Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

НЕФТЕГАЗОХРАНИЛИЩА.





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Резервуары

Нефть состоит из 82-87% углерода, 12-14% водорода, 13% кислорода, 1,7% азота и др. Основную массу нефти составляют углероды трёх классов: насыщенные парафины, нафтены и ароматические. Содержание сернистых соединений колеблется от 0,1 до 5,5%. Характер сернистых соединений весьма разнообразен. Среди них встречаются свободная сера, сероводород, меркаптан, сульфиды и др. Азотистых веществ в нефти крайне мало, они входят в органические основания. Кроме того в состав нефти входят высокомолекулярные смолистые соединения содержащие кислород и серу.

По содержанию углеводородного компонента нефти могут быть трёх основных типов: метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические. Углеводороды, по классу которых нефти даётся наименование, должны присутствовать в количестве более 50%. Если присутствуют углеводороды также других классов и один из классов составляет не менее 25%, выделяется смешанные типы нефтей.

Основные физические свойства нефти и нефтепродуктов, которые нужно учитывать при наливе, сливе, хранении и выполнении других операций на нефтебазах, - это взрывоопасность, пожароопасность, способность к электризации, токсичность, вязкость, плотность, испаряемость.

Количественные потери происходят в результате: утечек через неплотности оборудования, сварных швов, фланцевых соединений и др.; разливов и разбрызгивания; неполного слива нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн; переливов резервуаров, цистерн и др.; аварий. Все указанные потери можно избежать, осуществляя профилактические ремонты, внимательно относясь к работе и систематически повышая квалификацию персонала нефтебазы.

Количественно-качественные потери происходят от испарения нефти и нефтепродуктов от малых и больших «дыханий», смешения, обводнения и др.

Потери от больших «дыханий» происходят в результате вытеснения паровоздушной смеси при заполнении и сливе резервуара бензином в летнее время примерно составляют 0,55 кг/м3, а в зимнее время - 0,35 кг/м3. Потери от больших «дыханий» при сливе из резервуара нефтепродуктов составляют 0,1 кг/м3 выкачанного продукта. Таким образом, потери от больших «дыханий» одного резервуара объёмом 500 м3 составляют при сливе 500 кг, при наливе 2700 (в летнее) и 175 кг (в зимнее время).

Потери от малых «дыханий» происходят в результате вытеснения паровоздушной смеси при повышении давления в газовом пространстве выше давления открытия дыхательного клапана в результате суточных изменений температуры и давления атмосферного воздуха.

Так что в процессе испарения теряются наиболее лёгкие фракции, качество продукта ухудшается за счёт изменения фракционного состава, повышения температуры начала кипения, понижения октанового числа.

Для уменьшения потерь от малых и больших «дыханий» необходимо:

- хранить легковоспламеняющиеся нефтепродукты в резервуарах с плавающей крышей или понтоном;

- повысить расчётное давление в газовом пространстве для районов Средней Азии до 0,026 МПа, остальных южных районов – до 0,019 МПа, средней климатической зоны – до 0,016 МПа, северной – до 0,015 МПа.

-доводить заполнение в резервуарах со стационарной крышей до верхнего максимального предела;

- иметь рабочий объём «дышащей» крыши или газгольдера в долях суммарного объёма газового пространства всех присоединённых резервуаров для районов Средней Азии – 0,70; остальных южных районов – от 0,32 до 0,34; средней климатической зоны – от 0,24 до 0,27; северной зоны – от 0,18 до 0,22;

Хранить нефтепродукты в резервуарах больших объёмов, для которых удельные потери будут меньшими;

- использовать газовую обвязку резервуаров с одинаковыми нефтепродуктами в одной группе резервуаров;

- установить диск-отражатель под дыхательным клапаном внутри резервуара, с помощью которого изменяется направление входящего воздуха с вертикального на горизонтальное;

- улавливать пары нефтепродуктов и конденсировать их при помощи искусственного холода и сорбции, Процесс сорбции основан на поглощении паров или газов поверхностью жидких или твёрдых сорбентов;

- окрашивать резервуары в светлые тона, что даёт хороший эффект и требует больших затрат.

Ещё в 1951 г. на вертикальные сварные резервуары был введён ГОСТ, по которому разработали конструкции вертикальных стальных резервуаров объёмом от 100 до5000 м3.Эти конструкции были утверждены как типовые проекты. В настоящее время действуют типовые проекты на стальные вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов, разработанные ЦНИИПроектстальконструкцией объёмом 100, 200, 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000 и 30000 м3 следующего назначения:

- вертикальные цилиндрические резервуары с понтоном, предназначенные для хранения нефти и бензинов без избыточного давления;

- вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей, предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов под внутренним избыточным давлением в газовом пространстве 1960 Па;

- резервуары с расчётной температурой окружающей среды до 208 К° и для сейсмических районов.

Основные расчётные положения при проектировании: относительная плотность нефтепродукта 0,9-1; внутреннее избыточное давление в газовом пространстве 1960 Па; вакуум 245 Па (аварийный 392 Па); нагрузка от теплоизоляции на крыше 341 Па; снеговая нагрузка 1960 Па; ветровая нагрузка 980 Па; расчётная температура наружного воздуха до – 40 °C; максимальная температура продукта + 80 °C; сейсмичность района до 9 баллов.

Днище и цилиндрическую стенку изготавливают на заводах металлоконструкций в виде полотнищ, которые транспортируют к месту монтажа свёрнутыми в рулон. При изготовлении полотнищ все соединения выполняют встык двухсторонней автоматической сваркой под слоем флюса. Кромки листов, собираемых в стык, должны быть обработаны прострожкой или обрезаны на гильотинных ножницах с допуском ± 1 мм.

Стальная проволока, флюсы и присадочные материалы должны обеспечивать равнопрочность сварного шва встык основному металлу. Сварные швы, выполняемые вручную, в том числе и монтажные стыки, должны выполняться электродами типа Э 42Л ГОСТ 9467 – 75. Толщину сварных швов принимают по наименьшей толщине свариваемых элементов.

Отечественное резервуаростроение применяет индустриальный метод изготовления и рулонирования резервуаров больших объёмов.

В настоящее время сооружены и успешно эксплуатируются резервуары на 10000, 20000, 30000 м3. Утверждён типовой проект резервуаров объёмом 30000 м3 со стационарной крышей, а также с понтоном для различных климатических районов с использованием метода индустриального изготовления и рулонирования. Разработаны проекты строительства резервуаров объёмом 50000 м3 с полистовым и рулонным способами монтажа.

Индустриальный метод имеет значительные преимущества перед полистовым и даёт возможность большую часть сварочно-монтажных работ перенести с открытых строительных площадок в закрытые помещения заводов металлоконструкции. В заводских условиях максимально используют механизмы подачи и сборки полотнищ листовых конструкций. При этом возможно применение метода автоматической сварки и физических методов контроля качества.

Особо важное значение имеет строительство резервуаров индустриальным методом в северных и восточных районах с коротким сезоном положительных температур.

Перенос основной части сварочно-монтажных работ в цеха заводов металлоконструкций в значительной мере сократил продолжительность строительства, трудоёмкость, численность рабочих и расход стали.

Резервуары объёмом 50000 м3 и более целесообразно строить на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, отдалённых от магистральных нефтепроводов и водных коммуникаций, и в нефтегаванях, которые принимают и отгружают нефть и нефтепродукты большими партиями, а также на больших промыслах.

Проведённые экспериментальные исследования, связанные с вопросами прочности резервуаров с плавающей крышей объёмом 100000 м3, имеющиеся рекомендации по конструкциям цилиндрических оболочек с использованием методов предварительного напряжения стенки, двухслойной стенки и стенки, усиленной бандажами, а также решения Госстроя, позволяющее увеличить объём резервуара с плавающей крышей до 150000 м3, дают возможность проектировать и строить такие резервуары.

К резервуарам специальных конструкций относятся резервуары, обеспечивающие сокращение потерь от испарения при хранении нефти и нефтепродуктов: резервуары с плавающей крышей и понтоном, в которых газовое пространство практически сведено к нулю; резервуары с «дышащей» крышей, которые имеют возможность поднимать крышу в период интенсивного процесса испарения и создавать дополнительный объём газового пространства для приёма и сохранения паров бензина в течение солнечного дня, а ночью при конденсации этих паров бензина опускать её в первоначальное положение; резервуары повышенного давления, работающие при таких давлениях, которые исключают потери от малых «дыханий», так как при испарении пары бензина не выходят в атмосферу, а скапливаются в резервуаре, повышая внутреннее избыточное давление. Для уменьшения потерь для всех районов избыточное давление принимается равным 0,026 МПа.

Вертикальные цилиндрические резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов – масштабные строительные конструкции большой парусности, принимающие на себя значительные ветровые и снеговые нагрузки. Кроме того, интенсивное строительство резервуаров в северных районах страны предъявляют дополнительные требования к исследованию хладоломкости стали. По стандартным методам определения механических свойств стали (растяжение, сжатие и ударная вязкость при нормальной температуре ) нельзя полностью судить о её работе при низких температурах. В резервуарах больших объёмов выдвигается требование о дополнительной гарантии ударной вязкости при температурах до -40 °C и ниже. В типовых конструкциях резервуаров требования к стали и толщинам листов стенки резервуара дифференцируют в зависимости от минимальной температуры окружающей среды, снеговой (981, 1470 или 1960 Па) и ветровой ( до 441, свыше 441 до 686, свыше 686 до 981 Па) нагрузок, а также от размеров листовой стали (1500x6000 или 1800x8000 мм) и объёма резервуаров.

Из опытов учёных можно сделать некоторые выводы:

- для любой стали хрупкое разрушение зависит от двух факторов напряжения и температуры;

-хрупкий излом местного происхождения не развивается, если напряжения в металле не превышают критического;

- для распространения начавшейся хрупкой трещины требуется значительно меньшее напряжение, чем для образования обычных трещин;

- мелкозернистая, полностью раскисленная сталь для резервуаров по своим качествам превосходит полураскисленную, а полураскисленная превосходиткипящую сталь. Сталь раскисленная имеет пониженную склонность к хладоломкости и более высокую ударную вязкость;

- возможность образования и распространения трещин на резервуарах зависит от строения, химического состава и способа сварки стали.

Листовая сталь для изготовления резервуаров должна быть прочной, пластичной, с высокой ударной вязкостью при отрицательной температуре и гарантией свариваемости,минимальной чувствительностью к надрезу и переходу в хрупкое состояние. Листы должны быть без расслоения, плёнок, раковин, трещин, хлопунов и других дефектов.

Для строительства резервуаров больших объёмов используют низколегированные стали- кремнемарганцовистую марки 09Г2С и марганцовованадиевую с азотом марки 16Г2АФ

Для изготовления типовых конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с понтоном объёмом от 100 до 30000 м3, работающих под избыточным давлением 1960 Па и без него, используют следующие марки листовой стали:

- для резервуаров 100 – 400 м3 – ВСт3пс2 (днище, стенки покрытие) и ВСт3пс4 (понтон);

- для резервуаров 700 – 1000 м3 – ВСт3пс2 и ВСт3пс6 (днище, стенки, покрытие и понтон);

- для резервуаров 2000 и 3000 м3 – ВМСт3сп (днище, стенки и покрытие) и ВКСт3пс (понтон);

- для резервуаров 5000 м3 – ВСт3сп5 (днище, стенки и покрытие) и ВСт3пс2 (понтон);

- для резервуаров 10000, 15000 и 20000 м3 – 09Г2С с дополнительной гарантией ударной вязкости при температуре – -40 °C (нижние пояса стенки резервуаров объёмом 20000 м3) и ВСт3сп5 с дополнительной гарантией свариваемости (нижние пояса стенки, днища, опорного кольца и покрытия и верхние пояса резервуаров объёмом 20000 м3);

- для резервуаров объёмом 30000 м3 – 16Г2АФ (нижние пояса стенки), 09Г2С ( верхние пояса стенки, днище и опорное кольцо) и ВСт3сп5 (днище и покрытие);

- для резервуаров 100 – 5000 м3 – ВСт3кп (кровля);

- для резервуаров 10000 – 30000 м3 – ВСт3пс (кровля).

Для автоматической и полуавтоматической сварки конструкции резервуаров под слоем флюса следует применять электродную проволоку диаметром 2, 3, 4 мм; для полуавтоматической сварки – проволоку марки Св-08Г2С диаметром 1,6-2 мм, а также порошковую проволоку, соответствующую электродам Э50А. Флюсы марок АН-348А, ОСУ-45, а при скоростях сварки свыше 60 м/ч – флюс марки АН-60 и др. При сварочно-монтажных работах по строительству стальных резервуаров ручную дуговую сварку выполняют электродами Э42, Э42А, Э50, Э50А, и Э55А. Электроды должны иметь сертификат завода-изготовителя. Без сертификатов использовать электроды на ответственные сварочные работы запрещается.

Из-за огромного давления на грунт, передаваемого стальными вертикальными резервуарами огромное значение придаётся подготовке основания, являющимся толщей грунта, находящейся ниже подошвы фундамента и воспринимающей передаваемое давление резервуара. Нельзя использовать в качестве основания под резервуар насыпные грунты с органическими включениями, торф и плывуны. В этих случаях фундаменты под резервуар строят по специальным проектам, предусматривающим повышение несущей способности основания одним из существующих способов.

В качестве основных способов закрепления грунтов можно назвать: замена грунта; уплотнение просадочных грунтов тяжёлыми тромбовками с последующей защитой от замачивания; силикатизацию или смолизацию грунтов путём нагнетания в грунт через систему инъекторов растворов силиката натрия или карбамидной смолы с соответствующими отвердителями; цементизацию и битуминизацию; термическое закрепление грунта путём обжига массива грунта через пробуренные скважины. Выбор того или иного способа закрепления грунта зависит от вида, мощности залегания, конкретных условий площадки. При залегании слабых грунтов на глубину более 4 м устраивают свайные фундаменты. Сваи заглубляют до несущего слоя грунта. По сваям устраивают сборный или сборно-монолитный ростверк, по верх которого укладывают песчаную подушку толщиной 300 мм и гидрофобный слой. Особое внимание уделяется теплозащите мёрзлого грунта в зонах вечной мерзлоты. Осуществляется путём послойной укладки рядов брёвен и слоёв песка. Иногда в основание укладывают трубы для проникновения в него холодного воздуха в зимнее время. Особый случай представляет собой конструкция фундаментов в заболоченной местности, характерной для районов Западной Сибири. При сооружении фундамента производится замена грунта на привозной с обязательным устройством кольцевой водосборной канавы вокруг будущего основания. Канава имеет 1-2 выхода в сборные приямки, откуда воду откачивают насосами, что предотвращает увлажнение привозного грунта.

Газгольдеры

 

Газгольдеры

 

Газгольдером называется сооружение, состоящее из ёмкости для хранения природных и искусственных газов и вспомогательного оборудования для регулирования параметров и технологических режимов их хранения.

С развитием химической промышленности возросли требования к качеству, составу и условиям использования газов. Всё это потребовало разработки различных конструкций и модификаций газгольдеров. Они подразделяются: на классы по давлению хранимого газа; на мокрые и сухие по конструкции уплотнения подвижных частей; на цилиндрические и сферические по форме оболочки; на поршневые, секционные, вертикальные, горизонтальные и другие по конструктивной схеме и способу установки. К классу I относятся газгольдеры низкого давления, в которых объём газового пространства оболочки, изменяется при опорожнении или заполнении, поддерживая рабочее давление на постоянном уровне не выше 0,07 МПа. К классу II относятся газгольдеры высокого давления с постоянным объёмом газового пространства и рабочим давлением от 0,07 до 3 МПа.

Газгольдер переменного объёма представляет собой вертикальный цилиндрический резервуар с одним или несколькими промежуточными подвижными звеньями, телескопически вставленными друг в друга, последнее из которых (колокол) имеет сферическую кровлю. Герметичность мест соединения подвижных звеньев газгольдера достигается за счёт устройства гидравлического затвора, представляющего собой два кольцевых желоба, входящих в зацепление при перемещении звеньев, один из которых заполнен водой, поэтому такие газгольдеры называют мокрыми. Жидкость, необходимую для создания гидрозатвора, заливают в резервуар газгольдера. В зимнее время её подогревают. Резервуар газгольдера выполняется металлическим или из предварительно напряжённых железобетонных конструкций. Для сокращения теплопотерь металлический газгольдер иногда обносят кольцевой кирпичной стеной, располагаемой на расстоянии, обеспечивающим свободный проход и ремонт. Железобетонный резервуар имеет ряд преимуществ перед металлическим: низкий расход металла; меньшие эксплуатационные затраты; при заглублении в землю и обваловании грунтом исключается устройство утепляющих стенок; снижение расходов на подогрев воды в зимнее время.

Газгольдеры объёмом до 600 м3 делают однозвенными, а при большем объёме – двухзвенными. Некоторые преимущества по сравнению с газгольдерами с вертикальными направляющими обладают газгольдеры с винтовыми направляющими, которые не имеют решётчатой оболочки для крепления в направляющих. Газгольдеры с винтовыми направляющими имеют следующие преимущества: надёжность и безопасность в работе; маленькие размеры газгольдера при опущенных звеньях; испытывают меньшую ветровую нагрузку из-за отсутствия решётки; менее металлоёмки и более удобны для ремонта и обслуживания роликов.

Для проведения операций по приёму, хранению и отпуску газа мокрые газгольдеры снабжают специальным оборудованием и аппаратурой. К основному технологическому оборудованию относятся: гидравлический затвор, перепускное устройство, автоматическое устройство для сброса газа, датчик-указатель объёма газа и ступенчатой сигнализации. В зависимости от применения в технологическом процессе предприятия газгольдер может иметь несколько газовых вводов. При работе в качестве буферного резервуара газгольдер имеет один газовый ввод, а при работе на проход газа или как смеситель – два и более газовводов.

Для подачи газа в газгольдер используют трубопровод, проходящий через утеплённую будку и приямок к вертикальному газовому стояку, который выводят через днище резервуара на 50 мм выше верхнего края резервуара.

Гидравлический затвор при нормальной работе газгольдера водой не заполняют, а используют для сбора и отвода газового конденсата, выпадающего при прохождении газа. Основное назначение гидравлического затвора – отключение межцеховых газопроводов при ремонте газгольдера за счёт залива в него воды по трубопроводу до заданной отметки и создания гидравлической перемычки (затвора).

Для обеспечения нормальной эксплуатации газгольдера и предотвращения аварии при его опорожнении или переполнении устанавливают непрерывный указатель объёма газа в газгольдере и пятиступенчатую световую и звуковую сигнализацию о положении колокола и степени заполнения газгольдера газом:

Первая – минимум 0 – 10%

Вторая – предминимум 10 – 20%

Третья – нормально 20 – 80%

Четвёртая – предмаксимум 80 – 90%

Пятая – максимум 90 – 100%

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.