Коршак А.А., Коробков Г.Е., Муфтахов Е.М. Нефтебазы и АЗС

Подождите немного. Документ загружается.

351

Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта, умень-

шают поверхность испарения и, соответственно, — скорость насы-

щения газового пространства резервуара углеводородами. В качестве

таких покрытий могут применяться слой микрошариков из пласт-

масс специальная низкоиспаряющаяся жидкость, имеющая меньшую

плотность, чем нефтепродукт, а также жесткие конструкции (пон-

тоны).

Микрошарики изготавливают из фенольно-формальдегидной

или карбамидной смолы. Это полые сферы, заполненные азотом,

имеющие насыпную массу около 139 кг/м

. Благодаря малому диа-

метру (от 10 до 250 мкм) и небольшой массе, шарики, насыпанные

на поверхность нефтепродукта, распределяются по ней в несколько

слоев и хорошо закрывают ее.

В ходе лабораторных и промышленных испытаний было установ-

лено, что в процессе хранения бензина микрошарики, плавающие на

его поверхности слоем толщиной 20…25 мм сокращают потери от ис-

Рис. 9.4 Зависимость сокращения потерь бензина от «больших дыханий»

при использовании дисков-отражателей в резервуаре РВС 5000

352

парения всего на 35…50 %, что недостаточно. Недостатками также

являются их унос при опорожнении резервуаров и последующее за-

сорение фильтров; нарушение целостности защитного слоя из шари-

ков под воздействием струй закачиваемого нефтепродукта; слипание

и смерзание шариков на свободной поверхности нефтепродукта под

воздействием отрицательных температур.

По этим причинам микрошарики как средство сокращения по-

терь от испарения в настоящее время не применяются.

Жидкости более легкие и менее испаряющиеся, чем нефтепродукт,

называют плавающими эмульсиями. Дисперсионной (несущей) сре-

дой в них является вода, а в качестве дисперсной фазы — смеси керо-

сина, глицерина, этиленгликоля, желатина и других компонентов.

Практического применения данные эмульсии не получили из-за

их непродолжительного срока службы.

Понтоны представляют собой жесткую газонепроницаемую

конструкцию, закрывающую не менее 95 % поверхности нефте-

продукта, снабженную кольцевым затвором, герметизирующим

оставшуюся поверхность.

Понтоны бывают ме-

таллические и синтети-

ческие. Металличес кий

понтон (рис. 9.5) состоит

из металлических коробов-

сегментов, расположенных

по окружности и соединен-

ных металлическим насти-

лом (ковром). Короба быва-

ют открытого (без верхней

крышки) и закрытого типа.

Понтоны с коробами второ-

го типа более металлоемки,

но зато и более надежны —

они не могут быть переко-

шены и даже затоплены из-

за попадания в них нефте-

продуктов через верхнюю

крышку.

Рис. 9.5. Резервуар с плавающим металличес-

ким понтоном:

1 — уплотняющий затвор;

2 — периферийный короб понтона;

3 — мембрана из листового металла;

4 — стяжка; 5 — центральный короб

понтона; 6 — направляющая труба;

7 — уплотнение направляющей тру-

бы; 8 — люк-лаз; 9 — опоры для пон-

тона; 10 — приемо-раздаточный па-

трубок с хлопушкой

353

Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они

различны по конструкции. Например, понтон, разработанный ВНИ-

ИСПТнефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на кото-

рое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницае-

мой полиамидной пленки (рис. 9.6). Плавучесть данной конструкции

обеспечивается поплавками, выполненными из химически стойкого

к нефтепродуктам плиточного пенопласта.

Получили распространение и синтетические понтоны из пено-

полиуретана. Они монтируются из предварительно изготовленных

жестких пенополиуретановых сегментов.

Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземле-

ны (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабже-

ны направляющими (чтобы избежать вращения под воздействием

струй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возмож-

ность зачистки и ремонта резервуара, а также предотвратить «при-

липание» понтона к днищу).

Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняю-

щий затвор между ковром понтона и стенкой резервуара, потому что

от качества герметизации данного кольцевого зазора во многом за-

висит величина сокращения потерь нефтепродукта в результате при-

менения понтона.

Уплотняющие затворы в зависимости от конструкции и приме-

няемых материалов разделяют на два типа: жесткие (механические)

и мягкие.

Затвор жесткого типа (рис. 9.7) состоит из металлического уплот-

нительного кольца (или пластины), прижимаемого к стенке систе-

мой рычагов и пружин, и мембраны из резинотканевого материала,

герметизирующей механическую часть затвора. Недостатками этих

затворов является наличие газового пространства под мембраной,

а также коррозия элементов конструкции.

Мягкие затворы (рис. 9.8) изготавливают в виде оболочек с раз-

личными заполнителями (жидкости, воздух), из мягкого пористо-

го эластичного материала или из резинотканевых материалов. Из-за

быст рого износа эластичной оболочки жидкостные и пневматические

затворы недостаточно надежны. Уплотнительный элемент в затворах

из резинотканевых материалов со временем теряет жесткость и про-

висает, открывая зазор между ковром понтона и стенкой резервуара.

354

Рис. 9.6. Понтон из синтетических материалов:

1 — крепежные детали; 2 — сетка; 3 — поплавки; 4 — верхний и нижний покровы; 5 — уплотняющий затвор;

6 — кольцо жесткости

355

Рис. 9.7. Схемы отечественных зат воров жесткого типа:

а) шторный; б) РУРП–1; 1 — стенка резервуара; 2 — металлическая

полоса (башмак); 3 — короб понтона; 4 — бензостойкая газонепрони-

цаемая лента (мембрана); 5 — направляющая; 6 — шарнирно-стержне-

вая система; 7 — пружина; 8 — защитный щиток от атмосферных осад-

ков (для плавающих крыш)

Рис. 9.8 Схема отечественных затворов мягкого типа:

а) петлевой; б) РУМ-1; в) РУМ-2; 1 — стенка резервуара; 2 — гибкий

уплотнительный элемент из бельтинга; 3 — короб понтона; 4 — детали

крепежа; 5 — подвеска; 6 — эластичный поролон; 7 — оболочка

из прорезиненной ткани; 8 — эластичный пенополиуретан

Само многообразие видов уплотняющих затворов говорит о том,

что идеальной конструкции этого устройства нет. Можно дискути-

ровать лишь о том, с помощью какого затвора достигается лучшая

герметизация кольцевого зазора в резервуарах.

В нашей стране получили распространение затворы типов: РУРП-1,

УЗПК-1, петлевой (бельтинговый), РУМ-1 и РУМ-2. Затворы РУРП-1

и УЗПК-1 жесткие, отличаются друг от друга конструкцией прижим-

356

ного механизма. Остальные затворы — мягкие. Петлевой затвор вы-

полнен в виде петли, прилегающей к стенке по периметру резервуара

за счет упругости материала, из которого он изготовлен (бельтинг);

РУМ-1 и РУМ-2 представляют собой эластичную оболочку с напол-

нителем (в первом случае его роль играет поролон, а во втором — пе-

нополиуретан). Кроме того, затвор РУМ-2 снабжен вторичным гер-

метизирующим элементом из газонепроницаемого материала.

Качество затворов характеризуют величиной коэффициента гер-

метичности К

, который численно равен массе паров нефтепродук-

та, проникающей через единицу длины затвора в единицу време-

ни при единичном перепаде давления. Рекомендуется принимать

следующие величины К

(кг/м · Па · ч): петлевой (бельтинговый) —

2,8 · 10

–6

; РУМ-1 — 2,14 · 10

–6

; РУРП-1 — 2,04 · 10

–6

; РУМ-2 — 2,96 · 10

–7

;

УЗПК-1 — 2,04 · 10

–7

По рекомендуемым величинам коэффициента герметичности за-

творы РУМ-2 и УЗПК-1 не уступают лучшим зарубежным аналогам,

обеспечивающим уменьшение потерь нефтепродуктов до 98 %.

Однако необходимо иметь в виду, что качество герметизации коль-

цевого зазора между коробом понтона и стенкой резервуара зависит

не только от типа уплотняющего затвора, но и от формы резервуара

в плане. За рубежом резервуары сооружаются методом по листовой

сборки из листов, которым предварительно придана нужная форма.

Поэтому зарубежные резервуары представляют собой практически

идеальные цилиндры, уплотнить кольцевой зазор в которых отно-

сительно легко. В нашей стране до недавних пор применяли толь-

ко так называемый индустриальный метод возведения резервуаров

из изготовленных на заводе рулонных заготовок. После разверты-

вания таких заготовок на месте строительства форма резервуара

в плане только напоминает круг. Поэтому при любом типе затво-

ра понтона часть поверхности нефтепродукта в резервуаре остает-

ся незакрытой. Отсюда следует, что коэффициенты герметичнос-

ти, полученные в лабораторных условиях для затворов РУМ-2

и УЗПК-1, в условиях производства недостижимы.

На рис. 9.9 приведены результаты моделирования на ЭВМ сокра-

щения потерь бензина с помощью понтонов в зависимости от номи-

нальной емкости резервуара и коэффициента его оборачиваемости.

357

Видно, что сокращение потерь прямо пропорционально вышеназван-

ным величинам. Однако при качестве уплотнения, соответствующем

затвору РУМ-2, сокращение потерь весьма отличается от цифр, приво-

димых в литературе: РВСП 20 000 — 70...78 %, РВСП 10 000 — 63...72 %,

РВСП 5000 — 58...67 %, РВСП 1000 — 28...31 %, РВСП 400 — 11...28 %.

Следовательно, в условиях нефтебаз, где преобладают резервуары ем-

костью 1000 м

и менее, понтоны обеспечивают сокращение потерь

не более чем на 40 %.

Рис 9.9. Зависимость сокращения потерь при применении понтона с затвором

РУМ-2 от типоразмера резервуара и коэффициента оборачиваемости

За рубежом для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов

от испарения широко применяются системы улавливания легких

фракций (УЛФ), под которыми понимается совокупность технологи-

ческого оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких

фракций нефтепродуктов при повышении давления в газовом про-

странстве резервуаров до того, как произойдет их «выдох» в атмос-

феру. В системах УЛФ применяются следующие методы отделения

углеводородов от паровоздушной смеси: конденсация компримиро-

ванием, конденсация охлаждением, адсорбция, абсорбция.

358

При компримировании газовой смеси, отбираемой из резерву-

аров, углеводороды конденсируются частично или полностью. Доля

сконденсировавшихся углеводородов зависит от давления, темпера-

туры и состава газовой смеси.

Для компримирования могут быть использованы компрессоры,

либо жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ). В первом случае по сооб-

ражениям взрывобезопасности газовая смесь не должна содержать

воздуха. Поэтому при возникновении в газовом пространстве резер-

вуаров разряжения вместо воздуха в них должен подаваться углево-

дородный либо инертный газ. Это усложняет и удорожает конструк-

цию системы. Более предпочтительно использование ЖГЭ, поскольку

в них нет подвижных частей и, следовательно, можно компримиро-

вать паровоздушную смесь без опасений. Однако применение жид-

костно-газовых эжекторов из-за их невысокого КПД связано с повы-

шенными энергозатратами.

До 60...80 % углеводородов может быть отобрано из паровоздуш-

ной смеси при ее охлаждении до –20...–30 °С. Однако низкотемпе-

ратурные системы УЛФ очень дороги, т. к. необходимо практически

мгновенно охладить ПВС на 40…60 °C.

Известны вещества (активированный уголь, пористые полимеры и

др.), которые при контакте с паровоздушной смесью поглощают из нее

(адсорбируют) углеводороды. Адсорбционная система УЛФ вклю-

чает несколько колонн, называемых адсорберами. Часть из них —

работает, остальные находятся либо на регенерации (восстановление

поглощающей способности загруженного в него адсорбента), либо

в резерве. В связи с этим адсорбционные системы УЛФ относитель-

но металло- и капиталоемки.

Метод абсорбции заключается в том, что низколетучая жид-

кость (абсорбент) поглощает углеводороды из паровоздушной сме-

си, вытесняемой из резервуаров. Обычно абсорбционные системы

УЛФ, как и адсорбционные, содержат несколько колонн-абсорбе-

ров. В качестве абсорбента используются керосин, дизельное либо

печное топ ливо. С их помощью потери бензинов можно уменьшить

на 90 % и более.

В общем случае выбор типа системы УЛФ должен быть обосно-

ван технико-экономическим расчетом. Однако для небольших неф-

359

тебаз с малыми (до 10) коэффициентами оборачиваемости наибо-

лее привлекательны абсорбционные системы УЛФ. Дело в том, что

на нефтебазах, как правило, находятся большие запасы низколету-

чих нефтепродуктов, имеющих некоторый запас качества. Поэтому

отпадает необходимость в их регенерации, а следовательно, и в части

абсорберов, что уменьшает металлоемкость, а также капитальные

вложения более чем в 2 раза.

9.5. Выбор технических средств сокращения потерь

нефтепродуктов от испарения

Различные технические средства не только сокращают потери

от испарения в разной степени, но и имеют разную стоимость. В ры-

ночных условиях выбор технических средств сокращения потерь

от испарения следует производить по максимальной величине чис-

того дисконтированного дохода, равного

()

н i п ii

SG ЭК

ЧДД

⋅⋅ − −

∑

, (9.23)

где σ

— обобщенная цена 1 т нефтепродукта; S

, Э

, К

— сокращение

потерь, эксплуатационные затраты и капитальные вложения при при-

менении рассматриваемого технического средства в i-м году; G

—

годовые потери нефтепродукта от испарения на рассматриваемом

объекте; Е — норматив приведения (дисконта); N — продолжитель-

ность внедрения средств сокращения потерь, лет.

Поделив левую и правую часть (9.23) на σ

· G

, получим безраз-

мерный критерий выбора средств сокращения потерь нефтепродук-

тов от испарения

()

S θ

Ка

⎛⎞

=−

⎜⎟

⎝⎠

∑

(9.24)

где θ

— совокупные затраты на сокращение потерь 1 т нефтепродук-

та в i-м году, θ

= Э

+ К

; Э

, К

— эксплуатационные и капитальные за-

траты на рассматриваемое средство в i-м году.

Если средство сокращения потерь внедряется за 1 год, то форму-

ла (9.24) принимает вид

360

Ка S ŗǯ

⎛⎞

=−

⎜⎟

⎝⎠

(9.25)

Внедрять следует то техническое средство сокращения потерь,

для которого величина Ка-критерия в условиях рассматриваемой

неф тебазы является наибольшей.

9.6. Нормирование естественной убыли нефтепродуктов

на нефтебазах и АЗС

Потери нефтепродуктов при их приеме, хранении и отпуске на

нефтебазах и АЗС делят на нормированные и сверхнормативные.

Нормированные потери называют также естественной убылью,

под которой понимают потери (уменьшение массы при сохране-

нии ка чества в пределах требований нормативных документов), яв-

ляющиеся следствием физико-химических свойств нефтепродук-

тов, воздействия метеорологических факторов и несовершенства

существующих в данное время средств сокращения потерь нефте-

продуктов. К сверхнормативным относят потери, вызванные нару-

шениями требований стандартов, технических условий, правил тех-

нической эксплуатации.

Нормирование потерь нефтепродуктов осуществляется на осно-

ве «Норм естественной убыли нефтепродуктов при их приеме, хра-

нении, отпуске и транспортировании», утверждаемых государ-

ственными органами. Под нормой естественной убыли понимается

допустимая величина безвозвратных потерь, происходящих непо-

средственно при товарно-транспортных операциях вследствие со-

провождающих их физических процессов, а также потерь, неизбеж-

ных на данном уровне состояния применяемого технологического

оборудования (потерь от испарения из всех видов емкостей через

уплотнения насосов и задвижек, потерь от налипания и др.).

В нормы естественной убыли не включаются потери нефтепро-

дуктов, связанные с ремонтом резервуаров и трубопроводов, за-

чисткой емкостей, все виды аварийных потерь, а также потери при

внут рискладских перекачках.

Целью введения норм естественной убыли было установление

предельных (максимально возможных) нормативов потерь нефте-