1 Характеристика резервуарного парка. Резервуар аварийного сброса нефти


Аварийный резервуар - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Аварийный резервуар

Cтраница 1

Аварийный резервуар должен быть оснащен трубопроводом деаэрации, отвечающим требованиям, предъявляемым настоящими нормами к трубопроводу деаэрации резервуаров для хранения топлива, патрубками для его опорожнения закрытым способом и замера уровня воды. Указанные патрубки должны быть снабжены герметично закрывающимися заглушками.  [1]

Аварийные резервуары могут не строиться, если возможно самотечное опорожнение расходных топливных баков в основной резервуар.  [2]

Аварийный резервуар должен быть оснащен трубопроводом деаэрации, отвечающим требованиям, предъявляемым настоящими нормами к трубопроводу деаэрации резервуаров для хранения топлива, патрубками для его опорожнения закрытым способом и замера уровня воды. Указанные патрубки должны быть снабжены герметично закрывающимися заглушками.  [3]

Аварийные резервуары могут не строиться, если возможно самотечное опорожнение расходных топливных баков в основной резервуар. Воспрещается производить работы по присоединению сливных устройств к прибывшей цистерне до отцепки паровоза и полной остановки цистерны.  [4]

Аварийные резервуары могут не строиться, если возможно самотечное опорожнение расходных топливных баков в основной резервуар.  [5]

Аварийный резервуар располагается на расстоянии не менее 1 м от глухой стены электростанции и не менее 5 и при наличии в стене проема. Диаметр аварийного сливного трубопровода рассчитывается на опорожнение масла в течение не более 10 мин.  [6]

Аварийные резервуары могут не предусматриваться, если возможно самотечное опорожнение расходных топливных баков в основной резервуар. Во всех случаях сливные аварийные трубопроводы должны быть снабжены огнепреградителями.  [7]

Аварийные резервуары могут не строиться, если возможно самотечное опорожнение расходных топливных баков в основной резервуар.  [8]

Аварийный резервуар, в который обеспечиваются самотечный слив, должен быть подземным и располагаться снаружи здания на расстоянии не менее 1 м от стен без проемов и не менее 5 м от стен с проемами. Специальный аварийный резервуар может не предусматриваться, если обеспечивается самотечный слив нефтепродуктов в резервуары основной емкости склада.  [9]

Аварийные резервуары, как правило, размещают вне территории, занятой производственными цехами и установками. Чтобы температура спускаемой в аварийную емкость жидкости была ниже температуры ее самовоспламенения, ее пропускают через холодильник или прокладывают аварийный трубопровод в траншее, по которой циркулирует холодная вода. Иногда разрешается устанавливать аварийные резервуары на территории, занятой производственными цехами и установками, на расстоянии не менее 40 м от этих цехов и установок. Аварийные емкости опускают в землю на такую глубину, чтобы обеспечить самотек спускаемой жидкости. Чтобы полностью отвести со дна резервуара остатки огнеопасной жидкости и воду, его дно делают с уклоном. Для приема горячего нефтепродукта аварийную емкость снабжают линией подвода пара с целью прогрева аварийной линии и емкости. На случай возможного выброса нефтепродукта из аварийного резервуара его оборудуют выбросовой трубой. Труба, размещаемая в центре крыши резервуара, соединяет емкость с канализационной системой завода.  [10]

Аварийные резервуары должны быть закрытого типа, защищенными дыхательными трубами с установленными на них огнепреградителями. Днище резервуара имеет коническую форму для удаления накапливающегося в нем водяного конденсата. Чтобы исключить возможность взрыва при сливе высоконагретых жидкостей в аварийный резервуар и образовании взрывоопасных концентраций паров с воздухом, перед сливом емкость продувают инертным газом или водяным паром. Линию аварийного слива прокладывают с уклоном к дренажной емкости и защищают от распространения по ней пламени гидравлическим затвором. Установка задвижек по длине аварийного слива не допускается. Устанавливается лишь задвижка, отключающая аппарат. Рекомендуется предусматривать автоматическое включение аварийных задвижек и блокирование их с устройством для аварийной остановки аппаратов.  [11]

Один аварийный резервуар может быть соединен с несколькими аппаратами и емкостями, в этом случае его объем принимается равным не менее 30 % суммарного объема соединенных с ним аппаратов и емкостей, но не менее объема наибольшей емкости.  [12]

Из аварийного резервуара перед спуском, в него из печи горячей жидкости необходимо удалить остатки воды и обводненного продукта. До начала спуска жидкости в аварийный резервуар должен быть подан водяной пар, предварительно освобожденный от конденсата.  [13]

Из аварийного резервуара перед началом спуска в него из печи горячей жидкости необходимо тщательно удалить остатки воды и обводненного продукта. До начала спуска жидкости в аварийный резервуар должен быть подан водяной пар, предварительно освобожденный от конденсата.  [14]

Емкость аварийного резервуара должна быть не менее 30 % суммарного объема всех расходных баков, имеющихся на предприятии, но не менее емкости наибольшего из них.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

1 Характеристика резервуарного парка

ВВЕДЕНИЕ

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 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 производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта. Из товарного и сырьевого резервуарных парков только одного нефтеперерабатывающего завода в атмосферу уходит в среднем около 50 тыс. тонн углеводородов в год. Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов.

Потери нефти и нефтепродуктов обусловливаются как специфическими их свойствами, так и условиями перекачки хранения, приёма, отпуска, техническим состоянием средств транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовестностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродуктов в окружающую среду приняли глобальный характер и без постоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению нефтепродуктов.

В практике нефтяного промысла наиболее часто встречаются потери нефти от испарения при хранении, наполнении резервуара, а также при его опорожнении.

В данной работе будет произведен расчет возможных потерь от испарения нефти из резервуара на примере РВС 5000 (№4 в резервуарном парке) ЛПДС «Субханкулово» Туймазинского нефтепроводного управления. Данный резервуар не имеет понтона и используется для аварийного сброса угленосной и девонской нефти, поступающей с ППСН «Субханкулово» филиала "Башнефть-Уфа" ОАО АНК "Башнефть". В качестве примера был выбран именно этот резервуар, т.к. резервуары типа РВС 5000 №№ 7,8 выведены из эксплуатации по результатам технической диагностики под реконструкцию, а резервуары типа РВСП 5000 (№№1,2,3,5,6,9,10) не удовлетворяют заданию на курсовое проектирование ввиду наличия понтонов и отсутствия дыхательных клапанов.

Также в работе будут приведены способы сокращения потерь из резервуара и произведен проверочный расчет пропускной способности дыхательного клапана КДС-3000, установленного на данном резервуаре.

Одним из основных объектов ЛПДС «Субханкулово» является резервуарный парк, предназначенный для обеспечения технологического режима работы НПС-4.

В настоящее время резервуарный парк состоит из десяти резервуаров, семь из которых РВСП-5000 (№№1,2,3,5,6,9,10) и три резервуара типа РВС-5000 (№№4,7,8) выведены из эксплуатации по результатам технической диагностики под реконструкцию. Общая емкость резервуарного парка составляет 50000 м3.

Резервуары размещены группами, при этом каждая группа из четырех и шести резервуаров ограждены сплошным земляным валом высотой 2,2-2,7 м с уклоном откосов 1:1,5. По верху защитного обвалования имеется площадка шириной 1 м. Через обвалование проходят пешеходные переходы, из металлических ступеней с перилами ограждения, для обеспечения прохода эксплуатационного персонала. Расстояние между стенками резервуаров РВС-5000 составляет 27 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах равно 57 м. Объем обвалования, свободного от резервуаров, составляет около 5000 м3.

На стальных вертикальных резервуарах РВС(П)-5000 устанавливается типовое оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное для обеспечения надежной эксплуатации резервуаров, снижения потерь нефти от испарения, а также обеспечения пожарной безопасности.

Оборудование резервуаров на ЛПДС «Субханкулово» различается. Так, например, резервуары РВС-5000 №№4,7,8 были построены в конце 70-х годов. Эти резервуары не имеют понтонов. На них установлены дыхательные клапаны КДС-3000, которые отрегулированы на избыточное давление 2000 Па и вакуум 250 Па, и установлена система размыва донных отложений СПВК-100. Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров оборудованы хлопушками. Резервуары РВСП-5000 №№1,2 были сданы в эксплуатацию в 2000 году. Построены эти резервуары индустриальным методом. На этих резервуарах установлены стальные понтоны и используется система размыва донных отложений CПВК-300. Вместо дыхательных клапанов на них установлены вентиляционные патрубки. Приемо-раздаточные патрубки этих резервуаров также оборудованы хлопушками. Пожаротушение резервуаров осуществляется стационарными пеногенераторами типа ГВПС, ГПСС-2000, ВПГ-10, которые подключены к системам автоматического пенного пожаротушения. Все резервуары оборудованы системой орошения. Система автоматического пожаротушения включается при срабатывании датчиков ИП-103, которые дают сигнал на включение АППТ [2].

Резервуары РВСП-5000 №№3,5,6,9,10 были построены в период с 2005-2009 гг. полистовым методом. На них установлена система размыва донных отложений «Диоген-500». Эти резервуары оборудованы приемо-раздаточными устройствами, также на этих резервуарах установлена система подслойного пенотушения КСАППТ. На резервуарах РВСП-5000 №№3,9,10 установлены радарные уровнемеры фирмы «Saab Tank Master».

Водоотведение из каре резервуаров осуществляется через дождеприемные колодцы с гидрозатворами, которые осуществляют сброс в производственную канализацию и далее на очистные сооружения ЛПДС «Субханкулово».

Для поддержания в нормальном технически исправном состоянии резервуарного парка имеются паспорта на все резервуары и исполнительная техническая документация. Технический осмотр резервуаров проводится своевременно, согласно плану технической диагностики, имеются калибровочные таблицы, технологические карты эксплуатации резервуаров.

Для предотвращения переливов и безаварийной эксплуатации резервуарный парк ЛПДС «Субханкулово» оборудован датчиками максимальных аварийных взливов, при срабатывании которых происходит автоматическое отключение резервуара, путем закрытия задвижек приемо-раздаточных патрубков (ПРП).

studfiles.net

1.10.6 Аварийный резервуар. Система сбора аварийных проливов

Для локализации всех возможных аварийных проливов и аварийного слива топлива из АЦ предусмотрена канализованная бетонная площадка, огражденная по периметру бортовым камнем, которая выполнена с уклоном в сторону приямка Пр-1. Сбор аварийных проливов и поверхностных стоков с площадки – раздельный, по трубопроводам, оснащенным быстроразъемными соединениями, расположенными в приямке Пр-1.

В качестве аварийной емкости принят дополнительный одностенный отсек в составе подземного двустенного топливного резервуара. Отсек оборудован технологической шахтой, в которую выведен люк с крышкой, оборудованный соответствующим патрубком для приема аварийных проливов.

Трубопровод отвода аварийных проливов заводится в аварийный резервуар до глубины 100 мм от дна. До начала эксплуатации аварийный резервуар необходимо заполнить водой на высоту 300 мм, для обеспечения гидрозатвора между аварийным резервуаром и приямком Пр-1 площадки для АЦ. На крышке люка аварийного резервуара предусмотрены также патрубки для зачистки и деаэрации резервуара.

1.10.7 Сливная ванна

Доставка топлива на участок ЖМТ производится автоцистернами. Слив производится самотеком, закрытым способом через герметичные разъемные соединения, смонтированные в сливной ванне. Сливная ванна расположена на отметке, обеспечивающей уклон сливных трубопроводов не менее 0,003 в сторону топливных резервуаров, выполнена из стального листа по каркасу из стальных уголков (см. чертежи КМ4 раздела КР). Крышка сливной ванны принята из искробезопасного алюминиевого сплава в соответствии с Каталогом ОАО «Татнефть», г. Альметьевск.

Система слива топлива размещается в сливной ванне в непосредственной близости от площадки АЦ.

В сливной ванне предусмотрены:

- линии слива продукта, оснащенные узлами слива (наполнения) УН-80 со встроенной сливной муфтой, сетчатым фильтром и гидрозатвором. Линии слива выполнены независимо для каждого вида топлива, обеспечены запорной арматурой и соединяются трубопроводами с соответствующими отсеками резервуаров;

- линия рециркуляции паров бензина, оснащенная узлом рециркуляции УПР-50 со встроенным огнепреградителем, обратным клапаном и запорной арматурой. Линия рециркуляции соединяется трубопроводом с соответствующим отсеком топливных резервуаров (с бензинами) через систему запорной арматуры и огнепреградителей вентиляционной группы;

- приямок в основании сливной ванны для сбора возможных утечек топлива внутри сливной ванны.

Для периодического опорожнения линии рециркуляции паров топлива "Резервуар-АЦ" в сливной ванне предусматривается муфтовый вентиль с накидной пробкой.

1.10.8 Система деаэрации резервуаров

Система деаэрации и рециркуляции паров ЖМТ топливных резервуаров сведена в вентиляционную группу. Система запорной арматуры, расположенная на стояках вентиляционной группы и в сливной ванне, обеспечивает возврат (рециркуляцию) соответствующих паров топлива в АЦ: при сливе конкретного продукта в резервуар линия рециркуляции всех резервуаров закрывается, кроме заполняемого резервуара. В этом случае пары из заполняемого резервуара по газоуравнительной системе возвращаются в автоцистерну. На линии рециркуляции устанавливается узел подключения линии рециркуляции паров УПР-50, предназначенный для герметичного соединения шланга АЦ с линией рециркуляции паров, а также для автоматического перекрытия линии рециркуляции паров при их расстыковке. Конструкция УПР-50 (Рраб=0,015-0,02 МПа, Рмин=0,01 МПа) представляет собой сборку из патрубка, оборудованного обратным клапаном для подключения шланга АЦ, огнепреградителем и быстроразъёмной муфтой, которые располагается в сливной ванне.

Надземные трубопроводы деаэрации и рециркуляции паров (стояки) выведены на 4,5 м над уровнем площадки, оборудованы механическими дыхательными клапанами типа СМДК-50АА в комплекте с огневым предохранителем, запорной арматурой, огнепреградителем и обратным клапаном на линии рециркуляции.

studfiles.net

Лаб. раб. №1 КРиПСИ

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и Газа

ТОГСМ

ОТЧЕТ ПО ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ

Расчёт полезной ёмкости и ёмкости для товарных операций

Преподаватель ______________ Шрам В.Г.

Студент НГ09-05 080902380 __________ Агровиченко Д.В.

Красноярск 2012

Цель работы: Определение полезной ёмкости резервуара.

Задачи работы:

1.Уметь определять минимальный и максимальный допустимые уровни, а также нормативный аварийный, нормативный нижний и нормативный верхний уровни нефти в резервуаре.

2.Уметь определять потенциальную полезную ёмкость, полезную ёмкость и коэффициент полезной ёмкости.

3.Уметь определять запас аварийной ёмкости и технологических остатков.

Оборудование: Рулетка с лотом, уровнемер.

  1. Определения

В настоящей работе применяются следующие термины с соответствующими определениями:

КПТ – камера системы пенотушения.

ПРУ – приёмо-раздаточное устройство.

Hконстр. - расстояние, определяемое типом и конструкцией резервуара.

Vстр.- Объем по строительному ному номиналу, т.е. объем, определяемый высотой стенки резервуара.

Полезный объём резервуара - объем, равный разности между объемом нормативного верхнего уровня и нормативного нижнего уровня.

Технологический остаток - объем нефти, необходимый для устойчивой работы участка нефтепровода в течение установленного времени и обеспечения договорных обязательств по поставке нефти.

Hа – нормативный уровень аварийный – уровень, необходимый для создания емкости аварийного сброса нефти.

Hмин.доп.– минимальный допустимый уровень - уровень, дальнейшее снижение которого ограничивается воронкообразованием и кавитацией насосов, необходимостью полного затопления струи при приёме нефти в резервуар, при наличии понтона или плавающей крыши высотой стоек.

Hмакс.доп- максимальный допустимый уровень - уровень взлива, дальнейшее повышение которого ограничивается температурным расширением нефти и конструктивными особенностями резервуаров.

Hн– нормативный уровень нижний - уровень нефти, необходимый для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, достаточного для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, остановки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров) или для переключения на откачку нефти с одной группы резервуаров на другую.

Hв- уровень нефти, необходимый для создания запаса емкости, достаточной для приема нефти из трубопровода на время оперативных действий по отключению резервуаров (передача соответствующих оперативных распоряжений и согласований, остановка перекачки, отключение резервуаров) или переключению приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Воронкоообразование - вращательное движение частиц жидкости с образованием воронки при ее истечении из резервуара через приемо-раздаточный патрубок.

2. Расчёт максимального допустимого уровня взлива.

Максимально допустимый уровень взлива определяется по формуле:

Hконстр. для РВС со стационарной крышей и понтоном определяется от днища (в районе уторного уголка) до нижней образующей пенокамеры с учётом конусности днища ;

для РВС с плавающей крышей - от днища (в районе уторного уголка) до верха стенки с учётом конусности днища и конструкционных особенностей резервуара.

100 мм - это расстояние, определяющее запас ёмкости на температурное расширение нефти.

Для РВС со стационарной крышей 100 мм отмеряется от нижнего габарита оборудования, установленного на стенке резервуара.

Для РВС с понтоном 100 мм отмеряется от нижнего габарита оборудования, установленного на стенке резервуара до верхней образующей понтона или уплотняющей затвора.

Для РВС с плавающей крышей 100 мм отмеряется от верха стенки или проектных конструкционных элементов, смонтированных на стенке, до верхней образующей плавающей крыши или затвора.

Высота понтона (или плавающей крыши) определяется по формуле:

,

где - высота понтона (или плавающей крыши) с учётом элементов затвора;

- высота погружения понтона (или плавающей крыши):

,

где m – масса понтона (или плавающей крыши), определяется по проектно-исполнительной документации;

ρ – среднегодовая плотность нефти;

Fп – площадь понтона (или плавающей крыши).

3. Расчёт минимального допустимого уровня взлива

Минимальный допустимый уровень нефти в резервуаре со стационарной крышей Hмин.доп., оборудованный в ПРУ, рассчитывается по формуле:

,

где А – расстояние от днища резервуара до оси ПРУ, определяемое по паспорту резервуара;

Hкр. – критическая высота уровня жидкости в резервуаре, при которой начинается устойчивое истечение с воронкой:

,

где φ – угол среза ПРУ, рад;

Re - число Рейнольдса:

,

где dп – диаметр ПРУ, м;

υ – скорость в одном приёмо-раздаточном патрубке, определяемая по максимальной производительности заполнения/опорожнения резервуара м/сек;

ν – кинематическая вязкость при максимальной температуре перекачивания жидкости, м2/cек.

Минимальный допустимый уровень нефти в резервуаре с понтоном или плавающей крышей рассчитывается по формуле:

,

где Hст. – высота, ближайшая к замерному люку стойки от днища до нижней деки пенокамеры или понтона.

4. Расчёт полезной ёмкости резервуарного парка

Объём полезной ёмкости резервуара рассчитывается по формуле:

где - объём по максимальному допустимому уровню;

- объём по минимальному допустимому уровню.

и определяются по калибровочным таблицам.

Объём полезной ёмкости резервуарного парка:

5. Расчёт объёма аварийной ёмкости

Объём аварийной ёмкости резервуарного парка принимается равным одночасовой пропускной способности технологического участка нефтепровода:

Также объём аварийной ёмкости резервуарного парка определяется по суточной производительности технологического участка нефтепровода на максимальном режиме по установленному оборудованию:

Нормативный уровень аварийный Ha определяется по калибровочным таблицам и соответствует нормальному объёму аварийному, равному разности объёма по максимальному допустимому уровню и объёма аварийной ёмкости резервуарного парка:

6. Расчёт объёма резервуарного парка по нормативному уровню нижнему

Объёма резервуарного парка по нормативному уровню нижнему определяется по формуле:

Объёма резервуара по нормативному уровню нижнему (технологический остаток):

где Vтз – объём технологического запаса:

,

где Q - максимально допустимая производительность опорожнения резервуара, м3/ч;

t - время, необходимое для оперативных действий, принимается равным 0,5 часа.

Объём по минимальному допустимому уровню Vмин.доп. определяется по калибровочным таблицам в зависимости от минимального допустимого уровня Hмин.доп..

6. Расчёт объёма резервуарного парка по нормативному уровню верхнему

Объёма резервуарного парка по нормативному уровню верхнему определяется по формуле:

Объёма резервуара (с аварийной ёмкостью) по нормативному уровню верхнему:

Объёма резервуара (без аварийной ёмкости) по нормативному уровню верхнему (Vа р.п. = 0):

где Vтз в– объём ёмкости, достаточный для приема нефти из трубопровода на время оперативных действий по отключению резервуаров (передача соответствующих оперативных распоряжений и согласований, остановка перекачки, отключение резервуаров) или переключению приема нефти с одной группы резервуаров на другую:

7. Расчёт объёма ёмкости резервуарного парка для товарных операций

Объём ёмкости резервуарного парка для товарных операций равен сумме всех ёмкостей в резервуарном парке:

Объём ёмкости для товарных операций резервуара определяется как разность между полезной ёмкостью резервуара и нормативными ограничениями.

Для резервуара с аварийной ёмкостью:

Для резервуара без аварийной ёмкости:

8. Расчёт коэффициента использования ёмкостей для товарных операций

Коэффициент использования ёмкостей для товарных операций определяем по формуле:

9. Расчёт коэффициента использования полезной ёмкости

Коэффициент использования полезной ёмкости:

Cхема определения уровней и объёма резервуара, предназначенного для приёма аварийного сброса

Рисунок 1 - Cхема определения уровней и объёма резервуара, предназначенного для приёма аварийного сброса

1 – высота стенки резервуара;

2 – максимальный допустимый уровень взлива;

3 – максимальный аварийный уровень взлива;

4 – нормативный уровень аварийный;

5 – нормативный уровень верхний;

6 – нормативный уровень нижний;

7 – минимальный допустимый уровень;

8 – нормативный объём аварийный;

9 – товарная ёмкость резервуара;

10 – полезная ёмкость резервуара.

studfiles.net


Смотрите также