Потери в резервуарах

В резервуарах наблюдаются количественные, количественно-качественные и качественные потери нефти или нефтепродуктов.

Количественные потери. Причинами количественных потерь при хранении и наливе в резервуарах являются:

· неплотности сварных швов стенок и днища;

· возникновение трещин в облицовке железобетонных резервуаров;

· повреждение и негерметичность запорной арматуры и сифонных кранов;

· сливы нефтепродуктов при отборе проб со сниженных пробоотборников;

· спуск подтоварной воды через сифонный кран без наблюдения;

· аварии с резервуарами и оборудованием;

· переливы;

· хищения.

Основным путем уменьшения количественных потерь нефтепродуктов является предотвращение их утечек и переливов. Прежде всего необходимо обеспечить поддержание резервуаров и их оборудования в надлежащем техническом состоянии. Достигается это периодической диагностикой, а также методами профилактических ремонтов (текущих и капитальных). Важным является обеспечение ответственного и внимательного отношения к своему делу обслуживающего персонала, его профессионализм.

Для предотвращения количественных потерь от утечек при хранении нефти и нефтепродуктов необходимо следить за технической исправностью и герметичностью резервуаров и запорной арматуры. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродуктов при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси (ПВС), а также с учетом пропарки резервуара перед зачисткой.

Для соблюдения правильной эксплуатации резервуаров на резервуары резервуарного парка составляется технологическая карта по эксплуатациирезервуаров. В технологической карте указываются: номер резервуара, его вместимость, максимально-допустимый уровень наполнения, минимально-допустимый уровень откачки, максимальная производительность наполнения и опорожнения (в соответствии с установленной дыхательной арматурой), максимальная температура подогрева каждого сорта нефти и нефтепродукта, а также тип и количество предохранительных клапанов, дыхательной арматуры и т.д.

Технологическая карта по эксплуатации резервуаров, утвержденная главным инженером предприятия, является руководством для эксплуатационного персонала, Она вывешивается в производственных помещениях резервуарного парка (в операторной и в технологических отделах).

Для сокращения количественных потерь в резервуарах на предприятии должны быть организованы периодические осмотры их технического состояния. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от срока эксплуатации резервуара, а обследование его технического состояния может быть полное – с выводом резервуара из эксплуатации или частичное – без вывода из эксплуатации.

На предприятии, эксплуатирующим резервуары, должен быть назначен квалифицированный работник (обычно это механик резервуарного парка), ответственный за своевременное проведение осмотров и ведение журнала эксплуатационного осмотра резервуаров, в котором указывается дата осмотра, делается отметка об устранении неисправности и ставится подпись ответственного лица.

При вступлении на дежурство в резервуарном парке старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. Обо всех замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, ненормальный шум в резервуаре, перелив и др.) необходимо немедленно сообщить техническому руководству с одновременном принятием соответствующих мер и обязательной записью в вахтенном журнале.

Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по календарному графику, разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмотров оборудования резервуаров и утвержденному главным инженером предприятия.

Наиболее распространенным методом контроля состояния резервуаров является визуальный контроль.

При визуальном контроле выявляют видимые дефекты металла, сварных швов и оборудования резервуаров: наличие коррозионных повреждений, царапин, трещин, расслоений, неметаллических включений, свищей, отпотин, непроваров, прожогов, смещений кромок стыкуемых элементов, местных деформаций (вмятин, выпучин) и др.

Внешний осмотр резервуаров производится с наружной, а при выводе его из эксплуатации, и с внутренней стороны. Особое внимание в зимний период должно уделяться сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (в частности, швам уторного уголка) и прилегающим к этим швам участкам основного металла.

При осмотре резервуарного оборудования необходимо обращать внимание на герметичность фланцевых соединений люка-лаза с крышкой. Например, неравномерно затянутые болты могут явиться причиной появления течи, а сифонный кран при плохо набитом сальнике или не притертых поверхностях пробок может служить причиной потерь нефтепродуктов.

При спуске подтоварной воды из резервуаров нельзя допускать утечек нефтепродуктов вместе с ней. Спуск воды следует производить медленно, периодичность спуска определяется количеством воды, скопившейся на дне резервуара. Контроль сброса подтоварной воды из резервуаров может, например, осуществляться устройством СГРУЗ, основанным на приеме сигнализатором ультразвуковых сигналов, отраженных от поверхности раздела двух несмешивающихся между собой жидкостей. Результаты осмотров фиксируются в журнале эксплуатационных осмотров.

При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и зачищен, в швах или основном металле корпуса – опорожнен полностью или частично в зависимости от способа ремонта. Чеканка трещины или отдельных свищей в сварном шве резервуара запрещается, так как она может привести к разрушению шва и всего резервуара.

При обнаружении коррозионных свищей и отпотин сначала принимают меры по ограничению утечки (напылением пенополиуретана, использованием клеевых композиций или " холодной сварки"), а затем опорожняют резервуар и выводят его из эксплуатации для ремонта.

Скрытые дефекты металла и сварных швов выявляют методами неразрушающего контроля – проведением дефектоскопии методами гаммаскопии и рентгенографии и с помощью ультразвука, которые позволяют наглядно определить характер скрытых дефектов.

Гаммаскопия производится обычно аппаратами типа ГУПТИ-0, 53, ГУП-1-52, РИД-П и др.

Для рентгенографии применяют аппараты типа РУП, ИРА с различной толщиной просвечивания стали.

Для дефектоскопии ультразвуком используют приборы УДМ-1М, ДУК-66 и др. Фактическую толщину стенок корпуса, кровли, днища резервуаров определяют толщиномерами типа «Кварц-6». «Кварц-15», УТ-31МЦ и другими приборами, позволяющими измерять толщину металла в пределах 0, 2…50 мм с погрешностью ± 0, 1 мм при температуре окружающего воздуха - 10…+40 ^оС.

В настоящее время в России и странах СНГ находится в эксплуатации более 40 тысяч вертикальных и горизонтальных резервуаров емкостью от 100 до 50000 м³ для хранения нефти, нефтепродуктов и агрессивных жидкостей. Практически каждый из них представляет собой объект повышенной аварийной опасности для персонала предприятия и окружающей среды.

Анализ причин аварий с резервуарами показал, что в 65% случаев разрушение происходит по монтажным сварным соединениям корпуса резервуаров и от коррозионных повреждений кровли, нижнего пояса и днища.

Наиболее эффективным средством предотвращения аварий с резервуарами является внедрение систем мониторинга – постоянного слежения за их состоянием и в первую очередь резервуаров, представляющих особую опасность. К ним относятся резервуары вместимостью 10000 м³ и более, а также вместимостью 5000 м³ и более, расположенные вблизи рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

Одним из перспективных направлений в этой области является оснащение опасных производственных объектов системами постоянного или периодического акустико-эмиссионного мониторинга (АЭ-мониторинга), которые в настоящее время широко внедряются на предприятиях ООО «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез», «СИБУР», АК «Транснефть», ОАО «Газпром». Так как наиболее частой причиной аварий с резервуарами является разрушение их корпусов, то наиболее перспективным направлением является мониторинг состояния корпуса резервуара, основанный на методе акустической эмиссии, разработанный ОАО «Алькор».

Для предотвращения возникновения утечек нефтепродуктов из резервуаров в процессе их эксплуатации следует проводить ежедневный контроль их состояния. Для сигнализации и для контроля работы резервуаров применяются:

· местные и дистанционные измерители уровня нефти (нефтепродукта);

· сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти (нефтепродукта);

· дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

· местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

· сниженные пробоотборники и др.

Для избежания переливов необходимо осуществлять постоянный автоматический контроль за верхним и аварийным уровнями нефтепродуктов в резервуарах с помощью специальных устройств. Примером такого устройства служит сигнализатор уровня СУУЗ-2, являющийся бесконтактным устройством ультразвукового типа. Акустические преобразователи сигнализатора СУУЗ-2 построены по схеме «излучатель – приемник». Такие преобразователи исполняют роль чувствительных элементов, передающих в прибор данные об изменении уровня жидкости в виде электрических сигналов. Применяются и другие сигнализаторы уровня.

Для предотвращения количественных потерь нефтепродуктов от хищений места возможных хищений нефтепродуктов (пробоотборники, сифонные краны, задвижки приемо-раздаточных патрубков) должны быть закрыты защитными кожухами, запирающимися на замок и опломбированы и сданы под охрану, что отмечается в специальном журнале.

Зачистка резервуаров. Металлические резервуары должны периодически зачищаться от накапливающихся отложений и осадка на донной поверхности в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение». Зачистка резервуаров производится при необходимости:

· смены сорта хранящегося нефтепродукта;

· освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

· очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

Пирофорные отложения способны к самовозгоранию, поэтому грязь и отложения, извлекаемые из резервуара, при очистке и вывозе должны поддерживаться во влажном состоянии до удаления их с территории перекачивающей станции. Отложения, находящиеся на стенках резервуаров, во время очистки должны непрерывно смачиваться. Извлеченный нефтесодержащий шлам является производственным отбросом и подлежит захоронению в отведенных для этой цели местах. Списание количественных потерь нефтепродуктов в результате зачистки производится согласно действующим нормативным документам и инструкциям.

При эксплуатации резервуаров с парафинистыми нефтями наблюдается интенсивное накопление осадков на днищах, что затрудняет определение количества нефти, уменьшает полезную емкость резервуара и усложняет его эксплуатацию. В этом случае применяют систему размыва.

Система размыва для предотвращения накопления донных отложений встречается только в нефтяных резервуарах. Для предотвращения накопления осадков на днищах нефтяных резервуаров применяются размывающие головки, присоединенные к приёмо-раздаточной трубе, продолженной до центра резервуара.

Система размыва представляет собой группу веерных сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к соплам подается нефть. При закачке резервуара нефть проходит через кольцевое сопло размывающей головки и, распространяясь в виде веерной струи по днищу резервуара, размывает осевший на дне парафин и распределяет его по всей массе нефти. Скорость истечения нефти через кольцевую щель сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их взвешивание. При откачке нефть с взвешенным парафином поступает в кольцевое сопло и верхнее отверстие головки и уходит из резервуара.

За рубежом для предотвращения оседания частиц парафина в нефти широко применяют винтовые мешалки. Существуют и отечественные винтовые мешалки типа «Диоген».

Устройство “Диоген” с регулируемым углом поворота состоит из взрывозащищенного асинхронного электродвигателя, плоскозубчатой ременной передачи, торцевого уплотнения, сферического уплотнения, приводного вала на шарикоподшипниковых опорах, корпуса, шарнирного узла, автоматического привода поворота, пропеллера, электросилового и управляющего оборудования.

Устройство устанавливается на нижнем поясе нефтяных резервуаров на крышках овальных или круглых люков лазов. Количество устанавливаемых устройств на нефтяном резервуаре определяется емкостью резервуара, его геометрическими размерами, местом расположения на резервуаре существующих люков-лазов относительно друг друга и типоразмером устройств («Диоген-500» и «Диоген-700»), отличающихся мощностью используемого электродвигателя и геометрическими параметрами пропеллера.

Принцип работы устройства заключается в образовании процесса перемешивания направленной струей хранимого продукта (нефти), при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Этот процесс достигается двумя факторами при работе устройства:

· за счет непосредственного перемешивания продукта при работе пропеллера устройства создаваемой направленной струей нефти;

· за счет создания кругового вращения всей массы хранимого продукта в резервуаре при работе устройства в крайних угловых положениях.

При использовании устройств “Диоген” на резервуаре в стационарном режиме управление осуществляется из операторной. Продолжительность по времени операции размыва накопившихся сильно уплотненных донных осадков зависит от высоты слоя осадков, их физико-химических свойств (вязкости, плотности и т.д.), температуры нефти, емкости резервуара и модели устройства “Диоген” (табл.2). Общий вид устройства представлен на рис. 3. На рис. 4 показана схема влияния трубной разводки в резервуарах емкостью 10000..30000 м³ на скопление донных отложений в процессе их размыва устройством «Диоген».

Рис. 3. Общий вид устройства «Диоген»

1 - взрывозащищенный асинхронный электродвигатель; 2 - плоскозубчатая ремённая передача; 3 - автоматический привод поворота; 4 - корпус; 5 - вал;

6 - пропеллер; 7 - обтекатель; 8 - шарнирный узел; 9 - фланец присоединительный;

10 - торцовое уплотнение; 11 - сферическое уплотнение.

Таблица 2

основныЕ параметрЫ устройств для размыва донных отложений “ДИОГЕН”

Рис. 4. Схема влияния трубной разводки в резервуарах емкостью 10000..30000 м³ на скопление донных отложений в процессе их размыва устройством «Диоген».

1 - резервуар; 2 - трубная разводка системы размыва донных осадков;

3 - овальный люк-лаз с устройством “Диген-700”; 4 - люк-лаз Ду -500/600;

5 - зона скопления донных отложений.

Ресурсосберегающая технология переработки жидких нефтешламов. В процессе технологических операций, при хранении и транспортировании нефти и нефтепродуктов образуются значительные объемы шламов: донные отложения резервуаров и продукты очистки полости трубопроводов, загрязненные нефтепродукты, нефтепродукты, содержащиеся в сточных водах, которые являются не только источником загрязнения окружающей среды, но и ценным углеводородным сырьем.

В настоящее время разработаны различные технологии по снижению количественных потерь нефтепродуктов при зачистках резервуаров и по извлечению нефтепродуктов из шлама для дальнейшей их утилизации.

Так, например, ТатНИПИнефть (г. Бугульма) и научно-производственная компания ТЭКОмаш (г. Москва) разработали технологию разделения устойчивых нефтяных эмульсий, которые невозможно обрабатывать без специального оборудования и технологий.

В основу технологии положено применение химических реагентов, нагрева, обработки острым паром и ультразвуком, обработка в поле центробежных сил. Предлагаемая технология реализована в передвижной автоматизированной установке, где предусматривается разделение на нефть, воду и концентрат механических примесей, объем которых составляет 1 – 5 % от количества исходной эмульсии.

Процесс обработки осуществляется по следующей схеме: циркулирующее сырье нагревается, обрабатывается острым паром, ультразвуком, необходимым количеством деэмульгатора, флокулянта. После проведения предварительной обработки часть потока из контура циркуляции отбирается на контур разделения: трехфазную шнековую центрифугу, трехфазный тарельчатый сепаратор.

Отделенная нефть или нефтепродукт утилизируются, а концентрат мехпримесей вывозится на установку переработки твердых нефтесодержащих отходов. Там он перерабатывается с получением очищенной твердой фазы, которая отводится на природу, а вода выводится на очистные сооружения.

Разработанная технология позволяет вовлечь в производство до 90% углеводородов, содержащихся в нефтешламах, оздоровить экологическую обстановку в районе предприятий, сократить платежи за хранение отходов.

Утилизация замазученных и нефтесодержащих шламов и грунтов может осуществляться и с помощью других устройств, например установки УЗГ-1М, разработанной ООО «Скорая экологическая помощь».

УЗГ-1М предназначена для утилизации замазученных грунтов и твердых горючих нефтесодержащих отходов, в т.ч. неподдающихся утилизации методами отмыва, биообработки или другими методами, а также в случаях, когда другие методы экономически менее выгодны.

Установка обеспечивает утилизацию сильнозагрязненных грунтов со степенью загрязнения более 3 % методом термообработки. Термообработка отходов производится при температуре 500-900 °С.

Все образующиеся на нефтеперекачивающей станции остатки нефтепродуктов от зачистки резервуаров, а также технологических трубопроводов, смеси нефтепродуктов при перекачке, ловушечные нефтепродукты и т.п. должны актироваться и могут быть реализованы только после проверки их фактического качества лабораторией.

Количественно-качественные потери. Кроме количественных потерь в резервуарах, наиболее значительными потерями нефти и нефтепродуктов являются количественно-качественные потери. Это основной источник естественной убыли нефтепродуктов из резервуаров. Происходят они при испарении углеводородов в атмосферу. При этом улетучиваются в первую очередь наиболее легкие фракции углеводородов, что не только уменьшает их количество, но и ухудшает качество. Нередки случаи, когда в результате больших потерь легких фракций при длительном хранении бензины оказывались непригодными для их дальнейшего использования.

Для успешной борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов от испарения необходимо вспомнить их основные физико-химические свойства, влияющие на характер и величину потерь.

Испаряемость. Способность углеводородов переходить из жидкого состояния в газообразное. Это важный показатель качества нефти и светлых нефтепродуктов. С повышением температуры или понижением давления испаряемость увеличивается. Потери нефти и нефтепродуктов прямо пропорциональны испаряемости, которую можно оценить по двум показателям: давлению насыщенных паров и фракционному составу.

Давление насыщенных паров – это давление, которое имеют пары нефти или нефтепродуктов, находящиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре. Между давлением насыщенных паров нефтепродуктов и их потерями от испарения существует определенная зависимость: с увеличением доли легких фракций повышается давление насыщенных паров и потери возрастают.

Фракционный состав нефтепродуктов характеризует содержание (в объемных процентах) отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. Нормируются температуры выкипания определенных количеств промежуточных фракций, начала и конца кипения.

Основными причинами потерь от испарения являются высокие давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов и, как следствие, переход легких фракций в газовую фазу. Испарение увеличивается при повышении температуры поверхности нефтепродуктов или понижении давления в газовом пространстве резервуаров.

В зависимости от причин, вызвавших потери от испарения, количество их колеблется в значительных пределах. Для организации эффективной борьбы с количественно-качественными потерями нефти и нефтепродуктов большое значение имеет анализ причин и расчет количества потерь.

Рассмотрим основные причины потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах.

Потери от «больших дыханий». Эти потери происходят в процессе заполнения резервуаров и транспортных емкостей нефтью или нефтепродуктом, в результате чего из газового пространства (ГП) емкостей вытесняется в атмосферу через дыхательные и предохранительные клапаны паровоздушная смесь (ПВС). Потери от «больших дыханий» определяются массовым количеством паров в вытесненной ПВС.

G = ρ _п∙ С ∙ V, кг

V – объем поступившей в резервуар жидкости;

С – средняя объемная концентрация паров в ПВС, вытесняемых из газового пространства резервуара;

ρ _п – плотность паров, приведенная к давлению в газовом пространстве.

Рассмотрим пример.

Плотность нефтяных паров составляет от 2, 5 до 3, 5 кг/м³; примем в среднем _п = 3 кг/м³. Среднюю концентрацию паров углеводородов в ПВС в весенне-летний период можно принять равной 25% (С = 0, 25). Таким образом, при вытеснении из резервуара ПВС в объеме V = 1000 м³ общая масса паров нефти составит

G= 3 ∙ 0, 25 ∙ 1000 = 750 кг,

т.е. удельные потери бензина в данном случае составят 0, 75 кг на 1м³ ПВС.

При полном заполнении резервуара (4500 м³) потери составят более 3 т.

Поскольку в осенне-зимний период удельные потери примерно в 3 раза меньше (т.е. около 0, 25 кг/м³), получаем, что удельные среднегодовые потери нефти от «больших дыханий» составляют порядка 0, 5 кг на 1 м³ ПВС.

В общем, практика показывает, что потери нефтепродукта из РВС-5000 от «больших дыханий» может составлять в летнее время в среднем 0, 56 кг на 1 м³ закачанного продукта, а в зимнее – 0, 35 кг на1 м³.

Рассмотрим теперь такой пример. Резервуарная емкость нефтебаз ГП «Роснефть» только под автобензины в 2001 году составляла 6 млн. м³, с коэффициентом оборачиваемости 4, 4 1/год. Нетрудно подсчитать, что если эти резервуары не оснащены средствами сокращения потерь (а так оно, в основном, и есть на нефтебазах), то общее количество бензина, которое поступило в атмосферу за год, составило порядка 13200 т (6000000 м³ ∙ 0, 5 кг/м³ ∙ 4, 4 = 13200 т).

Учитывая, что нефтебазы входят и в систему других нефтяных компаний России (ЛУКОЙЛ, Славнефть, СИДАНКО, КомиТЭК, ОНАКО, ТНК и т.д.) можно говорить о совокупном выбросе бензинов в атмосферу от «больших дыханий» не менее 50 000 т в год.

Потери от «малых дыханий». Другой вид количественно-качественных потерь нефти и нефтепродуктов - это потери от «малых дыханий». Ежесуточные колебания температуры и атмосферного давления, а следовательно, и парциального давления паров вызывают соответствующее колебание абсолютного давления в ГП резервуара. При достижении давления, превышающего величину, необходимую для открытия дыхательного клапана, часть ПВС выпускается в атмосферу, т.е. происходит «малое дыхание». Эти потери имеют существенное значение при длительном хранении нефти или нефтепродуктов в наземных стальных резервуарах.

Потери от «малых дыханий» с 1 м³ ГП могут быть подсчитаны ориентировочно по следующим формулам:

- при увеличении температуры в ГП «атмосферного» резервуара на 1^о С (за счет расширения)

G_t = , кг/м³;

- при увеличении атмосферного давления на 1 мм рт. ст.

G_р = , кг/м³.

Расчеты показывают, что в весенне-летний период из резервуаров типа РВС-5000 в атмосферу уходит по 100…150 кг бензина в сутки или 10·10³……30·10^-3 кг на 1 м³ вместимости резервуара.

Примем, что среднегодовые потери от «малых дыханий» составляют 5∙ 10^-3 кг/сут на 1 м³ емкости резервуара. Тогда общие потери бензина от «малых дыханий» из резервуаров ГП «Роснефть» составили бы порядка 10 000 т, т.е. почти равны потерям от «больших дыханий». Это объясняется тем, что единичные потери от «больших дыханий велики, но они бывают относительно редко (в данном случае 4, 4 раза в год), а единичные потери от «малых дыханий» невелики, но они бывают каждые сутки.

Таким образом, в целом в системе распределения нефтепродуктов России общие выбросы бензина в атмосферу в результате «малых дыханий» в 2001 году можно оценить также примерно в 50 000 т. В целом общая масса ежегодных выбросов паров бензина только из нефтебазовых резервуаров России может быть оценена в 100 000 т.

Здесь не учтены резервуарные парки объектов нефте- и нефтепродуктопроводного транспорта и нефтеперерабатывающих заводов, где оборачиваемость резервуаров значительно выше, чем на нефтебазах. Поэтому общая масса углеводородных выбросов из резервуаров в атмосферу только от «больших» и «малых» дыханий резервуаров может быть оценена в несколько сот тысяч тонн.

Лекция 4.

Потери от «обратного выдоха». При выкачке нефтепродукта из емкости происходит всасывание воздуха; концентрация паров уменьшается, начинается испарение нефтепродукта и происходит насыщение ГП парами. Давление в ГП увеличивается до величины, на которую рассчитан дыхательный клапан, после чего последний открывается, и ПВС вытесняется в атмосферу. Происходит так называемый «обратный выдох».

Практика показывает, что потери автобензина из РВС-5000 от «обратного выдоха» (или, как еще говорят, от насыщения ГП) в летнее время составляют 0, 1 кг на 1 м³ закачанного продукта.

Потери от насыщения ГП с 1 м³ емкости или от «обратного выдоха» можно приближенно подсчитать по формуле

G_н С², кг/м³.

Потери от вентиляции газового пространства. Неправильно установленные дыхательные клапаны, неплотности кровли, незакрытые люки резервуаров и цистерн, отверстия, находящиеся в зоне газового пространства корпуса и палубы нефтеналивных судов приводят к потерям от вентиляции газового пространства, величина которых может превышать даже потери от «малых» и «больших дыханий».При негерметичной крыше резервуара происходит выветривание ГП. Более тяжелые пары продукта выходят через нижние отверстия, а чистый воздух в соответствующем количестве входит через верхние отверстия.

Потери от вентиляции ГП емкости G_в (в кг/сутки) при безветренной погоде определяются по формуле

G_в = V_в ∙ C ∙ γ _в,

где V_в - объем паров, теряемых при вентиляции ГП, м³/сутки,

, м³/сут.,

где:

μ – коэффициент расхода;

F – площадь отверстия в крыше, м²;

g – ускорение свободного падения, 9, 81, м/с²;

Р – давление, под которым происходит истечение ПВС, равное разности удельных масс столбов высотой Н, м ПВС ( γ _пвс, кг/м³) и воздуха ( γ _в, кг/м³)

Р = H ( _пвс - _в);

С – концентрация паров в ПВС.

При наличии ветра потери от вентиляции ГП могут во много раз превышать, полученные по формуле. Кроме того, при негерметичной крыше суммарную площадь отверстий в ней F определить практически невозможно, поэтому формула даст только грубую оценку порядка величины возможных потерь.

Потери от вентиляции ГП могут происходить при неправильной установке дыхательных клапанов, через открытые люки путем выдувания ПВС ветром и т.д.

Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах. Основная доля всех потерь нефти и нефтепродуктов приходится на испарение из резервуаров. Сокращение потерь от испарения достигается применением следующих методов:

· уменьшением объема газового пространства (ГП) резервуаров;

· хранением нефти и нефтепродуктов под избыточным давлением;

· уменьшением амплитуды колебаний температуры поверхности нефти или нефтепродуктов и ГП резервуаров;

· улавливанием паров углеводородов, вытесняемых из заполняемого резервуара;

· рациональной эксплуатацией резервуаров.

Для осуществления этих мероприятий разработаны и применяются различные технические средства и технологии. В настоящее время в качестве средств, уменьшающих потери нефтепродуктов от испарения в резервуарах и соответственно снижающих загрязнение окружающей среды, применяются следующие устройства и технологии:

· диски – отражатели и газораспределительные устройства;

· газовая обвязка и газоуравнительные системы (ГУС);

· системы улавливания легких фракций углеводородов (УЛФ);

· покрытия, плавающие на поверхности нефтепродуктов;

· устройства для наполнения и опорожнения резервуаров.

Диск-отражатель – это препятствие в форме диска, устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры. Назначением диска-отражателя является предотвращение перемешивания содержимого ГП резервуаров при их опорожнении (рис. 5).

Диск-отражатель препятствует распространению струи входящего в резервуар воздуха в глубь ГП, изменяя ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Вследствие этого наиболее насыщенные слои ПВС в ГП, находящиеся у поверхности продукта, не перемешиваются входящей струей воздуха. Перемешивание локализуется в слоях, примыкающих к кровле резервуара, Такой механизм перемешивания уменьшает концентрацию паров воздуха в ПВС, вытесняемой в атмосферу при последующем «выдохе» при заполнении резервуара, т.е. уменьшает потери от испарения.

Как правило, распределение концентрации углеводородов по высоте ГП резервуаров является неравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров С_s, а с удалением к кровле – постоянно убывает (кривая 1на рис. 6).

Пусть в резервуаре высотой Н_р в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с Н₁ до Н₂. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает ГП резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП, исключая поверхностные слои, становится примерно одинаковым (кривая 2на рис. 6).

Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск-отражатель), то при ударе об нее энергия струи гасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное.
В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, сопровождающееся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней – пары нефтепродукта (кривая 3 на рис. 6).

Нетрудно видеть, что при последующем заполнении резервуара с диском-отражателем благодаря искусственно созданному неравномерному распределению концентрации углеводородов по высоте ГП, в атмосферу будет вытеснено с воздухом меньшее количество углеводородов, чем из резервуара без диска-отражателя.

В «Правилах технической эксплуатации нефтебаз» отмечается, что диски-отражатели уменьшают потери бензина на 20…30%.

Исследования показали, что диски – отражатели дают малый эффект в сокращении потерь, если в резервуар при выкачке нефтепродукта поступает холодный воздух. В этом случае он тяжелее паровоздушной смеси и глубоко проникает в ГП к поверхности нефтепродукта, перемешивая насыщенные слои.

Диски-отражатели эффективно сокращают потери нефтепродуктов, в основном, при «больших дыханиях» из резервуара в теплые месяцы года (весна, лето, осень).

Рис. 5. Дыхательный клапан с диском - отражателем:

1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - монтажный патрубок;

4 - диск–отражатель

Рис. 6. Распределение концентрации ПВС по высоте ГП резервуара:

1 - до выкачки; 2 - после выкачки при отсутствии диска - отражателя; 3 - то же при его наличии

Установлено также, что чем меньше вместимость резервуара, тем выше эффективность дисков-отражателей. Объясняется это тем, что струя входящего воздуха более сильно перемешивает содержимое ГП небольших резервуаров. Поэтому установка дисков-отражателей на резервуарах большой вместимости дает меньший эффект, чем на небольших резервуарах.

Эффективность применения дисков-отражателей может колебаться в зависимости от условий проведения операций. Применение дисков-отражателей наиболее эффективно в резервуарах с большими коэффициентами оборачиваемости. Когда время между полным опорожнением и заполнением составляет менее трёх суток, сокращение потерь достигает 20-30%.

В последнее время на смену диску-отражателю приходит новая усовершенствованная конструкция – дифференциальное газораспределительное устройство ДОГ. Газораспределительное устройство ДОГ предназначено для оснащения вертикальных цилиндрических резервуаров низкого (атмосферного) давления с целью сокращения технологических потерь нефти и нефтепродуктов, снижения объемов вредных выбросов в атмосферу, повышения пожаробезопасности резервуарных парков и нефтепромысловых объектов.

Газораспределительное устройство ДОГ устанавливается под дыхательным клапаном внутри резервуара и содержит вертикальный патрубок с щелевым вырезом в нижней его части и конический газоотражатель. В нижней части газораспределительного устройства выполнено отверстие для стока конденсата.

· ДОГ препятствует струе входящего через дыхательный клапан в резервуар воздуха распространиться вглубь газового пространства и обеспечивает строго равномерное его распределение под кровлей без активного смешения с углеводородным газом при опорожнении резервуара и обратный выход воздуха с низкой концентрацией паров продукта при наполнении резервуара;

· является эффективным средством снижения объемов вредных выбросов продуктов испарения через дыхательную арматуру при «больших дыханиях» резервуара, снижает активность коррозионных процессов в газовой зоне резервуара;

· по технологическим характеристикам превосходит аналоги (диски-отражатели) в 2, 0-2, 5 раза.

Газовая обвязка. Потери от испарения могут быть значительноснижены при использовании газовых обвязок резервуаров и газоуравнительных систем. Простейшим средством улавливания паров нефти или нефтепродуктов, вытесняемых из заполняемого резервуара, является газовая обвязка. Это газопровод, соединяющий газовые пространства резервуаров. Газовая обвязка сокращает потери в тех случаях, когда одновременно с заполнением одних резервуаров другие опорожняются. В этом случае ПВС из заполняемых резервуаров не уходит в атмосферу, а перетекает в опорожняемые и, следовательно, объём «дыхания» становится меньше.

Достигаемое при этом сокращение потерь нефтепродуктов принято характеризовать величиной так называемого коэффициента совпадения операций.

Нетрудно видеть, что при отсутствии откачки К_с = 0, т.е. уменьшение потерь не достигается. Наоборот, при Q_om Q_з величина К_с = 1, т.е. вся ПВС из резервуара 1 полностью перетечет в резервуар 2 и, следовательно, потерь не будет совсем.

В остальных случаях (Q_om < Q_з при Q_{o m} 0) 0 < К _c > 1, т.е. сокращение потерь нефтепродукта будет частичным.

Если не совпадают операции заполнения нефтью или нефтепродуктом одной группы резервуаров и опорожнения другой группы, объединенных газопроводами, пары продукта из ГП заполняемых резервуаров выталкиваются в атмосферу. Поэтому газовая обвязка применяется, как правило, на однотипных резервуарах при совпадении операций закачки и выкачки нефтепродуктов по времени и соответствии производительностей. При этом недопустимо соединение резервуаров, например, с этилированными и неэтилированными бензинами, так как это приводит к ухудшению качества последних.

Газоуравнительные системы. Газовая обвязка, дополненная газосборником, предназначенным для аккумулирования части ПВС, называется газоуравнительной системой (ГУС), которая сокращает потери нефтепродуктов в большей степени, чем газовая обвязка (рис. 7).

Если одновременно с заполнением резервуара 1 производится выкачка нефтепродукта из резервуара 2 или 3, то благодаря газоуравнительной системе (ГУС), часть ПВС из резервуара 1 не пойдет в атмосферу, а по трубопроводам ГУС перетечет в конденсатосборный резервуар 2.

Избыток или недостаток перетекаемой ПВС (в зависимости от производительности закачки-выкачки) компенсируется содержанием переменного объема газосборника. В тех случаях, когда часть резервуаров только заполняется или только откачивается, обмен смесью происходит только между ГП этих резервуаров и газосборником.

При прокладке газопроводов необходимо строго соблюдать уклоны для свободного стекания конденсата, образующегося в трубах, в конденсатосборные резервуары.

Рис. 7. Схема газоуравнительной системы

1, 2, 3 - резервуары с нефтепродуктом; 4 - дыхательный клапан; 5 - задвижка;

6 - отвод; 7 - коллектор; 8 - конденсатосборник

Газоуравнительная система эффективна при следующих условиях:

· при герметичности резервуаров и работе их под избыточным давлением 200 мм вод. ст.;

· при обеспечении синхронности (совпадения) процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности;

· при соответствии пропускной способности газопроводов производительности закачки (выкачки);

· при регулярном осмотре и проверки исправности работы дыхательной арматуры резервуаров, подтягивании фланцевых соединений;

· при систематическом спуске конденсата из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуары;

· при утеплении дренажных устройств и предохранении их от снежных заносов в зимнее время;

· при соответствии пропускной способности газопроводов производительности закачки (выкачки).

При эксплуатации газоуравнительной системы необходимо ежемесячно проверять давление с помощью манометра, подсоединенного к специальным штуцерам на крышах резервуаров или трубах газовой обвязки. Замеренное давление должно соответствовать проектному значениию.

Негерметичность резервуаров резко снижает эффективность применения газоуравнительных систем. При потере герметичности каким-либо резервуаром, входящим в газоуравнительную систему (появление трещин на кровле, неплотное прилегание тарелок дыхательных клапанов и т.п.), его необходимо немедленно отключить от газовой обвязки и устранить дефект.

Ввиду сложности эксплуатации газоуравнительная система не получила широкого промышленного применения. Целесообразность применения газовой обвязки на резервуарах во всех случаях должна определяться технико-экономическими расчетами.

Системы улавливания легких фракций углеводородов. Под системой улавливания легких фракций углеводородов (УЛФ) принято считать совокупность технологического оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракций нефти и нефтепродуктов при повышении давления в ГП резервуаров до того, как произойдет их «выдох» в атмосферу.

Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующего её возврата в ГП резервуаров, либо отделение углеводородов от неё, либо реализация смеси потребителям.

Простейшей УЛФ является газоуравнительная система (ГУС), объединяющая газовые пространства (ГП) резервуаров. Современные системы УЛФ в отличии от ГУС дополнены элементами, позволяющими уменьшить концентрацию углеводородов в ПВС, вытесняемой в атмосферу. Это достигается либо её охлаждением (конденсационные УЛФ), либо компримированием (компрессионные системы УЛФ), либо использованием жидких и твердых поглотителей углеводородов (адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ) и др.

Встречаются комбинированные системы УЛФ, например, конденсационно-компрессорные, в которых совмещаются компримирование газовой смеси и её охлаждение, конденсационно-абсорбционные, где охлажденная ПВС подвергается дополнительной очистке в абсорбере и др.

Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта. В качестве покрытий, плавающих на поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению, применяются:

· плавающие защитные эмульсии;

· микрошарики из пластмасс;

· понтоны и плавающие крыши.

Защитные эмульсии. Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхность нефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью, чем у защищаемого продукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхности нефтепродукта, изолируя его от ГП, независимо от степени отклонения стенки резервуара от правильной цилиндрической формы.

Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся, так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без её модернизации.

В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например, применяют эмульсию следующего состава (% масс): топливо ТС-1 – 56; вода – 21, 6; этиленгликоль -1, 2; желатин сухой – 0, 3. Эмульсия представляет собой белую вязкую массу плотностью 810 кг/м³. Такая эмульсия применяется для нефти плотностью 857 кг/м³. Толщина слоя эмульсии в начале применения достигает 20 см. Испытания показали, что она сокращает потери нефти в среднем на 80 %. Однако срок службы эмульсии невелик, ввиду её нестабильности. Эмульсия в течение 3 месяцев разрушается и оседает на дно резервуара, поэтому широкого промышленного применения она не нашла.

Микрошарики. Микрошарики из пластмасс, плавающие на поверхности, также служат для замедления скорости испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром от 10 до 250 мк, изготовленные из фенолформальдегидных или карбамидных смол и заполненные инертным газом – азотом.

Проведенные исследования показали, что микрошарики, плавающие на поверхности нефти или нефтепродукта слоем толщиной 20…250 мм, сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью бензинов – на 35…50%, а нефти - на 80%.

В то же время были выявлены и недостатки микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом, а также налипание на стенки резервуара, По этим причинам защитные покрытия из микрошариков широкого промышленного применения не получили.

Лекция 5.

Понтоны. Понтоном называется жесткое плавающее покрытие со стационарной кровлей, применяемое с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов. Понтоны являются самым эффективным средством сокращения потерь нефти или легкоиспаряющихся нефтепродуктов от «малых» и «больших» дыханий и «обратного выдоха» резервуаров.

Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее 90% поверхности нефтепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазор между «диском» и стенкой резервуара.

Понтон перемещается в резервуаре при изменении в нем уровня нефтепродукта при закачке и выкачке по направляющим и при нижнем положении устанавливается на опорные стойки. Конструктивные схемы понтонов показаны на рис. 8.

По материалу из которого изготовлен «диск» различают металлические понтоны (стальные и алюминиевые) и понтоны из синтетических материалов (ПСМ), изготовленные чаще всего из пенополиуретана. Понтоны из синтетических материалов в обязательном порядке оснащаются металлической сеткой с выводом ее заземления для отвода зарядов статического электричества.

Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий кольцевой затвор, т.к. именно от качества герметизации зазора между газонепроницаемым «диском» понтона и стенкой резервуара в значительной степени зависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения. Осуществить это непросто из-за несовершенств форм резервуаров, которые имеют отклонения от идеальной цилиндрической формы и уплотнительные затворы должны быть очень упругими и эластичными, чтобы компенсировать эти отклонения. Эффективность применения понтонов зависит от качества уплотняющего затвора понтона.

Рис. 8. Основные типовые схемы металлических понтонов

а) – чашеобразный однодечный; б) – однодечный с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; в) – однодечный с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; г) – двудечный, разделенный на отсеки.

В настоящее время в мире известно свыше 300 конструкций затворов для понтонов. Однако используется только около двух десятков, удовлетворяющих следующим требованиям:

· высокая плотность прилегания затвора при большой выборке кольцевого зазора;

· устойчивость к истиранию;

· работоспособность в широком интервале температур (от -40 до + 80^оС);

· химическая инертность по отношению к нефтепродукту;

· простота при сборке и эксплуатации.

Различают уплотняющие затворы: жесткие (с механическим уплотнением) и мягкие (с жидким, воздушным, газовым или эластичным синтетическим наполнителем).

Основными частями жестких затворов являются металлические детали (башмаки, рычаги, пружины) и эластичные элементы. Башмаки, состыкованные друг с другом, образуют плотное кольцо, которое прижимается к корпусу резервуара системами рычагов или пружин. Кольцевой зазор между башмаком и понтоном герметизируется эластичной (резинотканевой) мембраной, крепящейся болтами или зажимами к башмаку и кольцевому ободу понтона.

Большое распространение получили затворы жестких типов: шторный, РУРП-1, УЗПК-1 (отечественная копия затвора «Виггинс»). За рубежом на емкостях объемом 100 и 200 тыс. м³ широкое распространение получили затворы фирмы «Шелл», «Карл Шпетер» и ряд других.

Затворы мягкого типа либо целиком изготавливаются из упругого материала, либо включают оболочку, заполненную наполнителем. В отечественной практике широко применяются затворы мягкого типа, такие как петлевой, РУМ-1, РУМ-2, которые имеют блок уплотнения, состоящий из эластичного поролона или пенополиуретана и оболочки из прорезиненной ткани. Эти затворы отличаются низкой стоимостью.

За рубежом в последние годы в основном применяют уплотнения, наполняемые эластичными пенополиуретанами. Наиболее распространенными являются уплотнения «Кисзил» (Япония), фирм США «Чикаго Бридж энд Айрон компани» и «Топмастер». французской фирмы «Ларош Бувье». Эти уплотнения установлены на резервуарах вместимостью до 120 тыс. м³ в ряде стран мира.

Мягкие конструкции по сравнению с жесткими обладают более высокой герметизирующей способностью. Однако практика показала, что при эксплуатации такие затворы быстро теряют жесткость и провисают, открывая кольцевое пространство, что приводит к испарению продукта.

Герметизирующие свойства затворов у понтонов характеризуются величиной коэффициента герметичности, который определяет массу паров нефти (нефтепродуктов), переходящих в газовое пространство через единицу длины затвора в единицу времени при разности давлений: давления насыщенных паров нефти и парциального давления нефти в ГП.

,

где:

G_п - масса паров нефти (нефтепродукта);

L – длина окружности резервуара;

P_s – давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта);

Р – парциальное давление паров нефти (нефтепродукта) в ГП;

t – продолжительность испарения.

Согласно «Правилам технической эксплуатации нефтебаз» применение понтонов сокращает потери нефтепродуктов от испарения на 80…95 %. В других источниках отмечается, что понтоны сокращают потери на 80% от «больших дыханий» и на 70% от «малых». Эффективность понтонов при повышении коэффициента оборачиваемости резервуаров увеличивается. Понтоны занимают значительную часть полезной вместимости резервуаров и требуют дополнительных капитальных затрат на их монтаж.

Плавающие крыши. Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли. В данном случае внутреннее пространство резервуара не занимается дополнительным сооружением (понтоном). Отечественное резервуаростроение развивается в направлении проектирования и сооружения резервуаров большой вместимости. СНиП 11-106-79 допускает строительство резервуаров с плавающей крышей вместимостью до 120 тыс. м³.

Известные в мировой практике конструкции плавающих крыш могут быть сведены к четырем основным типам:

1) дисковые;

2) однослойные с кольцевым коробом;

3) однослойные с кольцевым и центральным коробом;

4) двуслойные.

Непосредственно на настиле плавающей крыши монтируются замерный люк, люки-лазы, дыхательные клапаны, дренажное устройство для отвода ливневых вод в канализацию, направляющие стойки катучей лестницы, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления. Плавающие крыши снабжаются уплотняющими кольцевыми затворами в основном тех же типов, что и понтоны. Однако ввиду отсутствия стационарной кровли их снабжают защитными козырьками для предотвращения попадания атмосферных осадков на затвор и далее в нефтепродукт.

По данным литературных источников ПК сокращают потери нефтепродуктов от испарения также как и понтоны, однако их применение ограничивается климатическими условиями.

В зимний период на поверхности кровли образуется слой снега толщиной до 200 мм, не тающий при положительной температуре высокозастывающей нефти в резервуаре, а на стенках резервуара и направляющих трубах – застывшая нефть толщиной до 50 мм, которая забивает отверстия перфорации пробоотборника. При наступлении положительных температур застывшая на стенках и поверхностях направляющих стоек нефть начинает стекать на плавающую крышу и уплотняющие затворы, загрязняя их, затрудняя обслуживание и повышая пожарную опасность.

Зарубежный опыт свидетельствует о том, что в ряде стран с относительно суровым климатом, а в США и в районах с жарким климатом и большим количеством осадков предпочтение отдается резервуарам со стационарной кровлей и понтоном. Возникающие при их строительстве дополнительные капитальные затраты окупаются за несколько лет за счет снижения эксплуатационных расходов.

Для нормальной эксплуатации резервуара с плавающей крышей необходимо:

· не реже двух раз в неделю осматривать затвор, не допуская скопления пыли и грязи на мембране и козырьке;

· не допускать односторонней снеговой нагрузки на крыше и излишки снега своевременно удалять.

Устройство для наполнения и опорожнения резервуаров УРС.

При существующей технологии сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти наибольшие технологические потери и объемы вредных выбросов имеют место в резервуарах низкого (атмосферного) давления, большое влияние на величину которых оказывают процессы массообмена, приобретающие самую высокую активность при вводе жидкости в резервуар и при выводе жидкости из резервуара. Интенсификация процессов массопереноса и массообмена происходит особенно при низких взливах жидкости в резервуарах, когда имеет место выход затопленных струй на поверхность. Иногда при отборе жидкости из резервуаров происходит образование воронок и захват потоком жидкости газовой фазы, что может привести к срыву подачи насоса.

Поэтому для снижения активности массообменных процессов применяют различного рода технико-технологические средства. Наибольшее распространение получили противовороночные устройства, используемые для предотвращения отбора жидкости с верхних слоев и захвата газа из газового пространства резервуара. Но при работе резервуаров с большой производительностью они позволяют придать лишь общее осредненное направление потоку, но не организовать его структуру. Угол рассеивания при этом достигает значительной величины и возможен выход затопленной струи на поверхность жидкости, что приводит к активному испарению легких углеводородов, а в случае газонасыщенности - к выделению свободного газа.

В итоге наблюдается значительное увеличение потерь продукта и объемов вредных выбросов в окружающую среду, а также повышенная загазованность территории резервуарных парков.

Предлагаемые к использованию устройства для наполнения и опорожнения резервуаров обладают качественно новыми технико-технологическими характеристиками и от многих аналогов отличаются простой конструкцией и высокой надежностью в эксплуатации.

Устройство для наполнения и опорожнения резервуаров УРС предназначено для уменьшения технологических потерь легколетучих жидкостей (нефть, нефтепродукты и др.) из резервуаров, снижения загрязнения воздушного бассейна вредными выбросами в районе расположения резервуарных парков, повышения пожаробезопасности производственных объектов.

Устройство (рис. 9) устанавливается в резервуарах на подводящих и отводящих жидкость трубопроводах. Представляет систему жестко соединенных между собой конических поверхностей с отражательным диском с заданными геометрическими параметрами, устанавливаемых на вертикальных участках трубопроводов.

Рис. 9. Устройство для наполнения и опорожнения резервуаров

Основные достоинства УРС следующие:

· УРС - это скоростное распределительное устройство жидкости, эффективно работающее при высоких производительностях резервуаров в широком диапазоне вязкости продукции;

· осуществляет ввод жидкости в заданную по высоте зону резервуара при незначительном рассеивании без выхода затопленной струи на поверхность при предусмотренных технологией взливах и вывод жидкости из заданной по высоте зоны резервуара;

· предотвращает поступление жидкости с остаточным газосодержанием в зону разгазирования (в зону с давлением ниже давления насыщенных паров);

· способствует равномерному распределению осадков по площади днища резервуара, что позитивно сказывается на работе винтовых мешалок типа «Диоген»;

· при определенных условиях может быть использовано для предотвращения донных отложений;

· предотвращает пенообразовани