Г л а в а 4

БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ПРИ ХРАНЕНИИ ГСМ

4.1, КЛАССИФИКАЦИЯ ПОТЕРЬ И ИХ ИСТОЧНИКИ

Аварийные потери образуются в результате перелива ре­зервуаров, разлива при разрушении резервуаров от стихий­ных бедствий (например, пожар, наводнение), нарушения

технической эксплуатации резервуарного парка и оборудо­вания резервуаров, а также неправильного обращения с нефте­продуктами. Резервуар может оказаться в аварийном состоя­нии по следующим причинам:

превышение избыточного давления или вакуума внутри резервуара;

увеличение внутреннего напряжения металла;

ухудшение механических свойств металла; появление "хлопунов" и вмятин;

увеличение неравномерной осадки, влияющей на измене­ние геометрической формы резервуара;

усиление вибрации резервуара при больших скоростях наполнения;

превышение установленного уровня наполнения;

перекос и нарушение герметичности коробов понтонов, их затопление, приводящее к деформации направляющих труб, стоек, кронштейнов;

уменьшение толщины металла из-за коррозии;

дефекты сварных швов.

Эксплуатационные потери появляются вследствие испаре­ния, окисления и изменения качества, подтекания и утечки через неплотности, смешения различных сортов нефтепродук­тов, загрязнения и обводнения, при неполном сливе. Эти поте­ри выражаются, количеством или изменением качества.

Количественные потеря происходят при утеч­ке вследствие нарушения герметичности корпуса и днища резервуара через неисправные сливоналивные устройства, при недоброкачественной установке арматуры резервуаров (водоспускных кранов, приемо-раздаточных патрубков, лю­ков-лазов), несвоевременной замене сальниковых набивок в механизме управления хлопушкой и водосливного крана, разрушения облицовки стенок и днищ железобетонных резер­вуаров, неправильной укладке бетона во время сооружения железобетонных резервуаров, разливе, из-за переполнения резервуаров, сливе подтоварной воды через водосливной кран, переливе из резервуара вследствие теплового расшире­ния топлива (считают, что нагрев топлива на 10 °С увеличивает его объем на 1 %). Потери от утечки могут достигать большого значения. Так, при утечке через неплотности из рас­чета две капли в секунду потери могут доставить 1350 кг/год, а если капля переходит временами в струйку, то — 2400 кг/год. Если топливо подтекает в виде струйки диаметром 2,5 мм при давлении в ОД МПа, потери составляют 25 ООО л/мес, если же струя имеет диаметр 4,6 мм, они возрастут до 40 ООО л/мес.

Качественные потери характеризуются ухудше­нием качества ГСМ. Они возникают при смешении различных сортов нефтепродуктов, обводнении и изменении их свойств под действием внешних факторов (света, температуры и кис­лорода), при недоброкачественной зачистке резервуаров. При отклонении качественных показателей от требований ГОСТ и ТУ на каждый конкретный нефтепродукт применение его по прямому назначению не допускается. Качественные потери в основном зависят от физико-химических свойств нефте­продуктов. В процессе хранения легкие фракции испаряются. Испаряемость представляет собой способность нефтепродук­та переходить из жидкого состояния в газообразное.

4.2. ПОТЕРИ ОТ ИСПАРЕНИЯ

Испарение происходит главным образом со свободной поверхности. Статическое испарение наблюдается при хра­нении нефтепродукта в резервуарах. Оно тем больше, чем выше температура окружающей среды и нефтепродукта, больше объем резервуара и чем ниже внешнее давление и меньше заполнение резервуара. Динамическое испарение может быть при перемещении нефтепродукта относительно воздуха. Данный вид испарения наблюдается при закачке и выдаче нефтепродукт а из резервуара, вентиляции газовоздушно­го пространства. На скорость испареиия влияют давление, тем­пература, распыливание нефтепродукта при закачке.

Давление насыщенных паров — один из основных парамет­ров, влияющих на скорость испарения. Это давление, которое имеют пары, находящиеся в равновесии с жидкой фазой, при данной температуре.

Значение давления насыщенных паров, МПа, для различ­ных нефтепродуктов при температуре 38 °С

Потери от испарения при хранении нефтепродукта и его перекачке могут превышать 5 % его первоначальной массы. При испарении ухудшается качество топлива, поскольку уле­тучиваются в основном легкие фракции, и, кроме того, при ис­парении повышается пожарная опасность. Процесс испарения сопровождается поглощением тепла, при этом температура окружающей среды и самого топлива понижается. Испаряе­мость топлива может приводить к возникновению паровоздуш­ных пробок в трубопроводах перекачки, а также к кавитации, в насосах.

Когда в резервуаре находится нефтепродукт, он контак­тирует с воздухом через дыхательный клапан. Вследствие хаотического теплового движения часть молекул нефтепродукта, находящихся у поверхности и обладающих в данный момент энергией, значительно большей, чем средняя для данной температуры, будет в состоянии вылететь из жид­кости. При этом одновременно происходит и обратный про­цесс, так как некоторые моле куль: пара, совершая беспоря­дочное движение, сталкиваясь друг с другом, попадают в сфе­ру притяжения молекул нефтепродукта и возвращаются в не­го. Таким образом, молекулы все время вылетают из нефте­продукта и возвращаются в него. Если преобладает первый процесс, говорят, что нефтепродукт испаряется, если второй — конденсируется пар.

Испарение нефтепродукта идет при любой температуре и тем быстрее, чем температура выше, а в открытом резервуаре может происходить до полного исчезновения нефтепродукта. В закрытом резервуаре оно продолжается до тех пор, пока не установится равновесие между процессами испарения и конденсации. Такое равновесие называется динамическим, а пар над жидкостью -- насыщенным. Это не означает, что испарение прекратилось, однако объем нефтепродукта при достижении равновесного состояния стабилизируется, ибо процессы испарения и конденсации протекают с одинаковой скоростью. При повышении температуры нефтепродукта равновесие нарушается из-за того, что кинетическая энер­гия молекул возрастает, и, следовательно, большее число мо­лекул будет обладать энергией для вылета в пар, да и к тому же вследствие расширения жидкости уменьшается притяже­ние молекул. Поэтому давление и плотность насыщенного пара с повышением температуры возрастают.

На испарение оказывают влияние также фракционный состав, вязкость и поверхностное натяжение. Чем выше давле­ние насыщенных паров, меньше поверхностное натяжение и легче фракционный состав, тем больше испаряемость топли­ва. Испарение сопровождается охлаждением нефтепродукта. В естественных условиях потеря энергии при испарении компенсируется постепенно притоком тепла из окружающей сре­ды.

Изменение температуры нефтепродукта в резервуаре за­висит от тепла, излучаемого Солнцем и Землей, которое, в свою очередь, зависит от времени года и суток, географичес­кой широты местности, наличия облачности и т. п. В большой степени на изменении температуры сказываются расположение резервуара (наземно, полуподземно или подземно), его окрас­ка, материал обшивки, угол между направлением солнечных лучей и нормалью к поверхности. Температура окружающего воздуха меняется в пределах, характерных для данной мест­ности. Внутри резервуара она может быть выше наружной. Установлено, что температура в газовой полости резервуаров в солнечный день может превышать температуру окружающе­го воздуха у резервуаров с серебристым покрытием стенок на 12—13 °С, а окрашенных в зеленый цвет — на 25—30 °С.

На потери от испарения существенное влияние оказывает температурный режим резервуара, Успешное решение задачи об изменении температуры газового пространства резервуара под воздействием солнечной радиации, колебаний температуры внешнего воздуха связано с трудностями, так как в строгой трактовке относится к области теории нестационарного тепло­обмена. Сложность данной задачи в том, что нет определенной закономерности изменения температуры окружающего возду­ха и интенсивности солнечной радиации, и выразить их харак­тер точными уравнениями не представляется возможным.

Амплитуда колебаний температуры в газовоздушном про­странстве в резервуаре в летнее время больше амплитуды колебаний окружающего воздуха. Минимальная температура газовоздушной среды в резервуаре не может быть ниже ми­нимальной температуры воздуха. При испарении в дневное время поверхность нефтепродукта охлаждается, ночью же происходит частичная конденсация паров. При конденсации поверхность нефтепродукта нагревается, поэтому оба про­цесса приводат к поддержанию постоянной температуры верх­них слоев. Средняя температура верхних слоев приблизитель­но равна средней температуре воздуха. Амплитуда колебаний температуры верхних слоев нефтепродукта tB сп - (0,2 — 0.4) ίρ.

Потери от испарения при вентиляции газового пространст­ва возникают, если на крыше резервуара открыты два от­верстия. При расположении отверстий по вертикали на разных уровнях пары нефтепродукта испаряются через нижнее отверс­тие, а через отверстие, расположенное выше по вертикали, в резервуар поступает атмосферный воздух. Таким образом, устанавливается циркуляция воздуха и паров нефтепродукта, образуется газовый сифон. Секундный расход газа через сифон

Потери могут быть при выдувании в случае негерметичнос­ти крыши или при открытом люке (например, при замере топлива через замеренный люк).

Потери от насыщения газового пространства появляются во время налива нефтепродукта в новый резервуар или резер­вуар после зачистки. Концентрация паров в сухом резервуаре за некоторый промежуток времени возрастает. По мере за­качки нефтепродукта" давление в газовоздушной зоне начнет повышаться и, достигнув значения настройки дыхательного клапана, будет выходить в атмосферу. Насыщение газового пространства для сухих резервуаров отличается скоростью испарения нефтепродукта по сравнению с резервуаром, в кото­ром находится нефтепродукт.

Потери нефтепродукта (в кг/м3) от насыщения 1 м3 га­зового пространства можно приближенно определить по фор­муле В. И, Черникина.·

Потери от "обратного выдоха" наблюдаются, когда нефте­продукт откачивают из резервуара. В этом случае в резервуар поступает из атмосферы воздух, который насыщается парами нефтепродукта. В газовоздушной зоне давление повышается. После прекращения откачки нефтепродукта часть газовоздуш­ной смеси выйдет через дыхательный клапан в атмосферу.

Массовые потери при "обратном выдохе"

где '/— объем газового пространства, м3; Ra — газовая постоянная па­ров нефтепродукта (Лп -- 348/М, здесь Μ — относительная молекуляр­ная масса паров): кгс.м/(кг-градус): Τ — абсолютная температура, °С; Ρ г — давление в газовом пространстве,, принимаемое равным атмосфер ному, Па; pQ — парциальное давление паров в газовом пространстве в начале "обратного выдоха·", Па; ps — давление насыщенных паров нефте­продукта при температуре, равной температуре окружающего воздуха, Па.

Значение газовых потерь бензина в резервуарах от испаре­ния в зависимости от некоторых факторов приведено в табл. 4.1.

Потери от "малых дыханий" зависят от колебания температуры окружающей среды в течение суток. При повы­шении температуры окружающей среды происходит испаре­ние нефтепродукта и давление в надтопливном пространстве повышается до значения настройки дыхательного клапана. Клапан открывается и паровоздушная смесь выводится в ат­мосферу, т. е. происходит "малое дыхание", потери от которо­го

где V — объем газового пространства, м³; р_а — барометрическое давле­ние, Па; р_к — избыточное давлеине в газовом пространстве, соответ­ствующее настройке клапана давления, Па; р_в-к — вакуум в газовом пространстве, соответствующий значению настройки вакуумного кла­пана, Па; Cmіn, Cmax — минимальная и максимальная концентрации па­ров в момент минимума и максимума парциального давления паров неф­тепродукта (нефтн) в газовом пространстве, %.

Приближенно потери (т/год) от "малых дыханий"

где ρ_γс — упругость паров нефтепродукта при средней температуре, Па; D — диаметр резервуара, м; Кн — коэффициент, учитывающий влияние высоты газового пространства, причем Кн = 0,176 (0,328 Нr + 5)^0,57 — ОД, здесь Нr — высота газового пространства, м)К₀ — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (при алюминиевой краске — 1, при белой — 0,75, при красной или без окраски — 1,25); ρ — плотность нефтепродукта, кг/м3.

Потери при "больших дыханиях", представляющих собой процесс вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу при на­полнении резервуара, также значительны. При закачке нефте­продукта в резервуар паровоздушная смесь сжимается до зна­чения настойки дыхательного клапана. При превышении этого значения происходит "выход", с которым в атмосферу выхо­дят пары нефтепродукта.

Потери при "больших дыханиях" для резервуаров, работа­ющих при атмосферном давлении

где V — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, м3; С — средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве; р_п — плотность паров нефтепродукта, кг/м³,

Плотность паров нефтепродукта

где ρ — давление, Па; Τ — абсолютная температура, °С; М_б — молеку­лярная масса (для бензина Мб = 22,4; М5 =■ 60 + 0,31tH K, здесь tн.κ - температура начала кипення, °С); R - универсальная газовая постоян­ная.

Потери при "больших дыханиях" в резервуарах, рассчитан­ных на избыточное давление:

где V\ — первоначальный объем газового пространства в резервуаре, м3; Pli Рг ~~ соответственно давление в газовом пространстве перед заполнением резервуара и в момент "выхода", Па; ру>3 — упругость паров нефтепродукта в зависимости от температуры, Па.

Для ориентировочных расчетов потерь (т/год) от "боль­ших дыханий" можно использовать эмпирическую формулу

Мбл 430 Vpy,erA'0.p Ρ,

где V— годовой объем реализации нефтепродукта, м /год; ру.сг — дав­ление насыщенных паров при среднегодовой температуре воздуха, Па; р — плотность нефтепродукта, т/м3; К0.р — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров и равный 1; 0,8 и ОД5 при оборачиваемос­ти соответственно 1—39; 40—59; 60—100.

Кроме приведенных уравнений для определения потерь нефтепродуктов существуют формулы для грубого подсчета потерь от "малых" и "больших дыханий". Например, годовые потери от "малых дыханий" на 1 м3 газового пространства по формуле В. И. Черникина:

при изменении температуры газового пространства резер­вуара на 1 °С потери ΔΛίΜΛ.(^ Dcpj90, где Dcp — средпее массовое содержание паров нефтепродукта в вытесненной из резервуара паровоздушной смеси, кг/м3,

при изменении барометрического давления на 1 мм рт. ст. (0,000135 МПа) потери АМм,д.р ^ Dcp/300.

При "больших дыханиях" при наличии в резервуаре остат­ков нефтепродукта потери грубо могут быть подсчитаны по формуле ДМб.д ^ VHCpn n, где VH — масса залитого в резер­вуар нефтепродукта, м3 С — средняя объемная концентрация паров в паровоздушной смеси; рп п — плотность паров нефте­продукта, приведенная к давлению в газовом пространстве (Рп.п = 3 кг/м3).

Зависимость испарения нефтепродуктов от способа хране­ния явно выражена. Например, при хранении бензина в назем­ных резервуарах потери его в 1,7 раза больше, чем при хране­нии в полузаглубленных, и в 2,7 раза больше, чем в заглублен­ных резервуарах. Существенное влияние на потери оказыва­ет объем заполнения резервуара нефтепродуктом. При запол­нении резервуара вместимостью 5000 м3 нефтепродуктом на 90 % потери составляют 33 кг^сут, а при заполнении на 20 % потери достигают 265 кг/сут. В табл. 4.2 приведены потери бензина в год в процентах от испарения в зависимости от сте­пени заполнения резервуаров и климатической зоны.

Предельно допустимые нормативные потери нефти неф­тепродуктов определены нормативными документами. Нормативные потери естественной убыли устанавливают для каждой операции в зависи­мости от сорта нефтепродук­та, времени года и климати­ческой зоны. Все нефтепро­дукты по физико-химическим свойствам подразделяют на де­сять групп. Год делят на осен­не-зимний (октябрь—март) и весенне-летний (апрель—сен­тябрь) периоды. По климатическим зонам наша страна подразделяется на северную, сред­нюю и южную на основании средних температур осенне-зимне­го и весенне-летнего периодов.

Нормативные естественные потери при хранении исчисляют в килограммах в месяц в зависимости от типа резервуара с 1 м² поверхности испарения. За поверхность испарения в вер­тикальных резервуарах принимают поверхность по нижнему поясу, для заглубленных резервуаров — площадь сечения, рас­положенную на высоте 0,8 от высоты налива. В горизонталь­ных резервуарах наземных и заглубленных за поверхность испарения принимают поверхность на уровне 3/4 высоты их налива (эта поверхность F = 0,865 dl, где d — внутренний диа­метр; l — длина цилиндрической части резервуара). Расчетную поверхность испарения для всех типов резервуаров определя­ют один раз.

Для одного резервуара нормативные потери нефтепродук­та χ = f η Н_п,. где f — поверхность испарения; η — число меся­цев, в течение которых хранился нефтепродукт; Н_п — предель­ная норма потерь на 1 м поверхности испарения для данного нефтепродукта в зависимости от тица резервуара, климати­ческой зоны и периода года. Нормативные потери не устанав­ливают для резервуаров, в которых нефтепродукт хранят под избыточным давлением, равным 3,4 МПа для южной зоны, 2,7 средней и 2,04 МПа для северной.

4.8. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ

Окраска резервуаров в светлые тона защищает их от наг­ревания солнечными лучами. Этот способ наиболее эффектив­ный для зон, где большие суточные колебания температуры. Различают, что цвета окраски обладают разной отражающей способностью:

С повышением лучеотражающей способности краски ко­лебания температуры уменьшаются, сокращаются и потери нефтепродукта.

Потери бензина при хранении в наземных резервуарах с различной окраской

Окрашенная поверхность впитывает частицы пыли и сажи, поэтому цвет окраски меняется. Стремятся подобрать такую окраску, чтобы она длительное время не изменяла свой цвет. Так, белая краска сохраняется 3—4 года, а алюминиевая 1,5—2, поэтому окраска в белый цвет считается более эконо­мичной. Под воздействием лучей солнца наибольшее количест­во тепла поступает в резервуар через его стенки, поскольку нефтепродукт обладает большей теплопроводностью, чем паровоздушная смесь. Газовоздушное пространство резервуа­ра создает как бы теплозащитный слой. Нагретый возле стен­ки нефтепродукт поднимается вверх и, создавая конвектив­ные токи, способствует испарению нефтепродукта с его по­верхности. Поэтому светлая окраска самого корпуса резер­вуара более важна, чем крыши. Для резервуаров с плавающими крышами и понтонами окраска не имеет существенного влия­ния, так как суточные колебания в них невелики. При выборе окраски данных резервуаров исходят из срока службы крас­ки, стоимости оборудования и надежности защиты резервуа­ра от коррозии.

Экранизация и защитная тепловая изоляция применяются в южных районах с большими суточными колебаниями темпе­ратуры. Эти устройства снижают тепловое воздействие сол­нечных лучей на резервуар и сокращают потери нефтепродукта в 2—3 раза. Применение отражательных экранов и теплоизо­ляционных покрытий требует дополнительных капитальных затрат, срок окупаемости их составляет ~ 10 лет. Кроме того, наличие экрана затрудняет техническое обслуживание резер­вуара.

Отражательные экраны изготовляют из шифера, асбофа­неры и других материалов, Их устанавливают на расстоянии 0,1—0,5 м от стенок резервуара. Слой воздуха между экра­ном и стенкой резервуара предотвращает передачу тепла от экрана к нему. Наибольшей эффективностью (уменьшение нагревания нефтепродукта) обладает экран, размещенный по всей высоте резервуара.

Защитная тепловая изоляция — это теплоизоляционные ма­териалы, наносимые на стенку и крышу резервуара. Такое покрытие уменьшает теплопроводность от материала к стенке резервуара в дневное время. Но в ночное время оно при уменьшении температуры окружающего воздуха препятству­ет охлаждению резервуара, в результате чего средняя темпера­тура газового пространства по сравнению со средней темпера­турой окружающего воздуха ночью повышается. В резервуа­рах с такой защитой потери от "малых дыханий" сокращают­ся, а от "больших" повышаются. Вот почему теплоизоляцию наиболее рационально использовать в резервуарах с малой оборачиваемостью.

Орошение резервуаров водой осуществляют в районах с жарким климатом. При орошении понижается температура газовоздушного пространства и уменьшается температура нефтепродукта. Этот способ достаточно прост и не требует больших затрат и конструктивных изменений резервуара. Эффективность его достаточно высокая: при орошении потери от "малых дыханий" сокращаются на 20—35 %. Для увеличе­ния эффективности орошения по периметру крыши из листо­вой стали монтируют оградительное кольцо, которое представляет собой бассейн. Для защиты крыши от кор­розии ее покрывают гудроном и гон­ким слоем цементного раствора. В этом бассейне вода находится пос­тоянно, покрывая поверхность кры­ши. По мере испарения из бассейна ее доливают до необходимого уров­ня.

Для орошения стенок резервуара применяют направляющий пояс 1 (рис. 4.1). Его монтируют на кронш­тейне 3 по всему периметру верхне­го пояса резервуара. Вода подается на крышу 2, омывает ее и стекает через узкую щель по. стенкам резерву­ара 4. Орошение начинают в ранние утренние часы и проводят непрерывно до захода солнца (перерыв приводит к более глубоким "малым дыхани­ям" и увеличению потерь нефтепро дукта). При использовании водяного орошения постоянно сле­дят за состоянием окраски резервуара и его фундаментом.

Подземное хранилище нефтепродуктов позволяет сокра­тить потери от колебания их температуры при длительном хранении. Размещают хранилища на больших глубинах в при­родных выработках или же применяют железобетонные ре­зервуары. Искусственные подземные выработки (хранилища) рентабельны по капитальным затратам и эксплуатационным расходам. Они обеспечивают безопасное хранение больших объемов нефтепродуктов. Благодаря сокращению потерь от испарения при хранении нефтепродуктов на больших глуби­нах стоимость их хранения составляет не более 30—40 % стоимости хранения в наземных металлических резервуарах. При хранении светлых нефтепродуктов в железобетонных ре­зервуарах потери от "малых дыханий" сокращаются в 3—5 раз в наземных резервуарах и в 8—10 раз в заглубленных по срав­нению с металлическими резервуарами. Срок службы этих резервуаров в 2—3 раза больше, чем наземных металлических. Годовая стоимость хранения 1 τ бензина в железобетонных резервуарах приближается к стоимости хранения в резервуа­рах с понтонами.

Затенение резервуаров насаждением лиственных пород деревьев применяют для уменьшения амплитуды колебаний температуры газовоздушного пространства. Деревья выса­живают на расстоянии не менее 5 м от резервуара вне зоны обвалования.

Система улавливания и конденсации паров нефтепродукта также используется для снижения потерь от испарения. В дан­ном случае применяют обвязку газового пространства ре­зервуаров 1 (рис. 4.2), имеющих дыхательные клапаны 2, трубопроводами 5.

Газы из заполняемых резервуаров и "малых дыханий" перетекают в освобождающиеся резервуары и потерь нефте­продукта практически не будет. В системе предусматривают газгольдер 3, который регулирует подачу и прием газовоз­душной смеси при неравномерной откачке и закачке нефте­продукта в резервуары. Изменение неравномерности закачки и откачки регулируют регулятором давления 4. При перетекании газовоздушной смеси и изменении температуры в трубопроводе может появляться конденсат. Для сбора кон­денсата предусмотрен конденсатосборник 7, оборудованный насосом 6. В газоуравнительную систему можно подключать резервуары, залитые только нефтепродуктом одного химического состава или разрешаемыми для смешивания. Для уменьшения потерь рекомендуется ускорять время закачки резервуаров.

В качестве газосборников можно применять дополнитель­ные резервуары и резервуары, предназначенные для хранения

нефтепродуктов. В необходимых случаях газосборник может быть использован для хранения нефтепродуктов. Наиболее экономичны газосборники типа "дышащий" баллон (рис. 4.3). Объем в нем изменяется вследствие прогиба и подъема ме­таллических днищ. В зависимости от наполнения баллона противовесы, соединенные тросами со стенкой, меняют свое положение. Такие газосборники имеют 1000 и 10 ООО м3 (диаметр последнего 49 м, наибольшая высота 8,4 м, макси­мальное рабочее давление 0,008 МПа, общая масса 185 т, изго­товлен из листовой стали толщиной 4 мм). Объем газосбор­ника зависит от среднесуточного движения нефтепродукта через группу резервуаров, объединенных газоуравнительной обвязкой.

Затраты на сооружение и эксплуатацию с увеличением объема газосборника возрастают, а потери нефтепродуктов уменьшаются (рис. 4.4).

Поэтому при выборе вместимости газосборника нужно учитывать затраты на сооружение и экс­плуатацию газосборника и стоимость потерь. Газовую обвязку выполняют из труб, диаметр которых позволяет проходить газовоздушной смеси с минимальными гидравлическими со­противлениями при максимальном расходе нефтепродукта при опорожнении или закачке (рис. 4.5), Газопроводы укла­дывают с уклоном для обеспечения свободного стекания кон­денсата в конденсатосборники.

В настоящее время разработаны пневматические газосбор­ники из электрического материала вместимостью 220 и 1000м. Внутри гасэсборник разделен подвижной мембраной на два отсека: верхний — для воздуха и нижний — для газовоздушной смеси. Нижний отсек соединен трубопроводом с газовоздуш­ным пространством резервуара, а верхний — с вентилятором. Включение и отключение вентилятора автоматическое. Приме­нение такого газосборника сокращает потери на 90—93 %. Дав­ление в газоуравнительной сети контролируют манометром, ус­тановленным на крыше резервуара или на трубопроводе газовой обвязки.

Конструктивные средства в виде дисков-отражателей поз­воляют сократить потери от "больших дыханий" на 30—40 %.

Специальные резервуары, работающие при избыточном давлении, применяют для сокращения потерь от "малых ды­ханий". Эти резервуары воспринимают полностью изменения давления и разрежения при колебании температуры. Но они сложнее по конструкции и дороже обычных резервуаров. Спе­циальные резервуары могут работать при следующих значениях избыточного давления: сферические 0,25—1,8 МПа, цилинд­рические каплевидные—0,07, сфероидальные (каплевидные) — 0,07, цилиндрические со сферической крышей — 0,025 МПа.

Организационно-технические мероприятия позволяют рез­ко сократить потери нефтепродуктов. Максимальное заполне­ние резервуаров, уменьшение внутрискладских перекачек из резервуара в резервуар, поддержание резервуаров в хоро­шем техническом состоянии, регулярная проверка дыхатель­ных клапанов, правильная организация учета, применение сов­ременных средств замера количества нефтепродукта в резер­вуаре, герметизация сливоналивных устройств для предотвра­щения потерь от утечки, устранения возможной течи в местах фланцевых соединений и в самих резервуарах — все это дает значительный эффект в борьбе за экономию нефтепродуктов.

4.4. ОСОБЕННОСТИ БОРЬБЫ С ПОТЕРЯМИ ПРИ ИСПАРЕНИИ

В идеальном случае для борьбы с испарением газовоздуш­ное пространство следует полностью устранить. Однако этого добиться нельзя: необходимо иметь объем, нужный для тем­пературного расширения нефтепродукта. При отсутствии такого объема при повышении температуры вследствие расши­рения нефтепродукта резервуар может разрушиться, поэтому максимальное заполнение резервуара составляет 0,95—0,97 его полной вместимости. Недолив в литрах нефтепродукта в резервуар

Применение на резервуарах стационарных средств пожаро­тушения (генераторы высокократной пены), которые уста­навливают на верхнем поясе резервуара, уменьшает объем заполнения до 0,9. Для уменьшения потерь целесообразно в условиях складов ГСМ держать один резервуар частично за­полненным, а остальные — заполненными полностью.

Плавающие крыши, понтоны, микрополые шарики и за­щитные эмульсии — наиболее эффективные средства сокраще­ния газовоздушного пространства в резервуарах.

В резервуарах для хранения легковоспламеняющихся нефтепродуктов для уменьшения газовоздушного пространст­ва рекомендуется изготовлять "плоские" крыши, уклон которых должен быть 1:20. Плавающие крыши и понтоны сводят газовоздушное пространство практически к нулю. При их применении потери от "малых и больших дыханий" сокращаются на 70—80 %. Данные средства должны иметь герметич­ный затвор между крышей (понтоном) и стенкой резервуара. Герметичность затвора характеризуется количеством паров, нефтепродукта, проходящих в течение 1 ч через 1 м длины затвора. Для петлевых затворов коэффициент герметичности Кг = 2,8-10~ 5 м3 /ч, для затворов мягкого типа (0,37—0,42) · 10~5 м/ч, а для жесткого — 0,25-10~ 5 м3 /ч.

Сокращение потерь нефтепродуктов в процентах в резер­вуарах вместимостью 300 м3 с понтонами в зависимости от годовой оборачиваемости следующие:

Для понтонов из синтетических материалов "диффузия па­ров нефтепродукта характеризуется коэффициентом бензо- проницаемости (г/м2 в сутки):

Помогай».· сократить потери нефтепродуктов резинотка­невые резервуары. В них практически отсутствует газовоздуш­ное пространство.

В стальных резервуарах поверхность нефтепродукта мож­но изолировать от газовоэдушного пространства с помощью микрополых шариков. Шарики изготавливают размером от 5 до 500 мкм из фенольно-формальдегидных смол. Внутри шарики заполнены азотом. Их насыпная масса 80—250 кг/м3. Шариками покрывают поверхность нефтепродукта на высоту 15—50 мм. Масса в килограммах микрошариков для созда­ния слоя в 25 мм приведена в табл. 4.4. Объемная масса мик­рошариков из карбомидных смол равна 59,2 кг/м3, а из фе- нольно-формальдегидных — 139 кг/м3. Эффективность ис­пользования микрошариков из фенольно-формальдегидных смол в качестве изолирующих средств показана· в табл. 4.5.

Шарики являются хорошим средством уменьшения выделения ядовитых газов из резервуаров с сернистой нефтью. При наличии в резервуаре слоя иэ микрошариков сокращает­ся выделение сероводорода в газовоздушное пространство до 90 %. Однако при применении микрошариков следует умень шать скорости закачки и выкачки нефтепродуктов из резер­вуара, так как при интенсивном перемешивании нефтепродук­тов нарушается сплошность покрова. Необходимо также предусматривать устройства для предотвращения попадания микрошариков в трубопровод раздачи. Качество работы мик­рошариков ухудшается при температуре ниже +5 °С, а также при увлажнении их водой. Насыщение микрошариков водой может привести к их заполнению.

Широкое применение для создания защитного слоя на по­верхности нефтепродукта имеет эмульсия из поверхностно- активных веществ. Эмульсия, растекаясь по поверхности нефтепродукта, образует устойчивые пленки. Такими свойст­вами обладают эмульсии из фторсодержащих веществ. Они имеют большой коэффициент стекания. При использовании данных эмульсий в 4 раза уменьшается упругость паров под пленкой и сокращаются потери от испарения до 75 %.

4.5. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В процессе хранения нефть и нефтепродукты испаряются в атмосферу, сточные воды из зон обвалования резервуарных групп загрязняют почву и при попадании в подземные и грун­товые воды загрязняют источники водоснабжения и водоемы.

Центральный Комитет КПСС и Советское правительство приняли ряд постановлений, направленных на защиту воздуш­ного и водного бассейна. В соответствии с этими документами ни один объект хранения нефти и нефтепродуктов не может быть принят в эксплуатацию, если нет средств очистки произ­водственных стоков резервуарных парков и других сооруже­ний, складов ГСМ, выполненных в соответствии с требования­ми, предъявляемыми к данным устройствам и обеспечиваю­щим охрану поверхностных вод и прибрежных вод морей.

При эксплуатации резервуаров образуются следующие ви­ды сточных вод:

подтоварные, которые получаются при отстаивании нефте­продуктов. Сброс этих вод осуществляют перед выдачей неф­тепродуктов к потребителям;

промывочные, появляющиеся при проведении зачистки резервуаров;

загрязненные тетраэтилсвинцом, образующиеся при сливе подтоварной воды или разливе вследствие нарушения герме­тичности резервуаров, в которых хранят этилированные бен­зины; ливневые (от атмосферных осадков), скапливающиеся в зоне обвалования резервуарной группы.

Для предотвращения попадания вод в почву и водные ис­точники при эксплуатации очистных сооружений выполняют ряд мероприятий: организу­ют правильный режим рабо­ты очистных сооружений с обеспечением расчетного режима очистки сточных вод; про­водят плановый и текущий ре­монт очистных сооружений; систематически контролируют работу очистных сооружений; вовремя освобождают очист­ные сооружения от уловленных нефтепродуктов и осадков; своевременно утилизируют продукты очистки.

Для очистки сточных вод применяют механические, фи­зико-химические и биохими­ческие методы и средства очи­стки.

Механические средства ра­ботают на принципе улавлива­ния нефтепродукта, находяще­гося в плавающем состоянии. Атмосферные воды, загрязнен­ные нефтепродуктами, должны проходить через дождеприемные колодцы, которые подключают через пуски с гидравли­ческими затворами к сети производственно-дождевой канализаций. В зоне обвалования резервуаров дождеприемные ко­лодцы оборудуют хлопушками (рис. 4.6). Производственно-ливневая канализация обеспечивает отвод стоков к средствам предварительной очистки, к которым относят песколовки, нефтеловушки, фильтры, флотаторы, пруды дополнительного отстаивания пруды-испарители.

Песколовки предназначены для улавливания основной массы механических примесей. При расходах воды до 80— 100 м3/ч устанавливают щелевые песколовки (рис. 4.7, а), при больших — горизонтальные (рис. 4.7, б).

Нефтеловушки служат для очистки сточных вод от основ­ной массы плавающих и эмульгированных нефтей и нефте­продуктов, а также для осаждения механических примесей. Качество сточных, вод, сбрасываемых в водоем, зависит от работы нефтеловушки. Основные условия нормальной работы нефтеловушки — регулярный сброс из нее нефтепродукта, своевременное удаление осадка, равномерное распределение сточных вод между секциями в количестве, не превышающем расчетный расход.

После прохождения всех сооружений механической очист­ки содержание нефтепродуктов в сточных водах может быть снижено до 20-30 мг/л. С таким содержанием нефтепродук­тов воду сбрасывать в водоемы нельзя, поэтому проводят ее доочистку во флотаторах. Его принцип работы основан на при­липании частиц нефтепродуктов к поверхности пузырьков воздуха, которым искусственно насыщается вода. Сточная вода, насыщенная воздухом, через вращающийся водораспре­делитель 5, поступает во флотационную камеру 6 (рис. 4.8), где выделяются пузырьки воздуха, а затем в отстойную ка­меру 7.

Пузырьки вместе с частицами нефтепродуктов, при­липших к ним, всплывают, на поверхности камеры 7 образу­ется пена 1. Она скребковыми устройствами сгребается в пеносборный лоток 2 и выводится из флотатора. Очищенная вода проходит через кольцевой зазор, образованный стенкой флотатора и подвесной нефтеудерживающей стенкой 4, идет в лоток 3 и выводится по отводу в пруд дополнительного от­стаивания (рис. 4.9), состоящий из одного или двух отделений.

В пруду происходит выветривание, окисление и разложе­ние загрязнений. Пруд должен быть выполнен так, чтобы обес­печивал равномерное распределение воды по всему сечению и отвод всплывших нефтепродуктов. При эксплуатации пруда нельзя допускать переполнения его выше установленного уровня, а при накоплении нефтепродуктов на поверхности своевременно удаляют их. Один-два раза в год проверяют количество осадка, выпавшего на дно пруда, и не реже чем один раз в два года очищают дно от осадка. Кроме того, поддерживают обвалование и оборудование пруда в надлежа­щем техническом состоянии. В районах, где по санитарно-техническим условиям спуск вод, в которых были нефтепродукты, в ближайшие водоемы запрещен, устраивают пруды-испарители. При этом сточные воды с тетразтилсвинцом отводят по специальным стокам в бензоловушку, где этилированный бензин отделяется. За­тем вода поступает на обеззараживание в такие пруды дли­тельного отстаивания или на специальные установки эстрагирования или хлорирования. Эстрагирование заключается в адсорбации (извлечении) тетразтилсвинца из сточных вод неэтилированным бензином. При хлорировании тетраэтилсвинец разрушается под воздействием хлорной извести, а в прудах длительного отстаивания — под воздействием окружающей среды (воздуха, света). Время отстоя в таких прудах не менее 30 сут. В прудах длительного отстаивания не реже 1 раза в смену проверяют содержание тетраэтилсвинца. Очищенные сточные воды выпускают в водоем по согласова­нию с местными органами госсаиинспекции и органами рыбо­охраны.

Эффективность очистки сточных вод от нефтепродуктов на разных сооружениях приведена в табл. 4.6. Как видно из нее, наиболее полное удаление нефтепродуктов из сточных вод обеспечивается на установках озонирования.

Однако одним средством обеспечить полное удаление неф­тепродуктов из сточных вод не представляется возможным. Эту задачу можно решить только несколькими методами очистки. За процессом очистки сточных вод осуществляют лабораторный контроль, который предусматривает определе­ние содержания нефтепродуктов, механических примесей, водородного показателя (реакция среды), щелочности и со­держания тетраэтилсвинца.

При попадании нефтепродуктов в водоем их собирают нефтемусоросборщиками, направляют в приемосдаточную ванну и очищают от мусора, а нефтепродукт перекачивают в сборно-отстойные цистерны для отделения от воды. В после­дующем такие нефтепродукты расходуют па хозяйственные нужды.

Г л а в а 5

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Техническая эксплуатация представляет собой систему организационных и инженерно-технических мероприятий, ко­торые выполняют в процессе использования оборудования. Она позволяет поддерживать оборудование в исправном сос­тоянии; увеличивать срок службы этого оборудования; гра­мотно и эффективно его использовать с минимальными зат­ратами трудовых и материальных ресурсов. Необходимый уровень технической эксплуатации оборудования обеспечи­вают твердые знания конструкции техники и теоретических основ, усвоение практических навыков по обслуживанию и точное соблюдение требований руководящих документов.

Руководит технической эксплуатацией инженер службы ГСМ эксплуатационного предприятия. Техническая эксплуата­ция должна проводиться планово и предусматривать своевре­менность обслуживания и ремонта оборудования для обеспе­чения нормального функционирования предприятия; резерв запасных частей, инструмента, материалов, денежных средств на содержание и ремонт оборудования.

Планы технической эксплуатации составляют на предстоя­щий год. Утверждает их руководитель предприятия. В планах учитывают.· объем работы по приему, хранению и выдаче неф­тепродуктов; межремонтные и амортизационные сроки служ­бы оборудования; время работы оборудования с момента выпуска или выхода из ремонта; возможности предприятия по обслуживанию и ремонту оборудования.

На все оборудование, находящееся в эксплуатации, ведут паспорта-формуляры, выдаваемые заводами-изготовителями, а на оборудование и сооружения, не имеющие паспортов-фор­муляров, — журнал. К эксплуатации допускают только техни­чески исправное оборудование. Если оно поднадзорно Котлонадзору, его можно эксплуатировать только при наличии отме­ток в паспортах о прохождении очередного освидетельствова­ния. К эксплуатации и обслуживанию оборудования допускают лиц, прошедших соответствующую подготовку и имеющих допуск.

На резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть следующие документы:

технический паспорт по форме.14[6] в соответствии со СНиП ΙΙΙ-Β.5—62;

технологическая карта (форма — прил. 1); технический паспорт на понтон; калибровочная таблица; журнал текущего обслуживания;

журнал эксплуатации средств молниезащиты от стати­ческого электричества;

схема нивелирования основания;

схема молниезащиты и защиты от проявлений статического электричества;

распоряжения (акты) на 'замену оборудования резервуа­ров;

технологические карты производственных ремонтов; акты на испытание: резервуара наливной водой (форма 6), сварных соединений кровли резервуара на герметичность (форма 7), резервуарного оборудования (форма В), задвиж­ки резервуаров (форма 13), сварных соединений стенки ре­зервуара керосином (форма 5), сварных соединений'днища резервуара (форма 4), а также акт приема резервуара в экс­плуатацию (форма 9);

схема и акт испытания заземления.

Образцы форм 4-9, 13, 14 приведены в литературе [17]

При отсутствии необходимой документации на резервуа­ры, находящиеся в эксплуатации, на них составляют паспорт, подписанный главным инженером предприятия.

Резервуары эксплуатируют в соответствии с "Правилами эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефте­продуктов ь руководством по их ремонту"', утвержденными Главнефтеснабом РСФСР 20 ноября 1975 г. и приказами по МГА. При эксплуатации резервуаров обращают внимание на их герметизацию и оснащенность всем оборудованием, предус­мотренным ГОСТ, ТУ и проектами.

Дыхательные и предохранительные клапаны, размещае­мые на крыше, регулируют на расчетное значение избыточно­го давления и вакуума. Для периодического контроля дав­ления и вакуума внутри резервуара на крышке устанавлива­ют световой люк, в крышку которого вваривают штуцер с запорным вентилем для подсоединения мановакуумметра. Не допускается установка дыхательных клапанов вертикаль­ных резервуаров на горизонтальных резервуарах и наоборот. Подача насоса должна соответствовать пропускной способ­ности дыхательных и пропускных клапанов. Уровень заполне­ния резервуара определяют с учетом расширения нефтепродуктов. Он не должен превышать для резервуаров с пеногенераторами значения 0,9, а с пенокамерами — 0,95. Резервуары, эксплуатирующиеся под повышенным давлением, оснащают устройствами, позволяющими забирать пробу и определять уровень приборами дистанционного управления с расположением заборных приспособлений или указателей сна­ружи резервуара.

Этилированные бензины хранят в соответствии с "Правила­ми по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций". Масло хранят в теплоизолированных резервуарах. Температура подогрева мазутов в резервуарах не должна превышать 90 °С, пояугудрона — 60—65 °С, а для нефти должна быть ниже тем­пературы начала их кипения.

При сливе воды в холодное время года сифонный кран промывают хранимым нефтепродуктом и поворачивают его в горизонтальное положение. Для подготовки резервуаров к лет­ней и зимней эксплуатации в весенний и осенний периоды про­водят определенный перечень работ, указываемый в приказе

Резервуариые парки, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть своевременно подготовлены, обвалования и ограждения восстановлены и при необходимости наращены. Резервуары, находящиеся в зо­не затопления, при невозможности их заполнения нефтепродуктом заливают водой до расчетного уровня. Отмостки вок­руг резервуаров оборудуют с уклоном, обеспечивающим отвод воды к кольцевому лотку. При эксплуатации подзем­ных резервуаров систематически замеряют уровень нефте­продукта и проверяют состояние дренажной системы.

Резервуары, сдаваемые в эксплуатацию, оборудуют сред­ствами пожаротушения в соответствии с "Правилами пожар­ной безопасности при эксплуатации предприятий Главнефтеснаба РСФСР". Сернистые отложения после зачистки резервуа­ров хранят во влажном состоянии для предотвращения само­воспламенения до удаления их в специальное место из зоны -резервуарного парка. Курение в зоне резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается. Внутри обвалова­ния разрешена установка взрывоопасного электрооборудова­ния и прокладка подземных кабельных электролиний напря­жением 380 В. Обвалования, нарушенные при проведении ра­бот по прокладке коммуникаций, восстанавливают по окон­чании работ немедленно. Въезд в зону обвалования для выпол­нения работ автотранспорта и тракторов допускается, если у них есть искрогасители на выхлопной трубе. К эксплуатируе­мому или незачищенному резервуару подъезжать можно на расстояние >20 м. Такое разрешение дает технический руко­водитель работ по согласованию с пожарной охраной.

При строительстве резервуарных парков на расстоянии ме­нее 200 м от водоемов и возможности оборудования к ним подъезда пожарных машин противопожарные водоемы не соз­дают. Однако следует учитывать колебания уровня и глубину промерзания естественного водоема. Вокруг резервуарного парка должны быть сделаны пожарные проезды. В ночное вре­мя предусматривают освещение резервуарного парка по нор­мам безопасности и технике безопасности.

Для доставки в зону обвалования тяжелых грузов устраи­вают переезды через обвалования подсыпкой грунта. У вводов в резервуар допускается объединять заземляющие устройства резервуаров с устройствами заземления для защиты резервуа­ров от молний и с заземлителями воздушных линий.

При установке на трубопроводах резервуаров электрозад­вижек указывают положение запорного органа. Операция с задвижками в период наполнения резервуара запрещается. Ре­зервуар наполняют при свободно опущенной хлопушке, а по окончании перекачки хлопушку закрывают. При запуске пароподогревателей конденсат сливают, затем постепенно открывают паровпускные вентили. Трубки для спуска кон­денсата оставляют открытыми до полного включения паропо­догревателей. Ступени лестниц постоянно поддерживают в чис­тоте, очищают от наледи и снега с соблюдением техники безо­пасности.

В резервуарах казематного типа во время их обслужива­ния все люки держат открытыми. При входе в каземат приме­няют фонари во взрывоопасном исполнении. Их включают на поверхности и выключают после выхода из каземата. Ра­боты в каземате проводят специалисты, знающие правила его эксплуатации и ремонта. Для работы в каземате применяют инструмент, не дающий искру.

5.2. ПРИЕМКА РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ИХ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

Приемку резервуаров в эксплуатацию осуществляет спе­циальная комиссия из представителей строительной, монтаж­ной организаций, заказчика и пожарной охраны.

Перед проведением испытаний строительно-монтажные ор­ганизации представляют заказчику техническую документа­цию на резервуар, документы, удостоверяющие качество ме­талла и сварочных материалов, сертификаты (паспорта), в которых содержатся данные о сварочных работах, выполнен­ных на резервуаре, результаты проверки качества сварных соединений, акты на скрытые работы (изготовление фунда­мента и гидроизоляционного слоя). Для резервуаров с понто­ном или плавающей крышей заказчику представляют допол­нительно техническую документацию на конструкцию уплот­няющего затвора и акты проверки их герметичности. Перед заполнением резервуара водой для проведения гидравличес­кого испытания проверяют, горизонтален ли наружный кон­тур днища, и герметическую форму стенки резервуара.

Допустимые отклонения наружного контура днища по вы­соте в зависимости от вместимости резервуара и аналогичные отклонения поверхности стенки от прямой приведены в табл. 5.1 и 5.2.

Допустимые местные отклонения поверхности стеики от прямой при расстоянии от нижнего до верхнего края выпуклости или вмятины <1500, 1500-3000 и 3000—4500 мм составляют соответственно 15, 30 и 45 мм.

При превышении допустимых отклонений дефекты устра­няют, и только после этого проводят испытания. Для исправ­ления отклонения наружного контура днища по высоте под днище подбивается грунт. Отклонения образующих стенки резервуара от вертикали измеряют на каждом поясе на рассто­янии 50 мм от верхнего пояса шва. За высоту пояса прини­мают размер 1500 мм. Образующую стенки резервуара прове­ряют по его окружности с промежутком не менее чем через 6 м.

Для определения горизонтальная верхняя кромка на­ружной стенки короба понтона или плавающей крыши замеры выполняют на каждом коробе не менее чем в трех точках. Вертикальное положение стоек понтонов или плавающих крыш проверяют отвесом, опущенным от верха направляющих до верхней кромки коробок. Отклонение от вертикали наруж­ной стенки коробов определяют в зоне вертикальных стыков стенки резервуара и последние между ними с помощью отвеса и миллиметровой линейки. Отвес опускают от верхней кром­ки короба. Зазор между верхней кромкой наружной стенки его и стенкой резервуара измеряют на расстоянии 50—100 мм против каждого вертикального шва стенки. Дефекты сварных соединений вырубают или выплавляют, а затем опять сва­ривают.

В резервуарах с понтонами убеждаются, что нет зазора между затвором и стенкой резервуара, проверяют крепление поплавка, заземления, целость ковра в синтетических понто­нах, надежность крепления секций затвора и кольца жесткос­ти между собой, соединение полос сетки между собой и задел­ку концов сетки по периметру, работоспособность конструк­ции затвора, дренажных устройств, уровнемера.

Резервуар принимают в эксплуатацию после испытания на герметичность и прочность с полностью установленным на нем оборудованием после предварительного внешнего осмотра в соответствии с требованиями проектной документации.

Прочность резервуара проверяют только по гидростатичес­кой нагрузке, По мере наполнения резервуара водой следят за состоянием конструкций и сварных соединений. При появле­нии мокрых пятен, течи испытание прекращают, воду сливают и выясняют причину их появления. После устранения дефекта испытание повторяют. Резервуары низкого давления испыты­вают при избыточном давлении на 25 и вакуум на 50 % вы­ше проектного, резервуары повышенного давления — в соот­ветствии с рекомендациями проекта. Для создания избыточ­ного давления заполняют резервуар водой на высоту 1 м, закрывают все люки заглушками и увеличивают высоту на­полнения воды до принятого значения избыточного давления. Вакуум создают при откачке воды из резервуара.

Избыточное давление можно создать воздухом, подавае­мым от компрессора. При испытании резервуара воздухом смачивают сварные соединения снаружи мыльным или другим индикаторным раствором. При испытании на избыточное давление необходимо следить за показаниями V-образного мано­метра, так как при подаче сжатого воздуха или закачке воды может измениться температура воздуха в резервуаре, а с ней и давление.

При испытании резервуаров с понтонами и плавающей крышей наблюдают за уплотняющим затвором. Скорость подъема (опускания) понтона при испытаниях не должна превышать эксплуатационную, движение должно быть плав­ным без рывков, заедания и шума.

Испытания при низких температурах можно проводить водой или нефтепродуктом по согласованию с заказчиком. Во время дождя или большой влажности испытания проводить не рекомендуется. Испытания морской водой допускаются по согласованию с заказчиком. Для предотвращения замерза­ния воды осуществляют ее циркуляцию или подогрев. Резер­вуар может быть сдан в эксплуатацию, если на его стенках и по краям днища в течение 24 ч не появится течи и уровень во­ды в резервуаре не изменится. После этого составляют акт по форме 6.

Техническое обслуживание — составная часть процесса эксплуатации м предусматривает текущий осмотр резервуаров и оборудования, установленного на нем с целью обеспечения:

своевременного выявления и устранения дефектов, возни­кающих в резервуаре и оборудовании, направленных на пред­отвращение потерь и загрязнения нефтепродуктов, уменьше­ние пожарной опасности и исключение загрязнения окружаю­щей среды;

уменьшения интенсивности изнашивания агрегатов, узлов и деталей;

поддержания внешнего вида сооружений и оборудования;

устранения причин, вызывающих преждевременный износ узлов и деталей;

своевременного определения необходимости проведения текущего и капитального ремонта оборудования и сооруже­ний.

ТО проводят в соответствии с регламентом в обязательном порядке и в установленные сроки. Регламент предусматрива­ет проведение следующих видов технического обслуживания: ЕО, ΊΌ-1, -2. Периодичность ТО зависит от вида сооружения (оборудования), его назначения и условий работы. Непосред­ственную ответственность за организацию, качество и учет ТО,- технику безопасности и пожарную безопасность несут руководители. Для учета проведенного ТО ведут "Журнал текущего обслуживания" по установленной форме (прил. 2). При заступлении на смену старший по смене осматривает ре­зервуар, при выявлении неисправностей принимает меры по их устранению и делает запись в этом журнале. ТО-1 выполня­ют в соответствии с инструкцией завода-изготовителя 1 раз в месяц для большинства сооружений и оборудования; ТО-2, как правило, проводят 1 раз в год (иногда чаще); ТО-1, -2 выполняют бригадой во главе с инженером.

При ЕО осматривают наружные поверхности резервуара, фундамента, состояние сварных швов, заземляющих уст­ройств, водоотводов от стенок резервуара оборудования, установленного на резервуаре. Убеждаются, что нет отпоте­вания стенки резервуара, подтекания нефтепродукта во всех соединениях.

При ТО-1, -2 проверяют состояние кровли, стенок свар­ных швов, металлоконструкций лестниц, окрайки днищ, швов врезки патрубков и люков, фундаментов под резервуа­рами, водоотводов от стенок резервуара. После освобождения резервуара от нефтепродукта один раз в год или при необхо­димости (например, течь) осматривают внутреннюю поверх­ность резервуара. Если нужно, очищают поверхности, выпол­няют грунтовку и окраску. Один раз в год рекомендуется проверять осадку резервуара и проводить испытание на давле­ние и вакуум. Подземные резервуары осматривают снаружи один раз в два года. Для этого открывают шурф на всю глу­бину заложения резервуара и проверяют состояние основного металла, сварных швов и гидроизоляционного слоя. Заземля­ющее устройство проверяют на исправность токоотводов и надежность их соединений с последующей проверкой их оми­ческого сопротивления (если одно на 20 % превышает допусти­мое значение, устанавливают дополнительные электроды). Горизонтальное положение фундамента проверяют по конту­ру днища резервуара и наличию "хлопунов". При обнаружении "хлопунов" заполняют пустоты под днищем резервуара.

5.3. ГРАДУИРОВКА РЕЗЕРВУАРОВ

Градуировочные таблицы — основной документ для опре­деления количества принятого, хранимого или отпущенного нефтепродукта. Эти таблицы составляют с интервалом в 1 см по результатам обмера резервуара. Они позволяют определять количество нефтепродукта по высоте уровня его в резервуаре. Подлинники градуировочных таблиц хранят вместе с паспор­том на резервуар в службе ГСМ, а для повседневной работы используют лх копии. Обмеряют резервуары, составляют и утверждают градуировочные таблицы, как правило, специали­зированные организации местных органов Госстандарта СССР.

На вертикальные резервуары градуировочные таблицы составляют в соответствии с ГОСТ 3.346—79 и 8.380—80 и ин­струкциями.

Таблицы составляют на основании:

замера количества закачиваемой жидкости в резервуар с помощью объемного расходомера (при этом следует знать его погрешность);

использования объемного метода, т. е. применения мерно­го резервуара, из которого перекачивают замеренный объем и при этом фиксируют изменение высоты уровня жидкости в градуируемом резервуаре (способ применяют для градуи­ровки малых резервуаров, а также резервуаров, установлен­ных подземно);

применения геометрического метода — непосредственным обмером резервуара и подсчетом его объема (они широко при­меняют для градуировки вертикальных и горизонтальных на­земных резервуаров).

Определяют объем и составляют градуировочные таблицы резервуаров с точностью до шестого знака десятичной дроби. Это позволяет определить вместимость резервуара с погреш­ностью до ± 0,2 %. Резервуары, оборудованные' устройствами "радиус", градуируют по специальным методикам, Градуи­ровочные таблицы, составленные заводом-изготовителем на горизонтальные резервуары, обязательно уточняют на месте эксплуатации. Градуировке подвергают все резервуары, сда­ваемые в эксплуатацию после их монтажа. После капитального ремонта и установки внутри резервуара оборудования в гра­дуировочные таблицы вносят изменения в соответствии с результатом произведенных обмеров...

При градуировке резервуара определяют базовую высо­ту — расстояние по вертикали от днища резервуара в точке касания лота рулетки до риски планки замерного люка. Эта точка — постоянная, ее значение наносят на внутреннюю по­верхность замерного люка. Базовую высоту проверяют еже­годно, а также при выполнении повторной градуировки после капитального ремонта.

Приборы и оборудование для выполнения градуировки должны быть стандартными, исправными и поверенными. По точности они должны соответствовать пределам измерения по поверке резервуаров. Вся контрольно-измерительная аппаратура должна иметь клеймо государственной поверки. Для обмера резервуаров используют измерительные металли­ческие рулетки РЗ-10, -20, -30 (ГОСТ 7502—80), микромет­рический нутромер (ГОСТ 10—75), динамометр растяжения с верхним пределом измерения 10 кгс, (ГОСТ 13837—79), тео­долит (ГОСТ 10529-79), нивелир с рейкой (ГОСТ 10528-76), каретку (ТУГА 2.787.600), рулетку с лотом РЛ-20 (ГОСТ 7502—80), термометр ртутный с ценой деления 0,5 °С (ГОСТ 21С--73Е), скобу металлическую, отметчик (чертилка, мел), анемометр, газоанализатор (ГОСТ 7018—7БЕ), глубиномер, щуп, штангенциркуль (ГОСТ 166—80), масштабную*линейку, метрошток: (ГОСТ 18987—73), направляющие ролики.

Основой составления градуировочных таблиц являются результаты, обмера резервуаров. Для выполнения обмеров привлекают лиц, аттестованных в органах Госстандарта. Сос­тав комиссии для обмера резервуаров оформляют приказом руководителя предприятия ГА. Перед выполнением работы комиссия знакомится с технической документацией, состоя­нием резервуара, пригодностью измерительных приборов и оборудования, состоянием, полоски шириной 15—20 мм на втором поясе резервуара, по которой будет замеряться длина пояса резервуара (полоску зачищают до металлического блес- ка).

При выполнении обмера должны быть соблюдены следую­щие условия:

температура окружающего воздуха + (20± 5)С;

скорость ветра <10 м/с;

загазованность -воздуха — не»вышс санитарных норм, предусмотренных СН245—71;

погода — без осадков;

спецодежда и спецобувь -- по ГОСТ 11622—73, ГОСТ 5375-79.

Вертикальные резервуары обмеряют с учетом введения поправок на отклонение корпуса резервуара от правильного цилиндра, неравномерность днища, расширение станок резер­вуара под действием гидростатического давления и на объем внутренних деталей резервуара. При отсутствии данных объе­ма деталей, установленных в резервуаре, проводят непосред­ственное измерение. В таблицу исходных данных вместимости резервуара вносят размеры, полученные при измерении, с уче­том перечисленных поправок. Измерения выполняют через 12 ч после закачки; первое при 100 %-ном заполнении резер­вуара, второе ~~ при 50 %-ном заполнении. Толщину листов

Дата добавления: 2015-07-20