Нефтяные резервуары

Примечания.

«+» - операция проводится:

«-»- операция не проводится;

* - предварительно перед началом  операции проводится отбор и  анализ проб воздуха из резервуара.

3.1 Подготовительные работы к зачистки резервуара

 

При подготовке резервуара к зачистке проводится:

1) Выкачка технологического остатка  товарного нефтепродукта до мини-мального  уровня (до "прохвата" насоса) по  зачистной линии в свободный  ре-зервуар.

2) Отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых за-глушек  на системах трубопроводов, выполнение  мер безопасности, предусмот-ренных  в наряде-допуске.

3) Определяется количество остатка, отбирается проба, определяется  объ-ем зачистных работ.

4) Проводится инструктаж работников  по безопасным методам проведе-ния  зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи по-страдавшему  работнику, по специфическим особенностям  резервуара и харак-терным опасностям, которые могут возникнуть при  проведении работ.

5) Проверяется исправность подъездных  путей, наличие средств пожаро-тушения, заземления резервуара.

6) Оформляется акт о готовности  резервуара к проведению зачистки.

7) Работник, ответственный за проведение  зачистки, обязан:

- проверить совместно с ответственным  за подготовку резервуара полноту  выполненных подготовительных мероприятий, готовность резервуара к прове-дению  зачистных работ;

- проверить правильность и полноту  принятых мер безопасности, состоя-ние  и квалификацию работников, полноту  и исправность инструмента и  обору-дования;

- проверить место работы и  состояние средств защиты;

- обеспечить последовательность  и режим выполнения операций  по зачи-стке;

- контролировать выполнение работниками  мероприятий, предусмотрен-ных в  наряде-допуске и в технологическом  процессе;

- регулярно проводить контроль  паровоздушной среды в резервуаре. Не допускать присутствия в  зоне проведения работ посторонних  лиц;

- по окончании работ по зачистке  в составе комиссии проверить  полноту и качество выполненных  работ. Составить акт о выполненной  зачистке.

8) Уточняется объем работ и  технологический процесс зачистки  по количеству, расположению и основным показателям (вязкость, содержание механических примесей, плотность, температура застывания и вспышки паров) остатка нефтепродукта.

9) Прокладываются специальные системы  подачи пара и ТМС. Подготав-ливаются  средства выкачки продуктов зачистки, каскадный отстойник и ТМС.

10) Подготавливается оборудование  по дегазации или флегматизации  свободного пространства резервуара  с температурой вспышки паров  остатка нефтепродукта ниже 60 °С.

 

3.2 Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродуктов

 

Процесс зачистки резервуара от остатков высоковязких нефтепродуктов предусматривает следующие виды работ:

- разогрев остатка нефтепродукта  в резервуаре системой подогрева;

- удаление остатка нефтепродукта;

- предварительную дегазацию в  случае остатка нефтепродукта  с температурой вспышки пасов ниже 60° C ;

- промывку внутренних поверхностей  резервуара ТМС;

- удаление продуктов зачистки;

- чистовую обработку днищевой  поверхности.

Для удаления остатка вязкого нефтепродукта проводится его разжижение путем подогрева. Подогрев выполняется одним из способов:

- разогрев горячей водой;

- циркуляционном;

- гидромониторным.

При разогреве горячей водой или паром на остаток нефтепродукта наливают горячую воду (80-85°С) на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта.

Для интенсификации разогрева подают острый пар непосредственно в нефтепродукт. При возможности секционного включения штатного поверхностного подогревателя вводят в работу и секции, находящиеся под слоем разогреваемой массы (вода + нефтепродукт). В целях ускорения процесса подогрева нефтепродукта, рекомендуется разогрев массы с перемешиванием ее насосом по схеме «резервуар-насос-резервуар».

Пар подается по паровым трубам (рукавам) диаметром 50-63 мм. Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродукта.

Подачу пара в разогреваемую массу производят по всем возможным для этих целей вводам и входам в резервуар (люки, лазы, свободные патрубки, зачистные люки), по которым возможно подать паропровод непосредственна в нефтепродукт.

Пар должен подводиться к трубопроводам по съемным участкам трубопроводов или гибким шлангам; запорная арматура должна быть установлена с обеих сторон съемного участка. После окончания продувки эти участки трубопроводов необходимо демонтировать, а на запорной арматуре установить заглушки с хвостовиками. Зазоры между паропроводом и горловиной закрываются и уплотняются кошмой.

Продолжительность подогрева в зависимости от количества остатка составляет 18-24 часа в летний период и 30-32 часа в зимний. Разогретый остаток совместно с водой откачивается в разделочный резервуар или в сборник каскадного отстойника или в выделенную емкость.

При циркуляционном подогреве в случае наличия в резервуаре циркуляционной системы подогрева (специальные трубы с насадками, теплообменник, насос циркуляционный) на остаток наливают горячий аналогично остатку нефтепродукт (температура на 15-20°С ниже температуры вспышки его паров) производят циркуляцию этой массы затопленными струями.

Циркуляция производится по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар». Продолжительность циркуляции 10-15 часов в зависимости от количества остатка.

Температура циркулирующего нефтепродукта, поступающего в резервуар, должна быть не ниже 45°С.

В случае зачистки заглубленного или подземного резервуара возможно использование водного раствора ТМС, например ММ-5, ТЕМП-300 и др.

На остаток нефтепродукта наливают раствор ММ-5 в количестве не менее 5-6 объемов остатка. Температура 50-55°С. Проводится циркуляция раствора по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар».

Продолжительность циркуляции 16-24 часа в зависимости от количества остатка и его физико-химических свойств. Образовавшаяся эмульсия откачивается в разделочный резервуар или другую емкость, где производится ее регенерация.

При гидромониторном способе нефтепродукт разжижается и смывается с днища струей горячей воды под давлением. Вода подается насосом на моечные машинки (гидромониторы). Напор воды на насосе 10-12 кгс/см2; температура воды 75-80°С.

Моечные машинки заводят в резервуар через люки на кровле резервуара или через нижний люк-лаз (установка МБ-3). Машинки закрепляются на водоподводящих рукавах и опускаются на страховочных канатах на высоту 3-4 м от днища резервуара.

Учитывая большую поверхность днища резервуара, операция разжижения остатка повторяется через другие горловины или рукава с машинками оттягиваются от центра их установки на 3-4 м. Оттяжку рукавов производят пеньковым канатом, закрепленным одним концом за рукав выше машинки, второй конец закрепляют за конструкции в резервуаре, расположенные на днище или стенке. Эта операция выполняется только после полной остановки подачи воды на моечные машинки и выкачки разжиженной части остатка нефтепродукта из резервуара.

Выкачка разжиженной подвижной массы, производится постоянно при работе моечных машинок и продолжается в течение 30-60 минут по окончании подачи воды.

Продолжительность разжижения зависит от количества остатка, его характеристик и может колебаться от 2-3 до 5-8 часов непрерывной работы моечных машинок.

Выкачка разжиженной массы (вода + нефтепродукт) производится в разделочный резервуар или в каскадный отстойник или в приспособленную емкость.

 

3.3 Дегазация резервуара

 

В практике применяются следующие методы дегазации и флегматизации свободного пространства резервуара для обеспечения взрывобезопасного состояния:

- снижение концентрации паров  нефтепродукта замещением свободного  пространства чистым  воздухом;

- заполнение емкости водой;

- снижение содержания кислорода  в атмосфере резервуара заполнением (флегматизация) инертными газами.

Снижение содержания паров нефтепродукта осуществляется естествен-ной, принудительной вентиляцией или пропариванием резервуара.

Метод дегазации резервуаров наливом веды применяется только в отдельных случаях для подземных и заглубленных резервуаров из-за большого расхода воды и необходимости ее дальнейшей очистки от нефтепродукта.

Естественная вентиляция проводится при скорости ветра не менее 1 м/с. Открываются верхние крышки люков, для интенсификации вентилирования на люки устанавливаются дефлекторы. При этом более тяжелая (по сравнению с воздухом) смесь вытекает из резервуара в атмосферу, а более легкий и чистый атмосферный воздух входит в резервуар. Чистый атмосферный воздух входит в резервуар через люки на кровле. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

После прохождения области воспламенения открываются нижние люки-лазы и концентрация паров нефтепродукта доводится до 2 г/м3.

Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения и пароэжекторами. Принудительная вентиляция осуществляется на подачу воздуха в резервуар в соответствии с табл. 2.

Таблица 2

Объем резервуара, м3		100-700	1000-5000	5000-20000	20000 и более
Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч		30-70	20-50	15-20	10-13
Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч		8	8	4	2,5
Скорость приточного воздуха минимальная м/с		10	15	20	30
над понтоном	Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч	30-70	20-50	15-20	10-15
	Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч	8	8	4	3
	Минимальная скорость приточного воздуха, м/с	10	15	20	15
под понтоном и плавающей крышей	Кратность воздухообмена оптимальная, 1/ч	50-70	50-70	30-50	20-30
	Кратность воздухообмена минимальная, 1/ч	10	12	8	6
	Минимальная скорость приточного воздуха, м/с	10	20	25	30

 

При использовании электрических вентиляторов работы рекомендуется проводить в соответствии с правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения.

В тех случаях, когда предприятия имеют возможность обеспечения подачи пара, рекомендуется использовать пароэжекторы.

Во избежание образования застойных зон в датируемом резервуаре кратность воздухообмена должна быть не менее трех объемов в час.

Технологическая операция пропаривания используется при удалении остатков вязких нефтепродуктов. Температура пропарки 80-90°С.

Пропаривание эффективно для резервуара малых объемов до 1000 м3.

Продолжительность дегазации определяется анализами проб паровоздушной среды, отбираемых не ближе 2 м от открытых нижних люков, на расстоянии 2 м от стенки резервуара, на высоте 0,1 м от днища.

Наиболее широкое применение получили способы заполнения емкостей инертными газами, в качестве которых могут быть использованы сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые отработавшие газы (двигатели, котельные установки, специальные генераторы газа).

 

 

3.4 Мойка резервуара

 

Мойка резервуара осуществляем горячей водой, подаваемой через моечные машинки. Промывка проводится в два этапа:

- первичная промывка после подогрева  и выкачки «мертвого» остатка  нефтепродукта;

- чистовая промывка после удаления  с днищевой поверхности остатка  нефтепродукта и пропарки, рис. 1-8.

Первичная промывка проводится с 3-х уровней - на 2/3, 1/2, и 1/3 высоты резервуара. Это позволяет улучшить качество очистки поверхности резервуара, как от нефтепродукта, так и от пластовой ржавчины, образовавшейся в процессе эксплуатации.

Количество моечных машинок определяется исходя из характеристик машинок, количества и вязкости продукта.

Количество одновременно работающих моечных машинок в неконтролируемой паровоздушной среде с целью обеспечения пожаровзрывобезопасности должно быть не более 4-х.

Промывка начинается с верхнего уровня с постепенным снижением в сторону днища. Моечные машинки переставляются в смежные горловины только на нижнем уровне.

Промывка проводится горячей водой температурой 75-80° C , напор воды 10-12 кгс/см2. Продолжительность промывки на верхнем и среднем уровнях не менее 1-1,5 часов, а на нижнем уровне 3-4 часа. При промывке горячей водой предварительный разогрев донного осадка не требуется.