности и вязкости). По возможности близкие
по своим свойствам нефтепродукты необходимо объединять в группы
(например, группы бензинов, дизельных топлив, топлив для авиа-
транспорта с реактивными двигателями и т. д.). В этом случае при
смешении нефтепродуктов одной группы образующаяся смесь, как
правило, используется как нефтепродукт более низкого качества.
ПРИМЕНЕНИЕ РАЗДЕЛИТЕЛЕЙ
При последовательной перекачке нефтепродуктов разных групп
для уменьшения объема смеси, которую невозможно реализовать
с товарным нефтепродуктом, между ними желательно помещать
жидкостную пробку или твердый разделитель. Например, если
170
бензин и дизельное топливо перекачивать без разделительной жид-
костной пробки, то образовавшуюся смесь придется в большей ее
части принимать в отдельный резервуар, ибо по условиям сохране-
ния качества примеси бензина к дизельному топливу или дизель-
ного топлива к бензину допускаются в небольших количествах.
Смесь, принятую в отдельный резервуар, потребуется или долгое
время реализовать путем подмешивания небольших количеств к ос-
новным продуктам — дизельному топливу или бензину, или от-
гружать на нефтеперерабатывающие заводы для вторичной пере-
работки. Поэтому между последовательно перекачиваемыми бен-
зином и дизельным топливом желательно перекачивать осветитель-
ный керосин. В этом случае допустимые концентрации примесей
буферной жидкости и основных продуктов будут больше по своей
величине и основная часть зоны смеси может быть принята в резер-
вуары с товарными нефтепродуктами.
Эффективность жидкостного разделителя повышается с прибли-
жением его свойств к свойствам последовательно перекачиваемых
нефтепродуктов и при удачном подборе размера (объема) пробки.
Оптимальный объем буферной пробки Уб определяется по формуле
V6 —2Pe-0'5VTp, ((130)
где VTp — объем трубопровода; Ре—диффузионный параметр
Пекле. Ре = wLID^, здесь w— средняя скорость потока в трубе;
L — длина трубопровода; DT— коэффициент турбулентной диф-
фузии.
Наряду с применением жидкостных разделителей при последо-
вательной перекачке широко используют механические разде-
лители, позволяющие уменьшить объем образующейся смеси
до 0,1 % от объема трубопровода. Разделитель, помещенный в зону
контакта между, перекачиваемыми жидкостями, под воздействием
потока перемещается по трубопроводу со средней скоростью пере-
качки. Поскольку основным назначением разделителя является
снижение. путевого смешения жидкостей, то при их применении
необходимо устранять образование первичной технологической
смеси на головной перекачивающей станции и смеси, образующейся
за счет «мертвых зон». В настоящее время применяют разделители
различных типов и конструкций: дисковые, манжетные, поршневые,
сферические, комбинированные и др. Выбор их в каждом конкрет-
ном Случае основывается на технико-экономических показателях
и обеспечении технологических требований. Разделитель должен
быть недорогим, перемещаться со скоростью потока, не обгоняя и не
отставая от зоны контакта, быть эффективным разделяющим уст-
ройством, простым по конструкции, легким и разборным. Широкое
распространение при последовательной перекачке в нашей стране
получили манжетные и шаровые разделители.
На рис. 80 изображен трехманжетный разделитель конструкции
управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами.
Он состоит из полого вала 1 — стальной трубы и трех манжет 2,
171
Рис. 80. Трехманжетный разделитель
Рис. 81. Шаровой разделитель-с обратным клапаном
изготовляемых из полиэтилена или бензостойкой резины. Таки-
разделители, обеспечивая герметичность, могут проходить значи-
тельные расстояния (до 600—700 км), так как манжеты их работают
в зоне полужидкостного трения и износ их незначителен. Кроме
того, достаточно жесткие манжеты позволяют снимать с внутрен-
них стенок трубопровода рыхлый слой отложений.
Полые шаровые разделители диаметром 0,1—1 м изготовляются
из эластичных материалов: синтетического или натурального кау-
чука, специальной резины, неопрена. В стенку разделителя толщи-
ной 25—80 мм впрессовывается обратный клапан (рис. 81), через
который внутренняя полость разделителя заполняется жидкостью
перед пуском его в трубопровод. Чтобы разделитель плотно прижи-
мался к внутренней поверхности трубы (для достижения хорошего
разделения последовательно движущихся жидкостей), во внутрен-
нюю полость его подкачивают жидкость и доводят диаметр шара
до 1,01 от внутреннего диаметра трубы. При этом ширина контакт-
ной поверхности составляет 10—15 % от диаметра трубы. Однако
полная герметичность пока еще не обеспечивается при движении
шарового разделителя. Поэтому для надежного разделения нефте-
продуктов шаровые разделители запускают сериями до 10 шт.
Срок службы шаровых разделителей достаточно продолжитель-
ный (пробег до 1500 км). На их перемещение по трубопроводу затра-
чивается небольшое количество энергии потока. Запуск и прием
могут осуществляться автоматически. Они легко преодолевают
небольшие препятствия, колена трубопроводов любого радиуса,
тройники и угольники.
Для пуска и приема разделителей на трубопроводе сооружают
специальные камеры. Рассмотрим наиболее распространенные из
них. . -
В управлении Урало-Сибирскими магистральными нефтепрово-
дами обычные камеры запуска и приема разделителей несколько
модифицированы, что обеспечивает быстрый пуск серии манжетных
разделителей, работающих в зоне полужидкостного трения. Такая
172
Рис. 82. Камера пуска серии манжетных разделителей
Рис. 83. Устройство для запуска шаровых разделителей
камера (рис. 82) состоит из коллекторов 8 и 5, которые через за-
движки 2 и 14 соединяются с магистральным трубопроводом 1.
Коллектор 5 предназначен для заправки серии разделителей, для
слива нефти самотеком в подземную емкость он снабжен сливным
трубопроводом 4 с задвижкой 3 и воздушным вентилем 6. Коллек- '
торы 5 и 8 соединены между собой рядом перемычек с задвижками
9—13. В порожнем коллекторе 5 открывается концевой затвор 7
и. в него (в коллектор) заправляется необходимое число разделите-
лей/Затем закрываются задвижка 3 и концевой затвор 7, коллек-
тор 5 заполняется нефтью через задвижку 13 до тех пор, пока из
воздушного вентиля 6 не пойдет нефть. После этого воздушный вен-
тиль закрывается. Затем при открытой задвижке 13 открывается
задвижка 2 и закрывается задвижка 14, и система готова к запуску
разделителей в трубопровод. В нужный момент открывается за-
движка 12 и первый разделитель запускается в трубопровод. После
запуска первого разделителя задвижка 12 закрывается. Пуск после-
дующих разделителей с заданным интервалом производится путем
открытия и закрытия задвижек 4,. 10, 9. По окончании запуска всей
серии разделителей открывается задвижка 14 и закрываются за-
движки 2 и 13. Камера готова к повторению цикла. Все задвижки
в камерах пуска и приёма электрифицированы, а процесс полностью
автоматизирован.
Существует несколько типов пусковых устройств и для шаровых
разделителей, оснащенных для автоматического запуска и приема
разделителей по заданной программе. На рис. 83 представлена
схема устройства для запуска шаровых разделителей с помощью
регулирующих плунжеров. Необходимое число шаровых раздели-
телей размещено в наклонно смонтированной кассете 6, которая
с помощью задвижки 5 соединена с магистральным трубопрово-
дом 1. Диаметр кассеты на 100—150 мм больше диаметра шаров,
что облегчает их заправку через концевой затвор 8. Перед заправ-
кой шаров закрывается задвижка .5 и сливается нефтепродукт из
кассеты через задвижки 9 и 10 при открытом воздушном вентиле 7.
Шары загружаются через концевой затвор 8 и под действием силы
173
тяжести прижимаются друг к другу и к плашкам- задвижки 5. Кон-
цевой затвор 8 закрывается, закрывается и задвижка 10, откры-
вается задвижка 11, и кассета заполняется нефтепродуктом до тех
пор, пока из воздушного вентиля 7 не потечет жидкость. Затем за-
крываются воздушный вентиль, задвижки 9 и 11 и открывается
задвижка 5. Запуск шаров в трубопровод производится с помощью
плунжеров 2 и 4, которые приводятся в действие, как правило,
автоматически от сервомоторов, работающих по импульсам от реле
времени 3. Реле 3 регулируется для запуска разделителей через за-
данные интервалы времени. Срабатывание его происходит от дат-
чиков, установленных на заданных расстояниях от устройства для
ввода шаров. Получив импульс от датчика, реле включает сервомо-
тор и поднимает плунжер 2. Шаровой разделитель под действием
силы тяжести скатывается в трубопровод, после чего плунжер 2
опускается, а плунжер 4 поднимается, и очередной шар подается
К плунжеру 2 для запуска в трубопровод.
Имеются и другие варианты пусковых устройств для шаровых
разделителей.
На магистральных трубопроводах промежуточные насосные
станции располагаются на расстоянии 100—150 км одна от другой,
а разделители могут проходить расстояния, превышающие участки
трубопроводов между насосными станциями. Прохождение разде-
лителем промежуточной насосной станции может осуществляться
с остановкой и без остановки станции. Прохождение разделителей
с остановкой промежуточной насосной станции производится с ис-
пользованием обычных камер приема и запуска разделителей, но
этот способ громоздкий и приводит к снижению пропускной способ-
ности трубопровода из-за остановок перекачки.
- Для обеспечения прохождения разделителя без остановок пере-
качки необходимы специальные обгонные устройства. Рассмотрим
систему пропуска разделителей без остановок насосных станций,
разработанную и внедренную в управлении Урало-Сибирскими ма-
гистральными -нефтепроводами. Система (рис. 84) включает основ-
ной коллектор I и вспомогательный II. Коллектор I набирается
из приемно-пусковых камер III, обратных клапанов 24 и отсекаю-
щих задвижек 21 и 25, с помощью которых он соединяется с основ-
ной магистралью 1. Коллекторы I и II соединены между собой пе-
ремычками с задвижками 5, 8, 11 и 14 и обратными клапанами 6,
9, 12 и 15. На входе в коллектор I и выходе из него, а также на всех
приемно-пусковых камерах III смонтированы сигнализаторы про-
хождения разделителей (СКР) 20. Система работает по программе,
которая включается либо от приборов контроля за смесеобразова-
нием, либо от СКР, установленного на входе в коллектор I. При
подходе разделителей к промежуточной насосной станции задвижка
2 закрывается и поток жидкости вместе с разделителями через кол-
лектор I, затем через патрубок 23 попадает в коллектор II и при
открытых задвижках 13, 10, 7 и 4 во всасывающий патрубок 3 на-
сосной станции. Как только первый разделитель попадает в приемно-
174 .
Рис. 84. Система пропуска разделителей через промежуточные насосные
станции
пусковую камеру, между патрубками 22 и 23, о чем дает знать СКР
20, открывается задвижка 11 и закрываются задвижки 13 и 14
и система готова к приему второго разделителя. Прием разделите-
лей осуществляется поочередно по мере их поступления и срабаты-
вания соответствующих СКР- После приема последнего раздели-
теля открывается задвижка 2 и закрываются задвижки 25, 4 и 5.
Запуск разделителя в зону контакта нефтепродуктов в трубопро-
вод 19 осуществляется открытием задвижек 14, 16-, 21 и закрытием
задвижки 18 на нагнетательном патрубке 17. Последующие разде-
лители запускаются аналогично. После запуска последнего разде-
лителя закрываются все задвижки устройства, кроме 2 и 18, и стан-
ция эксплуатируется по обычной технологической схеме. В зави-
симости от режима последовательной перекачки, числа разделите-
лей и длины трубопроводной обвязки насосной станции операции
приема и запуска разделителей могут частично перекрываться во
времени. - .
На конечных пунктах трубопровода сооружаются камеры
приема разделителей-.
Кроме жидкостных и механических разделителей при последо-
вательной перекачке могут быть применены разделительные пробки
из вязко-упругой студенистой среды. Такие гелеобразные раздели-
тели разрабатываются в последние годы в нашей стране и за рубе-
жом. При последовательной перекачке могут быть использованы,
например, гели, образуемые загущением нефтепродукта нафтенатом
алюминия с катализатором—триэтилендиамином.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СМЕСИ
Качественные показатели образовавшейся при последователь-
ной перекачке смеси (температура вспышки, октановое число и др.),
как правило, не отвечают требованиям стандарта и поэтому смесь
не является товарным продуктом. На конечном пункте трубопро-
вода организуют прием смеси таким образом, чтобы не испортить
товарные нефтепродукты. Ее всю могут принять в отдельный ре-
зервуар (либо группу резервуаров) или начальный участок смеси
(«голову») в резервуар с впереди идущим нефтепродуктом (Л), а
175
Таблица 24
Основной товарный нефтепродукт Добавляемый . нефтепродукт Лимитирующий показатель товарного нефтепродукта
Автомобильный бензин Дизельное топливо ДТЗ Дизельное топливо ДТЛ Реактивное топливо ТС-1 Дизельное топливо ДТЛ, ДТЗ, керосин трактор- ный Автомобильный бензин, топливо ТС-1, керосин тракторный То же Дизельное топливо ДТЛ и ДТЗ Температура конца ки- пения - Температура вспышки Вязкость Температура начала кристаллизации
конечный участок смеси («хвост») в резервуар с сзади идущим нефте-
продуктом (Б).
Количество смеси, которое можно принять в резервуар с товар-
ными нефтепродуктами Л и Б, определяется запасом качества у
последних. Допустимые концентрации подмешивания одного нефте-
продукта к другому определяются на основании анализов проб
исходных нефтепродуктов в лаборатории. При этом лимитирующим
качественным показателем выбирается тот, у которого наименьший
запас, качества, или тот, который склонен к значительному измене-
нию при небольших добавлениях смеси. Лимитирующие показатели
при определении допустимой концентрации автомобильного бен-
зина, дизельных топлив и топлива ТС-1 для получения товарных
нефтепродуктов приведены в табл. 24. -
Допустимые концентрации одного нефтепродукта в Другом опре-
деляются по эмпирическим формулам [80]. Так, допустимая кон-
центрация (в %) дизельного топлива в бензине вычисляется по фор-
муле
ь [(A)-124p-(fK0- 124)а
ЯТ (р20 — 0,753) 28 000 ’ -
где —предельное значение температуры конца кипения бен-
зина; tK0 — температура конца кипения бензина; р20 — плотность
дизельного топлива при температуре 20 °C.
Допустимая концентрация (в %) бензина в дизельном топливе
вычисляется по температуре вспышки по формуле
fe6 = --’7fl0J^27 1g-К (132)
‘ВО "1 ‘В
где t10 — температура выкипания 10 %-ного бензина; /в0— тем-
пература вспышки дизельного топлива;. tB — предельно допусти-
мая температура вспышки дизельного топлива. Аналогичные за-
висимости могут быть получены и для других пар нефтепродуктов.
Ориентировочные значения допустимых концентраций для не-
которых нефтепродуктов приведены в табл. 25.
176
Таблица 25
Товарные нефтепродукты Допустимые концентрации, %
ТС-1 ДТЛ ДТЗ КТ
Реактивное топливо ТС-1 100,0 1,0 5,0
Дизельное топливо летнее (ДТЛ) 1,0 100,0 -0,5 0,5
Дизельное топливо зимнее (ДТЗ) 6,0 55,0 100,0 10,0
Керосин тракторный. (КТ) 100,0 1,5 3,0 100,0
При известных допустимых концентрациях одного продукта
в другом (£доп) количество смеси, которое можно принять в резер-
вуар с товарным нефтепродуктом, определяется по формуле
= (133)
«Ср
где — объем резервуара с товарным нефтепродуктом; kcp —
средняя концентрация подмешиваемого нефтепродукта в смеси,
которая может быть вычислена по формулам:
kA= ~см Рб- 100, ' (134)
Рд-Рб
&Б = 100—&А, (135)
где Аа, Аб — концентрации нефтепродуктов А и Б в смеси; рсм,
Ра> Рб — плотность смеси, чистого нефтепродукта А и чистого
нефтепродукта Б.
При достаточном запасе качества и значительных допустимых
концентрациях всю смесь принимают в резервуары с товарными
нефтепродуктами. Основной задачей в этом случае является опре-
деление мгновенных концентраций по длине зоны смеси в трубопро-
воде при подходе ее к конечному пункту, чтобы своевременно пере-
ключить задвижки для приема смеси в резервуары с товарными
нефтепродуктами А и Б и предотвратить тем самым их порчу в ре-
зервуарах.
Характер изменения концентраций нефтепродуктов Л и Б по
длине зоны смеси в общем случае изображен на рис. 85. Здесь часть
смеси на участке II—III («голова» смеси), отделяемая мгновенной
концентрацией feA1, принимается в резервуар с товарным нефте-
продуктом А. В этой части смеси количество нефтепродукта Б
пропорционально заштрихованной площади abc, а средняя кон-
центрация нефтепродукта Б составляет k3. Часть смеси на участке
О—I («хвост» смеси), отделяемая мгновенной концентрацией &А2,
принимается в резервуар с товарным нефтепродуктом Б. В этой
части смеси количество нефтепродукта А пропорционально заштри-
хованной площади об1, а средняя концентрация нефтепродукта А
составляет йА. Часть смеси на участке I—II принимается в отдель-
ный резервуар для смеси.
177
Рис. 85. Изменение концентраций
нефтепродуктов по длине зоны смеси
При известной вместимости
резервуаров для товарных неф-
тепродуктов и известных
допустимых концентрациях мгно-
венные концентрации в трубо-
проводе /гА1 и /гА2 могут быть
определены по аналитической
зависимости или вспомогатель-
ному графику, построенному
по этой зависимости [47]. Если
при этом получится kxi = йА2
или ^A2>^ai> вся смесь
может быть принята в резер-
вуары с товарными нефтепродуктами. При &Ai>&A2 часть смеси
должна быть принята в отдельный резервуар. Отсечка зоны смеси
на «голову» и «хвост» и прием части ее в резервуар производится
на основании показаний приборов контроля последовательной пере-
качки, которые регистрируют изменение концентрации и дают
команды на переключение задвижек. Поэтому для предотвращения
порчи товарных нефтепродуктов очень важно иметь надежные при-
боры контроля последовательной перекачки.
Смесь, принятая в отдельный резервуар, должна быть реализо-
вана. Способ реализации определяется запасом качества товарных
нефтепродуктов. Если запас качества достаточен, смесь малыми
партиями распределяют по резервуарам с чистыми товарными нефте-
продуктами. Это самый распространенный на практике способ реа-
лизации смеси, но он приводит к ухудшению качества товарного
нефтепродукта. Последнее вызывает ухудшение эксплуатационных
характеристик двигателей внутреннего сгорания (снижение мощ-
ности, повышенный износ, нагарообразование и др.). Это необхо-
димо учитывать при выборе способа реализации смеси. Определив
количество смеси по формуле (133) при закачке ее в резервуар для
равномерного распределения, производят перемешивание нефте-
продукта о помощью насосов.
Если запас качества товарных нефтепродуктов мал или примесь
одного нефтепродукта в другом недопустима, смесь при возможно-
сти переводят, в товарный нефтепродукт более низкого сорта или
прибегают к ее исправлению. Исправление смеси заключается в до-
ведении ее основных показателей до показателей какого-либо нефте-
продукта, отвечающего требованиям стандарта. В смесь добавляют
определенные добавки и разбавители. Полученный после переме-
шивания нефтепродукт реализуют потребителям.
Место и способ исправления смеси должны быть технико-эко-
номически обоснованы с учетом стоимости исправления с достав-
кой разбавителей на конечный пункт трубопровода или вывоза
смеси с конечного пункта железной дорогой на нефтеперерабаты-
вающий завод для разгонки ее, либо сооружения на конечном пункте
установки по ее разгонке.
178
Кроме того, при благоприятном стечении обстоятельств смесь
может быть использована повторно как жидкостный разделитель,
при последовательной перекачке.
КОНТРОЛЬ ЗА ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКОЙ
Снижение объема смеси, успешное распределение ее по резер-
вуарам и предотвращение порчи товарных нефтепродуктов немыс-
лимы без хорошо поставленного контроля за процессами последова-
тельной перекачки и их автоматизацией. Методы и приборы кон-
троля зависят от того, ведется ли последовательная перекачка пря-
мым контактированием или с применением разделителей: На ко-
нечном пункте трубопровода оборудуют один или два контрольных
пункта с необходимыми приборами контроля.
Методы контроля за последовательной перекачкой прямым кон-
тактированием, как правило, основаны на различии свойств пере-
качиваемых нефтепродуктов (плотности, цвета, диэлектрических
свойств, скорости распространения ультразвука и т. д.). Если при-
меняются разделители, контролируется с помощью различных сиг-
нализаторов и их движение по трубопроводу.
Принцип действия сигнализатора (рис. 86) заключается в сле-
дующем. Проходящий по трубопроводу 1 разделитель поднимает
шток 3, сжимая пружину 6. Шток своим верхним концом 7 приво-
дит в действие счетный механизм, который отсчитывает и показы-
вает, сколько прошло разделителей. После прохождения раздели-
теля пружина 6 возвращает шток в исходное положение. Корпус
сигнализатора 4 устанавливают на трубопровод с помощью прива-
ренной к трубе бобышки 2. Затяжка пружины и усилие, необходи-
мое для подъема штока для разделителей различных конструкций,
регулируется крышкой сигнализатора 5, которая крепится к кор-
пусу на резьбе. Вылет штока внутрь трубопровода составляет
20—25^ мм.
На головных станциях сигнализатор желательно устанавливать
за задвижкой отсекающей камеры, а на промежуточных — выно-
сить за станционный манифольд.
Кратко остановимся на некоторых методах контроля последова-
тельной перекачки при прямом контактировании.
Место нахождения зоны смеси обычно определяют по средней
скорости перекачки. Это позволяет обслуживающему персоналу
своевременно подготовить резервуарный парк к приему смеси. На
приборы контроля возлагается функция точного распределения
зоны смеси по соответствующим резервуарам или их группам.
Контроль последовательной перекачки с помощью ультразвуко-
вых приборов основан на различии скорости распространения
звука в различных нефтях и нефтепродуктах, что позволяет опреде-
лить концентрации нефтепродуктов друг в друге. Для этого через
поток пропускают ультразвуковые волны и с помощью приемника
фиксируют изменения, которые претерпевают волны. В СКВ Транс-
179
Рис. 86. Сигнализатор прохода
разделителей по трубопроводу
нефтеавтоматика разработана уста-
новка ЭКП-ТЗМ, действующая по
принципу кольцевого возбуждения.
Она позволяет достаточно точно кон-
тролировать процесс приема и рас-
кладки смеси и определять кон-
центрации с точностью 1—2,5 %.
Вторичный прибор-самописец ЭПП-09
регистрирует изменение концентрации
во времени.
Если у последовательно перека-
чиваемых ‘нефтепродуктов- плотности
существенно отличаются, то для кон-
троля применяют плотномеры. Зная
плотности исходных нефтепродуктов
и смеси, по формулам (134) и (135)
можно определить их концентрации.
Непрерывное определение плотности
в потоке осуществляется специаль-
ными приборами [76].
Радиоактивные методы контроля заключаются либо в измерении
плотности гамма-плотномерами, либо в применении трассеров или
«меченых атомов». В основу метода измерения плотности гамма-
плотномерами положено физическое свойство поглощения гамма-
квантов жидкостью. Пропуск через измеряемую среду пучка гамма-
квантов заданной интенсивности и измерение их интенсивности на
выходе дает возможность определять концентрацию смеси. В про-
мышленных условиях в гамма-плотномерах применяют радиоизо-
топы кобальта Со60 и цезия Cs13’, а приемниками излучения служат
сцинтилляционные и газоразрядные счетчики (Гейгера—Мюллера).
Гамма-плотномеры позволяют монтировать все устройство на тру-
бопроводе без нарушения его целостности и измерять плотность
в пределах 0,7—0,9 т/м3. Они применяются в основном для контроля
нефтепродуктов, значительно отличающихся по плотности.
Для нефтепродуктов, близких по своим физическим свойствам,
в качестве индикаторов применяют радиоактивные изотопы, ис-
пользуют металлоорганичеркие соединения, содержащие радиоизо-
топы. Основное требование к ним — молекулы этих соединений не
должны вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами, Ра-
диоактивный изотоп (например, сурьма-124), помещенный в зону
контакта, по мере движения границы раздела по трубопроводу рас-
пределяется по длине зоны смеси. Если снаружи трубопровода
установить счетчики гамма-излучения, то при прохождении зоны
смеси они будут регистрировать изменение интенсивности излуче-
ния в зависимости от содержания изотопа.
Вместо радиоактивных изотопов в зону, контакта могут поме-
щаться флуоресцентные красители (галоидированные углеводороды,
дихлородифлюорометан, фреон и другие легкоиспаряющиеся и га-
180
зообразные вещества), они менее опасны. Основное требование к
ним — они не должны заметно изменять цвет и физико-химические
свойства нефтепродуктов.
Применяются также приборы, основанные на сравнении диэлек-
трических свойств нефтепродуктов. Такой прибор, разработанный
в Грозненском филиале ВНИИКАнефтегаза, эксплуатируется на
нефтепродуктопроводах Госкомнефтепродуктов РСФСР. Он позво-
ляет контролировать концентрацию и производит автоматическую
раскладку смеси нефтепродуктов по резервуарам.- '
В Англии разработан прибор, который непрерывно регистрирует
изменение вязкости последовательно перекачиваемых нефтепродук-
тов. В США применяется прибор, непрерывно автоматически из-
меряющий температуру вспышки. За рубежом применяется также
колориметрический метод, основанный на поглощении светового
потока, проходящего через нефтепродукт. Этот метод используется
в основном совместно с другими методами, контролирующими фи-
зические параметры жидкости.
НИПИНефтехимавтомат по заданию Госкомнефтепродуктов
РСФСР выполнил работы по созданию комплексов аппаратуры
«Магистраль» и «Компаунд», предназначенных соответственно для
учета на потоке количества перекачиваемых по трубопроводам нефте-
продуктов и для контроля на потоке качества перекачиваемых
нефтепродуктов и оптимальной автоматической раскладки смеси
по резервуарам. Внедрение их в практику наряду с изложенными
выше мероприятиями позволит сократить до научно обоснованного
минимума количество смеси, образующейся при последовательной
перекачке.
ГЛАВА 7
АВАРИЙНЫЕ ПОТЕРИ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
БОРЬБА С АВАРИЯМИ НА НЕФТЕПРОВОДАХ
Большой ущерб народному хозяйству и окружающей среде мо-
гут нанести потери нефти и нефтепродуктов вследствие аварий.
Аварийные потери вызываются несоблюдением строительных норм
и правил при проектировании и сооружении средств транспорта
и хранения, нарушением правил технической эксплуатации и не-
своевременным ремонтом оборудования, несоблюдением правил
обращения с нефтью и нефтепродуктами, заводскими дефектами
труб, взносами трубопровода и стихийными бедствиями.
Строительные нормы для проектирования средств транспорта
и хранения учитывают как свойства нефти и нефтепродуктов
(взрывоопасность, огнеопасность, горючесть и пр.), так и надеж-
ность средств транспорта и хранения в зависимости от условий,
в которых они будут эксплуатироваться. Так, в СНиП 11-45—75
предусматривается деление магистральных трубопроводов на
классы в зависимости от диаметра и на участки различной катего-
рии в зависимости от окружающих условий. В зависимости от диа-
метра, температуры нефти и нефтепродуктов и окружающих усло-
вий определяются толщина стенки и глубина заложения трубопро-
вода. Наиболее жесткие требования предъявляются к категории
«В» участков трубопровода — переходам через водные преграды
(при ширине их 25 м и более) и трубопроводам диаметром более
1000 мм.
Строительные нормы предусматривают защиту стальных маги-
стральных трубопроводов от почвенной коррозии при помощи изо-
ляционных покрытий и средств электрохимической защиты,
а также защиту подземных трубопроводов.и наземных переходов
от атмосферной коррозии.
Чтобы предотвратить аварии при эксплуатации магистральных
трубопроводов, в процессе их сооружения следует предусматри-
вать противокоррозийные мероприятия по трассе (организация
стока поверхностных вод; крепление размываемых берегов водных
преград, оврагов и промоин в местах пересечения их трубопрово-
дами, крепление грунтов, подверженных ветровой эрозии, и пр.).
Магистральный трубопровод перед сдачей в эксплуатацию под-
лежит испытанию в соответствии со СНиП Ш.Д-10—62.
Основные требования к перекачивающим станциям и объектам
хранения нефти и нефтепродуктов для обеспечения их безаварийной
работы изложены в СНиП П-106—79.
182
В ряде зарубежных стран при строительстве и эксплуатации ма-
гистральных нефтепроводов также основные требования предъяв-
ляются к обеспечению безопасности, наименьших потерь нефти
и нефтепродуктов и защите окружающей среды. На водных пере-
ходах через судоходные реки применяют способ прокладки «труба
в трубе». В этом случае можно осуществлять контроль за состоя-
нием обоих трубопроводов через межтрубное пространство, а также
производить замену внутреннего трубопровода в случае нарушения
его герметичности.
Большое внимание уделяется защите трубопроводов от коррозии.
Катодная защита трубопроводов считается наиболее эффективным
способом антикоррозийной защиты и находит все большее примене-
ние на многих нефтепроводах у нас и за рубежом.
Правительственные организации стран, занимающиеся вопро-
сами транспорта нефти и нефтепродуктов, и компании, эксплуати-
рующие нефтепродуктопроводы, уделяют большое внимание со-
вершенствованию методов обнаружения утечек и предотвращения
потерь нефти.
В Западной Европе периодически публикуются статистические
отчеты об авариях на трубопроводах, включая аварии насосных
станций, резервуарных парков и конечных пунктов. Согласно этим
данным в 1973 г. на сети нефтепродуктопроводов Западной Европы
общей протяженностью 17 300 км произошло 20 аварий, сопровож-
давшихся потерями нефти и нефтепродуктов. Количество пролитой
нефти и нефтепродуктов равнялось 1154 м3, из них 1071 м3 были
собраны на месте аварий. Потери составили 0,0002 % от общего
объема (558 млн. м3/год) перекачки нефти и нефтепродуктов. Из
20 аварий 15 произошли на трубопроводах и пять — на насосных
станциях. Все аварии на станциях были вызваны механическими
повреждениями оборудования. Из 15 аварий на линейной части две
были вызваны механическими повреждениями стенок трубопровода,
восемь — коррозийными. Один разрыв трубопровода был вызван
оседанием грунта [71, 72]. '
Отечественный опыт показывает, что на магистральных трубо-
проводах пропускной способностью 800—1000 м3/ч за одну аварию
теряется 66—180 т нефти или нефтепродукта [13] и что в первые
годы эксплуатации магистральных трубопроводов происходят ава-
рии из-за заводского и строительно-монтажного брака, а после
10—20 лет эксплуатации — из-за коррозийных повреждений [21].
Потери нефти и нефтепродуктов при каждой конкретной аварии
зависят в основном от быстроты обнаружения и ликвидации ава-
рии, т. е. от эффективности контроля за оборудованием и линейной
частью трубопровода, от оперативности и оснащенности ремонтно-
восстановительных бригад.
Для эффективной борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов
при авариях необходимы налаженные способы предупреждения
аварий, надежные методы защиты нефтепроводов от коррозии, а
также методы обнаружения и устранения утечек.
183
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ УТЕЧЕК
И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АВАРИЙ
Все методы контроля могут быть разделены на динамические,
осуществляемые без остановок перекачки, и статические — с оста-
новкой перекачки.
X динамическим методам относится широко известный метод
обнаружения места утечки по излому линии гидравлического ук-
лона путем графического построения или аналитического расчета,
но он применим лишь для приближенного определения района по-
вреждения.
При работающем трубопроводе применяется способ измерения
и сравнения расходов на соседних участках трубопровода и таким
•образом определяют место утечки с точностью длины участка между
двумя соседними датчиками расхода. Выходные сигналы расходо-
меров сравниваются либо специальным вторичным измерительным
устройством, либо ЭВМ, которые выдают аварийный сигнал при
несовпадении входных сигналов. При стационарном режиме пере-
качки такие системы работают стабильно и надежно, позволяют
определять утечки в 20 м3/ч, при нестационарном режиме — точ-
ность определения утечек снижается.
Разновидностью данного метода является разработанная Харь-
ковским отделением треста Водоканалпроект схема дифференциаль-
ной защиты трубопровода [391.
В ФРГ разработан метод контроля утечек в трубопроводе, осно-
ванный на измерении мгновенного расхода, жидкости при наруше-
нии герметичности трубопровода [43].
Кроме того, без остановок перекачки для обнаружения утечек
•применяются:
метод волн падения давления, основанный на регистрации воз-
никающих в результате утечки волн снижения давления (отрица-
тельных волн давления), которые распространяются вдоль трубо-
провода от места утечки со скоростью примерно 1 км/с;
метод измерения уровня шумов вдоль трассы трубопровода
€ помощью акустических датчиков, связанных с диспетчерским
пунктом и устанавливаемых на трубопроводе на равных расстоя-
ниях друг от друга.
Предложены также методы, основанные на сигнализации изме-
нения вибрации и звукового эффекта, возникающих при истечении
жидкостей через отверстие в стенке трубы.
Разработано множество конструкций переносных приборов для
обнаружения утечек (течеискателей), действующих преимущест-
венно на акустическом принципе действия.
В Рязанском радиотехническом институте разработан течеиска-
тель ЭЛТ-2. Он представляет собой концентратор 1 (рис. 87), меха-
нически соединенный с электроакустическим датчиком 3. Датчик
в свою очередь электрически связан со входом электронного уси-
лителя 2. К выходу усилителя подключаются телефон и индикатор-
184
ный измерительный прибор 4 через выпрямитель 5. Концентратор /
состоит из двух волноводов. Сечение волноводов уменьшается по.
направлению к датчику. Это способствует увеличению амплитуды
продольных механических колебаний, возбужденных в волноводах
на конце концентратора.
Во время работы входной торец концентратора прикладывается
к поверхности исследуемого трубопровода. При наличии акустиче-
ских колебаний поверхности, вызванных шумом свища поврежден-
ного трубопровода, их амплитуда усиливается на противоположном
конце концентратора. Эти усиленные колебания воздействуют на
датчик 3 и преобразуются в электрический сигнал переменного
тока, который после усиления может быть прослушан через теле-
фон и измерен прибором 5 после выпрямления.
Чтобы исключить влияние помех при обнаружении утечки,
предложено [43] устройство (рис. 88), включающее два приемных
датчика 1, два усилителя 2 низкой частоты, выпрямители 3, компен-
сатор 4 выпрямленных напряжений, модулятор 5, автогенератор 6,
усилитель 7 переменного тока, двухполупериодный демодулятор 8,
усилитель 9 постоянного тока и индикатор 10. Для нахождения
в трубопроводе утечки приемные датчики на расстоянии 3—4 м
один от другого перемещаются по поверхности земли вдоль трассы
трубопровода. Имеются и другие переносныеАприборы-течеиска-
тели [43].
Для обнаружения малых утечек целесообразно использовать
зондовые устройства, запускаемые в поток перекачиваемой жидко-
сти. Например, в трубопровод запускается небольшое количество
радиоактивного трассирующего вещества, которое вместе с жид-
костью просачивается через отверстия в стенке трубопровода и за-
держивается в грунте вблизи повреждения. Место утечки опреде-
ляют приборами внешнего и внутреннего обнаружения радиоактив-
ности.
Если в трубопроводе между соседними датчиками возникает
утечка, то скорость потока будет меняться и датчики покажут из-
менившееся время движения шара. На рис. 89 представлена кине-
матическая схема способа обнаружения утечек по изменению ско-
рости потока.
В начале контролируемого участка трубопровода 1 устанавли-
вают расходомер 2 и камеру 5 для запуска,шаровых разделителей 4.
С расходомером связан генератор импульсов 3, образующий им-
пульсы пропорционально показаниям расходомера. Импульсы, по-
ступают в счетчики 7, 8 и другие, снабженные системой аварийной
сигнализации. Кроме того, каждый счетчик импульсов получает
сигналы от датчиков 6 и 9, ограничивающих определенную секцию
трубопровода. Запускаемый в трубопровод шаровой разделитель 4
перемещается по нему со скоростью перекачиваемой жидкости.
В момент прохождения разделителя мимо датчика 6 последний по-
сылает сигнал, выключающий счетчик 7 и включающий счетчик 8.
В дальнейшем при прохождении разделителя по трубопроводу вы-
185
Рис. 88. Блок-схема Акустического течеиска-
теля с двумя приемными датчиками
Рис. 87. Кинематическая схема акустического
течеискателя
Рис. 89. Кинематическая схема способа обнаружения утечек по изменению
скорости потока 1
ключаются предыдущие счетчики и включаются последующие.
Если между датчиками 9 и Ц в трубопроводе имеется отверстие 10,
время прохождения разделителя по этому участку трубопровода
увеличивается, что приводит к соответствующему увеличению
числа импульсов, зарегистрированных счетчиком 8. Каждый счет-
чик рассчитан на предельно допустимое число импульсов, при пре-
вышении которого включается аварийная сигнализация, что сви-
тедельствует о наличии утечки в обследуемом участке.
186
Точность способа местонахождения утечки определяется дли-
ной участка между соседними датчиками на трубопроводе.
В НИПИНефтехимавтомате разработано устройство на основе
метода регистрации падения давления [43]. Оно представляет со-
бой контейнер, закрепленный между двумя шаровыми раздели-
телями, при прохождении которого по поврежденному участку
трубопровода давление в зоне между двумя шаровыми разделите-
лями резко падает. При этом между указанной зоной и участком
трубопровода перед устройством возникает перепад давления, при-
водящий к срабатыванию датчика утечки — дифференциального
контактного манометра. Сигналы от датчика утечки фиксируются
на магнитной ленте. На этой же ленте записываются сигналы от
датчика меток, который срабатывает при прохождении устройством
специальных магнитных реперных точек, устанавливаемых на оп-
ределенном расстоянии друг от друга вдоль трассы трубопровода.
По взаимному расположению на пленке сигналов' от реперных
точек и утечки определяется ее местонахождение. С помощью раз-
работанного устройства можно определить утечку порядка 0,25 %
от расхода по трубопроводу. Причем погрешность в определении
места утечки не превышает 2,5 % от расстояния между реперными
точками.
Применяется также зондовая аппаратура с акустическим спо-
собом определения утечек [431.
Кроме способов обнаружения утечек, связанных с измерением
различных характеристик и параметров потока и эффектов от уте-
чек, разработаны методы, основанные на простых физических прин-
ципах. '
В Баварии на участке Трансальпийского нефтепровода длиной
30 км для обнаружения утечек используют сигнальные шланги из
пластмассы, растворимой в нефти. Шланги длиной по 2 км, запол-
ненные водой под давлением 0,15—0,25 МПа, обернутывокруг нефте-
провода и заканчиваются в напорных водяных резервуарах. Изме-
нение уровня воды в резервуарах в случае повреждения шлангов
сигнализирует об утечке нефти.
В системах Северо-Западного, Центральноевропейского и Транс-
альпийского нефтепроводов на некоторых участках с известным
направлением течения грунтовых вод у трубопровода (снизу и
сбоку) проложены пластмассовые лотки, по которым вода посту-
пает в смотровые колодцы. Здесь наличие нефти может быть уста-
новлено визуально или отборами проб [71, 72].
Статические методы контроля связаны с остановкой через
определенные промежутки времени перекачки, они позволяют об-
наружить малые утечки. ...
Некоторые нефте- и нефтепродуктопроводные управления в на-
шей стране для предупреждения аварий от износа трубопровода
применяют так называемый Метод плановых испытаний [38]. Этот
метод заключается в периодической (1 раз в два года) опрессовке
магистральных трубопроводов перекачиваемым продуктом. Работы
187
по.испытаниям выполняются, как правило, летом. Испытание про-
водится под давлением, максимально допустимым для данного
участка трубопровода, оно создается опрессовочным агрегатом.
Участок выдерживается под давлением в течение 6 ч, при этом ве-
дется контроль за показаниями манометров, осмотр и облет на са-
молете или объезд трассы на машине. Испытание участка трубо-
провода считается законченным, если в течение 6 ч утечек или сни-
жения опрессовочного давления не обнаружено. Опыт показывает,
что при таких испытаниях число аварийных повреждений на тру-
бопроводах снижается.
Применяется также следующий способ статического контроля.
На контролируемом участке трубопровода перекрывают задвижки
и в течение некоторого времени ведутся наблюдения за изменением
давления. Наличие и величина утечек оценивается по скорости па-
дения давления.
На западноевропейских нефтепроводах для определения герме-
тичности применяют методы дифференциального давления и паде-
ния давления. Первый из них основан на равенстве давления по
обеим сторонам линейной задвижки, если утечек нет. Для проведе-
ния измерений трубопровод перекрывают несколькими задвиж-
ками. Разность давления в соседних секциях контролируют с по-
мощью дифманометров (со шкалой 0,05 МПа), устанавливаемых
у задвижек. Если утечки имеются, на одном из. смежных участков
баланс нарушается, о чем сигнализирует прибор. Для получения
верных результатов необходимо останавливать нефтепровод на
длительное время (до нескольких суток), так как за короткое время
разбаланс давления может быть вследствие непостоянства темпе-
ратуры грунта и нефти. Этот метод испытывался на ряде нефтепро-
водов ФРГ. В результате была установлена целесообразность про-
ведения испытаний 4 раза в год для выявления утечек в размере
0,12 м3/ч и по одному разу в год для выявления утечек в, размере
0,04 и 0,01 м3/ч.
Во Франции испытания с перепадом давления на участках тру-
бопровода проводят в среднем 3 раза в год. При испытаниях осу-
ществляется централизованный дистанционный контроль за дав-
лением на отдельных секциях трубопровода.
Испытания по методу падения давления на западноевропейских
трубопроводах осуществляются следующим образом. Оператор
дистанционно перекрывает задвижки вдоль трубопровода и в те-
чение 15 мин следит за изменением давления. Если давление ме-
няется, что свидетельствует о наличии утечки, оператор переходит
к испытаниям по методу дифференциального давления.
Наряду с применением систем контроля утечек используются
системы защиты магистральных трубопроводов от аварийных си-
туаций. Часто одной из причин аварий на линейной части маги-
стральных нефтепроводов, работающих в режиме «из насоса в на-
сос», является внезапное отключение промежуточных насосных
станций, вызывающее распространение волны повышения давле-
188
ния, значительной по крутизне и амплитуде. Расчеты показывают,
что в трубопроводах диаметром 1220 мм эти волны могут повысить
давление до 1 МПа сверх нормального. В таких случаях одним из
основных методов защиты нефтепроводов является сбрасывание
волны давления на всасывании промежуточной станции при ее
внезапной остановке путем сброса потока из линии всасывания в не-
большой резервуар через регулятор скорости повышения давления.
На нефтепроводах, имеющих надежные линии связи между на-
сосными станциями, наибольшее распространение получили си-
стемы защиты от разрыва с помощью опережающего сигнала; Та-
кими системами оборудованы многие современные зарубежные тру-
бопроводы.
На нефтепроводе «Дружба» эксплуатируются две системы
«Волна», принцип действия которых состоит в том, что при отклю-
чении любой промежуточной станции, если на ней работали два
или три насосных агрегата, на предыдущую станцию по каналу’
связи передается электрический сигнал, при этом снижается ус-
тавка регулятора давления на линии нагнетания или отключается
один агрегат.
Для обеспечения безаварийной работы трубопроводов важен
своевременный и качественный ремонт оборудования. На современ-
ном уровне это достигается созданием баз производственного обслу-
живания (БПО) в составе централизованной системы технического
обслуживания и ремонта (ЦСТОР) районных управлений. В состав
БПО входят опорный аварийно-восстановительный пункт, ремонтно-
механическая мастерская с обменным пунктом и ряд участков с вы-
ездными бригадами по ремонту и наладке технологического и энер-
гетического оборудования, средств электрохимической защиты,
автоматики и телемеханики. Подробно вопросы ремонта освещены
в специальной технической литературе [13, 671.
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ
ОТ КОРРОЗИИ , , '
С целью предотвращения аварий большое внимание уделяется
вопросам эффективной защиты труб от коррозии и надежного кон-
троля трубопроводов, находящихся в эксплуатации. Расширяется
применение высокоэффективных и экономичных покрытий для изо-
ляции наружных и внутренних стенок труб на основе эпоксидных
смол ЭД-49, ЭД-5, ЭД-6, ЭД-Л, пластобита (ВНИИСПТнефть)
и других эффективных материалов [721.
ВНИИСТ в качестве материала для защиты от механических
повреждений изоляционных покрытий из полимеров рекомендует
ламинированную бумагу. Основой такой бумаги может быть ру-
лонная оберточная бумага, а наружным слоем — технический по-
лиэтилен.
Гипроморнефть для подводных трубопроводов разработал по-
крытия на основе битумно-резиновой мастики с применением в ка-
189
честве усиливающих обмоток стеклобита (битум, армированный
стекловолокном в один цли два слоя) и алюминиевой фольги, вы-
пускаемой в СССР в виде рулонов. Наложение покрытия совме-
щается с катодной поляризацией.
Для предотвращения очаговой коррозии, представляющей зна-
чительную опасность для подземных трубопроводов, в США раз-
работаны рекомендации по покрытию поверхности труб (перед на-
несением изоляции) грунтовкой с добавлением ингибиторов корро-
зии или цинка, а также по пескоструйной очистке поверхности труб.
Совершенствуются и методы нанесения противокоррозийных
покрытий. Советскими специалистами разработан метод, позволяю-
щий выполнять операции по очистке и изоляции труб одним агре-
гатом, состоящим из очистной машины ОМЛ-10 и навесного изоля-
ционного оборудования. В США запатентован метод изоляции труб
без предварительного нагрева. Во Франции запатентована машина
для нанесения на поверхность труб цементных растворов и других
видов высоковязких покрытий. Имеются и другие предложения,
направленные на повышение качества и эффективности противо-
коррозийных покрытий 171].
Повышается эффективность установок электрохимической за-
щиты трубопровода [72]. В СССР налажено производство типовых
станций катодной защиты (СКЗТ) мощностью 3000 Вт с питанием
от сети переменного тока напряжением 220 В и 10 кВ.
При эксплуатации магистральных трубопроводов важное зна-
чение имеет организация постоянного контроля за эффективностью
катодной защиты. В последние годы для этой цели применяется
авиация [67].
Разработанная в Англии система авиационного контроля за
состоянием катодной защиты подземных трубопроводов состоит из
трех основных компонентов: 1) наземных запросчиков-ответчиков,
устанавливаемых в пунктах контроля и передающих результаты
измерения защитного тока, потенциала труба — грунт и утечки
тока; 2) установленного на борту самолета запросчика, включаю-
щего передатчик, приемник, магнитный самописец и дешифратор;
3) наземного питающего устройства.
В системе воздушного контроля США установленные на катод-
ных станциях выпрямители тока снабжаются специальной пристав-
кой, обеспечивающей периодическую подачу трех разных сигналов.
Сигналы фиксируются приемником, установленным на легком са-
молете, который пролетает вдоль трассы трубопровода. Один сиг-
нал сообщает о нормальном режиме работы станции, второй посы-
лается в случае приближения силы тока к критическому значению,
третий свидетельствует об аварийном состоянии станции ири пре-
кращении подачи тока. Сигналы катодных станций устойчиво при-
нимаются на расстоянии до 1,6 км.
Некоторые фирмы США применяют ЭВМ при централизованной
обработке данных электрического обследования трубопроводов.
Данные о потенциале труба—грунт в.различных точках трассы
190
трубопровода и другие параметры, характеризующие эффективность
противокоррозийной защиты, преобразуются в графики с помощью
автоматического построителя кривых, функционирующего сов-
местно с ЭВМ. Собирает данные эксплуатационный персонал. В ма-
шинную память закладываются закодированные данные, характе-
ризующие состояние покрытия трубопровода. Они представлены
в виде статистической характеристики, показывающей, какая часть
от общей длины трубопровода имеет потенциал труба—грунт выше
критического значения — 0,85 В. Сопоставляя прежние и новые
данные, судят об эффективности системы противокоррозийной за-
щиты.
Для защиты внутренней поверхности нефтепродуктопроводов
применяют органические ингибиторы коррозии: ХТЗ, RP-2M, БМП
и др. [62]. Йх добавляют в'количестве 2,8—14 г на 1 м3 нефтепро-
дукта [71 ].
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СРЕДСТВ И СПОСОБОВ ЛИКВИДАЦИИ
АВАРИЙ НА ТРУБОПРОВОДАХ
Для снижения потерь нефти большое значение имеет совершенст-
вование способов и средств ликвидации аварий. Постоянно улуч-
шаются конструкции механических средств (стягивающие хомуты,
кожухи и др.), разрабатываются специальные покрытия из клей-
ких и быстрозатвердевающих веществ. Особо следует отметить по-
лученный в Институте химии высокомолекулярных соединений
АН УССР конструкционный водостойкий акрилатный клей (ВАК).
Его прочностные характеристики удовлетворяют условиям ремонта
свищей и трещин на трубопроводах и резервуарах, даже в подвод-
ных условиях [72].
Механизацию работ при ликвидации аварий на магистральных
нефтепроводах, скорость их выполнения и, следовательно, сокра-
щение аварийных потерь нефти и нефтепродуктов обеспечивает
установка для временного перекрытия трубопроводов УВПТ-1,
разработанная ВНИИСПТНефть. Она предназначена для создания
герметизирующих тампонов из жестких пенополиуретанов на тру-
бопроводах диаметром до 530 мм включительно [73].
УВПТ-1—самоходный агрегат на базе автомобиля ГАЗ-66,
оснащенный технологическим оборудованием для доставки компо-
нентов смеси тампона к месту аварии, их дозировки, перемешивания
и подачи в трубопровод. Схема обвязки технологического оборудо-
вания приведена на рис. 90.
Для привода дозирующих насосов от раздаточной коробки авто-
мобиля установка снабжена трансмиссией. Это позволяет обеспе-
чить работу оборудования в полевых условиях без подвода энергии
извне. Механизм управления и контроля дает возможность выпол-
нять все операции по заливке при помощи рычагов управления,
расположенных в задней части кузова автомобиля. Кроме того,
агрегат оборудуется системой обогрева и специальным геофизиче-
191
Рис. 90. Гидравлическая схема установки
УВПТ-1:
1 — манометр; 2, 5, 10, 12 — трубопроводы; 3 —
кран пробковый; 4 — фильтр; 6, 8 —баки рас-
ходные; 7 — дозирующее устройство; 9, 13 —
гибкие рукава; 11 — кран трехходовой; 14 — об-
ратный клапан; 15 — смесительное устройство
Рис. 91. Автоматическое самоходное
устройство для определения мест утечек
из трубопровода .
ским кузовом СГК-6 для создания необходимых температурных
условий и защиты технологического оборудования от атмосферных
воздействий.
Установка работает следующим образом. Предварительно из-
готовленные компоненты по системе трубопроводов закачиваются
в баки установки, откуда дозирующими насосами подаются в сме-
сительное устройство, где образуется реакционная смесь, которая
вытесняется через предварительно пробитое отверстие в трубопро-
вод. Вспениваясь, смесь образует герметизирующий тампон, пере-
крывающий трубопровод.
Разрабатываются устройства, запускаемые внутрь трубопровода
и герметизирующие его.
В США разработано автоматическое самоходное устройство
(рис. 91), с помощью которого определяют место повреждения,
после чего срабатывает механический элемент устройства, произво-
дящий уплотнение зоны утечки впредь до осуществления ремонт-
ных работ [71 ]. Устройство 1 пропускается по подземному трубо-
проводу 16. Для плавного перемещения и центровки оно оснащено
роликами 14, которые располагаются по внутреннему периметру
трубопровода с интервалом 120°. Прижатие роликов обеспечи-
вается поворотными рычагами 17 и пружинами 15. Перемещается
устройство с помощью пропеллерного винта 29, приводимого от
двигателя 27. Управление последним осуществляется с помощью
регулирующего контура 8. Уплотнительный элемент 10 устройства
состоит из мастичной оболочки 7, которая при подаче наполнителя
в полость 11 между оболочкой и суженной частью 9 корпуса прини-
мает форму, показанную пунктирными линиями, и тем самым пере-
крывает зону утечки. Для заполнения полости 11 может быть ис-
пользована перекачиваемая нефть, подаваемая насосом 26 через
трубки 25, 28 и обратный клапан 24. Управление работой насоса
осуществляется с помощью импульсного преобразователя 22,
включенного в цепь регулирующего контура 8. Освобождение по-
лости И производится по трубке 18 через клапан 19 с исполнитель-
ным механизмом 13.
Кроме того, полость 11 может заполняться сжатым газом из
баллона 2 по трубке 3 через клапан 4 с исполнительным механиз-
мом 5. Для включения используется переключатель 23, связанный
с регулирующим контуром 8. С помощью этого переключателя мо-
жет попеременно открываться клапан 4 или через провод 6 запу-
скаться насос 26. Для дистанционного управления перемещением
устройства в трубе и заполнением полости 11 используется прием-
ник 20 с антенной 21 и наружный передатчик 30: Питание всей ар-
матуры внутри устройства осуществляется от батарейки 12. При
снижении давления в трубопроводе вследствие утечки оператор
дает команду по радио на включение наполнительных агрегатов.
После устранения утечки дается команда на разрядку уплотнитель-
ного элемента и дальнейшее передвижение устройства.
Х/2 7 Заказ № 2652 193
АВАРИЙНЫЕ ПОТЕРИ В МОРЯ И ВОДОЕМЫ
Рост морской добычи нефти, протяженности подводных маги-
стральных нефтепроводов и увеличение объема танкерных перевозок
нефти и нефтепродуктов увеличивают опасность аварийных потерь
в моря и водоемы. В настоящее время согласно различным источни-
кам сбросы нефти и нефтепродуктов в моря и водоемы оцениваются
в 5—10 млн. т в год [45]. Из них 4 % составляют загрязнения,
вызванные авариями танкеров, трубопроводов, нефтехранилищ
и установок морской нефтедобычи.
Таким образом, из-за аварий в моря и водоемы ежегодно попа-
дает 200—400 тыс. т нефти и нефтепродуктов. Причем с ростом гру-
зоподъемности танкеров, появлением супертанкеров количество
нефти, теряемой при авариях, значительно увеличится.
По данным доклада американского консультативного центра по
эксплуатации танкеров за период 1964—1976 гг. общий объем про-
литой нефти из затонувших танкеров общим дедвейтом 7 млн. т
составил 1,9 млн. м3. Данные относятся только к 15 странам, в рас-
чет принимались только суда дедвейтом 1 тыс. т и выше. За этот
период из 198 затонувших танкеров 36 % были разрушены пожа-
рами и взрывами, 21 % сели на мель и затонули. Причем 14 % ава-
рий произошло из-за погодных условий, 12 % — из-за столкнове-
ний, 17 % — по разным причинам.
Замечено, что в большей степени подвержены авариям танкеры,
отслужившие более 10 лет.
При береговых сливно-наливных операциях потери нефти и
нефтепродуктов происходят из-за неисправности оборудования —
шлангов, стендеров, подводных и плавучих трубопроводов, шварто-
вочных буев и вышек. Многие нефтегавани непригодны для приема
современных супертанкеров, имеющих большие размеры и осадку.
Поэтому прибегают к частичной разгрузке крупнотоннажных тан-
керов в нефтеналивные суда меньших размеров в открытом море
и применяют системы однобуйковой швартовки, связанные с бере-
гом подводными нефтепроводами. Даже при соблюдении мер пре-
досторожности погрузочно-разгрузочные операции в условиях не-
спокойного моря могут сопровождаться повреждением сливно-
наливного оборудования и трубопроводов, потерями нефти и нефте-
продуктов.
МЕРЫ И СРЕДСТВА ОГРАНИЧЕНИЯ
РАЗЛИВА НЕФТИ
Правительства многих стран уделяют большое внимание про-
блеме предотвращения аварий в морях и водоемах и охране окру-
жающей среды при морской добыче и водной транспортировке
нефти.
В 1973 г. на международной конференции, состоявшейся в Лон-
доне, специально рассматривался вопрос о загрязнении морской
194
среды нефтью и была принята конвенция по предотвращению за-
грязнения моря сбросами с судов нефти и других вредных веществ.
Грандиозные разливы нефти при катастрофе американского супер-
танкера «Торри Каньон» у рифа Семи камней, нанесшие значитель-
ный ущерб береговым зонам Франции и Великобритании [45],
позволили убедиться в значении перспективного планирования
и организационных мер по ликвидации аварий. В ряде стран раз-
работаны планы борьбы с неожиданным загрязнением берегов.
В этих планах содержатся карты прибрежных районов с данными
о районах высокой биологической продуктивности, сезонных миг-
рациях рыб, типичных течениях вод.. Эта информация может хра-
ниться в компьютере, постоянно совершенствоваться и быть руко-
водством в случае возникновения аварийных ситуаций.
Для предотвращения разлива нефти применяют различные
меры. В портах с интенсивным движением судов, а также на круп-
ных танкерах устанавливают радиолокационные станции для пре-
дотвращения столкновения судов. Танкеры с раздельными грузо-
выми и балластными отсеками и с двойным днищем (корпус и нефте-
наливные отсеки разделены танками, залитыми балластной водой)
значительно уменьшают вероятность разлива нефти при поврежде-
ниях корпуса.
Чтобы предотвратить значительные растекания пролитой при
грузовых операциях нефти и обеспечить ее последующий эффек-
тивный сбор с водной поверхности, в доках и других закрытых во-
доемах применяют боновые заграждения. Боны используют также
при частичной разгрузке супертанкера в море в танкеры меньшей
грузоподъемности. В этом случае пространство между двумя тан-
керами изолируют плавучими боновыми заграждениями, а также
приводят в готовность различные средства сбора и удаления про-
литой нефти. При обнаружении утечки нефти перекачку останав-
ливают и образовавшуюся нефтяную пленку удаляют.
Во время проведения грузовых операций в порту у причалов
также используют боновые заграждения вокруг стоянки танкера.
В основном применяют два типа боновых заграждений: надвод-
ные (плавучие) и подводные (пневматические). Конструкции пла-
вучих боновых заградительных устройств и применяемые для них
материалы могут быть самые различные. Наиболее современные ва-
рианты таких заграждений обычно включают поплавок в виде труб-
чатой камеры, к которой внизу крепится утяжеленный заслон
(рис. 92). Для придания гибкости и удобства в управлении их из-
готовляют в виде отдельных секций, которые крепят друг к другу
с помощью навесных нефтенепроницаемых шарнирных соединений.
Плавучесть поплавку может быть придана многоячеистым на-
полнителем, таким как пенопласт или пучок более тонких загерме-
тизированных трубок, что позволяет поплавку держаться на плаву
даже в случае повреждения его стенки. Поплавки, заполненные
просто воздухом, могут применяться для легких сборных загражде-
ний, специально приспособленных для аварийных ситуаций.
V27* 195
Черноморским ЦПКБ разра-
ботаны металлические и пласт-
массовые стационарные боновые
заграждения. Во многих отече-
ственных портах получили при-
менение оперативные боновые
заграждения, представляющие
собой вертикальное плавающее
полотнище из армированной син-
тетической пленки высотой
900 мм. Алюминиевые стойки и
трубы, вшитые в полотнище,
предохраняют его от провиса-
ния и придают достаточную
жесткость на плаву. Необходи-
мая остойчивость и плавучесть
обеспечивается системой грузов
и прикрепленными к полот-
нищу лепестковыми поплавками
из пенопласта ПХВ. Высота
Рис. 92. Типы боновых заграждений
Ворна с различными наполните-
лями:
7 — перекрывающиеся заслоны; 2 — ци-
линдр для размещения якорной цепи; 3—
поплавок; 4 — заслон; <5 — шарнирное
соединение
надводной части полотнища 300 мм. Отдельные секции мас-
сой 65 кг и длиной 10—12 м соединяются при помощи карабинов
в «нитку» необходимой длины. Материал прочен, стоек к нефтепро-
дуктам, морской воде и температуре от — 25 до + 70 °C.
ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР совместно с научно-про-
изводственным объединением «Пластик» разработано стационарное
боновое заграждение для локализации нефтяных загрязнений на
акваториях речных и морских нефтебаз. Оно состоит из отдельных
секций длиной по 10 м. Каждая секция представляет собой экран
с двумя продольными карманами. В верхний карман помещены
полиэтиленовые поплавки, по диаметру которых пропущен трос,
а в нижний в качестве противовеса уложена цепь. Экран и карманы
изготовлены из полиэтиленовой пленки, армированной капроно-
вой тканью. Общая высота экрана 1220 мм, а надводной части —
350 мм. Секции соединяются замками типа «разрезная труба» из
нержавеющей стали (или из обычной стали с гальваническим по-
крытием).
Боновые заграждения задерживают нефть и нефтепродукты на
акватории со скоростью течения до 0,2 м/с при любом их положении
по отношению к направлению течения и на акватории со скоростью
течения до 0,4 м/с при расположении бона под углом 40—60° к на-
правлению течения. Скорость ветра до 10 м/с не влияет на работо-
способность ограждения.
Испытано оперативное боновое заграждение конструкции
ЦНИЛ, состоящее из отдельных секций массой по 50 кг и длиной
по 20 м. Экран изготовлен из полиэтиленовой пленки, армирован-
ной капроновой сеткой. Высота экрана 850 мм, а его надводной
части — 350 мм. Поверхность вертикальных стоек и поплавков,
196
изготовленных из пенопласта ПХВ и прикрепленных к экрану,
для снижения водопоглощения покрыта краской или лаком. Шар-
нирное крепление поплавков позволяет им располагаться в воде
горизонтально, а при свертывании заграждения поворачиваться
параллельно вертикальными стойками. В верхний продольный
карман экрана укладывается канат, а в нижний — цепь, придаю-
щая остойчивость бонам в воде в вертикальном положении и обес-
печивающая продольную прочность конструкции. Соединение нуж-
ного числа секций в заграждение осуществляется быстроразъемными
замками.
Данную конструкцию бонового заграждения рекомендуется
применять на акваториях нефтебаз со скоростью течения до 0,2 м/с
при ветре до 8 м/с.
ЦКБ Министерства речного флота РСФСР созданы опытные
образцы плавучего заграждения для локализации загрязнений
нефтепродуктами акваторий рек и каналов. В его комплект
входят пять секций общей длиной 100 м, поплавок, в котором
установлен баллон со сжатым воздухом, якорь Матросова массой
25 кг, барабан для намотки заграждения и подставка для его хра-
нения и транспортировки. Экран заграждения изготовлен из па-
русины с повышенной водоупорной пропиткой. Плавучесть секции
заграждения достигается за счет гибких воздухонепроницаемых
рукавов. Соединение секций осуществляется воздушными шлангами,
оборудованными штуцерами с накидными гайками. Нижняя кромка
полотнища утяжелена цепью, в результате чего обеспечивается
вертикальное положение секции. Для восприятия продольных на-
грузок в верхней кромке полотнища протягивается трос. Полная
высота ограждения 900 мм, высота надводной части — 400 мм.
Масса всего комплекта 1000 кг.
За рубежом боны собирают из надувных рукавов или секций
труб, заполненных синтетическими материалами большой плаву-
чести. Изготовляют их также в виде вертикальных экранов из ре-
зиновых или пластмассовых плоских секций, удерживаемых на
поверхности вс^цы поплавками и растяжками. Для предотвращения
выноса нефти под боном к секциям крепят юбки из прорезиненных
материалов.
Надувные боны при необходимости могут опускаться на дно,
а при подаче, воздуха всплывать. Поплавковые боны нужно разво-
дить для пропуска судов, но их преимущество в том, что они не
требуют обслуживания, подготовки воздуха.
Некоторые американские фирмы производят боны из сетей, за-
полненных сорбентом. Нефть может быть выделена из сорбента
с минимальным остатком или сорбент может быть использован как
топливо. Применение сорбентов в качестве наполнителей в некото-
рых случаях выгоднее дорогостоящего механического оборудова-
ния.
Все плавучие боновые заграждения необходимо разводить или
потоплять для пропуска судов и они требуют частых осмотров и ре-
7 Заказ № 2652 1 97
Рис. 93. Схема действия пневмати-
ческого заграждения
монта, что связано с дополни-
тельными затратами труда и
средств.
Некоторые преимущества
в этом отношении имеют приме-
няемые в ряде стран пневмати-
ческие заграждения, состоящие
из перфорированных трубопро-
водов, уложенных на дно водо-
ема и закрепленных якорями.
В трубопроводы подают сжатый
воздух, вместе с пузырьками
воздуха к поверхности под-
нимается вода, образуется
восходящий воздушноводяной барьер, благодаря чему поверхность
воды несколько выпучивается и возникают поверхностные течения
по обе .стороны от оси трубопровода (рис. '93). Эти течения предо-
твращают растекание пролитой нефти по акватории. Система пнев-
матического заграждения включает следующее оборудование: ком-
прессор, воздухоохладитель, клапаны управления подачей воздуха
в различные части системы, подающие и рабочие трубопроводы,
дренажные клапаны для удаления воды и обеспечения быстрого
запуска системы. Чтобы трубопроводы были устойчивы к коррозии,
их изготавливают из пластмасс. Порядок расположения отверстий
для выхода воздуха на рабочем трубопроводе определяется расче-
том при известном расходе воздуха, изменении глубины вдоль тру-
бопровода и потере давления в трубопроводе.
Пневматические заграждения эффективны при скорости течения
воды до 0,4 м/с, при больших скоростях завеса отклоняется и дис-
пергируется до такой степени, что становится неэффективной.
Теоретически возможно применение химических заграждений
из жирных кислот, например стеариновой и олеиновой, окаймляю-
щих нефтяной слик, но пленки из них неэффективны при ветре и
разрушаются волнами. При спокойной поверхности моря сдержи-
вать и даже направлять движение нефтяного слика можно водяными
струями, направляемыми под углом к водной поверхности, испу-
скаемыми под высоким давлением из сопел, расположенных через
определенные интервалы на плавучем трубопроводе.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА УДАЛЕНИЯ РАЗЛИТОЙ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
С точки зрения борьбы с потерями наиболее целесообразно со-
бирать пролитую нефть с огражденной поверхности механическими
средствами или абсорбцией ее связующими агентами с последую-
щим выделением и сжиганием в топках котлов.
Для борьбы с загрязнением акваторий и побережья эффектив-
ными являются: диспергирование, т. е. воздействие на пролитую
198
Рис. 94. Принципиальная схема сепаратора для сбора разлитой нефти с за-
крытых водоемов: -
1 — насос для откачки воды; 2 — водослив; 3 — насос для откачки нефтепродуктов;
4 — поплавок; 5 —коллекторная воронка
Рис. 95. Принципиальная схема установки «Эрл систем» для сбора разлитой
нефти:
1,4 — скребки; 2 — собирающий цилиндр; 3 ~ лоток; 5 — цилиндр для отделения
нефти от воды
нефть химическими веществами, вызывающими разложение и рас-
сеивание ее в воде или преобразующими углеводороды в нейтраль-
ные продукты; потопление нефти путем ее обработки тонкораздроб-
ленными материалами высокой плотности; сжигание нефти на по-
верхности воды; микробиологическая очистка воды, содержащей
нефтепродукты.
Следует иметь в виду, что эти последние методы приводят
к безвозвратным потерям нефти и далеко не безобидны по своему
влиянию на флору и фауну водоемов.
Рассмотрим кратко методы и средства сбора нефти [45].
Для сбора разлитой по поверхности воды нефти используют
высокомощные насосы, снабженные гибкими плавучими рукавами
и сплющенными насадками для забора поверхностной пленки. Но
даже если нефть собрана в заграждении, она образует очень тон-
кую пленку, которую трудно удалить без захвата большого коли-
чества воды. Кроме того, вибрация рукавов и насадок при волне-
нии и даже при легкой зыби сильно осложняет сбор нефти. Поэ-
тому в настоящее время разрабатывают различные устройства для
концентрирования нефти, увеличения толщины ее пленки. На
рис. 94 приведена принципиальная схема устройства Рейнверф-
та. В нем вода откачивается из основания воронки, чтобы обеспе-
чить поток над водосливом. Устойчивое положение устройства
достигается с помощью понтонов. Такая конструкция в стан-
дартном варианте эффективно работает при высоте волны до 10 см
и может удалять максимум 10 т/ч. нефти при диаметре ворон-
ки 1 м.
Другой способ сбора нефти основан на ее более высокой вязко-
сти и прилипаемости. В этом случае нефть собирают с помощью ци-
линдров или ремней, проходящих через поверхностный слой. Мак-
симальная скорость извлечения нефти сепараторной баржей сред-
7* 199
Рис. 96. Нёфтемусоросборщик:
1 — понтоны; 2 — балки; 3 — кормовой шпиль; 4 — надстройка; 5 — дизель-генератор;
6 — распределительный щит; 7 — воронка; 8 — винтовой привод; 9 — ручная лебедка;
10 — носовой шпиль; 11, 12 — подвижная и неподвижная части наклонного днища;
1,3 — поплавковая заслонка; 14 — приемное окно; 15 — заслонка; 16 — плоское днище;
Л7 — приемная ванна; 18 — направляющие створки; 19 — палуба
Рис. 97. Заборное устройство нефтесборщика ВНИИСПТнефть:
1 — насосное отделение; 2 — сигнальные лампы; 3 — нижнее отделение; 4, 5 —насосы;
6 —эжектор, 7, 11 —датчики; 8, 9, 10 —фильтры; 12 —электроприводная задвижка;
£3. — крыша .
I
него размера, оборудованной подобной системой сбора, может со-
ставить 30 т/ч. На рис. 95 показана принципиальная схема сепара-
тора «Эрл систем». В нем вода, содержащая нефть, поднимается
с помощью одного вращающегося цилиндра и собирается в отстой-
нике, где создается достаточно плотный слои нефти. Второй, более
медленно вращающийся цилиндр извлекает нефть, почти лишенную
воды.
Пролитую нефть, окруженную заграждением или образующую
толстый слик, можно собрать с помощью абсорбционных пористых,
но водоотталкивающих материалов. Компания «Шелл» (голландский
филиал) проводила опыты с «бесконечной колбасой» из синтетиче-
ского олеофильного волокнистого материала, которую непрерывно
пропускали через ролики для извлечения нефти. Малогабаритная
установка, работающая на таком принципе, может извлекать в день
до 20 т нефти с очень низким содержанием воды.
Таким образом, механические нефтесборные устройства по прин-
ципу действия могут быть всасывающими, адгезионными и абсорб-
ционными; по способу установки — стационарные, плавучие и пере-
носные, а по назначению — нефте- и нефтемусоросборочные. В пор-
тах Новороссийск, Туапсе, Одесса, Находка и других эксплуати-
руются плавучие самоходные нефтемусоросборщики. выпускае-
мые серийно по проекту Черноморского ЦПКБ Министерства мор-
ского флота СССР
ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР разработана конструкция
плавучего устройства для сбора различных нефтепродуктов с аква-’
торий речных нефтебаз.
На рис. 96 приведена схема несамоходной установки для сбора
в прибрежных водах нефтепродуктов и мелкого мусора, накопле-
ния их и. временного хранения. Нефтемусоросборщик создан по
проекту Астраханского ЦКБ Министерства речного флота РСФСР.
Длина судна 27,8 м, ширина 7,3 м, высота борта 2 м, осадка до
заполнения 0,65 м, в рабочем состоянии—1,16 м, вместимость
нефтеуловителя около 50 т. Нефтемусоросборщик может работать
от дизель-генератора ДГ-50 или использовать энергию течения реки.
Обслуживают его 2 человека 158].
ВНИИСПТНефть разработан нефтесборщик «Сбор-нефть 1» для
сбора нефти с поверхности воды судоходных рек при авариях на
подводных переходах магистральных нефтепроводов. Принцип его
работы основан на эффекте вихревой воронки. Управление — ди-
станционное. Нефтесборщик состоит из заборного устройства,
пульта управления, бокового ограждения и вспомогательного обо-
рудования (мостик, мусорозаборник, сборник, соединительные и пе-
реходные станции для обслуживания). Заборное устройство
(рис. 97)— плавучая конструкция, снабженная вихревыми ворон-
ками, насосным, силовым и регулирующим оборудованием. Нефть
из заборного устройства откачивают в баржу, плавучие или бере-
говые емкости, а мусор убирает мусорозаборник. Производитель-
ность нефтесборщика (по смеси) 30 м3/ч.
201
МЕРЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АВАРИЙ РЕЗЕРВУАРОВ
Стальные вертикальные цилиндрические резервуары работают
в тяжелых условиях. Сочетание таких неблагоприятных факторов,
как усиленная вибрация оболочки, значительная внутренняя кор-
розия ее, низкие температуры окружающего воздуха (при положи-
тельных температурах хранимого продукта), превышение избыточ-
ного давления или вакуума, превышение установленного взлива,
неравномерная осадка, приводит к снижению эксплуатационной
Рис. 98. Гистограмма появления трещин
в эксплуатирующихся резервуарах
стические данные, приведенные в
надежности резервуаров,
их авариям и потерям неф-
ти и нефтепродуктов.
Потери при авариях
резервуаров бывают очень
большие, а в связи с тем,
что объемы отдельных ре-
зервуарных емкостей воз-
растают, потери могут
быть еще больше.
Трещины в эксплуа-
тирующихся резервуарах,
как показывают стати-
«Правилах и инструкциях
по технической эксплуатации металлических резервуаров и очист-
ных сооружений» (рис. 98), появляются в основном в холодные ме-
сяцы года. Причем наибольшее число трещин приходится на узлы
сопряжения корпуса с днищем (56 %), несколько меньше (36 %)
на корпусе и 8 % на полотнище днища. -
Из 262 проанализированных случаев частичного разрушения
резервуаров из стали МСТЗкп с образованием трещин 91 % состав-
ляют разрушения сварных швов, 7,65 % — на уторных уголках
и 1,35 % — основного металла. А из 17 случаев полного разруше-
ния резервуаров 82 % приходится на сварной шов, 11,8 % —на
уторный уголок и 6,2 % — на зону термического влияния.
Повышение эксплуатационной надежности резервуаров может
быть достигнуто совместными усилиями при их проектировании,
изготовлении, монтаже, испытаниях и эксплуатации. Поскольку
эта тема обширной специальной литературы, рассмотрим лишь узло-
вые вопросы повышения надежности работы резервуаров.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИ ИХ
ПРОЕКТИРОВАНИИ, СООРУЖЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
В СССР примерно 80 % всего резервуарного парка страны со
ставляют стальные резервуары. Толщину стенки при проектирова-
нии стальных резервуаров рассчитывают по предельным состояниям
в соответствии со СНиП П-В.З—72. Для изготовления современных
202 ; 4
стальных резервуаров применяют углеродистые и низколегирован-
ные стали повышенной и высокой прочности.
Совместные исследования Института электросварки им. Е. О. Па-
тона и Южгипронефтепровода показали, что для снижения напря-
жений краевого эффекта в узле примыкания стенки к днищу и по-
вышения надежности конструкции резервуаров большой вместимо-
сти (50 000 и 100 000 м3) необходимо нижние пояса стенок выпол-
нять из высокопрочных сталей, уменьшить толщину наружной
части днища и изготовлять днище из стали повышенной проч-
ности.
Большое значение имеет вопрос проектирования оснований и
фундаментов. Этот вопрос сложный, поскольку резервуары соору-
жаются в районах с различными грунтовыми условиями.
Основания и фундаменты проектируют индивидуально для каж-
дого резервуара. Их выполняют для резервуаров вместимостью
до 5000 м3 в виде песчаной подушки, а для резервуаров вмести-
мостью 10 000 м3 и более в виде железобетонного кольца, уложен-
ного на песчаную подушку, или кольцевых железобетонных фунда-
ментов «стаканного» типа, а в особо сложных условиях — в виде
сплошной железобетонной плиты. В условиях болот, вечномерзлых
йрунтов, слабых грунтов сооружают свайный фундамент с балоч-
ным железобетонным ростверком.
Окончательный выбор типа фундамента делают на основании
инженерно-геологических изысканий и технико-экономических со-
поставлений. -
Проектирование оснований резервуаров в районе просадочных
грунтов должно’соответствовать требованиям СНиП П-Б.1—74.
Незначительные непровары, шлаковые включения и подрезы
в сварных швах при изготовлении. и монтаже резервуаров служат
местами концентрации напряжений, приводят к образованию тре-
щин в швах и к авариям. Поэтому в предпусковой период необхо-
димо проведение комплексной дефектоскопии резервуаров, которая
позволяет выявить дефекты листов металла и сварных швов, несо-
ответствие его стандартам, состояние геометрической формы, по-
верхностей, фактическую толщину стенок, дефекты основания, не-
равномерность осадки.
Для обеспечения надежной работы эксплуатируемые резервуары
оснащают необходимым технологическим оборудованием, прибо-
рами КИП и А, средствами пожаротушения и молниезащиты в со-
ответствии с требованиями СНиП Н-П.З—70, СНиП III.И.6—67 и
СН-305—69.
В процессе эксплуатации неравномерная осадка, коррозия ме-
талла резервуара при хранении сернистых нефтей и нефтепродуктов,
а также нарушения правил эксплуатации снижают надежность
резервуаров.
Своевременное обследование и дефектоскопия резервуаров по-
зволяют выявить и устранить дефекты металла и сварных швов,
нарушения в геометрии резервуара, неравномерность осадки и др,
203
Эта работа должна выполняться в соответствии с нормативными
документами — правилами и инструкциями.
Для полной оценки общего состояния резервуара необходимы
данные по условиям его работы за весь период эксплуатации с воз-
можно полной характеристикой операций и хранимых продуктов.
В соответствии с инструкцией первоочередному обследованию
подвергаются резервуары: аварийные и прошедшие ремонт после
аварии; изготовленные из кипящих сталей и сваренные электро-
дами с меловой обмазкой; находящиеся в эксплуатации 15 лет и
более, а также резервуары, в которых хранится нефть и нефтепро-
дукты, вызывающие усиленную коррозию металла.
Обследование резервуаров, эксплуатирующихся 15 лет и более,
проводится 1 раз в три года в полном объеме с лабораторным ана-
лизом металла и сварных швов, а обследование остальных резер-
вуаров — не реже 1 раза в пять лет.
В зависимости от хранимых нефтей и нефтепродуктов и условий
коррозионного износа рекомендуются следующие сроки нормальной
эксплуатации резервуаров при полном взливе: с сырой нефтью —
7 лет; товарной нефтью—10 лет; угленосной нефтью — 5 лет;
дизельным топливом и керосинами — 20 лет; бензинами — 12 лет.
Причем сроки эксплуатаций резервуара уменьшаются, если в него
принимают «горячий» продукт, а резервуар имеет недостаточную
электрохимическую защиту.
ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ
Коррозия приводит к преждевременному выходу резервуаров
из строя.
Днище, стенки и кровля резервуаров подвергаются коррозий-
ному воздействию нефтепродукта или паровоздушной смеси с внут-
ренней стороны и почвы или атмосферы — с наружной стороны.
При своевременной наружной покраске кровли и стенок резер-
вуара наиболее уязвимым местом (с наружной стороны) становится
днище. Применение только битумных покрытий днищ или гидрофо-
бизирующих оснований под резервуары не -решает проблемы за-
щиты последних от коррозии, так как битумные покрытия со вре-
менем теряют свои изолирующие свойства, а.указанные основания—
гидрофобные свойства, в' результате появляются очаги коррозии
язвенного типа.
Наиболее эффективен электрохимический метод защиты днищ
резервуаров.
Значительному коррозийному воздействию подвержена внутрен-
няя поверхность металлических резервуаров из малоуглеродистой
Ст. 3 при хранении в них сернистых нефтей и нефтепродуктов. В та-
ких условиях наиболее интенсивно корродируют кровля резервуара,
два-три верхних пояса, днище и часть нижнего пояса высотой 20—
40 см от днища. Эти зоны требуют особенно тщательной защиты.
Кровля и верхние пояса корродируют под действием парцвоз-
204
душной смеси, содержащей пары нефти или нефтепродукта, воды,,
сероводород и кислород, совместное действие которых обусловли-
вает быстрый коррозийный процесс. Днище и придонная часть сте-
нок резервуара разрушаются под действием подтоварной воды и
растворенных в ней солей. Средняя часть стенок резервуара, на-
ходящаяся в контакте с продуктом, имеющим слабую коррозийную'
активность, разрушается мало.
Рост добычи сернистых нефтей обусловливает необходимость
защиты стальных резервуаров от внутренней коррозии. В зависи-
мости от условий эксплуатации, вида нефтепродукта и технико-
экономических показателей для этой цели могут применяться элек-
трохимическая защита, ингибиторы коррозии и лакокрасочные по-
крытия. 1
Частая смена дренажной воды в процессе эксплуатации резер-
вуаров и в связи с этим необходимость постоянных добавок ингиби-
тора в дренажную воду для поддержания его концентрации ограни-
чивают применение ингибиторов коррозии.
Использование источника постоянного тока для внутренней про-
тивокоррозийной защиты резервуаров с нефтепродуктами опасно
в пожарном отношении. При эксплуатации и при аварийной ситуа-
ции значения напряжений и токов достаточны для образования
искры при разрыве электрической цепи. При использовании про-
текторных установок разность потенциалов между протектором
и защищаемой конструкцией находится в допустимых пределах,
что исключает возможность образования искры. Наиболее эффек-
тивными являются протекторы, изготовленные из магниевых спла-
вов, например ПМР.
В последние годы для борьбы с коррозией находят все более
широкое распространение лакокрасочные покрытия. Но обеспечить
долговечность этих покрытий можно только при соответствующей
подготовке покрываемой поверхности. Подготовка поверхности
заключается в очистке ее от продуктов коррозии, окалины, старой
краски, жировых и других загрязнений, а также в нейтрализации
и удалении кислот, щелочей и других химических продуктов, пре-
пятствующих хорошему сцеплению покрытия с металлом.
Наиболее эффективный способ подготовки поверхности —
очистка его металлическим песком, дробью и суспензией кварцевого
песка с водой. Химическая очистка предусматривает удаление
окалины и ржавчины кислотами или цастами. Для травления при-
меняют 10—20 %-ный раствор ингибиторной соляной кислоты при
нормальной температуре.
Травильными пастами удаляют местную окалину и ржавчину
с крупногабаритных изделий.
Ручной способ очистки поверхности металлическими щетками
малопроизводителен и не всегда позволяет получить желаемый ре-
зультат.
При ремонтных работах и подготовке резервуаров из малоугле-
родистой стали, когда на поверхности металла после очистки ос-
205
тается тонкий слой продуктов коррозии (не более 100 мкм), приме-
няют грунтовки-преобразователи или преобразователи ржавчины.
Последние химически взаимодействуют с продуктами коррозии
и непосредственно с металлом, образуя малорастворимые комплексы
и соли железа.
Если слой ржавчины толстый, продукты превращения не спо-
собны сохранить достаточно прочную адгезию к металлу.
Преобразователи ржавчины значительно сокращают время под-
готовки поверхности и расходы на эту работу.
В нашей стране промышленность выпускает преобразователи
ржавчины П-1Т, ПРЛ-2 и грунтовки-преобразователи ВА-0112,
ВА-01ГИСИ.
Для противокоррозийной защиты внутренней поверхности сталь-
ных резервуаров рекомендуются эпоксидные, эпоксидно-этиноле-
вые, полиуретановые, перхлорвиниловые и другие лакокрасочные
материалы [23]. По применению некоторых лакокрасочных мате-
риалов и преобразователей ржавчины имеется значительный опыт.
Так, ржавая внутренняя поверхность резервуаров РВС-5000 обра-
батывалась грунтовкой ВА-01ГИСИ и покрывалась одним-двумя
слоями лака ХВ-77, эпоксидной смолы ЭД-6 и эпоксидного лака
Э41-00 [22], затем велись наблюдения в течение ряда лет.
Как показали опыты, внутреннюю поверхность резервуара в раз-
личных зонах целесообразно защищать различным числом слоев
или разными покрытиями, что обеспечит минимальные затраты
при равномерной защите всей поверхности и примерно одинаковый
срок службы покрытий всех поверхностей.
Имеется опыт эксплуатации заглубленных траншейных резер-
вуаров, защищенных внутри покрытиями из смолы ФАЭД-8, на-
несенной на поверхности, обработанные преобразователями на
основе дубильных экстрактов [65].
Таблица 26
Вид покрытия Резервуар Цистерна
верти- кальный горизон- тальный тран- шейный железно- дорожная автомо- бильная
Цинковое (металлизация) 16 (20) 14 (20) -(20) 12 (15) 16 (15)
Эмаль ВЛ-515 6(15) 9 (15) - (Ю) —
Эмаль ОХС-7-1 7(8) — -(8)
Грунтовка ХС-010, эмаль -(Ю) 3(Ю) -(10) — - (Ю)
ХС-710, лак ХС-76
Краска ХС-717 5(10) -(7) -(7) -(7) -(7)
На основе смолы ФАЭД-8 -(5) -(5) 4(5) -(5) — t
Грунтовка ВЛ-08, эмаль ЭП-56 -(7) 3(7) -(7) -(7) —
Шпатлевка ЭП-00-10, лакЭ-4001 4 (10) 4(Ю) -(Ю) -(Ю) -(7) -
Примечание. В скобках указана предполагаемая продолжительность эксплуата-
ции на,основании лабораторных исследований.
206
В аналогичных условиях испытано покрытие из краски ХС-717.
Продолжительность эксплуатации наземных металлических ре-
зервуаров с внутренними противокоррозийными покрытиями в не-
которых случаях уже превышает 16 лет. Продолжительность экс-
плуатации резервуаров и цистерн с противокоррозийными покры-
тиями показана в табл. 26 [32]. В настоящее время применение
лакокрасочных покрытий регламентируется СНиП П-28—73 (до-
полнение) и ГОСТ 9.032—74.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ АВАРИЙ ВСЛЕДСТВИЕ
ВЗРЫВОВ И ПОЖАРОВ
Довольно распространенной причиной аварий, особенно при.
сливно-наливных операциях с нефтепродуктами, являются взрывы
и пожары, наиболее часто вызываемые разрядами статического
электричества [56].
Статическое электричество в нефтепродуктах накапливается
при их трении о стенки трубопроводов, оборудования, о воздух
при наливе открытой струей и разбрызгивании, при перемешива-
нии и др. Нефтепродукты — хорошие диэлектрики, и образую-
щееся в них статическое электричество сохраняется долго.
По данным Национального конгресса по безопасности в США
в 1967 г. было зарегистрировано 54 случая разрушения автоцистерн
при наливе, вызванных разрядами статического электричества.
Возможно возникновение электростатических зарядов на соору-
жениях и установках вследствие вторичных проявлений молнии,
в результате разряда молнии на некотором расстоянии от объектов.
Вторичные проявления молнии вызываются - электростатической
и электромагнитной индукцией [52]. Чтобы предотвратить накоп-
ление и разряд статического электричества, необходимо при сливно-
наливных операциях с нефтепродуктами и при их хранении вклю-
чать все проводники в единую электрическую цепь и надежно их
заземлять. Следует ограничивать разбрызгивание и распыление
веществ во взрывоопасных и горючих средах для снижения интен-
сивности возникновения зарядов статического электричества.
Правилами; указаниями и инструкциями запрещается Налив
нефтепродуктов открытой струей; при наливе и сливе предусмат-
ривается заземление автоцистерн, соединение проводом рельсов
железнодорожных тупиков с системой сливных и наливных труб
и заземление их, соединение проводником корпусов судов и плаву-
чих насосных станций с береговыми трубопроводами, заземление
резервуаров, понтонов в них и корпусов УДУ и другие меры по
отводу.статического электричества.
Известно, что с увеличением скорости движения нефтепродукта
заряд статического электричества йозрастает. Для поддержания
уровня заряда в безопасных пределах Американский нефтяной
институт предусматривает ограничение начальных скоростей налива
207
нефтепродуктов в емкости до погружения среза наливного па-
трубка в продукт (начальная скорость предусматривается до
1 м/с).
Из работ [30, 83] следует, что вести налив с максимальной
расчетной производительностью можно при погружении налив-
ного патрубка в продукт примерно на 35 см. Для ограничения
скорости налива в автоматизированных стояках используются
дополнительные устройства. Например, в США в конструкции
автоматизированного стояка скорость налива от момента от-
крытия клапана до полного заполнения наливной трубы огра-
ничивается за счет применения дополнительного стопорного
, пневматического элемента [30].
. Для ограничения плотности заряда статического электриче-
ства рекомендуется применять антистатические присадки,
уменьшать турбулизацию потока, пенообразование на поверх-
ности продукта и др. [62].
Предотвращение аварий вследствие взрывов и пожаров воз-
можно при строгом соблюдении обслуживающим персоналом
правил, указаний и инструкций по безопасной эксплуатации
объектов транспорта и хранения.
ГЛАВА 8
ДРУГИЕ ВИДЫ ПОТЕРЬ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ОТ РАЗЛИВОВ И УТЕЧЕК
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ИХ
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
При сливе—наливе железнодорожных цистерн, кроме потерь
ют неполного слива и испарения,, возможны потери от разбрызги-
вания и разливов. Причинами этих потерь являются разливы остат-
ков нефтепродуктов из сливно-наливных шлангов, несоблюдение
правил и- инструкций по эксплуатации, переливы при разогреве
продукта и наливе вследствие ненадежного контроля, а также
налив «открытой струей».
За последние 10—15 лет в системе обеспечения народного хозяй-
ства нефтепродуктами выполнена большая работа по созданию и
внедрению в промышленность разнообразных технических средств
и автоматизированных систем налива (АСН), значительно сокра-
тивших перечисленные виды потерь при сливно-наливных опера-
циях [66, 68, 69]. Разнообразие этих средств обусловливается ши-
рокой и разнородной сетью нефтебазового хозяйства, существен-
ным различием свойств нефтепродуктов, особыми условиями их
налива на нефтеперерабатывающих заводах и невозможностью пе-
реоборудования в короткий срок многотысячного, парка железно-
дорожных цистерн. Поэтому в настоящее время невозможно ре-
комендовать какой-то один вид автоматизированной системы на-
лива. Преимущества, назначение и условия применения их рас-
сматриваются в. каждом конкретном случае.
Для устранения потерь от разбрызгивания и разливов целесо-
образно применять установки нижнего слива—налива. В случае
отсутствия нижних сливных приборов на цистернах или устройств
нижнего слива—налива на эстакадах необходимо использовать'
наливные шланги, опуская их до дна цистерны.
Для нижнего слива (налива) светлых и маловязких нефтепро-
дуктов служат установки АСН-7Б и СЛ-9, а также модернизирован-
ная установка СЛ-9-1М, разработанная СКВ Транснефтеавтома--
тика и позволяющая сократить по сравнению с СЛ-9 время опера-
ций по присоединению и отсоединению головки установки. Общий
вид установки АСН-7Б, разработанной ВНИИКАнефтегазом, пред-
ставлен на рис. 99. В ней присоединительная головка с помощью
четырех шарниров, одного коренного и двух промежуточных пат-
рубков с коленами связана с трубопроводом-коллектором. Во время
~ 209
Рис. 99. Установка для нижнего слива АСН-7Б:
/ — неподвижный патрубок; 2, 4, 5, 9 — шарниры; 3, 7 — подвижные трубопроводы;
6 — компенсирующее устройство; 8 — зажимное устройство; 10 — шарнирно-сочленен-
ные колена -
присоединения установки к цистерне головка прижимается к торцу
патрубка нижнего сливного прибора цистерны с помощью специ-
альных захватов и герметизирует место присоединения. Устройство
механизмов головки АСН-7Б позволяет быстро отсоединить и при-
соединить установку к патрубку сливного прибора цистерны и ис-
ключает самопроизвольное отсоединение головки от патрубка.
Установка АСН-7Б присоединяется к сливным приборам с диамет-
ром патрубка 150 и 200 мм.
Кроме самостоятельного применения, установки АСН-7Б вхо-
дят в состав системы АСН-15 для нижнего автоматизированного
слива и налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные ци-
стерны.
ВНИИКАнефтегазом разработана также установка АСН-8Б
с паровой рубашкой для нижнего слива вязких нефтепродуктов.
Эта установка отличается от АСН-7Б наличием парообогревающего
устройства.
При сливе нефти в межрельсовые желоба для предотвращения
потерь от разбрызгивания и испарения применяют прибор СПГ-200,
представляющий собой сливной рукав с механизмом присоедине-
ния, обоймой И' клапанным устройством.
Потери от подтекания и разливов из наконечников шлангов
устраняются с помощью всевозможных втулок и стаканов, надевае-
мых на конец сливного шланга.
Для борьбы с потерями от переливов применяют ограничители
налива, которые автоматически прекращают подачу нефтепродукта
при достижении уровнем взлива нормы, установленной правилами.
Ограничитель налива состо ит из чувствительного элемента — дат-
210
чика уровня, преобразователя-усилителя и исполнительного уст-
ройства в виде запорного клапана.
Пневматические, поплавковые, емкостные или ультрафиолетовые
датчики уровня устанавливают на горловины цистерн или на на-
ливные- трубы.
Запорный клапан монтируют на технологических трубопрово-
дах непосредственно перед наливными стояками или рукавами.
В эксплуатации находятся пневматические ограничители уровня
налива в железнодорожные цистерны, разработанные Рязанским
филиалом СКВ АНН, ПОУН-1 для светлых нефтепродуктов, и
ПОУН-2 для светлых и темных нефтепродуктов. Устройство для
ограничения налива Н0-2М разработано СКВ Транснефтеавтома-
тика.
Часто ограничители уровня налива монтируют в конструкции
механизированных и автоматизированных устройств подъема —
опускания наливных средств.
Устройства типа АСН, предназначенные для налива светлых
нефтепродуктов, позволяют в значительной степени предотвратить
потери от разбрызгивания и переливов. Они имеют дистанционное
управление, оснащены, ограничителями уровня и устройствами
автоматического подъема наливных средств в конце налива.
Наливная установка АСН-14 (рис. 100), разработанная
ВНИИКАнефтегазом, имеет надежную конструкцию и большую
производительность, чем АСН-2, она более удобна в эксплуатации.
Установки САН-1 и САН-ЗГ разработаны ВНИИСПТнефть.
САН-ЗГ предназначена для полуавтоматического герметизирован-
ного налива железнодорожных цистерн светлыми нефтепродуктами.
В пунктах налива нефтепродуктов с большим грузооборотом
целесообразно сооружать автоматизированные пункты налива типа
«Квант», АПНС-6 и АПНС-115 (рис. 101). В основу принципа их
действия заложена идея поочередного налива группы железнодо-
рожных цистерн поданного маршрута ограниченным числом на-
ливных устройств'. Они разработаны на базе установок АСН-14
и САН-ЗГ и снабжены теми же средствами сокращения потерь нефте-
продуктов от разбрызгивания и переливов.
Здесь следует подчеркнуть, что ощутимо сократить потери от
испарения при использовании как установок АСН и САН, так и
автоматизированных пунктов налива можно лишь в комплексе с га -,
зоулавливающими установками. При этом следует иметь в виду,
что применение автоматизированных пунктов налива существенно
сократит протяженность трубопроводных коммуникаций газоулав-
ливающих установок. '
Для верхнего налива темных нефтепродуктов и масел предназна-
чены устройства УНЖ-ЮО (рис. 102), предотвращающие потери
от разбрызгивания и переливов. В УНЖ-ЮО устранены все недо-
статки, присущие шланговым конструкциям. От существующих
полностью металлических устройств оно отличается отсутствием
противовеса. Спуско-подъемные операции в нем осуществляются
211
IPuc. 100. Наливная установка АСН-14
..Рис. 101. Общий вид автоматизированного пункта налива АПНС-115
Исходное положение
трубы
Рис. 102. Установка УНЖ-100 для верхнего налива темных нефтепродуктов
и масел:
/ — уравновешивающее устройство; 2 — опорный шарнир; 3 — присоединительный
фланец; 4 — заслон; 5 — консольно расположенные трубы; 6 — регулировочная гайка;
7 — насадка с датчиком; 8 — шарниры; 9 — ограничитель налива
торсионом, воспринимающим усилие от веса консольно располо-
женных труб.
На мелких нефтебазах удобен в эксплуатации разработанной
СКВ Транснефтеавтоматика стояк СНЖ-100-1. Он предназначен
для налива темных нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
и состоит из шарнирно соединенных труб, обеспечивающих переме-
щение наконечника в горизонтальной плоскости [681. Уплотнение
обеспечивается манжетой воротникового типа. Вес консольной
части стояка уравновешивается противовесом, перемещающимся
в пазу рычага для регулировки уравновешивающего момента. Ме-
жду фланцами в конце консольной трубы устанавливается заслонка
дроссельного типа.
213
Большое значение для предотвращения потерь нефтепродуктов
от разливов и разбрызгивания при сливе—наливе и железнодорож-
ных перевозках имеет тщательная подготовка железнодорожных
цистерн. Работники наливных пунктов перед наливом должны ос-
матривать цистерны, чтобы убедиться в их чистоте, в исправности
котла и оборудования согласно соответствующей инструкции.
С целью повышения грузоподъемности цистерн их стали выпу-
скать с увеличенным до 3 м диаметром котла. При этом колпак,
имевшийся на цистернах старых выпусков и служивший аварийно-
запасным объемом на случай расширения нефтепродукта при нагреве
в пути следования, был убран и оставлена только верхняя горло-
вина с люком. Это привело к значительному уменьшению аварийно-
запасного объема.
Превышение уровня налива, установленного правилами пере-
возок грузов, ведет к увеличению потерь при перевозках. В летнее
время из-за расширения вследствие нагрева нефтепродукт может
переливаться через верхний люк цистерны. .
При перевозке нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов
в негерметизированных железнодорожных цистернах путевые по-
тери от испарения, выдувания и выплескивания могут достигать
260 кг из одной цистерны.
Утечки нефтепродуктов на железнодорожном транспорте проис-
ходят через отверстия и неплотности в технологическом оборудова-
нии и арматуре: в стояках, фланцах, задвижках, сальниках. Лик-
видация потерь от утечек зависит от исправного содержания тех-
нологического оборудования и арматуры и постоянного их совер-
шенствования.
На многих нефтебазах с целью сокращения потерь от утечек
оборудование и арматура постоянно модернизируются собствен-
ными силами. В связи с выходом из строя технологических задви-
жек на нефтебазах стали применять самоуплотняющиеся сальники.
Наиболее совершенная конструкция их изготовлена на Туапсин-
ской нефтебазе 120].
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ПРИ АВТОМОБИЛЬНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
Наиболее массовая операция на нефтебазах — налив нефтепро-
дуктов в автомобильные цистерны. Поэтому разливы, разбрызгива-
ние нефтепродуктов и переливы автоцистерн приводят к значи-
тельным потерям.
Эти виды потерь устраняются при использовании автоматизи-
рованных систем налива автомобильных цистерн с ограничителями
налива, а также налива под уровень нефтепродукта при произ-
водстве операций в малых масштабах.
Краткая характеристика автоматизированных систем налива
в автоцистерны приведена в табл. 27.
214
Таблица 27
Показатели Система налива
АСН-5 АСН-12 АСН-17 <Харь- ков-3> У НН-1-100
Производительность, м3/ч Способ налива Внутренний диаметр налив- ного патрубка, мм 60 Верх- ний 80 70 . Верх- ний 80 100 Нижний 100 60-S- 80 Нижний 80 100 Нижний 100
Установки АСН-5 предназначены для верхнего налива и выпол-
няются в двух вариантах: АСН-5Н с дистанционным управлением
и АСН-5П с местным управлением.
Во ВНИИКАнефтегазе разработана система верхнего налива
автоцистерн АСН-12 (рис. 103). Порядок отпуска нефтепродукта
с применением установок АСН-12 такой же, как при использова-
нии АСН-5Н. Пульт управления наливом ПУН-12Д обеспечивает
дистанционное управление установкой, контроль и получение ин-
формации о количестве отпущенного продукта. ,Наливаемая доза
набирается на пульте управления диспетчером. Если в автоцистерну
не входит заданное количество нефтепродукта, то при достижении
продуктом предельного уровня срабатывает датчик и налив прекра-
щается. Для экстренного прекращения налива в аварийных ситуа-
циях предназначены кнопки «Стоп» на пульте управления наливом
и клапан-дозатор.
Вместо пульта ПУН-12Д может применяться малогабаритный
пульт ПУН-12. В пульте ПУН-12 отсутствует механизм дозирова-
ния, налив прекращается только по сигналу датчика налива.
Пульты ПУН-12Д и ПУН-12 взаимозаменяемы.
В отличие от АСН-5 в установке АСН-12 усовершенствованы
датчик налива, клапан-дозатор, насосный агрегат, наливной стояк.
Электросхема АСН-12 построена на надежных элементах. Таким
образом, установка АСН-12 позволяет в большей степени сократить
потери от случайных разливов. В ней предусмотрен герметичный
налив и сбор паровоздушной смеси, выходящей из горловины авто-
цистерны. Но и здесь сокращение потерь от испарения может быть
достигнуто только в комплексе с газоулавливающими установ-
ками.
В связи с необходимостью доставки в труднодоступные районы
автоцистерн и автозаправщиков самолетами и вертолетами потре-
бовалось уменьшить высоту горловины автоцистерны. С низкими
горловинами выпускаются автоцистерны для светлых нефтепро-
дуктов АЦ-4,3-131, АЦ-5-375, АЦ-8.5-255Б, АЦ-9-500А, а также
топливозаправочные автоцистерны ТЗ-8-255Б, АЦЗ-4,3-131 и
ТЗА-7.5-500А.
215
3
Рис. 103. Автоматизированная наливная установка АСН-12:
/ — наливной сток; 2 — датчик налива с герметизирующей крышкой; <3 — газоотводная
линия; 4 — пульт управления; 5 — обратный клапан; 6 — огневой предохранитель;
7 — насосный агрегат; 8 — арка; 9 — фильтр-воздухоотделитель; 10 — гидроамортиза-
тор; 11 — клапан дозирующий полуавтоматический; 12 — счетчик
Автоцистерны с низкими горловинами почти не отличаются от
обычных автоцистерн, но при их эксплуатации увеличивается опас-
ность переливов. Поэтому на всех цистернах с низкими горлови-
нами установлена световая и звуковая сигнализация верхнего
уровня налива и при эксплуатации этих автоцистерн постоянное
внимание следует уделять исправности и точной регулировке сигна-
лизационных устройств и контрольно-измерительных приборов.
Потери от стекания нефтепродукта из наливного наконечника
при подъеме его из автоцистерны по окончании налива можно устра-
нять с помощью всевозможных приспособлений в виде втулок и ста-
канов, надеваемых на наконечник.
Проста конструкция наконечника к наливному стояку, предот-
вращающего потери нефтепродукта от стекания, разработанная
216
Рис. 104. Наконечник наливного стояка с втулкой, предотвращающей по-
тери нефтепродукта
в ФРГ (рис. 104). При опускании наконечника 5 в автоцистерну
втулка 4 задерживается на горловине 7 за счет радиальных шты-
рей 6, а наконечник опускается до дна и опирается при этом на та-
релку 2, установленную на подушке 1. При подъеме наконечника
из цистерны втулка 4 садится на уплотнительное кольцо <3. Таким
образом, стекающий со стенок наконечника нефтепродукт соби-
рается внутри наконечника между ним и втулкой. Стекший нефте-
продукт попадает в следующую наливаемую автоцистерну и мо-
жет быть слит в отдельную емкость путем подъема втулки.
В системах АСН-17, Харьков-3 и УНН-1-100 предусмотрен ниж-
ний налив нефтепродукта в автоцистерны. Нижйий налив по срав-
нению с верхним имеет следующие преимущества: более высокая
производительность, снижение потерь от .испарения, разбрызгива-
ния и подтекания, тем самым уменьшение загрязнения окружаю-
щей среды; повышение уровня техники безопасности и снижение
капитальных затрат на оборудование наливных устройств. При
этом потери от испарения уменьшаются в 2—2,5 раза, капитальные
затраты уменьшаются благодаря отсутствию дорогостоящих эста-
кад и наливных стояков.
Преимущества современных систем нижнего налива нефтепро-
дуктов в автомобильные цистерны очевидны и их необходимо шире
внедрять на объектах нефтеснабжения.
В нашей стране при наличии автохозяйств, централизованно об-
служивающих нефтебазы, имеются условия для переоборудования
парка автоцистерн и внедрения способа нижнего налива отдельно
в пределах каждой нефтебазы. '
В 1977 г. на Московской нефтебазе в промышленную эксплуата-
цию введена автоматизированная установка нижнего налива нефте-
продуктов в автомобильные цистерны УНН-1-100, разработанная
8 Заказ № 2652 . 2 1 7
13
Рис. 105. Установка автоматизированного налива нефтепродуктов в автомо-
бильные цистерны:
/ — электродвигатель; 2 — насос; 3 — счетчик; 4 — термокорректор; 5 — воздухоот-
делитель; 6 — газоотводная трубка; 7 — шарнирный трубопровод; 8 — присоединитель-
ная головка; 9 — устройство заземления; 10 — шкаф автоматического контроля; 11 —
отсекающее устройство; 12 — местное пультоуправление; 13 — устройство считывания
баджсй
совместно СКВ Транснефтеавтоматика и французской фирмой
«Котерин» [68]. Установка предназначена для налива светлых
нефтепродуктов с применением жетонной системы (баджей) диспет-
черизации, централизованного учета и управления наливом и са-
мообслуживания. Общий вид установки приведен на рис. 105.
Электронно-вычислительная техника, приборы и устройства уста-
новки УНН-1-100 сосредоточены в основном в двух пунктах опера-
тивной площадки нефтебазы: в операторной и на станции налива.
В установке предусмотрена объединенная блокировка для отвода
218
паровоздушной смеси из автоцистерны и исключения перелива
нефтепродукта, автоматическое устройство на каждом посту на-
лива контролирует правильность заземления цистерны, подключе-
ние к автоцистерне трубопровода с требуемым нефтепродуктом
и т. д. При неточном соблюдении требований и ошибочном подклю-
чении трубопровода налив не производится. Операторная обору-
дована ЭВМ, обеспечивающей обслуживание 20 единичных постов
налива.
Для нефтебаз с малой реализацией нефтепродуктов в СКВ Транс-
нефтеавтоматика разработан полуавтоматизированный наливной
стояк с ручным управлением СПА-1. Стояк СПА-1 предназначен
для верхнего налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны с гор-
ловинами, но может быть применен и для налива других нефтепро-
дуктов без механических примесей, по агрессивности не превосхо-
дящих светлые продукты. Стояк состоит из трубопроводов, соеди-
ненных между собой шарнирами, отсекающего клапана и датчика
налива. Условный проход стояка 100 мм, пропускная способность
до 100 м3/ч.
При перевозках нефтепродуктов в автоцистернах или в таре,
кроме потерь от испарения, разбрызгивания и переливов при на-
ливе, происходят потери от утечек через технически неисправное
оборудование, от выплескивания через неплотно закрытые люки
и пробки бочек, бидонов и контейнеров, а также из-за температур-
ного расширения летом.
Чтобы устранить утечки нефтепродуктов из автоцистерн-через
неисправные задвижки сливных приборов и вентили отстойников,
необходимо регулярно проверять их состояние, подтягивать саль-
ники задвижек и вентилей,-своевременно менять сальниковые на-
бивки и совершенствовать сальники. Для предотвращения потерь
от выплескивания необходимо под крышками люков и пробками
иметь прокладки из бензостойкой резины толщиной 2—3 мм. Чтобы
не было потерь из-за температурного расширения нефтепродуктов,
при наливе следует предусматривать запас свободного пространства.
Автоцистерны следует заполнять не выше угольника — указателя
уровня, расположенного в наливной горловине, а бочки не доли-
вать на 5—7 см. Во время движения автоцистерны могут происхо-
дить потери от вентиляции газового пространства вследствие засо-
рения дыхательного клапана и зависания в нем шариков. В связи
с этим необходимо постоянно контролировать состояние дыхатель-
ного клапана и устранять неполадки. Нормально работающий кла-
пан служит для устранения превышения расчетного давления и ва-
куума внутри цистерны и сокращает потери от испарения.
Значительными потерями от испарения и разливов сопровож-
дается налив нефтепродуктов в мелкую тару. При этом сокраще-
ния потерь можно достичь внедрением совершенных сливно-налив-
ных устройств, автоматических раздаточных кранов, надежных
пультов дистанционного управления колонками, а также повыше-
нием культуры их обслуживания, повседневным надзором за ис-
8* 219
правностью оборудования и своевременным профилактическим его
ремонтом.
К потерям от утечек приводит неисправность оборудования топ-
ливораздаточных колонок и нарушение его герметичности. Необ-
ходимо следить за состоянием сальниковых уплотнений вала на-
соса, раздаточного! крана, уплотнительных крышек фильтра, за
муфтовыми и фланцевыми соединениями и местом соединения раз-
даточного рукава с краном и патрубком колонки.
По данным ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР потери нефте-
продуктов на АЗС распределяются следующим образом (в %):
Переливы при заправке в бак через заливные горловины . . 48,7
Испарение нефтепродуктов . , . .................•. . . . 17,7
Выброс при заправке в бак................................14,6
Технические неисправности колонок ...................... 11,4
Технические неисправности сливных приборов .............. 7,6
Итого . . , 100,0
Снизить потери от утечек и разливов при сливе автоцистерн
в резервуары АЗС можно путем применения быстроразъемных
муфт (рис. 106). Рукав автоцистерны оборудуется специальным
наконечником 4, который при сливе нефтепродукта вставляется
в муфту 2 и закрепляется нажимом на педаль 6. По окончании слива
наконечник рукава освобождается нажатием головки штока 5,
Муфта позволяет быстро и герметично (за счет прокладки 3) сое-
динять сливное устройство 1 емкости АЗС с рукавом автоцистерны.
Вследствие того, что раздаточные краны существующих топливо-
раздаточных колонок не имеют автоматических отсечных клапанов
потери при заправке автомашин зависят от внимательности води-
телей и правильного определения ими необходимого количества
горючего. При эксплуатации раздаточных кранов с ручными от-
сечными клапанами модели 395-М2-60 и 362-1-50 происходит под-
текание горючего вследствие негерметичности клапанов, износа
деталей и повреждения их.
Для сокращения потерь от испарения из емкостей АЗС необхо-
димо, чтобы трубы дыхательного устройства были оборудованы
дыхательными клапанами, а конец сливного трубопровода был
опущен в «мертвый» остаток. При сливе нефтепродукта из авто-
цистерны в емкость «открытой струей» потери возрастают в 3—4
раза по сравнению с потерями при сливе под слой нефтепродукта.
При перевозках затаренных нефтепродуктов необходимо сле-
дить за правильностью погрузки и выгрузки тары и ее исправностью,
не допускать сбрасывания заполненной и пустой тары и ударов
по ней, вызывающих деформацию и нарушение сварных швов. Пре-
дотвращению повреждения тары способствует механизация пог-
220
рузочно-разгрузочных работ, успешно
внедряемая на нефтебазах. Она . об-
легчает выгрузку и складирование
затаренных нефтепродуктов, мак-
симально сокращая простои транс-
портных средств под погрузкой.
При большом грузообороте зата-
ренных нефтепродуктов решение
проблемы механизации погрузочно-
разгрузочных работ заложено в при-
менении комплексно-механизирован-
ных тарных складов, как, напри-
мер, на Свердловской нефтебазе,
где такой склад сооружен по про-
екту Ленинградского отдела СКВ
Транснефтеавтоматика. Здесь меха-
низированы комплектование выгру-
женных из вагонов грузов на под-
донах и укладка поддонов на транс-
портер-накопитель, перемещение под-
донов штабелером-автоматом в зда-
ние склада и укладка их на задан-
ный стеллаж, а также снятие
поддона с любого из четырех ярусов
стеллажей и погрузка его на авто-
машину. Управление этими опера-
циями может осуществляться непо-
средственно по месту и с пульта упра-
вления.
Рис. 106. Быстроразъемная
муфта конструкции СКВ
Транснефтеавтоматика.
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
* ПРИ ВОДНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
Потери от утечек, разбрызгивания, переливов и аварий при
сливно-наливных операциях с нефтеналивными судами могут быть
значительно сокращены путем автоматизации и механизации про-
цессов погрузки, выгрузки и бункеровки судов.
За последние 10—15 лет в нашей стране в этом направлении
проделана большая работа. Благодаря разработкам ВНИИКАнефте-
газа. ЧерноморНИИпроекта и ЛенморНИИпроекта в нефтегава-
нях эксплуатируются установки автоматизированного слива—на-
лива нефтей и нефтепродуктов. Это сложные комплексы, включаю-
щие батареи гидроуправляемых шарнирных стояков-стендеров,
маслонапорные станции, пульты управления, зачистные устройства.
Так, -установки АСН6А-1 предназначены для налива и слива,
крупнотоннажных и средних танкеров, а установки «Лебедь-1»
для налива—слива речных, озерных и морских танкеров.
221
Рис. 107. Общий вид установки АСН6А-16:
/ — маслонапорная станция; 2 — фальшпатрубки; 3 — стендер; 4 кабина; 5 » гид-
рокоммуникации
Рис. 108. Общий вид установки «Лебедь-16»:
/ — приемно-отливной патрубок танкера; 2 — танкер; 3 — причал; 4 — блок управле-
ния; 5 — кабина; 6 — стендер; 7 — фальшпатрубок; в — маслонапорная станция
Установка АСН6А-16 (рис. 107) скомпонована из шести стенде-
ров, расположенных на причале по три с каждой стороны от кабины
с пультом управления [70]. От маслонапорной станции, включаю-
щей напорный агрегат и азотный аккумулятор, к стендерам и
пульту управления проложены гидрокоммуникации. В пульте
управления сосредоточены блок золотников для управления гидро-
приводами стендеров, селекторный золотник для последователь-
ного управления каждым стендером и электрический пульт для
управления маслонапорной станцией и осуществления аварийной
сигнализации.
Стендер представляет собой устройство из семи основных кине-
матических звеньев, соединенных шестью шарнирами. Основные
звенья стендера выполнены из труб, они одновременно служат гру-
зопроводами. В исходном положении стендеры присоединены к
фальшпатрубкам.
Установка «Лебедь-16» (рис. 108) также включает шесть стенде-
ров и те же основные звенья, что и установка «АСН6А-16».
С точки зрения сокращения потерь нефти и нефтепродуктов уста-
новки автоматизированного налива и слива обеспечивают быстрое
и надежное присоединение береговых трубопроводов к танкерам
223
Рис. 109. Схема установки с продуктовым селектором УПС-12-200:
7 — короб; 2 — заслонка; 3,6 — гидроцилиндры; 4 — корпус; 5 — гидроцилиндр при-
жима; 7 — тяга; 8 — захваты; 9 — корпус; 10 — шарнир; 11 —большой поршень; 12 —
тампон; 13 — камера; 14 — крышка; 15 — малый поршень; 16 — дозатор; 17 — стендер;
18 — привод управления открытия; 19 — шток; 20 — шариковый замок; 21 — поводок;
22 — корпус ОУ; 23 — камера ОУ; 24 — первый защищающий элемент; 25 — гидрозах-
ват; 26 — муфта; 27 — упор
и безопасность эксплуатации. В них применяются системы авто-
матического аварийного отсоединения стендеров от танкеров, сра-
батывающие при непредвиденных отходах нефтеналивных судов за
зону действия стендеров во время налива или слива. Кроме того,
предусмотрена откачка балластных вод в береговые очистные со-
оружения и отвод паровоздушной смеси в газоуравнительную си-
стему в случае герметизированного налива.
Новая установка с продуктовым селектором (УПС) для слива—
налива нефти и нефтепродуктов в танкеры создана в СКВ Транс-
нефтеавтоматика. Установки такого типа (рис. 109) имеют ряд
преимуществ по сравнению с другими средствами слива—налива,
применяемыми в СССР и за рубежом [681. В них до минимума сво-
дятся потери от утечек и разливов, снижаются потери от смешения
вследствие отсутствия на причалах постоянно соединенных между
собой трубопроводных коммуникаций для различных сортов нефте-
продуктов.
УПС позволяет производить в танкеры слив—налив различных
сортов нефтепродуктов и нефтей в любой последовательности, а
224
также выполнять бункеровку танкеров и откачку балластных вод.
Для этого отсекающие устройства (ОУ), смонтированные на концах
стационарных трубопроводов на причале,, имеют камеры запуска
первых зачищающих элементов (13Э). После соединения продук-
товой линии УПС с одним из стационарных трубопроводов на при-
чале с приемно-отливным патрубком танкера отсекающее устрой-
ство открывается и осуществляется слив—налив нефтепродукта.
По окончании слива—налива насосный агрегат выключается и ОУ
закрывается, а в камеру запуска первого зачищающего элемента
ОУ подается инертный газ. Под давлением газа зачищающий эле-
мент, двигаясь по продуктовой линии, вытесняет в танкер остав-
шийся в установке нефтепродукт. После этого один конец продук-
товой линии установки отсоединяется от танкера и присоединяется
к устройству приема дополнительных зачищающих элементов
(ДЗЭ), в которое подается инертный газ для возвращения первого
зачищающего элемента в отсекающее устройство. Если необходимо
провести более тщательную зачистку продуктовой линии, ее вто-
рой конец отсоединяют от ОУ и присоединяют к устройству запуска
дополнительных зачищающих элементов. Из него с помощью инерт-
ного газа производится запуск необходимого количества зачищаю-
щих элементов по продуктовой линии в устройство приема допол-
нительных зачищающих элементов. По окончании зачистки продук-
товая линия подготовлена для проведения слива—налива любого
другого нефтепродукта и может быть присоединена к соответствую-
щему стационарному трубопроводу на причале.
Установки УПС различаются по количеству продуктовых ли-
ний (стендеров, продуктовых селекторов) и по условному проходу.
Создано два варианта установки: УПС-12-200 (с двумя продукто-
выми линиями и условным проходом 200 мм) и УПС-22-300 (также
с двумя продуктовыми линиями и условным проходом 300 мм).
Установка УПС-22-300 разработана совместно с французской фир-
мой «Котерин», запатентована в США в 1974 г. и в других странах.
Установка УПС-12-200 в 1977 г. введена в промышленную эксплуа-
тацию на Петрозаводской нефтебазе. Опытный образец УПС-22-300
предназначен для промышленной эксплуатации на Туапсинской
нефтебазе.
ПОТЕРИ ОТ УТЕЧКИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО ТРУБОПРОВОДАМ
При транспортировке нефти-и нефтепродуктов по трубопровод
дам утечки происходят на насосных станциях и линейной части:
из сальников насосов, вследствие негерметичности запорной арма-
туры, компенсаторов, фланцевых соединений и образования сви-
щей в трубе.
Потери вследствие утечек из насосов могут составить 0,06 % от
перекачиваемого количества нефти и нефтепродуктов. Радикаль-
225
Рис. J JO. Устранение трещин и свищей
на трубопроводе с помощью бандажей
(а) и хомутов (б):
/ — швеллер; 2 — бандаж; 3 — прокладка;
4 —хомут; 5— трубопровод
ным средством борьбы с ними
является замена сальниковых
уплотнений торцовыми,
устройство герметичной си-
стемы сбора щелевых утечек
в емкость и откачка их в тру-
бопровод.
Потери из-за неплотностей
запорной арматуры состав-
ляют примерно 0,02 % от об-
щего количества перекачива-
емой жидкости. Они проис-
ходят через сальниковые
уплотнения задвижек и не-
плотности фланцевых соеди-
нений.
Особое внимание нужно
обращать на сальниковые
уплотнения задвижек. В ка-
честве таких уплотнений
в настоящее время приме-
няют специальные набивки, резиновые кольца, резиновую крошку,
самоуплотняющиеся резиновые набивки и самоподвижные армиро-
ванные сальники промышленного производства.
Работники наливной и перекачивающей станции Петропавловск
применяют комбинированные сальники, состоящие из самой рас-
пространенной сальниковой набивки и колец из бензостойкой ре-
зины [20]. Элементы располагаются в сальниковом гнезде послойно..
Начинает и замыкает комбинированный сальник бензостойкое
кольцо. Такое уплотнение надежно работает долгие месяцы. В нем
резиновые кольца сдерживают смывание пропитки сальниковой
набивки, а набивка длительное время обеспечивает шток задвижки
смазкой. Штурвал вращается легко, комбинированный сальник не
приходится сильно сдавливать грундбуксой. Отверстие в кольце
из бензостойкой резины выполняется несколько меньше диаметра
Связующее Отвердитель Наполнитель
наименование вес, ч наименование вес, ч наименование вес, ч
К-153 100 ПЭПА 10 Алюминиевая ’пудра 10-20
Т-111 100 Л-20 40 То же 10—20
ЭД-20 100 АФ-2 30 » 10—20
ЭД-20 100 ПЭПА 10 » 10—20
ЭД-20 100 ПЭПА 30 » 10—20
226
штока, а наружный диаметр кольца — чуть больше сальникового
гнезда. Просачивание нефти и нефтепродуктов через фланцевые
соединения устраняется подтягиванием болтов, заменой прокла-
док.
Потери на линейной части трубопровода происходят вследствие
утечек через свищи, коррозийные повреждения, трещины в свар-
ных швах и др. Методы обнаружения их изложены в гл. 7.
Обнаружив место утечки, дефектный участок трубопровода
полностью заменяют или ремонтируют. Утечки из небольших от-
верстий и трещин в сварных швах устраняют установкой хомутов
и бандажей (рис. 110).
В последние годы при ликвидации утечек из свищей, трещин
и отверстий на трубопроводах и резервуарах широкое распростра-
нение находят клеевые композиции на основе полиэфирных, эпок-
сидных и акрилатных смол. Они обеспечивают надежность в экс-
плуатации и снижают потери от утечек. При этом упрощается тех-
нология ремонта, увеличивается срок службы конструкций, сни-
жается расход металла и стоимость ремонта.
Рецептура клеевых композиций, типы и марки применяемых
при этом материалов, инструмента и оборудования, а также техно-
логия проведения работ изложены в соответствующей инструкции.
УТЕЧКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
Утечки из резервуара происходят вследствие неудовлетвори-
тельного технического состояния его корпуса и днища, а также
оборудования и запорной арматуры. Как известно, утечки со ско-
ростью две капли в 1 с приводят к потерям 130 л нефтепродукта в ме-
сяц, утечки в виде капель, временами переходящих в струйку,
достигают 200 л в месяц, истечение в виде струи диаметром 2,5 мм
при давлении 0,1 МПа приводит к потерям до 25 м3 в месяц, а струи
диаметром 4,8 мм — к потерям до 40 м3 нефтепродукта.
- Основными причинами появления течей в корпусе и днище ре-
зервуара являются мелкие проржавления (свищи) и трещины в
Таблица 28
Пластификатор Ускоритель полимеризации
наименование вес, ч наименование вес, ч.
— - — — —
НВТ или ДБФ 15—20
НВТ или ДБФ 15—20 •
НВТ или ДБФ 15—20 '
Фуриловый спирт 30 Хлорное железо или 8,0
солянокислый анилин 3,6
227
Рис. 111. Заделка отверстия (трещины):
а — только эпоксидным составом (/); б — со стеклотканью (2); в — с металлической пла-
стиной (3) и стеклотканью (2)
сварных швах. Большинство резервуаров изготовляется из мало-
углеродистых сталей с низкой коррозийной стойкостью. Под воз-
действием агрессивных сред при наличии технологических дефек-
тов в сварных швах (трещин, подрезов, непроваров, шлаковых вклю-
чений) и неравномерном напряженном состоянии резервуара уско-
ряется коррозия, его внутренней поверхности, образуются повреж-
дения корпуса и днища.
К утечкам нефти и нефтепродуктов приводят также неплотно-
сти сальниковых уплотнений задвижек, сифонных кранов, подъем-
ников хлопушек, фланцевых соединений, а также неумелый спуск
подтоварной воды из резервуаров.
Помимо потерь'ценных нефтепродуктов и загрязнения окружаю-
щей среды, утечки представляют опасность крупных аварий; взры-
вов и пожаров. Наряду с применением средств защиты внутренней
и наружной поверхности резервуаров от коррозии (см. гл. 7) для
предотвращения потерь от утечек нефти и нефтепродуктов необхо-
димо следить за технической исправностью и герметичностью ре-
зервуаров, оборудования и запорной арматуры.
Применяют самоуплотняющиеся сальники, течи во фланцевых
соединениях устраняют заменой прокладок и равномерной затяж-
кой болтов. Утечки при спуске подтоварной воды предотвращают
путем применения сигнализаторов уровня поверхности раздела
воды и нефтепродукта, а операции по спуску воды производят мед-
ленно.
Подтекания и отпотины в корпусе резервуара устраняют заче-
канкой или эпоксидными клеями. Составы эпоксидных.клеев, ре-
комендуемые для ремонта резервуаров, приведены в табл. 28. Не-
большие трещины и отверстия (0,5—1 мм) покрывают ровным слоем
эпоксидного состава толщиной около 0,15 мм. Отверстия большего
размера, а также трещины, находящиеся в местах высокого давле-
ния, ремонтируют с применением заплат и армирующего материала
(рис. 111).
Для обеспечения надежного сцепления клеевого слоя с металлом
необходима подготовка резервуара, т. е. удаление с металлической
поверхности продуктов коррозии, следов масел, красок и других
загрязнений.
Очистку металлической поверхности производят механическими
и физико-химическими методами. Механическую очистку произ-
водят ручными инструментами (скребками, наждачным кругом,
228
шабером, металлическими щетками и пр.) или песко-, дробе- и
гидропескоструйную обработку либо дисковыми проволочными
щетками.
Физико-химическую очистку производят с помощью индиви-
дуальных растворителей, их смесей или специальных моющих
средств.
Старые лакокрасочные покрытия удаляют составами, выпускае-
мыми отечественной промышленностью и получившими название
«смывки». Для удаления старых масляных, нитроцеллюлозных
и перхлорвиниловых покрытий применяют смывки марок СД (СП),
СД (об) и АФТ-1 [55].
Для удаления продуктов коррозии с металлической поверхно-
сти резервуара рекомендуются травильные пасты целлогель № 1
и № 2 [55], а также травильная паста на основе смеси серной, со-
ляной и фосфорной кислот.
Нанесение смывок и паст на металлическую поверхность, а
также приготовление клеев должно производиться с соблюдением
разработанной технологии, так как от этого зависят прочностные
свойства эпоксидных клеевых соединений и. их долговечность.
Коррозийные повреждения днищ резервуаров в виде язв на боль-
шой площади также могут быть отремонтированы эпоксидными со-
ставами, наносимыми в виде сплошного армированного покрытия
с соответствующей подготовкой поверхности. При ремонте железо-
бетонных резервуаров эпоксидными составами поверхность следует
очищать тонкими металлическими щетками и сушить горячим воз-
духом.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Общим направлением в снижении потерь нефти и нефтепродук-
тов является максимальная герметизация оборудования, своевре-
менное проведение профилактических и ремонтных работ с целью
предотвращения аварий на эксплуатируемых системах, механиза-
ция и автоматизация технологических операций и обеспечение на-
дежности средств транспорта и хранения.
Особое внимание следует обратить на повышение точности и до-
стоверности учета поступающих и отпускаемых нефтепродуктов
и нефти, своевременное обеспечение всех предприятий и организа-
ций высокоточными средствами измерений и необходимой норма-
тивно-технической документацией, укрепление ведомственных мет-
рологических службу
Из анализа причин многолетних потерь и уровня технической
оснащенности средств транспорта и хранения следует, что на сов-
ременном этапе борьбы с потерями основные усилия должны быть
направлены на техническое усовершенствование железнодорожных
цистерн. Железнодорожный транспорт должен пополняться преи-
мущественно цистернами, оборудованными усовершенствованными
сливными устройствами, максимально приспособленными к ком-
плексной механизации всех операций погрузки и выгрузки, пол-
ностью исключающими потери и обеспечивающими высокоточный
автоматический учет перевозимых нефтегрузов.
Цистерны должны обслуживаться с земли без подъема обслу-
живающего персонала на верх их котла и обеспечивать полный
слив нефтегрузов без последующей зачистки. Экономический
эффект от внедрения таких цистерн в комплексе со сливно-
наливным оборудованием без учета сохранения окружающей среды
составит более 70 млн. руб. в год.
Цистерны для перевозки вязких и застывающих нефтепродуктов
должны быть оборудованы тепловой изоляцией с тем, чтобы исклю-
чить расходы топлива на вторичный разогрев нефтегрузов в пунктах
слива.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ ЗАГЛУБЛЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИ ОПОРОЖНЕНИИ
И ЗАПОЛНЕНИИ ИХ МАЛЫМИ ПАРТИЯМИ НЕФТЕПРОДУКТА
В практике встречаются случаи опорожнения и заполнения резервуа-
ров малыми партиями нефтепродуктов. Это характерно для резервуаров,
расположенных на мелких распределительных нефтебазах и базах долго-
временного хранения нефтепродуктов.
При этом резервуары не заполняются до предельной высоты взлива.
Значит, после недлительного хранения перед опорожнением газовое про-
странство не бывает насыщено парами продукта и расчет времени Fo3KB (тзкв)
имеет свои особенности.
Расчет Fo3XB (тэкв) при опорожнении резервуара. В соответствии с са-
мовосстанавливающейся моделью Fo3KB (тэкв) определяем из условия
баланса количество аккумулированных паров до опорожнения и после него.
При сочетании первой и второй стадий насыщения здесь наиболее ве-
роятны следующие случаи.
1. Перед опорожнением и в конце его наблюдается только вторая ста-
дия процесса насыщения ГП парами продукта. Пометим индексом i (/) все
величины, характеризующие размеры ГП и время, относящиеся к рассмат-
риваемому опорожнению (заполнению), а индексом (i—1); (/—1) величины,
относящиеся к операции перед рассматриваемым опорожнением (заполне-
нием).
В рассматриваемом случае
Fo3KBl=Fo' 4------Ц- In х
п + 1
(1 ! <'I+1>[Foon[i(/-l)]-Fo' сУ,,в1
1__с у. . )_!__, 1 с__________________________S ‘ )
S 1('~П п <4+0[Foori[i(/_1)]-Fo'] п |
у ;5_--------------------------------------------------L. (1.1)
Х fl 1 _e(n+1) [Foon[i(/)-l]-Fo ] у.... )
1 _ У _________г______________________________'>>
П Т (n+DlFOon^p-ij-Fo'] п
( C-S -с
2. Перед опорожнением в ГП вторая, стадия процесса насыщения, а
в конце его — первая:
Fo3kb i
(2.1)
При
F°on[i(/)-!] < n+1
1 — с s_ п -1
1- _ J_ п -Р-- L Уы - lj 1 2п
(3.1)
для расчета Fo3KB i применим формулу (2.1), а в остальных случаях —фор-
мулу (1.1).
231
Если перед рассматриваемым опорожнением резервуар заполняли,
Foon(/-l) = F03Ka(/-l)+Fo3(/-l)+F0xp(/-l)> (4-1)
а если опоражнивали,
F°on (Г-1) = F°3KB(i-l) + F°b (Г-1) +Fon (i-l) • (5.1)
Расчет Fo3KB (тзкв) при заполнении резервуара. В конце частичного
заполнения газовое пространство также не насыщено парами продукта, кон-
центрации паров возрастают по направлению к поверхности и распределены
по кривой.
Распространим принятую расчетную самовосстанавливающуюся модель
и на заполнение резервуара, тогда распределение концентрации паров про-
дукта _в ГП после частичного заполнения определяется эквивалентным вре-
менем Fo3KB (тзкв), получаемым из баланса количества паров в ГП.
1. Если до заполнения в ГП вторая стадия процесса насыщения,
РОэкв i = Fo' +:—J— InX
п + 1
х nZ/^e^H^onf/W-U-Fo']-^ {1 + [я.(0,-Я;р}.
~ ~ Я/(()] {1 + |А'(()-1 — Hi (Г)]")
(6.1)
В формуле (6.1) Foon у (()_ц определяем по выражению (5.1), если пе-
ред рассматриваемым заполнением резервуар опорожняли, и по формуле
(4.1), если резервуар заполняли.
В формуле (6.1) Hj — высота ГП в конце рассматриваемого заполнения,
Н j—i — то же, в начале рассматриваемого заполнения.
2. Если в ГП резервуара перед заполнением первая стадия,
F°-H^h-,nn^r+F4 (7Д)
где
А = — х
{2М«+1^оп[/(1)_1]('Н->-{[2я(„+1)Пгоп[/(;)_1]],'''‘-
1 — Н;.,. j (1 — С
х 1_____________________у(4—1 \___s/ I_______;________j
1Я/(£) (! — С j [2п (nl^onl/d)-!]!^
_______________________________________,_____________ (8-1)
При опорожнении резервуара перед рассматриваемым заполнением
F°on[i (/)_]] принимаем по выражению (5.1), а при заполнении — по фор-
муле (4.1). _
Формулу для расчета Fo3KB, при заполнении выбирают в соответствии
с условием (3.1): при выполнении этого условия нужно применять формулу
(7.1), а при невыполнении—формулу (6Л).
Подчеркнем, что выражениями для Fo3KBi(p (1.1), (2.1) и (6.1), (7.1)
необходимо пользоваться при опорожнении и заполнении резервуара ма-
лыми партиями, когда перед опорожнением или в конце заполнения газовое
пространство не насыщено парами продукта.
232
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
ПОТЕРИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ,
РАБОТАЮЩИХ ПОД ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ
Здесь приводятся уравнения для расчета основных видов потерь из под-
земных резервуаров (F = const), работающих под избыточным давлением.
Чтобы подчеркнуть их особенности, уравнения даны в основном с размерным
временем (тэкв, тв, тп, тэ и т. д.).
Потери от «.обратного выхода». В резервуарах с давлением
т0. к > тэкв + тв, где т0. к—время открытия клапана давления для «об-
ратного выдоха».
Если т0. к£>Тн. н< потери от «Обратного выдоха» равны нулю (тн.н —
время начала последующего заполнения резервуара, тн. н = тэкв + тв + тп).
При подстановке в формуле (1т) табл. 4 с= ps/Pr и РГ=₽а + Рк.д вы-
разим из Fo' продолжительность первой стадии:
т' = (Ра +Рк.д-рЖ/[2л (п + 1) D (Ра-Рк.д)]. (1.2)
При так<т' и т„. н>т' получим следующую формулу для потерь от
«обратного выдоха»:
дд _ nppSV2 I Рв____________1 I__1 v
об в (га-М) ( ерх [тп — (pe/2n)] — ps ps
X In exp[in-fo/2n)]-ps | .
exp [тп — (рд/2н)1 j
При сОк£>т' и тн.н>ток имеем выражение для потерь от «обратного
выдоха» в виде:
= nppsV2 (- exp [т0к — (рд/2гг)] — exp [(тп — рд/2п)]
обв (п + 1)( {ехр[ток — (рд/2л)] — ps| (ехр[тп — (рд/2л)]—ps} ‘
1 {ехр[тп —(рд/2п)] —ps] ехр[ток —(рд/2гг)] )
. Ps {exp [т0.к — (рд/2п)1 — ps] exp [тп — (рд/2п)] J
В формулах (2.2) и (3.2) приняты следующие обозначения:
п = Ps • р = Ра Рк д ~ Ps •
Р а+Ркд Д Р а + Рк.д
~ (n + 1) О (Тэкв + Тв + Тп) . - _ (П + 1) £>ТО.К
тп — 1 Ток— „ •
Н2
При определении Л40б. в по формулам (2.2) и (3.2) могут встретиться
два основных случая:
1) + (тзкв^т') (5.2)
т3кв вычисляем по формуле, аналогичной (8т) из табл. 4:
^кВ = ^;^; ' (6.2)
2) (n+V) Н^Нг, (тэкв>т')
тэкв вычисляем по формуле, аналогичной (15т) из табл. 4:
т fl- Pstf2-«^2-Ps(n+ Pg 1 /79к
экв (n-f-l)D L («+1)(Яа-Я!) 2п ]' ( ‘
233
т0..к для формул (3.2) и (4.2) находим из уравнений процесса насыщения ГП
при закрытом клапане, т. е. при условии dMnc = dAfaK.
Аналогично для первой стадии получим выражение для определения
времени открытия клапана давления для «обратного выдоха»:
_ (n+ 1) (Рср-в + Рк.в + Рк.д)2^
1ОК ~ Л о *
2/1 рр2
Для формулы (8.2)
Ps •» /~ (»+ 1)Р (тэкв + тв)
Рср в (п + 1) Н, у ра
где -
ZZ _ Pg Рк-в Ps
Рв п ’
°а Рк-в
а тэкв в выражении (9.2) определяем по формуле (6.2).
Во второй стадии получим
1 -\-П 1
( 1 - (Ps/Pr) (п+1)£»Т1-|)
г ( 2п Нг ]
1-PslPr
или
Рсро
Ps
AYrj РД (П + 1) ОТо.к!
еХр Г2Г- ^2
( П2 I
Рд
откуда, используя (8.2), получим
Н2 ( Рд
(п + 1) D I 2п
1 +(»+ 1)(Рср.в+Рк.в+Рк.д)
п nps
(13.2)
рср. в в выражении (13.2) находим из (11:2):
Рв (п+ 1)0 (Тэкв+ тв) |
2п н2 I
_______________п2__________ (
Рв JJ
(14-2)
В формуле (14.2) тэкв определяем по выражению (7.2). Область при-
менения формул (8.2) и (13.2) определяем исходя из следующих условий:
Рср-в
Ps
ехр
1---------
1 +« 1 —
1) Х2<Н2- (тэкв<т'; тэкв + та<т-). (15.2)
В этом случае т0. к вычисляем по формуле (8.2) и, если полученное
То. к>т', проверяем его по формуле (13.2); в расчет принимаем наимень-
шее значение т0. к; рср в вычисляем по формуле (9.2), тЭкв — подформуле
(6.2);
2) (n + l) Х2 = Н2- (ТэквСт'; тэкв+тв = т'). (16.2)
234
То. к определяем по формуле (13.2), рср. в —по формуле (9.2), тэкв по
формуле (6.2);
3) + Х2>Я2; (тзкв<т'; тэкв+тв>т'). (17.2)
т0. к определяем по формуле (13.2), рср. в —по формулам (9.2) и (14.2)
(в расчет принимаем наибольшее из двух значений рср. в), тэкв —по фор-
муле (6.2);
4) (п + 1)Ят = Я2; Х2>Я2; (тзкв = т'; тэкв + тв>т'). (18.2)
т0. к определяем по формуле (13.2), рсР. в—по выражению (14.2) и
тзкв— по формуле (6.2);
5) (п + 1)Я1>Я2; Х2>Я2; (тэкв>т'; тэкв4-тв>т/). (19.2)
т0. к определяем по формуле (13.2), рср. в—по выражению (14.2) и
Тзкв ~ по формуле (12.2).
Потери от насыщения ГП. В случае подачи продукта в свободной от
паров резервуар при t3<Jt0. кс момента то. к (или т' при т0. к<т') будут
происходить потери от насыщения ГП. Причем при тн. н<т' (тн. н =
= т3 + тхр) потери от насыщения ГП Ма = 0.
При т0. к<т' и тн. н>т' потери от насыщения будут выражаться
формулой (2.2), а при т0. к > т' и тн. н>т0. к —формулой (3.2), если при-
нять в них Л4О(5. в = 44н; Г2 — Из; //2 — //3; тп = тхр, где тхр = [(п 4”
+ Wb + *xp)M
При определении т0. к по формулам (8.2) и (13.2) нужно принимать
П2 = Нй- Если т3>то.к- т0 принимаем то к = тз, где т3 = (п4- 1)От3/Яз.
Потери от «больших дыханий». Как и в работе 19], потери от «большого
дыхания» для первой стадии
^б-д
fl/'" 2n(n4~l) (тзкв топ)_______н j____/ Рг.н У
PsPf I г Рд______________3 Ч \Ра+Рк.д/ II .
п+1 Г 2п (л + 1) D (тэкв 4- топ) р/2
L рд I
(20.2)
для второй стадии
М ппР1йп'1к Н]1 1 (Я2₽Ун-Я3\"
•'Иб д ~ PPsF \H2Pr.n ns) j —— I---------I 4-
l n 4- 1 \ n2 /
1
n 4-1
(н2р'Т^-я2 Vll
x \ H. ) Ji
(21.2)
235
В формулах (20.2) и (21.2) приняты следующие дополнительные обозна-
чения: Рг. н давление в ГП к началу наполнения; k~ — показатель адиа-
баты; для условий заглубленных железобетонных резервуаров k~ меняется
от 1,15 до 1,29 (меньшие значения относятся к состоянию, близкому к насы-
щению парами продукта, большие — к малому содержанию паров в ГП).
^г.н = +Рк.д)-
Область применения формул (20.2) и (21.2) определяется следующими
условиями:
1) (rt + 1) (тэкв<т'; тэкв+тоП т'). (22.2)
При этих условиях тэкв вычисляем по формуле (6.2), Мл л — по фор-
муле (20.2);
2) (п + 1)//г>Я2; (тэкв>т'). (23.2)
тэкв —определяем по формуле (7.2), Мб. д. — по формуле (21.2);
3) (п + 1) Н^Н^, (тэкв« тэкв + тоП>т'). (24.2)
тэкв определяем по формуле (6.2), М$. д — по выражению (21.2).
При определении Рг. н для подстановки в формулы (20.2) и (21.2) воз-
можны следующие случаи:
1) заполнение начато сразу после опорожнения
Рг.н = ^а-Рк.в; (25.2)
2) заполнение начато после открытия клапана давления для «обратного
выдоха» при условии
тэкв+тв+тп>т0.к; (26.2)
То. к для условия (26.2) определяем по формулам (8.2) и (9.2); Рг. и =
= Рг', Рг = Ра + Рк. д;
3) заполнение начато спустя некоторое время после опорожнения, но
до открытия клапана давления для «обратного выдоха» при условии
Тэкв +тв + тп<т0.к. (27.2)
т0. к определяем по формулам (8.2) и (9.2) В этом случае
^г.н = -Ра-рк.в + АРсР, (28.2)
где ~&рср^--повышение“среднего-парциального давления-за-время-от-конца
опорожнения до начала заполнения. Тогда в первой стадии
л --------—---- п /~2п (п + 1) D /-.г--:-----:-- ./-----:-\
АРср ~ (n-]-l) ff2 Д/ ' = (г Тэкв +тв-|-Тп И Тэкв 4“ТВ),
F Рв
(29.2)
во второй стадии
Лп ~ pvn Г Рв (п+ 1)0 (Тэкв + Тв) ’
Рср ~ (п”+1)рв ехр Щ J Х
236
X/1 —exp
(n 4-1) D^n
(30.2)
При вычислении Apcp возможны следующие случаи:
О т9КВ4-тв + тп ^т', (31.2)
Арср определяем по формуле (29.2):
2)
^ЭКВ + тв + Т'п^>Т' J Тэкв + тв>т/, (32.3)
Арср определяем по формуле (30.2);
3) тэкв + тв+тп>т ; 'Тэкв +тв<т . (33.2)
При этом условии
Дрср = Арср1 + Дрср2, (34.2)
Арср 1 — повышение среднего парциального давления в первой стадии
(от момента конца опорожнения до конца первой стадии) вычисляется по
формуле, аналогичной (29.2):
APcpi
Ps
«+ 1
1 1 / 2п(п+ 1)Д (Тэкв + Тв)
н2 V . рв
(35.2)
Повышение среднего парциального давления во второй стадии (от конца
продолжительности первой стадии до начала заполнения) Дрср а вычисляется
по формуле, аналогичной (30.2):
ДРср2
nPs _
(«+ 1)Рв
1 —ехр
Рв
2п
(п + 1)0 (тэкв Ч~ тв Ч~ тп)
(36.2)
Переход от приведенных в данном приложении формул к расчету потерь
от испарения из подземных резервуаров с F ф const, работающих под дав-
лением, может быть произведен по способу, описанному в гл. 2. Таким об-
разом, при расчете потерь из подземных резервуаров (F =# const) с повышен-
ным давлением используются полученные здесь формулы, но в них вместо
величин D, F, Н, V, Нг, Н2, Х2 необходимо подставлять Dnp, Рпр, Нпр,
Vnp> ^npi, ^пр2> -Xnpai значения последних для соответствующих типов
резервуаров даны в гл. 2.
237
238
Кому высылается
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Статистическая отчетность
Форма № 16-ПС
Утверждена ЦСУ СССР 8/III 1960 г. Xs 162
Почтовая —годовая
Высылается:
1. Сбытовыми нефтебазами — 10 числа после отчетного периода
управлению нефтесбыта.
2. Управлениями нефтесбыта на 35-й день после отчетного пе-
риода Главнефтеснабу союзной республики.
ОТЧЕТ ОБ ИЗЛИШКАХ И ПОТЕРЯХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ЗА 19_____ГОД
аименование и адрес получателя
Предприятие (организация)
Трест, комбинат, управлени'
Министерство (ведомство)
Адрес предприятия (органи
зацни)
Складские При железнодорожных и автогужевых перевозках —
СО S о _ с S = со S S й) ST из них сверх- нормативные При водных перевозках па магистраль- ных трубо- проводах
Наименование нефтепрод / (по группам) уктов излишки исчислено потерь предельным норм складские операь всего фактически потери и недоста отнесено на виновных лиц аварийные излишки исчислено по- терь по пре- , дельным нормам всего фактиче- ские потери и недостачи из них сверх- 1 нормативные излишки исчислено по- терь по пре- дельным нормам фактические потери и недостачи излишки исчислено по- терь по пре- дельным нормам фактические потери и недостачи
А 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12 13 14 15
1. Бензины авиациЪнные цнальные 2. Бензины автомобильные 3. Керосины 4. Дизельное топливо 5. Автотракторные масла 6. Авиационные масла 7. Индустриальные и спет масла 8. Консистентные смазки 9. Моторное топливо и мвг 10. Нефтебитум, кокс, р прочие нефтепродукты И. Нефть сырая и спе- альиые уты убракс, А
.19_____„г.
Руководитель
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ОТЧЕТА
ПО ФОРМЕ 16-ПС
Отчет об излишках, естественной убыли и недостачах (ф. 16-ПС) состав-
ляется один раз в год и включает разделы:
— при складском хранении;
— при железнодорожных перевозках;
— на магистральных трубопроводах;
— при водных перевозках.
Группа 1 —автобензины всех марок.
Группа 2 — бензины авиационные, растворитель для резиновой промыш-
ленности и экстракционный, бензин для промышленных целей, бензол, пи-
робензол обестолуоленный, изооктан технический, нефтепродукты с темпера-
турой начала кипения не выше 100 °C.
Группа 3 — керосины: авиационные, осветительный, для технических
целей, фенолы, ксилолы, пиролизное сырье легкое. Разные нефтепродукты
с температурой начала кипения в пределах 100—150 °C и 150—180 °C.
Группа 4 —топливо дизельное всех марок и печное, сырье для произ-
водства сажи, пирополимеры, лакойль, пиролизное сырье тяжелое.~ Разные
нефтепродукты с температурой начала кипения в пределах 150—1 80 °C.
Группа 5 — мазуты всех марок.
Группа 6 — прочие жидкие нефтепродукты (нефтемасла, моторные топ-
лива всех марок и т. п.).
Группа 7—разные твердые нефтепродукты (парафины, нефтебитумы,
сплавы и др.).
Группа 8 — нефти разные.
1. При складском хранении проставляются следующие сведения:
в строке 1 — излишки на основе суммирования месячных данных актов
инвентаризации (ф. 6117 гр. 20);
в строке 2 — величина начисленной по форме естественной убыли на
основе суммирования результатов месячных расчетов (ф. 6118 гр. 2 0);
в строке 3 — фактическая убыль суммированием результатов месячных
актов инвентаризации (ф. 6117 гр. 21);
в строке 4 — недостача нефтепродуктов по вине работников вследствие
аварий за отчетный год, оформленные актами и проведенные по бухгалтер-
скому учету;
в строке 4.1 — указываются недостачи, отнесенные на виновных лиц;
в строке 4.2 — аварийные.
2. При железнодорожных перевозках проставляются следующие све-
дения: - '
в строке 1 — излишки суммированием данных приемных актов (форм
6102, 6103);
в строке 2 — величина, начисленная по норме естественной убыли на
основе суммирования результатов приемных актов (ф. 6102, 6103);
в строке 3 —фактическая убыль суммированием данных приемных ак-
тов (ф. 6102, 6103);
в строке 4 — недостача, результаты на основе суммирования данных
коммерческих актов;
строка 4.1 —недостача по вине железной дороги;
строка 4.2. — аварийные
3. На магистральных трубопроводах
Раздел заполняется так же, как раздел «при складском хранении».
4. При водных перевозках
В разделе управления проставляют результаты сальдированных расче-
тов, утвержденные Госкомнефтепродуктом РСФСР или республиканскими
нефтеснабами, из «сводной ведомости сверки расчетов».
Главнефтеснабы указывают в отчете общие результаты сальдированных
расчетов.
239
Кому высылается-------------------
Предприятие
(организ ация) -------------------
Трест, комбинат,
управление —----------------------
Министерство
(ведомство)-----------------------
Адрес предприятия
(организации) --------------------
Статистическая отчетность
Форма 16-ПС
Утверждена ЦСУ СССР
Почтовая — годовая
Высылается:
1. Нефтебазами, районными трубопро-
водными управлениями — управлению
нефтеснабсбыта, магистральному про-
дуктопроводу 10 числа после отчетного
периода
2. Управлениями нефтеснабабыта и
магистральными нефтеяродукто-
проводами — главнефтеснабу союз-
ной республики на 35 день мосле от-
четного периода.
ОТЧЕТ
ОБ ИЗЛИШКАХ, ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ
И НЕДОСТАЧАХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ЗА 19 ГОД
Всего В том числе по группам
автобензины авиационные бензины керосины дизельное и печное топливо мазуты прочие жидкие нефтепродукты прочие твердые нефтепродукты нефти
А 1 2 3 4 5 6 7 8 9
При складском хранении
1. Излишки
2. Начислено по нормам естест-
венной убыли
3. Фактическая убыль
4. Недостача
В том числе:
4.1. Отнесено на виновных лиц
4.2. Аварийные
При железнодорожных перевозках
1. Излишки 2. Начислено по нормам естест- венной убыли 3. Фактическая убыль 4. Недостача В том числе: 4.1. Отнесено на виновных 4.2. Аварийные
240
X Всего В том числе по группам
автобензины авиационные бензины керосины дизельное и печное топливо 3 & л 2 прочие жидкие нефтепродукты прочие твердые нефтепродукты нефти
А 1 2 3 4 5 6 7 8 9
На магистральных трубопроводах
1. Излишки
2. Начислено по нормам естест-
венной убыли
3. Фактическая убыль
4. Недостача
В том числе:
4.1. Отнесено на виновных лиц
4.2. Аварийные
При водных перевозках
Г. Излишки 2. Начислено по нормам естест- венной убыли 3. Фактическая убыль 4. Недостача В том числе: 4.1. Отнесено на виновных 4.2. Аварийные
Итого: 1. Излишки 2. Начислено по нормам естест- венной убыли 3. Фактическая убыль 4. Недостача В том числе сверх норм: 4.1. Отнесено на виновных 4.2. Аварийные
241
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абузова Ф. Ф., Булатов Р. С., Новоселов В. Ф. Определение коэффи-
циента совпадения операций для системы резервуаров.— Транспорт и хра-
нение нефти и нефтепродуктов. ВНИИОЭНГ, 1975, № 9, с. 34—35.
2. Абузова Ф. Ф. Коэффициент массоотдачи от поверхности нефтепро-
дукта в резервуарах с дисками-отражателями. Изв. вузов. Нефть и газ,
1971, № 4. с. 83—86.
3. Абузова Ф. Ф. К решению уравнения диффузии для заглубленного
резервуара.— В кн.: Проектирование, строительство и эксплуатация ма-
гистральных газонефтепроводов и нефтебаз. (Уфим. нефт. ин-т. Тр., вып. 18),
1974, с. 157—158.
4. Абузова Ф. Ф. Массоотдача от поверхности бензина при выкачке
его из резервуара.— Транспорт и хранение нефтепродуктов и нефтехимиче-
ского сырья. ЦНИИТЭнефтехим, 1968, № 4, с. 4—6.
5. Абузова Ф. Ф. Оценка эффектов теплового и диффузионного сколь-
жения в газовом пространстве заглубленного резервуара.— В кн.: Проекти-
рование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов
и нефтебаз (Уфим. нефт. ин-т. Тр., вып. 1), 1977, с. 136—139.
6. Абузова Ф. Ф. Уравненные диффузии для заглубленного резервуара
постоянного поперечного сечения.— В кн.: Проектирование, строительство
и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз (Уфим. нефт.
ин-т. Тр., вып. 18), 1974, с. 159—161.
7. Абузова Ф. Ф. Уточненные уравнения для расчета потерь от испаре-
ния из заглубленных резервуаров,—В кн.: Проектирование, строительство
и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз (Уфим. нефт.
ин-т. Тр., вып. 11), 1968, с. 199—201.
8. Абузова Ф. Ф., Фокин М. Н., Мухамедьярова Р. А. Оптимальный
объем газосборника для резервуарных парков с газоуравнительной систе-
мой.— Нефтяное хозяйство, 1977, № 8, с. 63—64.
9. Абузова Ф. Ф., Черникин В. И. Потери’нефтепродуктов и нефтей
от испарения из подземных резервуаров. !Л., Недра, 1966.
10. Абузова Ф. Ф., Ярыгин Е. Н. Применение дисков-отражателей в ре-
зервуарах для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов. — М.,
ВНИИОЭНГ, 1971. (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефте-
продуктов).
11. Андреев Г. А., Евтихин В. Ф., Шнейдер Г. Б. Индустриальные ме-
тоды ремонта вертикальных стальных резервуаров.— М., ЦНИИТЭНефте;
хим, 1979. (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и угле-
водородного сырья).
12. Аренбристер В. В. Технико-экономический анализ потерь нефти
и нефтепродуктов. Химия, 1975.-----------------------------------—.---
13. Белозерова 3. Л., Ращепкин К.. Е., Ясин Э. М. .Надежность маги-
стральных нефте- и продуктопроводов.— М., ВНИИОЭНГ, 1968. (Тем. об-
зор. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
14. Березин В. Л., Гумеров А. Г., Ясин Э. М. Экспериментальное опре-
деление количества газовоздушной смеси при заполнении резервуара.—
В кн.: Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефте-
газопроводов и нефтебаз (Уфим. нефт. ин-т. Тр., вып. 3), 1969, с. 305—308.
15. Большаков Г. Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродук-
тов. Л., Недра, 1974.
16. Борьба с загрязнением нефтепродуктов за рубежом./К- В. Рыбаков,
В. П. Коваленко, Н. Е. Жулдыбин и др. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1976. (Тем.
обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
242
17. Бронштейн И. С., Кудояров Г. Ш. Эффективность реконструкции
эксплуатирующихся резервуаров. М., ВНИИОЭНГ, 1967 (Тем. обзор. Сер.
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
18. Бронштейн И. С., Фатхиев Н. М., Яхин Ю. М. Затвор стойки ре-
зервуара с понтоном ЗУС-219.— Нефтяное хозяйство, 1976, № И, с. 66.
19. Булатов Р. С., Гайфуллин Р. ф., Абузова Ф. Ф. К расчету времени
процесса насыщения при заполнении заглублённого резервуара. В кн.: Про-
ектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепро-
водов и нефтебаз. (Уфим. нефт. ин-т. Тр., вып. 25), 1975, с. 165—167.
20. В борьбе за совершенствование технологических и производствен-
ных процессов трубопроводного транспорта.— М., ВНИИОЭНГ, 1977 (Экс-
пресс-информ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
21. Виды и характер аварий и повреждений нефтепродуктопро-
вода./Г. М. Аксютин, А. Г. Гумеров, В. В. Постников и др. Транспорт и хра-
нение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1968, Ns 2, с. 5—6.
22. Войтович В. А., Соколов А. Ф. Бояринов С. И. Опыт шестилетнего
использования консервационно-защитной грунтовочной композиции
ВА-01-ГИСИ.— В кн.: Новые материалы для консервации и упаковки. М.,
1973, с. 65—67.
23. Войтович В. А., Черникова М. И. Применение специальных покры-
тий для защиты от коррозии сооружений и обработка поверхности.— М.,
ВНИИОЭНГ, 1975. (Тем. обзор. Сер. Коррозия и защита в нефтяной про-
мышленности).
24. Вохмин В. Ф., Бронштейн И. С., Бурдин А. К- Эффективность во-
дяного орошения резервуаров с легкоиспаряющимися нефтепродуктами.—
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1968, № 6, с. 39—40.
25. Выбор технических средств для сокращения потерь нефтепродуктов
от испарения из резервуаров и транспортных емкостей./И. С. Бронштейн,
В. Ф. Вохмин, В. Е. Губин и др.— М., ЦНИИТЭнефтехим, 1969 (Тем. обзор.
Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
26. Выбор эксплуатационного показателя работоспособности газоурав-
нительных систем резервуаров/В. Я- Сафронов, ГЕ Р. Ривкин, Ю. В. Кра-
сильников и др.— Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного
сырья. 1977, № 11, с. 9—11.
27. Галюк В. X., Кравченко В. Ф. Основные направления научно-тех-
нического прогресса в нефте- и продуктопроводном транспорте. — М.,
ВНИИОЭНГ, 1979 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефте-
продуктов). --
28. Дыхательная арматура для резервуаров для хранения нефти и не-
фтепродуктов/Л. Г. Колпаков, М. И. Курганский, В. Я- Сафронов и др. М.,
ЦНИИТЭнефтехим, 1971 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепро-
дуктов и углеводородного сырья).
29. Евтихин В. Ф. Эксплуатация резервуара объемом 50 тыс. м3 с пла-
вающей крышей.— Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-
ного сырья. 1976, № 6, с. 8—11.
30. Едиеаров С. Г., Прохоров А. Д., Макаров Ю. И. Автоматизированные
процессы слива и налива маловязких нефтепродуктов.— М., ВНИИОЭНГ,
1977 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
31. Елшин К. В. Внутренняя окраска стенок резервуаров.— Нефтяное
хозяйство, 1964, № 3. • .
32. Зелигер Е. Л. Антикоррозионная защита резервуаров. М., ЦНИИТЭ-
нефтехим, 1976 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья).
33. Иванов И. Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродук-
тов и борьба с ними. Л., Недра, 1973.
34. Исаченко В. П., Осипова В. А., Сукомел А. С. Теплопередача. М.,
Энергия, 1975.
35. Коваленко В. П. Загрязнение и очистка нефтяных масел. М., Химия,
1978.
243
36. Коршунов Е. С., Едигаров С. Г. Потери нефти, нефтепродуктов и га-
зов и меры их сокращения. М., Недра, 1966.
37. Кравченко В. Ф. Охрана окружающей среды при транспорте и хра-
нении нефти и нефтепродуктов,— М. ВНИИОЭНГ, 1976 (Тем. обзор. Сер.
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
38. Кривоносов А., Семьянистов А. И., Злобин А. Я- Периодическая
опрессовка действующих трубопроводов—средство сокращения аварий.—
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1971, № 2, с. 23—25.
39. Кублановский Л. Б. Определение мест повреждений напорных тру-
бопроводов. М., Недра, 1971.
40. Курганский М. И., Сафронов В.Я., Тимофеев С. Г. Новые конструк-
ции дыхательной арматуры. М., ВНИИОЭНГ, 1971 (Тем. обзор. Пути борьбы
с потерями нефти и газа при их добыче, хранении и транспорте).
41. Лыков А. В. Теория теплопроводности. М., Высшая школа, 1967.
42. Мартяшова В. А., Хабибуллина С. С., Абузова Ф. Ф. Процесс мас-
соотдачи при заполнении емкости горячим продуктом.— В кн.: Результаты
научных исследований в области повышения качества продукции и эффек-
тивности производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабаты-
вающей промышленности Башкирии. Уфа, 1977, с. 137—138.
43. Методы и средства контроля малых утечек на магистральных нефте-
и продуктопроводах/Т. М. Алиев, Р. И. Карташева, А. А. Тер-Хачатуров
и др.— М. ВНИИОЭНГ, 1977 (Тем. обзор. Сер. Автоматизация и телемеха-
низация нефтяной промышленности).
44. Муслимов X. М., Коваленко Н. Ф., Бронштейн И. С. Применение
понтонов из синтетических материалов в резервуарах на Ново-Горьковском
НПЗ. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.
1968, № 2, с. 21—22.
45. Нельсон-Смит А. Нефть и экология моря. Пер. с англ.— М., Про-
гресс, 1977.
46. Нестерова М.П., Кочкин П. И. Очистка емкостей от остатков нефте-
продуктов.— М. ЦНИИТЭнефтехим, 1975 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хра-
нение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
47. Нечваль М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Последовательная
перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам. М.,
Недра, 1976.
48. О повышении работоспособности газоуравнительных систем в осенне-
зимний период/В. Я. Сафронов, П. Р. Ривкин, Ю. В. Красильников и др.—
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1977, № 12, с. 27—28.
49. Опытные резервуары с плавающими крышами и необходимость со-
вершенствования их конструкций/В. Ф. Евтихин, Ю. Д. Иванюков,
Э. Ф. Кочко и др.— Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-
ного сырья, 1973, № 9, с. 1—6.
50. Особенности процесса насыщения ГП крупных промышленных ре-
зервуаров/В. А. Мартяшова, Ф. Ф. Абузова, В. Ф. Новоселов и др.— Тран-
спорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979, № 1, с. 24—26.
51. Оценка эффективности наличных систем и устройств по сокращению
потерь нефтепродуктов от испарения при наливе в железнодорожные и авто-
мобильные цистерны/П. Р. Ривкин, И. С. Бронштейн, А. 3. Батталов и др.—
-Лранспорт^-хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1977, № 3,
с. 13—15.
52. Поконов Н. 3. Защита объектов товарно-сырьевого хозяйства НПЗ
и нефтепродуктопроводов от статического электричества.— М., ЦНИИТЭ-
нефтехим, 1977 (Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья).
53. Понтоны из синтетических материалов/И. С. Бронштейн, Е. В. Лю-
бимова, Н. М. Фатхиев и др.— Транспорт и хранение нефти и нефтепродук-
тов, 1967, № 1, с. 33—36.
54. Понтоны из синтетических материалов ПСМ-3000 и
ПСМ-5000/И. С. Бронштейн, Г. А. Беляев, К- Г. Минина и др.— Нефтяное
хозяйство, 1 977, № 6, с. 82.
244
55. Протасов В. Н. Применение эпоксидных полимеров при ремонте
нефтяной запорной арматуры.— М., ЦНИИТЭнефтехим, 1974 (Тем. обзор.
Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
56. Раневский Б. С. Предотвращение аварий при транспорте и хранении
жидких углеводородов.— М., ЦНИИТЭнефтехим, 1977 (Тем. обзор. Сер.
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
57. Результаты обследования газоуравнительных систем магистраль-
ных нефтеп'роводов/П. Р. Ривкин, В. Я- Сафронов, Ю. В. Красильников и
др.— Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, № 2, с. 23—24.
58. Ржавский Е. Л. Морские и речные нефтебазы. М., Недра, 1976.
59. Риздвенко А. И., Риттер Е. А. Резервуар емкостью 50000 м3 с пла-
вающей крышей для нефтепродуктов.— Транспорт и хранение нефтепродук-
тов и углеводородного сырья, 1977, № 9, с. 1—4.
60. Русаков С. П., Абузова Ф. Ф., Зонн Н. Л. Применение дисков-отра-
жателей для сокращения потерь от испарения.— Транспорт и хранение нефти
и нефтепродуктов, 1965, № 4, с.-9—10.
61. Русаков С. П., Фатхиев Н. М.., Бронштейн И. С. Применение ди-
сков-отражателей как эффективного средства борьбы с потерями нефтепро-
дуктов от испарения.— Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,
1966, № 10, с. 31—32.
62. Саблина 3. А., Гуреев А. А. Присадки к моторным топливам. М.,
Химия, 1977.
63. Сафарян М. К. Современное состояние резервуаростроения и пер-
спективы его развития.— М, ЦНИИТЭнефтехим, 1972 (Тем. обзор. Сер.
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
64. Сафарян М. К.., Евтихин В. Ф. Повышение надежности и эффектив-
ности резервуарных парков НПЗ. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1975 (Тем. обзор.
Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
65. Свистунов И. М., Каневская Е. А., Лескович И. А. Применение пре-
образователей ржавчины для подготовки под окраску металлических по-
верхностей, работающих в средах жидких топлив.— Лакокрасочные мате-
риалы и их применение, 1969, № 4, с. 46—49.
66. Системы налива и слива нефтепродуктов и нефти на НПЗ/О. П. Ага-
фонов, Б. П. Батраков, Г. В. Зотов и др.— М., ЦНИИТЭнефтехим, 1974
(Тем. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного
сырья).
67. Столяров Р. Н., Ращепкин К. В. Применение авиации при обслужи-
вании магистральных нефтепроводов.— М., ВНИИОЭНГ, 1978 (Тем. обзор,
Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
68. Тимофеев Б. П., Гуров С. Г. Новые виды средств слива—налива
нефти и нефтепродуктов в транспортные средства.— М., ЦНИИТЭИМС,
1977 (Тем. обзор. Сер. Нефтеснабжение).
69. Тимофеев Б. П., Крылов Ю. В. Опыт внедрения конструктивных раз-
работок СКВ «Транснефтеавтоматика» на объектах транспорта и хранения
нефтепродуктов. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного
сырья, 1977, № 10, с. 12—15.
70. Тимофеев Б. П. Средства автоматизированного и механизированного
налива и слива на причалах нефтебаз — М., ЦНИИТЭИМС, 1972, (Тем. об-
зор. Сер., Нефтеснабжение).
71. Трубопроводный транспорт.— Итоги науки и техники. М., 1976, т. 6.
72. Трубопроводный транспорт.— Итоги науки и техники. М., 1978, т. 7.
73. Установка для временного перекрытия трубопроводов при ава-
риях/К- Е. Ращепкин, А. Г. Гумеров, Р. М. Мавлютов и др.— Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, № 11, с. 27—29.
74. Фейгин А. Б. Механизация зачистки емкостей для нефти и нефте-
продуктов.— М., ЦНИИТЭИМС, 1973 (Тем. обзор. Сер. Нефтеснабжение).
75. Формирование герметизирующего тампона из пенопластов
в трубе/О. 3. Бакиева, А. Г. Гумеров, К- Е. Ращепкин и др.— Нефтяное
хозяйство, 1975, № 9, с. 51—52.
245
76. Фролов К- Д., Осипов В. В. Поплавковый прибор для измерени.
удельного веса нефтепродуктов в потоке.— Транспорт и хранение нефть
и нефтепродуктов, 1962, № 1, с. 3—9.
77. Хизгилов И. X. Сохранение качества нефтепродуктов при их тран-
спорте и хранении. М., Недра, 1965.
78. Чепига Е. В. Новая конструкция газосборника из резинотканевых
материалов.— Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971, № 9,
с. 21—24.
79. Чолоян Г. С., Афанасьев В. А. Резервуары с плавающими крышами
и понтонами, М., ВНИИОЭНГ, 1971 (Тем. обзор. Сер, Транспорт и хранение
нефти и нефтепродуктов).
80. Эксплуатация магистральных трубопроводов/П. И. Тугунов,
М. В. Нечваль, В. Ф. Новоселрв и др.— Уфа, Башкирское книжное изда-
тельство, 1975.
81. Эффективность использования полимерных клеев на нефтепровод-
ном транспорте/В. X. Галюк, Л. В. Денисенко, К. А. Забела и др.— Тран-
спорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1976, № 7, с. 19—21.
82. Эффективность применения понтона в резервуаре/И. С. Бронштейн,
X. М. Муслимов, Н. М. Фатхиев и др.— Нефтяное хозяйство, 1977, № 3,
с. 47—48.
83. Erdol ап Kohle, 1969, v. 14, № 6, р. 345—349.
84. Petroleum Times, 1968, v. 72, № 1839, р. 242.
85. The Oil and Gas Journal, 1978, v. 76, № 1, p. 90—92,97.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие . ............................................ 3
Основные условные обозначения . .............. . ......... 5
ГЛАВА 1. ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ .... 7
ГЛАВА 2. ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕ-
НИЯ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ.......................11
Характеристика потерь от испарения.............. Ц
Расчет потерь от испарения нефти и нефтепродуктов из на-
земных резервуаров...............................26
Расчет потерь от испарения из заглубленных резервуаров и
подземных хранилищ...............................37
Расчет потерь от испарения их транспортных емкостей . . 75
Расчет потерь от испарения из резервуаров с газоуравнитель-
, ными системами . .............................. 77
Учет испаряемости нефти и нефтепродуктов при проектирова-
нии объектов транспорта и хранения...............82
ГЛАВА 3. СРЕДСТВА СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ОТ ИСПАРЕНИЯ
ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ............................................85 •
ГЛАВА 4. ПОТЕРИ ОТ ИСПАРЕНИЯ И НЕПОЛНОГО СЛИВА
ТРАНСПОРТН ЫХ ЕМКОСТЕЙ И ПУТИ ЛИКВИДА-
ЦИИ ЭТИХ ПОТЕРЬ................................ 117
ГЛАВА 5. ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ СО СТОЧНЫМИ
ВОДАМИ ....................................... 127
Источники образования нефтесодержащих сточных вод на
нефтебазах и нефтеперекачивающих станциях магистральных
нефтепроводов ....... ......................... 127
Уменьшение количества сточных вод и снижение концентра-
ции в них нефти и нефтепродуктов................129
Методы' очистки сточных вод от нефтепродуктов...132
ГЛАВА 6. ПОТЕРИ ОТ СМЕШЕНИЯ И УХУДШЕНИЯ КАЧЕСТВА
НЕФТЕПРОДУКТОВ ......................................... 151
Загрязнение и пересортица нефтепродуктов........151
Уменьшение объема смеси при последовательной перекачке
нефтепродуктов . .......................... . . 166
ГЛАВА 7. АВАРИЙНЫЕ ПОТДРИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 182
Борьба с авариями на нефтепроводах..............182
Аварийные потери в моря и водоемы . . . .-......194
Меры предотвращения аварий резервуаров..........202
Предотвращение аварий вследствие взрывов и пожаров . . 207
247
ГЛАВА 8. ДРУГИЕ ВИДЫ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУК-
ТОВ ...........................................................209
Борьба с потерями от разливов и утечек нефти и нефтепродук-
тов при их железнодорожной транспортировке..........209
Борьба с потерями нефтепродуктов при автомобильной тран-
спортировке .................................... 214
Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при водной тран-
спортировке .......................................221
Потери от утечки при транспортировке нефти и нефтепродук-
тов по трубопроводам............................... 225
Утечки нефти и нефтепродуктов из резервуаров........227
Заключение ....................................................230
Приложение 1. Особенности расчета потерь от испарения из заглублен-
ных резервуаров при опорожнении и заполнении их ма-
лыми партиями нефтепродукта....................................231
Приложение 2. Потери от испарения из подземных резервуаров, рабо-
тающих под избыточным давлением................................233
Приложение 3. Отчет об излишках и потерях нефтепродуктов (старая
форма 16-ПС)...................................................238
Приложение 4. Инструкция по заполнению отчета по форме 16-ПС. . . 239
Список литературы............................................. 242
Фатиха Фиттяховна Абузова, Изя Семенович Бронштейн,
Виктор Федорович Новоселов, Ефим Львович Ржавский,
Михаил Николаевич Фокин
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
ПРИ ИХ ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ХРАНЕНИИ
Редактор издательства А. Ф. Ушакова
Переплет художника О. В. Камаева
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор В. В. Володарская
Корректор Э. А. Ляхова
ИБ 3257
Сдано в набор 17.10.80. Подписано в печать 26.03.81. Т-06070. Формат 60 X 90‘/i6- Бумага
типографская № 3. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл.-печ. л. 15,5. Усл.
кр.-отт. 15,5. Уч.-изд. л. 16,29. Тираж 4450 зкз. Заказ 2652/7974-8. Цена 1 р. 10 к.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского
объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Го-
сударственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.