CC BY
57
70 ОБОРУДОВАНИЕ 2/Н (59) апрель 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Практически все оборудование, применяемое в резервуарных парках нашей страны и стран ближнего зарубежья в настоящее время, является устаревшим и потому неблагополучным с точки зрения экологии и безопасности его эксплуатации. Такое состояние не только приводит к непроизводительным потерям топлива, но и отрицательно сказывается на здоровье населения.
СИСТЕМА МОНИТОРИНГА РЕЗЕРВУАРА
ВЫБОР ПОДХОДОВ
Е.В. ЯВКИНА
инженер-аналитик ОАО «Нефтемаш»-САПКОН
г. Саратов
Особую тревогу как с точки зрения повышенной опасности для окружающих, так и со стороны возможных выбросов вызывают резервуары нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, нередко размещенные вблизи города, а также нефтебазы и автозаправочные станции, расположенные, как правило, в городской черте. Независимо от вида потерь пары жидких углеводородов в конечном итоге оказываются в атмосфере, что отрицательным образом сказывается на окружающей среде. По доли вклада в этот негативный процесс на первое место, естественно, необходимо поставить «атмосферные» резервуары открытого или полуоткрытого типов, которые составляют и еще долго будут составлять преобладающее большинство в используемом оборудовании. Поэтому сокращение всех видов потерь нефтепродуктов из резервуаров подобного типа является актуальной задачей не только с экономической, но и, что не менее важно, с экологической точки зрения.
Рис. 1 График зависимости упругости паров бензина от темпе-ратуры: 1- бензин автомобильный; 2 - базовый; 3 - авиационный
Чтобы грамотно проектировать оборудование, повышая тем самым степень эксплуатационной безопасности резервуаров и резервуарных парков, необходимо иметь надежные данные по основным видам потерь нефтепродуктов, а также факторам, влияющим на эти потери. Однако сведения, взятые из различных источников [1-5], зачастую разнятся на порядки, что, безусловно, является отражением как сложностей, возникающих при их получении и интерпретации, так и сложности самих процессов, происходящих в резервуаре. Выход из такого положения обычно представляется в двух направлениях: а) создании адекватной те-плофизической модели резервуара, описывающей основные процессы, протекающие при хранении нефти и нефтепродуктов, и б) создании комплекса устройств, позволяющего контролировать рабочие параметры резервуара в реальных условиях. Концепция такого комплекса, а именно системы мониторинга резервуара и резервуарного оборудования, была изложена в работе [6]. Естественно, что одна только поставка данных для анализа и коррекции теплофизиче-ской модели резервуара не может являться самоцелью такой системы. Основной ее задачей является контроль за обеспечением безопасной эксплуатации резервуарного хозяйства, однако было бы непредусмотрительно не использовать ее возможности для совершенствования модели, тем более что модель должна являться неотъемлемой частью системы. Для выбора оптимального направления в проектировании такой системы проведем предварительный анализ сведений о работе резервуара и факторах, влияющих на безопасность хранения нефтепродуктов.
В нормальных условиях резервуар представляет собой герметизированный закрытый сосуд, и процессы испарения в нем подчиняются законам испарения в закрытой емкости. Если в закрытом сосуде над поверхностью жидкости имеется свободное пространство, то оно постепенно насыщается парами этой жидкости. Физически происходит так называемый процесс массового обмена между жидкой и паровой фазой, то есть переход вещества из одной фазы в другую. В процессе испарения вначале испаряются наиболее легкие фракции, в результате чего жидкая фаза
постепенно утяжеляется. Между жидкой и паровой фазами существует пограничный слой, который характеризуется резким изменением концентрации распределяемого вещества. В области пограничного слоя перенос вещества осуществляется одновременно путем конвективной и молекулярной диффузии, причем по мере приближения к поверхности раздела фаз конвективные потоки уменьшаются и возрастает роль молекулярной диффузии. Скорость испарения зависит от ряда факторов. Главными из них являются упругость паров, фракционный состав и температурные изменения. Немаловажное значение имеет и площадь испарения, толщина слоя жидкости, величина коэффициента диффузии паров в воздух и другие факторы. Упругость паров нефти и нефтепродуктов характеризует наличие в них легкокипящих фракций, потери которых возрастают с увеличением температуры (зависимость давления паров бензина от температуры приведена на рисунке 1).
Потери при хранении нефтепродуктов в резервуаре открытого типа происходят в основном по двум причинам - по причине производимых сливоналивочных операций (так называемые «большие дыхания резервуара») и по причине суточных или сезонных колебаний температуры и давления окружающей среды («малые дыхания резервуара»).
Потерями от «больших дыханий» называются такие потери, которые происходят при наполнении резервуара, из которого вытесняется паровоздушная смесь. При поступлении в резервуар нефти или нефтепродукта паровоздушная смесь сжимается до давления, соответствующего давлению дыхательных клапанов, затем при повышении этого давления вытесняется наружу - происходит «выдох».
Потери (на одно дыхание) от «больших дыханий» из «атмосферных» резервуаров определяются:
1) для резервуаров, в которых давление в газовом пространстве в начале и в конце закачки принято равным атмосферному (р,=р2=р),
Рл К
г;
7 Я
КГ*
(1) ►
или
ЭКСПОЗИЦИЯ 2/Н (59) апрель 2008 г. ОБОРУДОВАНИЕ 71
2) для резервуаров, рассчитанных на избыточное давление,
Ге У
р- р,)
, (2)
i Ii
где Ví - объем закачанного в резервуар нефтепродукта; Мб - молекулярная масса паров; С - средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в смеси; Т - температура нефтепродукта; р - плотность паров нефтепродукта, р = ру Мв/ (ТИ);
R— универсальная газовая постоянная
( И = И м„);
V - первоначальный объем газового пространства;
ра - атмосферное давление;
Ру - упругость паров нефтепродукта при
данной температуре;
Р1 и р2 - начальное и конечное давления
газового пространства резервуаров.
Потерями от «малых дыханий» называют потери, возникающие в результате суточных изменений температуры при неподвижном хранении продукта. В дневное время в результате нагрева резервуара и верхнего слоя нефтепродукта увеличивается количество паров и давление в герметичном резервуаре. Когда давление в резервуаре превысит расчетное давление дыхательных клапанов, происходит выпуск через них избытка паров в атмосферу. В ночное, более холодное, время происходит обратный процесс: с понижением температуры наружного воздуха, а соответственно и резервуара, происходит частичная конденсация паров, в результате чего давление в газовом пространстве падает, образуется вакуум, и при вакууме ниже расчетного входит наружный воздух. Потери от «малых дыханий» еще называют потерями от термического расширения газовоздушной смеси. Аналогичное явление происходит и при изменении барометрического давления воздуха.
Потери от «малых дыханий» в результате температурных изменений газового пространства можно определить: 1) при известных значениях концентрации С паров по формуле:
ам=\-
и ;' (■• (I
7. 1.
; (3)
I с' Г'.
2) при известных значениях давления насыщенных паров по формуле:
(4)
Здесь:
С, и С2 - концентрации паров нефтепродукта в смеси при температуре Т1 и Т2; р, и р2 - давление в газовом пространстве резервуара, соответствующее давлению в дыхательном клапане р1=р,+ркв и р2=р,+ркд, где ркв - давление вакуума; ркд - избыточное давление; ру1, ру2 - упругость паров нефтепродукта при температуре Т1 и Т2; Мб - молекулярная масса бензиновых паров (Мб =60 + 0,3^к + 0,001^ к2 или Мб=22,4 р); - температура начала кипения бензина;
Т1 и Т2 - минимальная и максимальная температуры газового пространства в течение суток.
Потери от «малых дыханий» в результате колебаний атмосферного давления в связи с небольшими значениями в расчетах практически не учитываются.
Потерями от «обратного выдоха» называются потери от насыщения газового пространства «атмосферных» резервуаров. В процессе откачки в резервуар входит воздух, который, насыщаясь, увеличивает объем паровоздушной смеси, избыток смеси выходит наружу, то есть происходит дополнительный «обратный выдох». Потери от «обратного выдоха» определяют по формуле:
где ру.к - парциальное давление паров в конце выкачки;
рб - парциальное давление насыщенных паров бензина.
Практически потери от «обратного выдоха» небольшие и составляют 7-12% от потерь при «больших дыханиях».
Потерями от вентиляции называются потери, возникающие в результате недостаточной герметичности резервуаров, эти потери делятся на потери от выдувания и потери от газового сифона. Потери от выдувания происходят в резервуарах с негерметичными крышами, через неплотности которых происходит выдувание паров ветром. Наружный воздух, входя в резервуар через отверстие с наветренной стороны, выходит через другое отверстие с подветренной стороны и уносит с собой пары, то есть происходит как бы продувка паровоздушного пространства чистым воздухом.
Потери от газового сифона происходят тогда, когда один конец трубы соединен с газовым пространством, а другой конец опущен до нижней части резервуара и сообщен с атмосферой, в результате чего паровоздушная смесь выходит из резервуара наружу. Такой газовый сифон может создаться, например, в пеноподводящей трубе, не имеющей герметизирующей мембраны или при нарушении ее плотности. Газовый сифон также образуется в случаях, когда отверстия в крыше резервуара расположены на разных уровнях. В этом случае пары нефтепродуктов, как более тяжелые, выходят наружу через нижнее отверстие, а воздух входит в резервуар через верхнее. Таким образом, создается естественная циркуляция воздуха и паров. Потери от вентиляции при наличии газового сифона определяют по формуле Gв = Q С рн, где Q - секундный расход в газовом сифоне,
он равен: |-
1 -■- Р
V- Н^Зв*
Й.ч
где ц - коэффициент расхода паров при истечении через отверстие; f - площадь отверстия; h - расстояние между отверстиями по высоте; рсм - плотность паровоздушной смеси в резервуаре; рв - плотность воздуха.
Как видно из проведенного анализа, для выполнения достоверных расчетов по этим выражениям необходимо располагать данными о температурном режиме резервуаров, включая температуры газового пространства и поверхностного слоя нефтепродукта, иметь
сведения о температуре и давлении наружного воздуха, о давлении, составе и концентрации паров углеводородов в резервуаре. Последнее предполагает применение дорогостоящего газоанализирующего оборудования в оснащении резервуара.
Альтернативная возможность предоставляется, если математическая модель процессов конденсации и испарения в газовом пространстве резервуара будет обладать достаточной для практики степенью точности. Создание такой модели осложняется тем обстоятельством, что нефть и многие нефтепродукты многокомпонентны, содержат парогазовую и капельную фазы, общее количество которых и степень дисперсности не остаются постоянными. Парогазовая смесь при перекачке и сливе, как правило, турбулентна. При этом в общем случае имеют место процессы конденсации, коагуляции, дробления, испарения. Направление этих процессов и интенсивность очень сильно зависят от величин и изменений давления и температуры. В создании жидкой фазы участвуют главным образом тяжелые углеводороды, содержание которых индивидуально для каждой нефти. Учет всех этих обстоятельств на основе исключительно теоретических построений вряд ли даст требуемый результат.
С другой стороны, насыщение измерительной части системы мониторинга резервуара комплектом дорогостоящих датчиков ведет к необоснованному усложнению этого комплекса и не отвечает задаче повышения общего уровня безопасности системы. Поэтому при проектировании измерительных и расчетных модулей системы необходимо применять оба подхода. На начальном этапе проектирования система мониторинга должна обладать некоторой избыточностью датчиков с тем, чтобы при выходе на рабочий образец минимизировать их количество. Конечный вариант системы должен в основном работать за счет математических моделей, откорректированных по экспериментальным данным, полученным в ходе разработки. Такой путь создания системы мониторинга резервуара представляется нам наиболее целесообразным. ■
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кавнев Г.М., Моряков Н.С., Загвоздкин В.К., Ходякова В.А. Охрана воздушного бассейна на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии в связи с переходом на новые экономические методы управления. М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1989. (Тем. обзор).
2. Федеральный справочник «Топливно-энергетический комплекс России». «Родина-Про», 1999.
3. Земенков Ю.Д., Малюнин Н.Ан, Маркова Л.М., и др. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов: Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ. 1998.
4. Транспорт и хранение нефтепродуктов // Научно-технический информациионный сборник. М.: 1997, №1.
5. Блинев И.Г., Герасимов В.В., Коршак А.А., Новоселов В.Ф., Седелев Ю.А. Перспективные методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах. М:ЦНИИТЭнефтехим. 1990 (Тем. обзор).
6. Явкина Е.В. Гидродинамическая модель дыхательного клапана резервуара для хра-нения нефти и нефтепродуктов// Вестник СГТУ.Сара-тов.:2006
