система хранения нефтепродуктов

Формула изобретения

Система хранения нефтепродуктов, включающая резервуары, газоуравнительную обвязку, имеющую общий коллектор, блок утилизации углеводородов, отличающаяся тем, что она снабжена системой пожаротушения, состоящей из пожарного насоса, водопроводов, пеногенераторов с запорным элементом и датчиков пожарной опасности, размещенных на каждом резервуаре, при этом один из пеногенераторов и запорный элемент установлены на общем коллекторе газоуравнительной обвязки, причем запорный элемент функционально связан с датчиками пожарной опасности каждого резервуара, а каждый из пеногенераторов содержит корпус с крышкой, распылитель и растворопровод стационарной системы пожаротушения, при этом корпус выполнен в виде цилиндрической обечайки, ограниченной фланцами, причем в монтажном фланце имеется выходное отверстие для пены, закрываемое крышкой, установленной на шарнире, а с противоположной стороны к корпусу через фланец присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения, связанный с распылителем, и имеющим ручной привод, а перед распылителем расположена заслонка, являющаяся одним из плеч двуплечего рычага, установленного в корпусе на шарнире, а другой конец этого рычага соединен шарниром с вилкой, при этом двуплечий рычаг канатом соединен с ручкой ручного привода, а своим свободным концом вилка установлена на упор, закрепленный в корпусе болтом, причем тяга присоединена своими концами к крышке, которая притянута к кромке выходного отверстия тягой за счет усилия, создаваемого вращением гайки по резьбе шпильки, при этом гайка своей торцовой поверхностью упирается в вилку, а положение гайки, соответствующее необходимому усилию герметизации стыка крышки и кромки выходного отверстия пеногенератора, фиксируется на шпильке контргайкой, при этом к шпильке и тяге присоединен ограничитель угла открывания крышки, при этом второй конец ограничителя закреплен болтом к верхней части корпуса.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к системам хранения нефти и нефтепродуктов в резервуарах пунктов сбора нефти и нефтеперекачивающих станций, и может быть использовано при хранении углеводородных жидкостей на нефте- и газоперерабатывающих заводах и нефтебазах.

Известна система хранения нефти и нефтепродуктов, включающая резервуары, снабженные дыхательными клапанами (см. кн. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986, 221 с.С.129-133). Система позволяет хранить в течение длительного периода большие объемы нефтепродукта, благодаря тому, что дыхательные клапаны препятствуют интенсивному испарению углеводородов в атмосферу.

В то же время выбросы продуктов испарения из резервуаров велики, поскольку дыхательные клапаны поддерживают в них лишь небольшое избыточное давление - 2000 Па (200 мм вод. ст.) по условиям прочности резервуаров. Выбросы паров имеют место как в результате колебания температуры нефтепродукта, так и при заполнении резервуаров жидкостью, что приводит к прямым потерям углеводородов (1,42 кг на 1 м³ паров) и, с учетом низкого предела взрываемости паров бензина (0,79-5,16 об.%), к повышению пожарной опасности в резервуарном парке.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является система хранения нефтепродуктов в резервуарах по патенту РФ № 2128614, включающая резервуары, газоуравнительную обвязку, блок утилизации углеродов (прототип).

Система позволяет исключить выбросы паров нефтепродуктов через дыхательную арматуру резервуаров в атмосферу за счет перетока избыточных паров из одного резервуара в другой и на блок утилизации паров. В результате предотвращаются потери углеродов и исключается загазованность и опасность возникновения пожара в резервуарном парке.

Недостатком системы является опасность распространения пожара, возникающего по той или иной причине (например, из-за разряда атмосферного или статического электричества) на одном из резервуаров, на остальные резервуары, что обусловлено тем, что пламя из газового пространства резервуара проникает в трубопровод газовой обвязки и далее по газовой обвязке - в другие резервуары и на блок утилизации, что приводит к возгоранию нефтепродукта и порче оборудования. Особенно интенсивно этот процесс проходит при откачке нефтепродукта из других резервуаров, в которых при этом создается пониженное давление и куда устремляется пламя из горящего резервуара. В результате известная система хранения еще более ухудшает последствия пожара, возникающего на одном из резервуаров, и не выполняет главную функцию - сохранение нефтепродукта.

Технически достижимый результат - сокращение потерь углеводородов за счет повышения надежности системы хранения нефтепродуктов.

Это достигается тем, что в системе хранения нефтепродуктов, включающей резервуары, газоуравнительную обвязку, имеющую общий коллектор, блок утилизации углеводородов, предусмотрена система пожаротушения, состоящая из пожарного насоса, водопроводов, пеногенераторов с запорным элементом и датчиков пожарной опасности, размещенных на каждом резервуаре, при этом один из пеногенераторов и запорный элемент установлены на общем коллекторе газоуравнительной обвязки, причем запорный элемент функционально связан с датчиками пожарной опасности каждого резервуара.

На фиг.1 изображена принципиальная технологическая схема системы хранения нефтепродуктов, на фиг.2 представлен общий вид генератора пены средней кратности, на фиг.3 - выносной элемент А фиг.1.

Система хранения нефтепродуктов (фиг.1) содержит резервуары 1, 2, 3, газоуравнительную обвязку 4, состоящую из общего коллектора 5 и ответвлений 6, блок утилизации углеводородов 7, конденсатосборник 8, систему пожаротушения, включающую пожарный насос 9, пожарный водопровод 10, пожарные пеногенераторы 11, установленные на резервуарах 1, 2, 3, пеногенератор 12, установленный на общем коллекторе 5, запорный элемент 13, датчики пожарной опасности 14, задвижки 15, 16, 17.

Каждый из пожарных пеногенераторов 11 выполнен как генератор пены (фиг.3 и 4) средней кратности стационарный и содержит корпус 18, выполненный в виде цилиндрической обечайки, ограниченной фланцами 19 и 20. В монтажном фланце 19 имеется выходное отверстие для пены, закрываемое крышкой 26, установленной на шарнире 27. С противоположной стороны к корпусу через фланец 20 присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения 23, связанный с распылителем 25, имеющим ручной привод 33. Установка и крепление пеногенератора на резервуарах 1 осуществляется с помощью монтажного фланца 19 с элементами крепления в виде уголков 21 и 22. Входное отверстие пеногенератора расположено на фланце 20, к нему присоединяется растворопровод 23.

Перед распылителем 25 расположена заслонка 28, являющаяся одним из плеч двуплечевого рычага, установленного в корпусе пеногенератора 18 на шарнире 29. Другой конец этого рычага соединен шарниром 30 с вилкой 31. Кроме того, двуплечий рычаг канатом 32 соединен с ручкой 33 ручного привода. Своим свободным концом вилка 31 установлена на упор 34, закрепленный в корпусе пеногенератора 18 болтом 35. Тяга 36 присоединена своими концами к крышке 26 и 37. Крышка 26 притянута к кромке выходного отверстия пеногенератора тягой 36 за счет усилия, создаваемого вращением гайки 39 по резьбе шпильки 37. При этом гайка 38 своей торцовой поверхностью упирается в вилку 31. Положение гайки 38, соответствующее необходимому усилию герметизации стыка крышки 26 и кромки выходного отверстия пеногенератора, фиксируется на шпильке 37 контргайкой 39. К шпильке 37 и тяге 36 присоединен ограничитель 40 угла открывания крышки 26. Второй конец ограничителя 40 закреплен болтом к верхней части корпуса. Для предохранения рычажной системы пеногенератора от поломок вилка 31 закрепляется (только на период транспортирования) проволокой 41.

Система хранения нефтепродуктов работает следующим образом.

При сливо-наливных операциях в резервуарном парке из газового пространства одних резервуаров, в которые осуществляется налив нефтепродукта, пары по газоуравнительной обвязке 4 перепускаются в резервуары, из которых сливают нефтепродукт. Если скорость налива больше скорости слива, то происходит рост давления в газовом пространстве резервуаров 1, 2, 3, в результате пары из резервуаров поступают в газоуравнительную обвязку 4, а оттуда - на блок утилизации углеводородов 7 (любого известного типа: компрессорного, холодильно-абсорбционного и т.д., включая их комбинации), откуда утилизируемые углеводороды в виде газа или конденсата (поток I) подаются потребителю. Если скорость слива больше скорости налива, то давление в резервуарах падает, в результате чего в них поступает воздух через резервную дыхательную арматуру. То есть при обычной работе (когда нет пожара) система обеспечивает сохранность нефтепродукта путем потерь углеводородов.

Установка и крепление пеногенераторов 11 на резервуарах 1 осуществляется с помощью монтажных фланцев 19, на которых имеется выходное отверстие, закрываемое крышкой 26, которая установлена на шарнире 27. Формирование струи пены производится распылителем 25.

В начале факела распыленная струя раствора пенообразователя имеет наибольшую скорость и при этом формируется пена с пузырьками малого размера (2÷3 мм в поперечнике), а с удалением от заслонки 28 скорость струи падает и далее формируется пена с более крупными пузырьками (4÷12 мм в поперечнике). Таким образом, пеногенератор вырабатывает полидисперсную (разноразмерную по пузырькам) пену, которая обладает свойством быстрого растекания по поверхности. Получение пены в условиях задымления помещения осуществляется по принципу эжекции воздуха распыленными струями 6%-ого водного раствора фторсодержащего пенообразователя из распылителя 25.

Испытания показали, что даже в условиях интенсивного задымления пена образуется в заданных объемах и имеет хорошую устойчивость к распаданию. В качестве пенообразователя в таких системах пожаротушения применяется фторсинтетический пенообразователь типа "Мультипена". Работает также на 6%-ом водном растворе фторсодержащего пенообразователя "Подслойный" в условиях задымления помещения.

Пеногенератор 11 предназначен для автоматических систем пожаротушения закрытых технологических помещений (подача пены на место возгорания), где возможно образование паро- и газовоздушных смесей, например в насосных залах насосных нефтеперекачивающих станций, камерах регулирования давления и т.п. Пеногенератор работает эффективно при следующих оптимальных параметрах технических характеристик:

Давление перед распылителем, МПа 0,6÷0,8.

Расход раствора пенообразователя, л/с 5÷20.

Кратность пены, не менее 70.

Давление перед распылителем при автоматическом

срабатывании затвора, МПа, не более 0,32.

Усиление срабатывания ручного привода, H 80÷90.

Для предохранения рычажной системы пеногенератора от поломок вилка 31 закрепляется (только на период транспортирования) проволокой 41.

Генератор пены средней кратности стационарный предназначен к применению в стационарных установках пенного пожаротушения вертикальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами.

При возникновении пожара (II) на одном из резервуаров (например, резервуаре 1) датчик пожарной опасности 14, в качестве которого может использоваться датчик температуры, датчик давления, датчик пламени и т.д., подает сигнал на открытие запорного элемента (задвижки) 13 пеногенератора 12, в результате чего водный раствор пенообразователя, нагнетаемый пожарным насосом 9, из водопровода 10 поступает на пеногенератор 12 (раствор может поступать и от любого другого источника). Пена, производимая пеногенератором 12, поступает в общий коллектор 5 и создает в нем пенную пробку, блокирующую поступление пламени из горящего резервуара 1 в резервуары 2 и 3. По мере работы пеногенератора 12 пена из общего коллектора 5 поступает в ответвления 6, вытесняя пожароопасные пары нефтепродукта в резервуары, изолируя резервуары друг от друга в еще большей степени. После закрытия задвижек 16 и 17, соединяющих негорящие резервуары 2 и 3 с газовой обвязкой 4, система переводится по ответвлению 6 газоуравнительной обвязки 4 через открытую задвижку 15 в горящий резервуар 1 в дополнение к пене, подаваемой пожарным пеногенератором 11 (который является частью системы пожаротушения резервуарного парка и вводится в действие независимо от работы систем хранения нефтепродуктов). После тушения пожара пеногенератор 12 отключают путем закрытия запорного элемента 13, пена в газоуравнительной обвязке 4 разрушается, продукты разрушения пены стекают в конденсатосборник 8 и удаляются в канализацию (поток III). То есть при аварийной работе (при пожаре) система локализует пожар в месте возникновения, предотвращая развитие пожара на соседние резервуары и исключая тем самым дополнительные потери углеводородов.

Таким образом, предлагаемая система хранения нефтепродуктов сокращает потери углеводородов как при нормальной работе резервуарного парка, так и при пожаре.

Пример конкретного выполнения.

В резервуарном парке, состоящем из трех резервуаров РВС-5000, хранится товарная нефть. Резервуары обязаны газоуравнительной обвязкой диаметром 200 мм. Блок утилизации углеводородов представляет собой установку низкотемпературной абсорбции.

При нормальной работе резервуарного парка с нефтью избыточные пары в количестве 180 м³/час поступают на блок низкотемпературной абсорбции, где из паров извлекают углеводороды охлажденной нефтью. При возгорании нефти, находящейся в резервуаре 1, вследствие разряда атмосферного электричества, датчик температуры 11 подал сигнал на открытие электрифицированной задвижки 13, в результате чего водный раствор пенообразователя, нагнетаемый насосом 9 по водопроводу 10 подается на пеногенератор 12. Производимая пеногенератором 12 типа ГВП-200 пена средней кратности поступает в общий коллектор с производительностью 200 л/с, образуя в нем в течение 12 секунд пенную пробку, изолирующую резервуары 2 и 3 от резервуара 1 с горящей нефтью. Заполнив общий коллектор, пена поступает в ответвления 6, вытесняя пожароопасные пары со скоростью 2,1 м/с из газоуравнительной обвязки в резервуары. Задвижки 16 и 17, соединяющие резервуары 2 и 3 с газоуравнительной обвязкой 4, закрывают, в результате пенный поток направляется со скоростью 6,3 м/с в резервуар 1 с горящей нефтью дополнительно к пене, производимой пожарным генератором 11. Во время пожара блок утилизации паров 7 отключают. После тушения пожара запорным элементом 13 отключают пеногенератор 12, задвижкой 15 отключают поврежденный резервуар 1 от газоуравнительной обвязки 4, продукты разрушения пены удаляют из конденсатосборника 8 и включают блок утилизации углеводородов 7, тем самым переводя систему хранения нефти в режим нормальной работы.

Результаты, полученные при испытании известной и предлагаемой систем, приведены в таблице, откуда видно что при использовании известно системы скорость газового потока из газовой обвязки в горящий резервуар равна нулю или отрицательна (если ведется откачка нефти из негорящих резервуаров), в результате чего пламя из горячего резервуара (зоны повышенного давления) проникает в газоуравнительную обвязку; при глубоком проникновении вероятно развитие детонационного горения и выброс фронта пламени в газовое пространство негорящих резервуаров. При использовании предлагаемой системы пары и пена, напротив, поступают из газоуравнительной обвязки в резервуар со скоростью 2,1 6,3 м/с, препятствуя пламени в обвязку и в негорящие резервы. Концентрация углеводородов в газоуравнительной обвязке известной системы (30 об.%) равна концентрации в газовом пространстве резервуаров (30 об.%), то есть является пожаро- или взрывоопасной, в то время как в предлагаемой системе смесь "вода-воздух-пенообразователь" в виде вязкой пенной пробки вытесняет углеводороды из общего коллектора в ответвления и резервуары. Тем самым исключаются условия для горения и взрыва углеводородов в газоуравнительной обвязке (концентрация углеводородов равна 0 против 30 об.%). Таким образом, при использовании предлагаемой системы предотвращается развитие пожара от очага возгорания на другие резервуары, в результате потери ограничиваются лишь объемом нефти, находящейся в одном резервуаре (при полном выгорании этот объем 3500 м³ ), в то время как при использовании известной системы в результате переброса пламени на другие резервуары потери не ограничиваются объемом только одного резервуара, а становятся существенно выше (7000 10500 м³).

Предложенная система хранения нефтепродуктов решает задачу надежности при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем и обеспечивает сохранность нефтепродукта без потерь от испарения и исключает развитие чрезвычайной ситуации - пожара, сокращая при этом ущерб и потери нефтепродукта. Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы хранения нефтепродуктов складывается за счет сокращения потерь нефтепродуктов и убытков от порчи резервуаров благодаря более надежной работе в целом за весь период хранения.