固定顶储罐（共7篇）
固定顶储罐 篇1
0 引言
在石油的开采、炼制、储运及销售过程中, 由于工艺技术和设备等方面的问题, 石油一部分较轻的组分会逸入大气, 造成损失, 这种现象称为油品的蒸发损耗[1,2]。油品蒸发损耗会引起油品品质的降低、造成环境污染, 并给油田安全生产带来隐患[3]。储罐的蒸发损耗量占油田总损耗的20%~30%, 以固定拱顶罐为例, 虽然可以应对恶劣环境下油品的储存, 并具有节省钢材、投资小、配件少、费用低等优点[4], 在油田上游开采和加工过程中得到广泛应用, 但是这种储罐的蒸发损耗量要比其他类型储罐大的多[5,6]。因此, 为了衡量油田的生产管理水平, 鉴定节能降耗技术措施的经济效益, 判定油气污染源对周围环境的污染程度等, 需要对固定顶储罐蒸发损耗的数量进行准确计算。
1 固定顶储罐蒸发损耗的类型
固定顶储罐油品的蒸发损耗主要有以下几种[7,8,9,10,11]:
(1) “大呼吸”损耗, 油罐收油时, 罐内油面上升, 气体空间的混合气受到压缩使压力升高, 压力达到一定值时, 呼吸阀打开, 油蒸气排放到罐外。当油罐发油时, 罐内油面下降, 气体空间压力下降, 罐内压力低至一定真空度时, 真空阀打开, 将空气吸入罐内。吸入的空气使罐内的油蒸气浓度减小, 加剧了油品的蒸发, 发油结束后, 罐内气体空间压力迅速回升, 压力升高至呼吸阀打开, 呼出混合气。
(2) “小呼吸”损耗, 油品在储罐中处于静止状态时, 油蒸气充满储罐的气体空间, 白天由于吸收太阳光的辐射使储罐内的温度升高, 加剧了油面的蒸发和气体的膨胀, 储罐内混合气体的压力升高。压力达到一定值时, 呼吸阀打开, 油蒸气排放到罐外。夜晚温度降低, 储罐内温度也随之下降, 气体收缩和油蒸气凝结引起储罐内压力下降, 罐内压力低至一定真空度时, 真空阀打开, 空气进入罐内。
(3) 自然通风损耗, 主要是由储罐密封不严造成。若在罐体上有两个或两个以上的孔洞, 因储罐内外气体密度将会产生流动。油蒸气从下部孔洞逸出, 空气从上部孔洞进入罐体, 形成通风损耗。
2 不同类型蒸发损耗量的计算公式
计算油罐蒸发损耗是将罐内的混合气体视为理想气体, 利用理想气体的状态方程式或克拉伯龙公式进行推导, 由于简化方式和推导方法不同可表现不同的形式。选取瓦廖夫斯基-契尔尼金公式作为固定顶储罐蒸发损耗基本计算公式[12]
式中ΔM———一次呼吸原油的蒸发损耗量/kg:
V1、V2———吸气、呼气过程终了时储罐气体空间的体积/m3;
C1、C2———吸气、呼气过程终了时储罐内油蒸气的体积浓度/[%];
p1、p2———吸气、呼气过程终了时储罐内混合气体的总压力/k Pa;
T1、T2———吸气、呼气过程终了时储罐气体空间的绝对温度/℃;
μ———油蒸气的摩尔质量/kg·kmol-1;
R———理想气体常数, R=8.314 J/ (mol·℃) ;
(1) 固定顶储罐“大呼吸”损耗
计算固定顶储罐“大呼吸”损耗时, 可以不考虑收发油期间温度和浓度的变化, 瓦廖夫斯基-契尔尼金公式变化
式中Cy———油气饱和浓度[%];
ΔV———储罐进 (出) 油量/m3。
(2) 固定顶储罐“小呼吸”损耗
计算“小呼吸”损耗时, 近似认为
将此关系代入瓦廖夫斯基-契尔尼金公式得到拱顶罐小呼吸损耗计算公式
式中V———储罐内气体空间的体积/m3;
p———当地的大气压力/k Pa。
(3) 储罐通风损耗
储罐通风损耗通常用下式计算[3]
其中储罐呼吸气体流量Q计算如下
式中ΔMt———通风损耗量/kg·d-1;
Q———储罐呼吸气体流量/m3·s-1;
C———储罐内油蒸气的体积浓度/[%];
p0———测试地点大气压/k Pa;
μy———油蒸气的摩尔质量/kg·kmol-1;
T0———储罐气体空间的绝对温度/℃。
ε———通风孔气体流量校正系数, 取0.47;
f———通风孔总面积/m2;
h———两孔间的垂直高度/m;
ρ0———空气的密度/kg·m-3。
3 固定顶储罐蒸发损耗计算实例
(1) 原油处理站储罐蒸发损耗的计算
以我国西部某油田原油处理站的三座储罐 (净化罐、沉降罐、缓冲罐) 为例, 储罐基本结构参数见表1。
对于储罐周转速度慢, 昼夜温差相对较大的地区, “小呼吸”导致的油气损耗是固定顶储罐蒸发损耗的主要原因[14,15];存在通风孔, 使得通风损耗不可忽略, 三座储罐的蒸发损耗主要由小呼吸损耗和通风损耗两部分构成, 计算应用参数见表2。
当地大气压为97.6 k Pa, 平均昼夜温差12℃。利用前文提出的损耗计算公式, 得出三座储罐每天蒸发损耗量, 见表3。
(2) 计算结果与测试结果的对比
按照《SY/T 5267-2009油田原油损耗的测定》对上述原油处理站三座储罐的呼吸气体组分、气体流量等一系列参数进行测量, 测试选在4月份进行, 为了对比测试结果与计算结果, 测试涉及的基本参数同计算参数大致相同, 储罐没有进行收发油作业。为确保测量结果准确, 在一周内分三次对储罐的蒸发损耗量进行测量, 三次结果取平均值得出三座储罐的油气蒸发损耗量分别为:净化罐0.5204 kg/d;沉降罐0.7567 kg/d;缓冲罐0.3151 kg/d。计算结果与测试结果平均相对误差为16.62%, 考虑测量中各种参数引起的误差, 表明本文的计算方法基本可行。
从测试与计算的油气蒸发损耗量可以看出, 三座储罐的损耗量计算结果均低于测试结果, 原因是计算时忽略了溶解在原油中的轻组分气体, 测试时这部分气体的挥发使得测试结果偏大, 在实际应用时应选择修正系数进行调整;沉降罐的蒸发损耗量大于净化罐与缓冲罐, 原因是罐体密封不严, 通风面积是其他两个油罐近4倍;净化罐的蒸发损耗量大于缓冲罐, 表明油罐内部装油量越少, 蒸发损失也就越大。
4 结论
(1) 总结了固定顶储油罐蒸发损耗的类型, 以瓦廖夫斯基-契尔尼金公式为基础, 分别归纳了适用于固定顶储罐大呼吸、小呼吸及通风损耗的计算方法。
(2) 以某原油处理站三座储罐为例, 其小呼吸与通风损耗计算结果与测试结果的平均相对误差为16.62%, 表明所提出采用的固定顶储罐计算方法基本可行。
(3) 由于忽略了溶解在原油中的轻组分气体, 使得固定顶储油罐蒸发损耗的部分计算结果低于真实损耗量, 为进一步提高计算准确度, 可以溶解气量系数进行修正。
摘要：为了保障油田安全生产运行, 减少油品损失, 对固定顶储油罐的蒸发损耗量进行计算具有重要意义。本文总结了固定顶储罐的大、小呼吸损耗及通风损耗的产生机理, 以瓦廖夫斯基-契尔尼金公式为基础, 给出了不同类型的蒸发损耗计算方法。对某油田原油处理站的三座储罐进行应用分析, 计算结果与测试结果平均相对误差为16.62%。指出可通过溶解气量系数进行修正, 以满足现场对原油蒸发损耗计算的要求, 为油田企业掌握固定顶储罐蒸发损耗量提供技术支持。
关键词：固定顶储罐,蒸发损耗,大呼吸损耗,小呼吸损耗,通风损耗
固定顶储罐 篇2
1 装配式铝制内浮顶特点
装配式铝制内浮顶是内浮顶众多形式中的一种, 与钢制内浮顶相比, 装配式铝制内浮顶采用铝合金制造, 重量轻, 并实现了零部件全部预制加工成型, 零部件可通过储罐人孔送入罐内, 用螺栓进行安装, 安装时可不必进行动火, 现场安装方便迅速。
由浮筒、构架、铺板、支腿、密封圈等主要部件和一些配套部件组成, 用卷制的密封铝合金浮筒作浮力构件, 支撑整个构架, 使内浮顶能够漂浮在储存介质的液面上。浮筒的设计浮力一般不小于浮顶自重的2倍。装配式铝制内浮顶设置有量油孔、真空阀、人孔、防静电装置和防旋装置等附件。
2 铝浮顶安装之前对储罐的改造
2.1 对储罐附件的改造
原储罐的一些附件是适应储存重油特点而安装的, 如分布罐底部的加热盘管就是为了避免重油凝固而设计的, 会妨碍铝浮顶支腿的安装, 其它的一些内部附件也会妨碍内浮顶的上下浮动, 所以这些原附件均需在安装铝浮顶之前拆除。
2.2 罐壁打磨
本储罐罐壁板环向焊缝是搭接焊接, 纵向焊缝是对接焊接而成, 这种罐壁焊接型式常见于九十年代之前建造的储罐。罐壁内侧搭接焊缝必刮蹭内浮顶的橡胶密封圈, 严重的甚至会损坏密封圈, 使其密封失效。
为使铝浮盘在设计最高位置和最低位置之间浮动时, 避免搭接环焊缝损坏浮盘密封圈, 需将罐体内壁搭接环焊缝打磨至无毛刺并成45°角光滑过渡, 见图1。
内壁对接纵焊缝的毛刺、焊瘤也应进行打磨, 在内浮顶工作行程之外的罐壁焊缝不需打磨。
2.3 罐壁的开孔
(1) 进油口与出油口。
原储罐的储存介质为重油, 其性质粘稠, 故原来采用罐壁上部进油、底部出油的方式, 在改造为原油储罐后, 则采用底部进油, 底部出油, 原有的进油管需切除。
新增进油孔与出油孔扩孔均需进行补强板补强。这是因为尽管储罐为常压容器, 但由于罐底板的约束, 使最靠近罐底的罐壁环向应力较小, 最大环向应力的位置上移, 若在该位置开孔, 则会形成应力集中现象, 一旦应力超过焊缝及钢板的许用应力便会造成该处罐体的的破坏, 发生事故。因此虽然储罐有别于压力容器, 但其开孔或补强圈离纵向焊缝、环向焊缝的距离有严格要求。根据GB150-89, 需满足开孔接管补强圈外缘与罐壁板的纵缝或环缝之间的距离应大等于200mm, 根据JB/T4736-95, DN500的开孔接管补强圈的尺寸为:Φ840mm (外径) /Φ534mm (内径) 。
(2) 人孔。
原储罐的两个人孔均设置在距罐底面高度为0.7m处。为能使人员进到罐内对浮盘上表面进行修复和清扫, 在储罐罐壁上需新增开一个人孔, 中心高度超过浮盘最低工作高度上表面0.8m。该人孔为带芯人孔, 其形式如图2所示。人孔芯处的弧板曲率半径与储罐相同, 这是为了在人孔封闭后, 该处弧板与罐壁近似为一个完整的曲面, 这样能够在浮顶浮起时, 减轻人孔接管对浮盘密封圈的刮蹭, 以保护密封圈不被损坏。
(3) 通气孔设置。
原储罐的罐壁上没有通气孔, 而GBJ128-90规定:内浮顶储罐应设置环向通气孔, 位置设在内浮顶最高行程以上高度的罐壁或固定顶上。本次改造中, 罐壁上新开12组通气孔, 沿圆周均匀分布, 通气孔设置应在铝浮盘安装之前完成。
2.4 罐底板的清洗
原有重油储罐内的残留重油需清除干净, 在罐底的加热盘管拆除后, 可使用溶解性较强的煤油将罐底的重油清洗除去。
3 装配式铝浮顶安装方法要点
3.1 铝浮顶安装施工顺序
边缘支腿及边缘梁安装→主梁及支腿安装→边缘浮筒安装→中间浮筒安装→浮顶铺板安装→密封胶带安装→各种零配件安装→浮顶水试升降试验。
3.2 安装验收规定
铝制内浮顶的水平偏差不得大于1 0mm;防旋装置 (导向柱) 安装垂直度应保持在1mm/m;边缘构件接头处必须对接整齐, 不允许出现缝隙, 上表面必须齐平;铺板搭接处及铺板现边缘构件结合处必须接触紧密, 不允许出现缝隙, 并涂刷耐油密封胶。用手电筒作透光检查, 不得有漏光现象;铝制内浮顶所有零部件及密封胶带均不得有损坏。防静电导线的接头必须牢固, 其结合面的锈迹必须打磨干净;铝浮筒的纵向焊缝应全部置于浮筒顶部;所有连接接头及螺栓必须紧固可靠, 而且所有螺栓均不得上紧过度使螺纹损坏以至松动。
3.3 充水试验要求
铝制内浮顶安装完毕并经检验合格以后可进行充水试验。在充水试验过程中, 应保证控制铝制内浮顶升起的最初速度V≤1m/12h, 根据储罐的内径值 (31308mm) , 可计算出此时要求的最大罐进水流量Q=π× (Di/2) 2/12=64.12m3/h;待内浮顶升高至距罐底4.5米的高度 (即升至本储罐下数第三道环焊缝处) 后可加大升起速度至V≤1m/6h。观测铝浮盘的上升速度, 我们可采用在罐顶部用目测方法监控液位上升情况, 以各条罐壁板环焊缝为参照, 可估计铝浮盘的升起速度。若浮盘升起异常, 应立即停止充水, 待处理后方可继续进行充水试验。充水试验应以铝制内浮顶升降平稳、无倾斜;内浮盘框架无异常变形;密封胶带应和罐壁及导向管接触良好并且无卡涩现象为合格。
4 结语
由于本次重油储罐改造采用装配式铝制内浮顶结构, 使正在处于生产状态的罐区内的改造施工减少了大量的焊接和切割的动火工作量, 而且现场安装方便, 在安装过程中不需要起重设备, 节约了工期和人力。
参考文献
[1]孙晋坡.大型储罐设计[M].上海科学技术出版社, 1986钢制压力容器GB150-89.
[2]立式原筒形钢制焊接油罐施工及验收规范GBJ128-90[S].
固定顶储罐 篇3
关键词：原油储罐,浮盘,储罐液位
我国原油储备库经过近十年的发展建设,积累了大量经验,油库技术相对成熟。随着国家对油库安全、环保的要求增高,设计人员应重视油库发展建设的同时,严格遵守相关规范要求,不断提高设计水平,以满足更高标准的要求。
1 储罐的形式
规范要求:储备库油罐应选用钢制浮顶罐,浮顶应采用单盘式或双盘式的结构[1]。双盘式浮顶有上、下两层盖板,两层盖板之间由边缘环板、径向隔板和环向隔板分隔为若干互不相通、互不渗漏的隔舱。单盘式浮顶的周边为环形浮船,中间为单层钢板,单层钢板与浮船之间用连接角钢连接[2]。
将单盘式与双盘式浮顶的特点进行对比,见表1。
单盘式浮顶结构有着结构简单、用钢量省、易于施工维修的优势,但因为其中间为单层钢板,所以浮力小,受自然条件影响较大,在降雨量大、风大的情况下容易出现问题;双盘式浮顶结构用钢量较大,且结构复杂,不易施工与维修,但其浮力大,排水好,受风、雨等自然条件影响较小。因此,在选择储罐结构时,应对所建库地区自然条件进行分析,在大风、暴雨天气较多的沿海地区应选择双盘式浮顶结构的储罐,在风雨天气较少的内陆地区则可选择更为经济的单盘式浮顶结构储罐。
2 储罐高低液位的设置
根据《石油储备库设计规范》中规定“油罐应设计液位计、温度计和高低液位报警仪表。”但此规范中没有定量规定。参考《石油化工储运系统罐区设计规范》SH/T 3007-2014 中的要求,浮顶罐的设计储存高液位的计算公式如下。
高液位计算公式:
式中:
h——储罐的设计储存高液位,m ;
h2——10~15 min储罐最大进液折算高度,m;
h4——浮顶设计最大高度,m;
h5——安全裕量,m。[3]
《石油化工储运系统罐区设计规范》适用范围为石油化工企业和煤化工企业的液体物料储运系统罐区的新建、改建、扩建工程设计[3]。企业罐区储罐与储备库的储罐相比,容积要小,储备库的储罐容积大多在10 万m3(有的为15 万m3),直径大多都为80 m,液位每米容积都在5000 m3左右,因此在考虑大型储罐的高液位时不能只是简单的按照装满系数0.9 考虑,计算时也应更加细化。
对于大型(10 万m3以上)原油外浮顶储罐,其高液位设置的原则是:当原油处于高液后,其罐内剩余的有效容积还能够容纳10 ~ 15 min最大进油量,以及油品升温后的体积膨胀量,保证储罐浮盘不超出储罐的最高允许液位。储罐的低液位是为了保证储罐液位下降时不会出现浮盘处于支撑状态,保护罐底板安全,这也符合规范[1]的要求。本着上述原则,建议对原油储备库的原油储罐设置:高液位和高高液位,低液位和低低液位,并要求高液位和低液位报警,高高液位和低低液位实现连锁功能。
高液位与高高液位之间设置有15 min的处置时间,即使高液位报警后,生产操作人员没有及时处置,按照计算所设置的高高液位与该罐进油管道上的电动阀进行连锁关闭该罐进油管道上的电动阀,并同时打开液位较低油罐的入口管线阀门,确保储油安全。
储罐的低液位是为了保证储罐液位下降时不出现浮盘处于支撑状态,保护罐底板安全。储罐浮盘支柱的高度一般为1.8 m,考虑罐底有8‰的坡度,罐底中心安装旋转喷射器的高度要求,可以确定储罐的低低液位。在低液位与低低液位间设置15 min切罐操作处置时间,根据外输泵具体流量参数,计算最大出液折算高度,此高度加低低液位即为储罐低液位报警高度。油罐液位在低液位时报警,低低液位时联锁停外输泵。
以10 万m3储罐为例,储罐直径D = 80 m,储罐高度H = 21.8 m,储罐的设计高度为储罐罐壁顶以下1.5 m,安全裕量取0.3m,所以储罐的高高液位h1为:
储备库原油进库一般由原油码头接卸入,以30万吨级码头为例,最大进库流量为3700 m3/h。因此15 min最大进液折算高度为:
所以,高液位h为:
同样可以计算,15 万m3的储罐和5 万m3的储罐的高液位、高高液位,见表2。
通过计算可知,如果只是简单的按照装满系数0.9 计算,则15 万m3和10 万m3储罐的高液位均要定为19.62 m,那么15 万m3的有效利用容积相应减少约1400 m3,10 万m3的有效利用容积相应减少约900 m3。
3 结语
(1)原油外浮顶储罐浮盘形式应考虑拟建地的自然气象条件,进行技术经济分析确定,不能由设计习惯而确定。
(2)原油储罐容积较大,高低液位的确定应通过具体计算,为确保储罐安全,建设设置高、低液位报警,及高高液位、低低液位联锁。
参考文献
[1]GB50737-2011.石油储备库设计规范.
[2]郭光臣,董文兰,张志廉.油库设计与管理.中国石油大学出版社,2006.
固定顶储罐 篇4
外浮顶罐主要用于储存石油、汽油、石脑油、芳烃类油品。浮顶罐的浮顶与油面接触并浮在油面上, 不存在油气空间, 大大减少了油品的蒸发损耗, 从而减少了火灾、爆炸事故发生的可能性, 是比较安全的, 因而逐步取代固定顶油罐而成为储存油类的主要罐型。
二、工作原理
外浮顶油罐一般采用固定式低倍数空气泡沫灭火系统, 该系统是由一种含蛋白的泡沫液, 按比例与压力水流在消防管道内机械混合, 进入固定安装在罐壁上端的泡沫产生器, 当泡沫混合液通过产生器内的喷嘴时造成负压, 因而有大量空气吸入产生器内, 同泡沫混合液混合形成空气泡沫, 带压的泡沫流将密封玻璃片冲破, 在短时间内把燃烧的液面全面覆盖, 隔绝空气, 达到灭火的效果。
下面以仪征输油站的150000m3的双盘外浮顶原油储罐为例, 结合中国石化集团安全环保局颁布有关大型浮顶储罐安全设计、施工、管理暂行规定 (以下简称:暂行规定) 及相关规范, 简要介绍外浮顶罐灭火系统的设计与计算。
三、灭火系统设计
仪征输油站的150000m3的双盘外浮顶原油储罐直径100m, 高度21.8m, 根据《暂行规定》规定大型储罐应设置固定式低倍数泡沫灭火系统和固定式消防冷却水系统。
3.1、泡沫灭火系统设计
本储罐采用液上式喷射泡沫灭火系统, 泡沫产生器安装在罐壁上端, 喷射出的泡沫由反射板反射在罐内壁向液面上覆盖, 盖住燃烧的液面, 达到灭火的目的。
3.1.1泡沫混合液流量计算
系统的泡沫混合液流量应满足扑救储罐及流散液体火灾两部分的要求。
(1) 扑救储罐火灾所需的泡沫混合液流量Q1
式中:F———储罐的保护面积 (m2) , 外浮顶储罐的保护面积应为罐壁与泡沫堰板间的环形面积, 本设计取1.0m。
式中:I———泡沫混合液供给强度 (L/min.m2) , 。
储罐配置的泡沫产生器个数N1
式中:q1———每个泡沫产生器的流量 (L/s) 。单个泡沫产生器的最大保护周长为24m, 所以本储罐实际设置的泡沫产生器的个数为:
3.14×100÷24=13.083个, 故本设计的泡沫产生器的个数N1取14个, 且沿储罐外壁周边均匀布置。
根据实际采用的泡沫产生器数量N1, 求出储罐设计供给的泡沫混合液的流量Q1设。
(2) 扑救流散液体火灾所需泡沫混合液流量Q2
式中:n2———配备的PC8型泡沫枪支数, 按不小于3支设计;
q2———每支PC8型泡沫枪的泡沫混合液流量 (L/min) , 按480L/min设计。
系统所需的泡沫混合液流量Q为:
3.1.2泡沫液总储量的计算
(1) 泡沫混合液总量W
式中:W1———扑救储罐火灾所需的泡沫混合液量 (m3) ;
式中:t1———储罐的泡沫混合液连续供给时间 (min) , 不应小于60min;
W2———扑救流散火灾所需的泡沫混合液量 (m3) 。
式中:t2———扑救流散火灾的泡沫连续供给时间 (min) , 按30min设计;
Wg———充满管道所需的泡沫液量 (m3) 。
式中:d———泡沫混合液输送管道内径 (m) , 按照泡沫混合液管道的流速不宜大于3m/s要求确定管径, Q=489.6 m3/h, 采用DN250mm钢管。
L———泡沫混合液输送管道长度 (m) , 本设计输送管道长度采用900m。
(2) 泡沫液的总储量Wp (m3)
式中:6%———采用的泡沫液混合比, 目前一般用6%的混合比为多。
3.2固定式消防冷却水系统
油罐内储存的油品属甲B类低闪点易燃液体, 根据规范规定应设置固定式消防冷却水系统。
3.2.1配置泡沫用水量
指配置泡沫的用水量, 我们采用的空气泡沫的水液比为94:6 (即94份水和6份泡沫液相混合) 。
3.2.2固定冷却用水量
(3) 移动消防用水量
根据《暂行规定》移动消防用水量为120L/s, 即432 m3/h。
(4) 总消防用水量
(5) 消防水池容量
根据《石油化工企业设计防火规范》规定储罐消防冷却用水的延续时间为4小时, 故消防水池容积为:
四、系统控制
根据《暂行规定》大型储罐泡沫灭火系统控制方式采用远程手动启动的程序控制系统。
泵出口阀及泡沫混合液和冷却水上罐控制阀、主要分区控制阀选用可远控的电动阀, 在消防控制室内实现集中控制。
在罐区安装可燃气体报警器, 在每一座罐的浮盘上沿罐壁设一圈感温电缆, 发生火灾时由于温度升高, 起火点处的感温电缆电阻变小, 并迅速发出火警信号传至值班室;在罐区设可燃气体报警器, 值班人员通过监视系统确认火灾后, 即启动消防系统进行灭火。
在消防控制室内设置消防自动控制系统, 实现火灾操作规程自动检测、自动控制功能。
摘要：本文对大型外浮顶储罐的泡沫灭火系统的计算和固定式消防冷却系统的计算及系统控制等问题进行简要介绍。
固定顶储罐 篇5
随着石油工业的发展及原油储备量的增加,储罐的大型化和浮放化更为普及。大量震害表明大型储罐一旦在地震中遭受破坏必将导致严重的次生灾害从而导致严重的后果,因此一直广泛深入地进行其抗震研究。抗震理论研究多以储罐顶面作为自由液面考虑,考虑浮顶影响的较少[1]。然而目前现有的储罐设计规范都是在忽略浮顶作用的前提下提出的,文献[2—4]指出考虑浮顶作用可以减轻液体晃动,文献[5]研究了不同浮顶形式对储罐地震响应的影响,并指出平浮顶为最优浮顶形式。文献[6,7]给出了立式浮顶储罐抗震地震响应理论分析方法,抗震设计理论研究中多以储罐液面顶面按自由液面进行考虑,本文应用ADINA有限元分析软件,建立2 000方立式储罐有限元分析模型,研究在单向地震激励作用下考虑浮顶作用对储罐基底剪力、基底弯矩及晃动波高的影响,从而为外浮顶储罐抗震设计提供适当的理论依据。
1 有限元模型的建立
2 000方立式储罐几何参数如下:罐体半径为7.25 m,罐高12.69 m,液面高度为11.49 m。罐壁采取变厚度模拟,罐壁厚度由下至上沿高度方向罐壁厚度尺寸如下:0~1.74 m为7 mm,1.74~3.39 m为6 mm,3.39~12.69 m为5 mm,底板边缘板厚度6 mm,中幅板厚度5 mm。储罐的物理参数见表1。
有限元模型中单元的选取情况如下:罐壁及底板均采用4节点等参壳单元模拟,浮顶采用三维实体单元,浮顶密度按170 kg/m2选取;液体采用三维势流体单元,考虑流固耦合作用,采用势流体理论进行计算,既液体考虑为无黏滞性行的、无旋的理想液体,不考虑液体的可压缩性。储罐有限元模型见图1。
2 数值分析
2.1 动液压力分析
2 000方立式浮顶储罐在Ⅲ类场地、单向地震激励(Elcentro波)作用、峰值加速度为0.4 g情况下,考虑浮顶影响及不考虑浮顶影响的最大动液压力分布对比如图2所示。
由图2所示,立式浮顶储罐考虑浮顶作用下的动液压力分布情况与不考虑浮顶作用时分布趋势基本相同,动液压力峰值分别为36.135 kPa、36.784 kPa,动液压力在距离罐壁底面6 m高度处达到最大值,基本为罐体的一半高度处,这主要是因为罐内液体在水平地震作用下沿罐壁方向产生刚性振动、液固耦连振动和对流振动,而刚性振动、液固耦连振动产生的动液压力沿罐壁高度方向自底向上是逐渐减小至零的曲线分布形式,对流振动产生的动液压力沿罐壁高度方向自底向上是逐渐增大的曲线分布形式,所以,储液动液压力是刚性振动、液固耦连振动和对流振动产生的动液压力沿罐壁高度方向叠加的效果,其分布形式将是先增大后减小的形式,即图3的形式。有浮顶储罐以及无浮顶储罐在液面高度处的动水压力数值分别为11.985 5 kPa和7.3195 kPa,说明在液面高度处浮顶作为惯性质量增加了液面处晃动分量对罐壁产生的动液压力。
2.2 基底剪力、倾覆力矩、晃动波高分析
2 000方立式浮顶储罐在Ⅲ类场地、单向地震激励(Elcentro波)、峰值加速度为0.4 g情况下,考虑浮顶影响及不考虑浮顶影响情况下基底剪力、倾覆力矩及晃动波高时程分析对比图如图3所示。峰值数据见表2。
表2数据显示考虑浮顶作用并不能对结构的基底剪力和倾覆力矩产生明显的影响,晃动波高降低情况较为明显,降低幅度达到41%,说明在非隔震情况下不考虑浮顶影响的储罐结构设计更偏于安全。
3 结论
在Ⅲ类场地,峰值加速度为0.4 g,单向Elcentro地震波激励条件下考虑浮顶与不考虑浮顶影响的2 000方储罐地震响应对比结果显示:
(1) 考虑浮顶作用与不考虑浮顶作用立式储罐动液压力形式基本相同,但浮顶存在会使液面高度处晃动分量对罐壁产生的动液压力增大,从而增加上部罐壁结构的地震响应。
(2) 对于2 000方高罐考虑浮顶作用对基底剪力及倾覆力矩并无明显影响,但对晃动波高有一定的降低作用,非隔震情况下不考虑浮顶影响的储罐结构设计更偏于安全。
参考文献
[1]温德超,郑兆昌,孙焕纯.储液罐抗震研究进展.力学进展,1995;25(1):60—76
[2] Pasleyh C C.Computational fluid dynamics study of flowaround float-ing-roof oil storage tanks.Journal of Wind Engineering and IndustrialAero Dynamics,2000;86(1):37—54
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[5]穆海燕.立式储液罐地震反应分析及被动控制方法研究.哈尔滨:哈尔滨工业大学,2006
[6]孙建刚.立式储罐地震响应控制研究.哈尔滨:中国地震局工程力学研究所,2002
固定顶储罐 篇6
某原油商业储备库工程共新建10座10万方储罐, 年底竣工投产, 次年初1#、2#、3#、7#、8#、9#、10#储罐陆续进油, 6-7月管理人员巡检时发现进油的7座罐共32个船舱出现不同程度的渗漏, 渗漏点共40处, 经检查发现, 渗漏点位置及缺陷类型如表1:
渗油事故发生后, 为保证其余三座罐进油后不再渗油, 我们采用了“船舱底板搭接缝正压试漏法”进行检查, 检查出多处漏点, 修补后继续进行试压直至合格, 该三座罐进油后, 至今未发现渗漏。
2 渗漏发生原因分析
2.1 从浮船底板焊接设计分析
2.1.1 双盘式浮顶储罐的浮船底板厚5 mm, 焊接均采用搭接方式。
《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》规定:“船舱底板上表面的搭接焊缝, 应采用连续满角焊, 下表面可采用间断焊”。以往的设计下表面均采用间断焊, 近年来, 随着储罐容积的增大, 一些设计单位担心浮船漏油, 将底板下表面焊缝设计为密封焊。
2.1.2
通常认为采用密封焊能使浮顶底板焊缝起到双密封的作用, 与间断焊相比能有效解决浮顶渗油事故, 但根据某原油商业储备库工程的渗漏分析, 事实是浮船底板下表面采用密封焊后反而增加了浮顶渗油事故。出现渗油事故增加的原因, 有以下两种不同的观点。
(1) 第一种观点 (《石油工程建设》2010年04期论文《大型原油储罐浮船底板渗漏问题的探讨》) :“浮船底板上下表面搭接焊缝采用全密封焊接形式, 焊接完成后形成了一个宽近40mm (即浮船底板搭接宽度) 、长达数千米以上的狭长通道。该狭长通道内为一个大气压, 只要试验负压值不小于53KPa, 一般的缺陷能被发现。但当漏点较多而缺陷较小时, 随着焊道试漏频次的增加, 被抽出的空气量将远大于自然补充的空气量, 使焊道狭长通道空间内的气压小于一个大气压 (其负压值与试漏频次、漏点的大小——即自然补充的空气量成反比) , 此时若还按53KPa的负压值进行试验, 则实际作用于焊道上的负压值小于53KPa, 严密性试验的负压值减小了, 就很难检查出微小漏点, 从而使检查失效。”
这种说法欠妥, 现场的施工顺序可以不同, 但需要先完成浮船底板上表面焊缝真空试漏后, 才进行浮船底板下表面密封焊。因此, 上述观点中焊道搭接处狭长通道还未形成密闭空间, 也就不会出现所谓的负压, 从而影响真空试漏的检查效果。
(2) 第二种观点, 我们认为密封焊设计本身影响了储罐充水试验对浮船漏点的检查效果。分析如下:
浮船底板下表面焊缝属于仰焊, 且在储罐浮顶下有限空间内作业, 焊接时受到照明不良、通风不畅、夏天温度高等条件限制, 焊接难度大, 无法保证焊接质量, 起不到完全密封的效果。
储罐充水试验时, 只能从船舱内观察到船舱底板上表面焊道的渗漏点。如果浮顶底板上下表面焊道同时存在几处气孔和夹渣, 而且上下表面焊道的缺陷相距很远。在储罐充水试验时, 下表面焊道缺陷处渗漏出的水需要通过很长的距离 (几十上百米) 才能渗到上表面焊道缺陷处, 在整个渗漏过程中可能因为气温高而使水分还未到达上表面焊道缺陷处就已蒸发完, 导致不能发现漏点;也可能因为充水试验时间短, 还未等水从下表面焊道缺陷处渗到上表面焊道缺陷处, 充水试验就结束了, 导致不能发现漏点。故, 充水试验对于检查浮船底板下表面焊缝采用密封焊的效果不如采用间断焊的好, 部分缺陷没被发现, 从而导致渗油风险的增加。
2.2 从施工和检测分析
2.2.1 施工分析
某储备库渗漏点处焊缝的主要缺陷是气孔, 气孔的产生有以下几种可能:
(1) 浮船底板在焊接组装前, 板边缘50mm范围内不能防腐, 在防腐施工时需粘贴胶带对边缘50mm进行保护, 这样就要求焊接前撕掉胶带, 有的胶带粘贴的很牢, 不易清理干净, 残留在焊缝处的胶带在焊接时, 就会导致焊缝产生气孔。
(2) 铁锈是极有害的, 对金属既有氧化作用, 促使形成CO气体;其中的结晶水在高温下会析出大量氢而引起氢气孔, 焊缝铁锈未处理干净也是产生气孔的重要原因。
(3) 焊接过程中, 工人为了完成工作量, 经常会加快焊接速度, 这样会因为在电弧功率不变时, 随焊接速度的增快导致熔池存在时间减小, 气泡不容易浮出, 产生大量气孔。
2.2.2 检测分析
(1) 浮船底板真空试漏
1) 浮船底板真空试漏工作枯燥、施工速度慢, 对试漏人技术要求很低, 但对责任心要求很高。在检查中曾经发现个别试漏人为完成工作量, 弄虚作假只刷肥皂水不做真空试漏, 导致部分缺陷未被发现。
2) 《立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范》关于真空试漏, 只对真空度作了不低于53KPa的要求, 未对保压和观察时间进行要求, 这就导致试漏人为了加快施工, 在真空度还为达到53KPa时就开始观察, 一旦真空度达到53KPa, 未发现漏点, 就结束试漏, 可能会遗漏部分漏点。
3) 该工程位于吐鲁番地区, 夏季气温很高, 钢板最高温度可达80度。做真空试漏时涂抹在焊缝上的肥皂水, 有时还未等真空度达到53KPa就蒸发完了, 导致真空试漏失败;还可能因钢板温度高水分蒸发快, 在真空箱有机玻璃观察口上凝结大量水蒸气, 观察不清, 导致部分缺陷未被发现。
(2) 储罐充水试验
在设计分析中已经说明, 浮船底板下表面焊缝密封焊时, 储罐充水试验对浮船底板焊缝的检查效果不佳。
3 浮顶底板渗漏防治
3.1 设计的选用
从设计规范来看, 浮船底板下表面焊缝密封焊是合理的, 但是这种设计限制了储罐充水试验检测效果, 如果选用这种设计应当增加一种新的检测方法。通过实际检验, 我们已经找到了一种行之有效检测方法:“船舱底板搭接缝正压试漏法”, 这样就保障了船舱底板焊缝的双重密封性。
3.2 施工质量控制
(1) 焊接前清理干净焊缝处的胶带、铁锈、氧化铁皮、油污等杂质;
(2) 选择质量可靠的焊接材料和现场考试合格的焊工;
(3) 严格按照焊接工艺规程, 控制焊接电流、电压和焊接速度。
3.3 检测控制
3.3.1 船舱底板搭接缝正压试漏法
在浮船底板所有焊缝焊接完成后, 通过向浮顶底板搭接缝间隙内鼓入压缩空气, 在焊道上刷肥皂水或发泡液检查焊道质量。因为船舱底板搭接缝相互之间是相通的, 所有只需要在一个地方开孔注入压缩空气, 就可以检查所有底板搭接焊缝的质量。该方法方便有效, 具体做法简介如下:
(1) 浮顶底板焊接完成后, 安排多名管理人员对浮顶底板下表面焊缝逐一进行检查、修补。
(2) 在靠中央的第二圈船舱选一处靠近罐壁人孔的部位, 在舱内底板三层搭接处 (约30mm宽) 中间部位用电钻将第一层钢板开通8mm信号孔, 钻孔时使用平头钻头小心将第一层钢板铣通, 注意不能伤及最二层钢板。在8mm信号孔上焊接一个M18的细丝螺母, 螺母焊接时注意不能破坏内螺纹。
(3) 事先加工好与细丝螺母配套的双头螺栓:一端带细螺纹与螺母相配, 一端带细螺纹与带由壬的压缩空气管线相接, 双头螺栓中间有贯通的10mm内孔。
(4) 将螺栓、螺母安装好接通压缩空气管线, 由信号孔向船舱底板焊缝内通入0.5Mpa压缩空气后, 刷肥皂水检查底板上下所有焊缝的严密性, 无气泡、无压降为合格。若发现漏点, 在对应的罐底和船舱底板上同时画上记号, 待泄压后补焊, 补焊完成后重新做正压检漏, 直到无气泡、无压降为合格。
(5) 试验完成后将信号孔螺母切除, 焊接封堵并加焊一块加强板。
3.3.2 真空试漏法
(1) 真空试漏法简介
真空试漏法是用来检查浮顶底板上表面焊缝质量的方法, 具体做法如下:
1) 在船舱底板焊缝表面刷肥皂水或亚麻子油;
2) 将真空箱压在检查的焊缝上, 用真空泵抽气, 使真空度不低于53KPa;
3) 观察焊缝上是否有气泡产生在有气泡处做好记号;
4) 修补处理漏点后, 再进行复试直至合格。
(2) 真空试漏法改进
1) 因船舱底板焊缝是搭接缝, 焊缝两侧不在同一平面上, 真空箱底面与焊缝两侧底板无法做到同时重合, 连接处的密封性比较难以控制, 建议把真空箱底面由平面改成高差为5mm的台阶面, 这样就能更好的与底板搭接缝重合;
2) 真空箱与底板搭接处的密封, 弃用传统的油泥腻子密封, 改用高密度海绵密封, 油泥腻子密封施工速度慢, 温度升高时, 油泥腻子变软, 密封性降低;高密度海绵粘贴在真空箱底面, 同真空箱一体, 施工速度快, 密封性好, 在实践中已经得到认同;
3) 建议适当加大检测真空度, 延长保压观察时间至2min;
4) 夏季不宜在中午试验。
结语
通过以上分析, 浮舱底板采用密封焊时, 应做好以下几个方面:
(1) 做好施工前的技术交底, 对真空试验、船舱底板搭接缝正压试漏人员进行岗前培训;
(2) 焊接前用电动钢丝刷将焊缝处的铁锈、胶带等杂质清理干净, 焊接过程中严格控制焊接电流、电压、焊接线能量和焊接速度;
(3) 上表面焊道采用改进后的真空试漏时, 控制真空度并适当延长检查时间至2min, 夏季不宜在中午试验;
(4) 下表面焊道进行船舱底板搭接缝正压试漏检测, 保证下表面没有漏点, 做到浮船底板焊缝双密封。
通过以上一系列措施将可以有效地解决浮舱底板渗漏问题。
摘要：某原油商业储备库工程10座10万方储罐年底完工投产, 7座罐在进油半年后, 出现不同程度渗漏。对剩余三座罐采用“船舱底板搭接缝正压试漏法”进行检查、修补后, 进油后至今未出现渗漏, 效果十分明显。本文针对浮顶底板渗漏, 从浮船底板焊接设计和试漏检测两方面, 阐述浮顶渗漏的原因, 并提出防渗漏措施和方法。
关键词：原油储罐,浮顶底板,渗漏
参考文献
[1]GB50341-2003, 立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范[S].
[2]GB50128-2005, 立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范[S].
固定顶储罐 篇7
在当前国际石油市场风云变幻的背景下, 建设一定规模的石油储备, 对于稳定能源市场供应, 平抑油价供求异常波动将起到重要作用。我国目前已初步建立起石油战略储备系统, 一批战略石油储备基地已基本建成并投入使用。在这些战略是由储备基地, 基本上都采用10×104m3浮顶罐作为原油储罐, 而储罐的液位数据无疑是储备库生产管理当中最主要的生产数据。
目前大部分储罐采用了雷达液位计进行液位自动检测, 本文结合已建的鄯善原油储备库大罐雷达液位计及附属设备选型和安装使用情况, 对此类工程设计进行一些探讨。
2 雷达液位计的测量原理及特点
2.1 雷达液位计测量原理
雷达液位计采用发射—反射—接收的工作模式。雷达液位计的天线发射出电磁波, 这些波经被测对象表面反射后, 再被天线接收, 电磁波从发射到接收的时间与到液面的距离成正比, 关系式如下:
式中:
D——雷达液位计到液面的距离
C——光速
T——电磁波运行时间
雷达液位计记录脉冲波经历的时间, 而电磁波的传输速度为常数, 则可算出液面到雷达天线的距离, 从而知道液面的液位。
在实际运用中, 雷达液位计有两种方式即调频连续波式和脉冲波式。采用调频连续波技术的液位计, 功耗大, 须采用四线制, 电子电路复杂。而采用雷达脉冲波技术的液位计, 功耗低, 可用二线制的24V DC供电, 容易实现本质安全, 精确度高, 适用范围更广。
2.2 雷达液位计的特点
(1) 雷达液位计采用一体化设计, 无可动部件, 不存在机械磨损, 使用寿命长。
(2) 雷达液位计测量时发出的电磁波能够穿过真空, 不需要传输媒介, 具有不受大气、蒸气、槽内挥发雾影响的特点, 能用于挥发的介质如粗苯的液位测量。
(3) 雷达液位计几乎能用于所有液体的液位测量, 在实际应用中, 几乎所有的介质都能反射足够的反射波。
(4) 采用非接触式测量, 不受槽内液体的密度、浓度等物理特性的影响。
(5) 测量范围大, 最大的测量范围可达0~35m, 可用于高温、高压的液位测量。
(6) 天线等关键部件采用高质量的材料, 抗腐蚀能力强, 能适应腐蚀性很强的环境。
3 大型浮顶罐雷达液位计及辅助设备选型及安装
3.1 浮顶罐雷达液位计的选择及安装
3.1.1 雷达液位计天线的选择
雷达液位计有锥形天线、抛物面型天线、导波管阵列天线等多种天线类型可选, 针对大型储备库采用的浮顶储罐, 由于液体介质智商有钢制浮盘, 且浮盘随液位上下浮动, 如何才能透过浮盘来检测到罐内介质的液位, 是液位仪表选型首先面对的问题。
根据以往普通拱顶储罐选型雷达液位计的经验, 雷达液位计天线尺寸越大, 其发射微博信号的能力越强, 抗干扰能力就比较高, 所以条件允许的情况下选用抛物面型天线会取得良好的检测效果。但抛物面天线要安装在离罐壁较远的位置, 这样方面雷达波的传播和反射, 防止进料口等处液位不稳定位置对雷达检测产生干扰。浮顶储罐显然不适合使用抛物面型天线。而带有导波管的雷达天线无疑成了最佳选择。原因如下:
(1) 用导波管穿过浮盘, 雷达液位计就可以直接对液位进行检测了。
(2) 由于大型浮顶储罐内有旋转喷射器这样的搅拌装置, 会使介质产生持续的涡流, 从而使雷达波产生虚假的反射。
(3) 浮顶储罐中心位置不可能安装雷达液位计, 只能安装在罐壁附近, 导波管可以消除罐壁对雷达波的影响, 也可以减轻罐壁上进出液口对液位的扰动。
(4) 导波管还可以起到汇聚雷达波的作用, 增强检测可靠性。
既然决定采用导波管, 就可以选用专用的导波管阵列天线了, 相对于其他形式的天线, 导波管阵列天线配套导波管的效果检测更好。
3.2 雷达液位计供电电压选择
针对大型的原油储备库由于储罐直径大, 造成库区面积很大, 以鄯善原油储备库为例, 尽管设置控制中心和远程控制单元, 库区内仪表信号就近接入控制中心和远程控制单元, 但是仍然有许多仪表信号电缆长度超过1Km, 线路压降很大。实际使用情况表明, 24V直流电不足以驱动如此远距离外的雷达液位计, 导致雷达液位计出现了各种问题。所以必须选择220VAC供电的雷达液位计。
3.3 浮顶罐雷达液位计的安装
雷达液位计型式选定后, 新的问题出现了, 即导波管如何在大型浮顶罐上安装。
目前的大型浮顶原油储罐, 包括5~15×104m3储罐, 都是由位于罐体两侧的两根导向柱协助浮盘随液位上下浮动, 导向柱同时起到防止浮盘转动和翻覆的作用, 而且导向柱还起到量油孔的作用, 操作人员可以通过导向柱采用机械的方法手动测量液位。如果我们为了检测液位, 在浮盘上再安装一根导波管, 就相当于给浮盘又安了一个导向柱, 这将有可能导致浮盘卡死无法上下浮动, 显然行不通。
针对这样的情况, 只有在导向柱上做文章才可行, 鄯善原油储备库10×104m3储罐采用了两个DN400的导向柱, 我们决定在其中的一根导向柱内安装一根DN200的导波管, 安装见下图:
这样就解决了雷达液位的安装问题, 同时另一根导向柱仍然可以起到手动量油的作用。
3.3 多点温度计的选型和安装
大型浮顶储罐分层原油温度是重要的监控参数, 为此需要采用软缆式多点温度计进行检测, 此时将有同样的问题, 即多点温度计如何在大型浮顶罐上安装。
根据目前的习惯做法, 需要对液面以下每3米处的介质温度进行检测, 多点温度计采用Pt100铂热电阻作为测量原件, 将多个热电阻集成在一根缆中, 一般采用便于运输和安装的软缆式结构。为防止软缆漂浮移动或被意外割断, 多点温度计也需要安装在一根金属套管内, 鉴于前文说明的原因, 这相当于又给储罐安装了一根导向柱, 显然不可能。
根据这样的情况, 我们决定把多点温度计也安装在导向柱内, 将雷达液位计和多点温度计集成安装到同一根DN400的导向柱上, 将DN200导波管在导向柱内靠一侧安装, 利用DN200导波管和导向柱间的空间作为多点温度计的安装空间, 这样一来, 雷达液位计和多点温度计的安装都得到了完美解决。
3.4 罐底水位检测
原油进入储罐后, 随着存放时间的延长, 原油中所含水分会逐渐分离出来并沉积与储罐底部。以10×104m3储罐为例, 其直径达到80m, 如果罐底存有10mm高的水位, 相当于存水50m3, 如果存水达到1m, 意味着罐内存水达到5000m3, 如果是满罐的情况下, 意味着库存5%的量是水而不是油。这对于百万方库存的原油储备库来说, 是一个巨大的数字, 如果不掌握储罐水位的数据, 可能对储备库的生产管理产生很大的影响。可见大型储罐水位检测是十分重要的。
以往针对储罐水位检测一般选用侧装式或顶装式油水界面仪进行检测, 如果采用侧装式油水界面仪, 势必将在油罐底部增加开孔, 进而牵涉到保温防冻的问题, 如果采用顶装式油水界面仪, 将会遇到与多点温度计同样的安装问题。因此选择了带有检测油水界面功能的多点温度计来检测罐底水位。
5 结束语
在鄯善储备库一期10座储罐上进行的雷达液位计选型和安装取得了成功, 后续的10座储罐也沿用了同样的设计, 实践证明检测效果十分理想, 可以说为类似大型储罐液位、温度、水位的检测提供了完美解决方案, 值得推广。
参考文献
[1]陆德民.《石油化工自动控制设计手册》[1]陆德民.《石油化工自动控制设计手册》