Выбор оборудования

Выбор вида оборудования и его количество для обеспе­чения нормальной и безопасной работы резервуаров опреде­лены требованиями ГОСТа, ведомственными нормативами, расчетными данными, типом применяемых резервуаров, спо­собом их установки, расходом и сортом хранимого нефтепро­дукта. ГОСТ регламентируют для каждого типа резервуара обязательный перечень технологического оборудования в за­висимости от типа и способа установки резервуара, расхода и сорта хранящегося в нем нефтепродукта, а ведомственные нормативы учитывают особенности эксплуатации резервуаров и предусматривают дополнительную установку специального оборудования. В эксплуатационных организациях подбор предусмотренного этими документами оборудования выпол­няют на основании расчетных данных: оборачиваемости резервуарного парка, продолжительности закачки и выдачи нефте­продукта, сорта хранимого нефтепродукта и т. п. Размещение оборудования на резервуарах разных типов зависит от спосо­ба их установки (рис. 2.1) и сорта хранимого продукта.

Для сокращения потерь легких фракций нефтепродуктов при "больших дыханиях", возникающих во время их закачки, подбирают соответствующую дыхательную аппаратуру, к ко­торой относятся механические дыхательные и гидравлические предохранительные клапаны. При подборе дыхательного кла­пана учитывают, что его пропускная способность для воздуха должна соответствовать пропускной способности приемораздаточных патрубков для нефтепродукта. Если максимальная пропускная способность клапана недостаточна, их устанавливают два. Однако пропускная способность на должна быть и больше расчетной, так как это приводит к повышенным по­терям нефтепродукта. Для предотвращения перелива на ре­зервуарах монтируют сигнализаторы предельного уровня, по­дающие команду на отключение средств перекачки при напол­нении резервуаров. Оперативный учет наличия в них нефтепро­дуктов обеспечивает применение указателей уровня.

Кроме этого, резервуары оснащают датчиками пожарной сигнализации, выдающими команду на включение средств по­жаротушения при достижении определенной температуры в газовоздушном пространстве.

Рис. 2.1. Оборудование резервуара:

а - вертикальный: 1 - корпус резервуара; 2 - указатель уровня 3 - перила; 4 - пеногенератор; 5- вентиляционный патрубок; 6 - пенопровод; 7 - огневой пред­охранитель с дыхательным клапаном; 8 - гидравлический предохранитель; 9, 10 - люки световой и замерный; 11 - сниженный пробоотборник; 12 - лестница; 13 — люк-лаз; 14 - сифонный кран; 15 - поплавок; 16 - плавающий топливозаборник; 17- шарнир; 18- хлопушка; 19 - трубопровод; 20- механизм управления хлопушкой; б - слева - горизонтальный при подземной установке; справа - го­ризонтальный при наземной установке; 1, 15 - клапаны дыхательный н приемный; 2 - огневой предохранитель; 3 - вентиляционная труби; 4, 5 - трубопроводы подающий и раздаточный; 6 — замерный люк; 7 — патрубок камерного люка; 8 — колодец; 9 — крышка горловины с люком-лазом; 10 — механизм управления хло­пушкой; И — сливная пробка; 12 — фундамент; 13 — хлопушка; 14 — задвижка

Для выдачи на заправку кондиционных нефтепродуктов предусматривают установку плавающих топливозаборных уст­ройств, которые забирают нефтепродукт с верхних слоев и вследствие этого исключают попадание в него механических загрязнений и свободной воды. Эту воду, а в необходимых случаях и нефтепродукты позволяют удалить размещаемые в данной части специальные устройства (например, сифонные краны). Они же при необходимости могут быть использованы и для закачки воды.

Пробоотборники, с помощью которых можно брать усред­ненную пробу без сообщения газовоздущного пространства резервуара с атмосферой, облегчают условия труда обслужива­ющего персонала, сокращают потери нефтепродукта и загряз­нение.

Оборудование вертикального резервуара размещают на его нижнем поясе или на крыше. При монтаже на нижнем поясе прочность резервуара ослабляется технологическими отверс­тиями. Установка оборудования на крыше позволит увеличить полезный объем заполнения резервуара и за счет этого увели­чить запас нефтепродукта на складе ГСМ, и, естественно, со­кратить суммарные потери легких фракций вследствие умень­шения их испарений в газовоздушном пространстве. А это, в свою очередь, сокращает общие потери и уменьшает загряз­нение окружающей среды парами нефтепродуктов.

ЛЮКИ

Световой люк служит для проветривания резервуара 5 (рис. 2.2, а) перед ремонтом, подъема крышки-хлопушки с помощью аварийного троса при обрыве основного, проверки

состояния и положения плавающего топливозаборного устрой­ства. На резервуарах вместимостью более 2000 м³ устанавли­вают два таких люка. Корпус 4 люка (ГОСТ 3570—70) пред­ставляет собой короткую трубу высотой 0,175 м и диаметром 0,5 м, вваренную в крышку вертикального или крышку гор­ловины горизонтального резервуара, с фланцем 3 под болты на другом конце. Сверху люк накрывают крышкой 2, которая болтами прикреплена к фланцу. Герметичность между флан­цем и крышкой обеспечивает прокладка 1 из топливостойкой резины или паронита.

Расчет крышки светового люка сводится к определению ее толщины. Резервуары рассчитывают.на макси­мальное давление паров нефтепродукта, которые" может выдержать крыша резервуара:

где σ— толщина листа перекрытия; р - плотность металла перекрытия; g — ускорение свободного падения; G — вес каркаса перекрытия; S_n — площадь перекрытия.

Отсюда

Эксплуатация люка заключается в следующем. При ежедневном обслуживании (ЕО) проверяют, нет ли под­теканий и отпотин во фланцевом соединении. При их наличии подтягивают болтовые соединения, а если этим подтекания и отпотины не устраняются, проверяют состояние прокладки и при необходимости ее заменяют. При ТО-1 тщательно очищают поверхности крышки и фланца люка от старой прокладки, если нужно — зачищают их для устранения забоин и заусенцев, после чего поверхность протирают. Болты, гайки, шайбы промывают керосином и проверяют их состоя­ние. Болты и гайки с сорванной резьбой, трещинами, а также негодные шайбы заменяют новыми. При установке люка болтовые соединения затягивают равномерно. Люк после разборки красят два раза краской, которой покрыт корпус резервуара.

Люк-лаз предназначен для осмотра резервуара в его ниж­ней части, а также для доступа обслуживающего персонала внутрь резервуара при зачистке и ремонте. Люк-лаз вваривают в нижний пояс резервуара на расстоянии 0,7 м от нижней обе­чайки. В месте вварки устанавливается усилительное кольцо, так как люк-лаз испытывает нагрузки от гидростатического давления нефтепродукта, находящегося в резервуаре. Резерву­ары вместимость свыше 2000 м³ имеют два люка-лаза.

Расчет люка-лаза предусматривает определение толщины стенок нижнего пояса:

где h - высота налива нефтепродукта в резервуар; р_и - избыточное дав­ление над поверхностью нефтепродукта; р- плотность жидкости; ϋ диаметр резервуара; ơ - допускаемое напряжение на растяжение, причем ơ = (ơ + К_т)/п (здесь ơ — предел текучести; К — коэффициент одно­родности для сталей Ст. 2 и Ст. 3 он равен 0,9; m - коэффициент условий работы для резервуаров, сваренных на монтажной площадке, т = 0,8; п — коэффициент перегрузки, равный 1.1); φ- коэффициент прочности шва.

Эксплуатация люка-лаза аналогична эксплуата­ция светового люка, но для замены прокладки резервуар осво­бождают от нефтепродукта.

Замерный люк (ГОСТ 16133—80) размещают на крыше резервуара (см. рис. 2.1). Он предназначен для отбора проб и замера уровня нефтепродукта в резервуаре. Корпус 6 (рис. 2.2, б) люка изготавливают из чугунного литья в виде короткой трубы с фланцем, который болтами крепят к флан­цу замерного патрубка. Внутри трубы расположена направляю­щая колодка 4 для мерной ленты. Она выполнена из материа­ла, не вызывающего образование искры при перемещении мер­ной ленты. В нерабочем положении замерный люк закрыт крышкой 1, плотность прилегания которой к корпусу обес­печивает уплотнительная прокладка 2, а поджим — откидной болт с маховиком 5. Крышку поднимают нажатием на педаль рычага 3. Внутренний диаметр замерного люка для вертикаль­ных резервуаров равен 150 мм, а для горизонтальных —100 мм.

Конструкцию приведенного на рисунке замерного люка применяют на резервуарах, работающих при атмосферном давлении. На резервуарах повышенного давления ставят спе­циальную камеру замера уровня. В ней замерная лента заклю­чена в специальный кожух, исключающий стравливание давле­ния из резервуара. Камеру монтируют на патрубке замерного люка, вваренного в крышу резервуара. Для предотвращения выхода паров нефтепродукта из газовоздушного пространст­ва резервуара при открытой задвижке внутри камеры установ­лен затор, через который проходит мерная лента.

Расчет замерного люка делают, как и расчет светового люка.

Эксплуатация подразумевает два вида обслужива­ния:

ЕО, включающее в. себя протирку люка ветошью и провер­ку плавности открытия и закрытия крышки люка. Крышка люка при нажатии на ножную педаль (при откинутом откид­ном болте) должна опускаться и подниматься плавно, без заеданий;

ТО-1, во время проведения которого зачищают поверхнос­ти прилегания корпуса к люку, паза для прокладки, устанав­ливают в необходимых случаях новую прокладку, смазывают оси рычага и откидного болта, очищают внешние поверхности замерного люка и окрашивают его. Паз в крышке можно зачи­щать напильником, наждачной бумагой, шабером. При зачист­ке необходимо принимать меры, чтобы грязь, наждачная и ме­таллическая пыль не попадали в резервуар. Для этого при не­больших поверхностях зачистки закладывают отверстие люка ветошью, а при больших снимают люк с патрубка и зачищают его в стороне. В качестве смазки осей рекомендуется приме­нять ЦИАТИМ-201.

2.3. ПРИЕМНО-РАЗДАТОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА

Патрубок приемно-раздаточный (ППР) служит для присое­динения к нему трубопровода закачки нефтепродукта резер­вуара, а также хлопушки или плавающего топливозаборника. Монтируют патрубок в нижний пояс обечайки резервуара с превышением центра патрубка над днищем на значение, кото­рое зависит от диаметра патрубка. Диаметр патрубка подби­рают в зависимости от необходимой подачи нефтепродукта в резервуар.

Рис. 2.3. Приемно-раздаточный патрубок: 1,5— фланцы; 2 - корпус; 3 — усиливающее кольцо; 4 - резерву­ар

Основные технические характеристики патрубков ППР (ГОСТ 3690-70) приведены в табл. 2.1 (рис. 2.3). Мате­риал, из которого делают эти патрубки, — сталь Ст. 3, Ст. 10, сталь 20, 10Г2А, 15ГС, 10Г2СД, 14ХГС, 12МХ, 20ХГ.

Расчет патрубка — это определение его диаметра толщи­ны фланца. Диаметр рассчитывают по формуле S ='Q/v, где S — площадь поперечного сечения патрубка; Q — подача насо­са; υ — скорость движения жидкости в трубе, ограниченная электростатическими свойствами нефтепродукта. Определив площадь сечения, выбирают ближайший стандартный патрубок большего диаметра.

Нагрузка на стягивающий болт зависит от типа прокладки между фланцами:

где D_n — средний диаметр прокладки; р_р — рабочее давление; b_эф — эффективная ширина прокладки, 6_зф = (0,38 — 0,5) Ь, здесь b — ширина прокладки; m — коэффициент, значение которого принимают в зависи­мости от материала прокладки.

Значение коэффициента m для различных материалов

Резина:

средней твердости 0,5

мягкая с тканевой прослойкой или твердая 0,75"

твердая с тканевой прослойкой 1,00

Паронит 1 50

Алюминий мягкий 4 00

Медь мягкая 4,75

Сталь мягкая 5,50

Толщина фланца

где α — коэффициент, равный 0,6 для фланцев, подвергающихся изгибу при затяжке и 0,43 для фланцев, на подвергшихся изгибу; Р_б ~ нагруз­ка на один стягивающий болт; f_б — шаг болтов; D_о.б — диаметр окруж­ности центров болтов; d_вн.п— внутренний диаметр патрубка; ơ _д.из — до­пустимое напряжение на изгиб ơ _д.из - ơ/n_н, здесь ơ - временное сопро­тивление материала фланца; — запас прочности к временному сопро­тивлению, причем n_н – 6 для прокатной стали и п_в = 8 для стального литья; d_отв — диаметр отверстий под болты.

Эксплуатация и ремонт.

При ТО проверяют, нет ли у патрубка отпотевания и течи. Течь во фланцевых соедине­ниях обычно появляется при неисправности прокладки. В этом случае ее заменяют после освобождения патрубка от неф­тепродукта, для чего снимают болты фланцевого соединения, удаляют прокладку и тщательно очищают поверхность фланца. Вновь устанавливаемая кольцевая прокладка должна иметь следующие размеры: внутренний диаметр равен наружному диаметру трубы; наружный диаметр — на 3—4 мм меньше диа­метра, чем отверстия под болты; толщина — 3—5 мм. Кромки новой прокладки должны быть ровными, без разрывов и утол­щений. Основные неисправности ПРИ — пробоины, свищи, тре­щины в корпусе, выбоины и каверны на поверхности, потение сварных стыков, течь через фланцы. На время ремонта патру­бок отключают от системы трубопроводных коммуникаций, освобождают его и очищают от нефтепродуктов промывкой водой или пропариванием с последующим проветриванием. Неисправные фланцы обычно отрезают газовой или электро­дуговой резкой и на их место приваривают новые.

Трещины патрубков устраняют так. Перед осмотром по­верхность патрубка на 10—20 мм по обе стороны от кромок трещины очищают от масла и ржавчины стальной щеткой и тряпкой, смоченной керосином, а затем насухо протирают.

Точные границы трещины определяют одним из следую­щих способов:

предполагаемое место трещины смачивают керосином. Че­рез 30 мин тщательно вытирают поверхность грубы и по ней постукивают молотком. В местах, где есть трещины или дру­гой дефект, керосин при простукивании молотком выступит на поверхность в виде капель;

поверхность трубы в зоне трещины смачивают керосином, через 10 мин насухо протирают и наносят меловую краску. После высыхания краски при постукивании по трубе молот­ком керосин выступит из трещины и обозначит на поверхнос­ти, покрытой мелом, линию, соответствующую очертаниям трещины;

вдоль трещины узким крейцмейселем прорубают канавки до тех пор, пока отделяется двойная стружка, свидетельствующая о наличии трещины. Как только начнет отделяться одинар­ная стружка, рубку прекращают.

Волосяные трещины обнаруживают проветриванием по­верхности трубы, предварительно зачищенной и отполирован­ной в зоне трещины, реактивом ФРП, состоящим из 4 см³ кон­центрированной соляной кислоты, 25 см³ этилового спирта, 30 см³ воды, 5 г кристаллической хлорной меди. После нанесе­ния реактива на отполированной поверхности металла будут отчетливо видны очертания трещины. Для этих же целей по­верхность можно протравливать 14%-ным раствором серной кислоты.

В любом случае точные границы определяют с помощью увеличительного стекла с кратностью 10—20 раз.

Заварка трещин, идущих от торца трубы и имеющих длину 200 мм, начинается с забивки клина в торец трубы. Для удоб­ства установки клина края трещины у торца на длине 10 мм не закругляют. Трещины заваривают, выбивают клин, подру­бают кромки.

Заварку трещин, расположенных в средней части трубы ПРП, выполняют следующим образом. По краям трещины сверлят отверстия. Трещины длиной >400 мм на.трубах с толщиной стенок <8 мм заваривают от просверленных концов трещин к середине (сначала концевые участки трещины обратно-стуленчатым способом). Длину концевых участков подби­рают так, чтобы в средней части трещины оставался незаверен­ный участок длиной около 400 мм. Этот участок заваривают от середины к концам. Когда заваривать трещины нельзя, ста­вят заплату или вырезают дефектный участок трубы и на его место вваривают новый.

Заделка участка свищей, отдельных пробоин, коррозион­ных каверн или коротких трещин (поперечных, продольных) выполняют с помощью заварки или наложения заплат. Неболь­шие свищи закрывают хомутом, плотно пригнанным к наруж­ной поверхности патрубка. Заплаты к поврежденному участку патрубка приваривают с таким расчетом, чтобы ее края от­стояли от трещины на' расстоянии, равном трем толщинам стенки трубы плюс. 5 мм, или вваривают стыковым швом на место поврежденного участка трубы, предварительно вырезан­ного и удаленного. Все заплаты закругляют но радиусу патруб­ка и проверяют по шаблону. Материал заплат должен соответ­ствовать материалу трубы. При варке заплат с одной свобод­ной кромкой усы прямоугольной заплаты закругляют по радиусу, равному десяти толщинам стенки ремонтируемого патрубка. Такой же радиус закругления должны иметь вырезы стенок трубы в месте установки заплат. Ширину заготовки заплаты делают меньше ширины выреза в стенке патрубка, размеры остальных сторон заплаты должны соответствовать другим размерам выреза в стенке. Перед сваркой заплату закрепляют по периметру на месте прихватами длиной, равной двум толщинам стенки трубы. Заплату устанавливают в одной из кромок выреза, а после закрепления приваривают к остав­шимся свободным кромкам обратно-ступенчатым способом.

Пострадавшие от коррозии стенки восстанавливают наплавкой электросваркой металла на пораженный участок. До наплавки места (каверны и выбоины) тщательно зачищают до металлического блеска. Наплавку ведут с перерывами, не допуская сильного нагрева стенок основного металла возле ремонтируемых мест. При площади заварки 100—150 мм² швы накладывают по образующей трубе, при большей площади завариваемую поверхность делят на участки. Швы на смежных участках наплавляют в обратном направлении.

Наиболее рациональный способ устранения потения сварного шва — вырубка наплавленного металла дефектного места и последующая доварка его. Волосяные трещины и места потения предварительно чеканят, затем на дефектное место накладывают заплату и приваривают ее. Заплата должна прикрывать дефектное место, а накладываемый шов варится во все стороны от трещины на 50 мм. В заплате делают желобок для плотного прилегания ее к цилиндрической части патрубка в месце соприкосновения со швом.

Хлопушка устанавливается на фланце приемо-раздаточного патрубка внутри резервуара. Хлопушка ГОСТ 22777—77 состоит из чугунного (серыйчугунСЧ21-40) Kopnyca 2 (рис.2.4), на одном конце которого имеется фланец для крепления к приемо-раздаточному патрубку 13, а на другом — утолщенный венец. На корпусе с помощью планки закреплена чугунная крышка. В опущенном состоянии она плотно прилегает к венцу хлопушки (поверхность контакта крышки и венца притирают). Крышку хлопушки поднимают с помощью троса 8, наматываемого на барабан 6 механизма управления, состоящего из горизонтального вала 5, на наружном конце которого закреплен штурвал 2, а на внутреннем — барабан 6, укрепленный на кронштейне 7. Для уплотнения вала в месте прохода через стенку резервуара 10 служит специальный уплотняющий узел с сальником 4 (крышка сальника 1). Чтобы удержать хлопушку в открытом положении, штурвал фиксируют стопором 3.

Для повышения надежности работы управления хлопушкой дублировано. На случай отказа механизма управления к крышке хлопушки прикреплен трос 9. Его второй конец закреплен у светового люка на кровле резервуара. Когда крышка хлопушки закрыта, на нее давят столб нефтепродукта и атмосферное давление.

Для облегчения открытия крышки на резервуарах высотой 5 м предусмотрено пропускное устройство 11 для выравнивания давления жидкости по обе стороны крышки.

Это труба диаметром 25 мм с вентилем, которая одним концом вварена в приемо-раздаточный патрубка другим в стенку резервуара. Диаметр хлопушки должен соответствовать диаметру приемо- раздаточного патрубка. Промышленность выпускает хлопушки Х-80, -100, -150, -200, -250, -300, -350 (цифра в маркировке означает условный диаметр в миллиметрах).

Механизмы управления хлопушкой горизонтальных резервуаров крепят болтами на крышке 2 (рис. 2.5, а) резервуара. К шпинделю механизма приварена стальная полоса 3. К ее концу крепят трос 5. Полоса перемещается в скобе 4. При враще­нии маховика 1 шпиндель вворачивается в корпус и поднимается, поднимается и трос. Шпиндель выполнен с ленточной самотормозящейся резьбой, поэтому, когда он находится в верхнем положении, нет необходимости его фиксировать.

Конструкция механизма управления хлопушкой усовершенствованного типа представлена на рис. 2.5, о. Механизм управления вынесен со стенки резервуара в зону приемораздаточного патрубка. Он состоит из штока 4, установленного в приемо-сдаточном патрубке, и проходит внутри корпуса 3 хло­пушки. Рукоятка управления хлопушкой размещена снаружи. На конце штока 4 закреплен эксцентрик 5, соединенный с осью 6 рукоятки управления. При повороте рукоятки переме­щается шток 4, который передает усилие на крышку 2 и от­крывает ее. Удерживается крышка в поднятом состоянии фик­сацией рукоятки. Для облегчения открытия хлопушки преду­смотрен перепускной трубопровод 1 с вентилем 7.

Эксплуатация предусматривает ежедневный контроль гер­метичности сальников механизма управления хлопушкой, фланцев перепускного устройства. После освобождения резер­вуара от нефтепродукта проверяют плавность открытия и за­крытия хлопушки. Во время зачистки резервуара осматрива­ют крепление барабана механизма управления хлопушки, про­веряют качество крепления основного и аварийного тросов, их состояние, плотность прилегания крышки хлопушки к венцу корпуса. При обнаружении дефектов их устраняют. При нали­чии течи через вал подъема хлопушки подтягивают прижим­ную часть сальника. Если течь устранить не удается после освобождения резервуара до уровня ниже сальника, его заменяют. Неисправные тросы также заменяют. При появлении неровнос­тей в местах соприкосно­вения крышки с венцом корпуса хлопушки вы­полняют их притирку.

Приемный клапан (ГОСТ 4626-79) 15 (см. рис. 2.1, б) раз­мещают на заборном тру­бопроводе в подземных горизонтальных резерву­арах. Он служит для удержания топлива во всасывающей магистрали до насоса. Корпус клапана — из серо­го чугуна, седла из бронзы, а тарелка клапана покрыта рези­ной. Корпус разборный. Составные его элементы соединены резьбой. Для слива отстоя из горизонтального резервуара его оборудуют сифонным краном или дренажным устройством.

Вентиляционный наконечник применяют в горизонтальных резервуарах, предназначенных для хранения масла (его ставят вместо дыхательного клапана). Это загнутая вниз труба, на конце которой гайками закреплены тканевые сетки, они вы­полняют роль фильтров, предотвращающих попадание пыли во внутрь резервуара.

Сифонный кран (ГОСТ 3726—73) монтируют на нижнем поясе резервуара. Кран служит для удаления придонной воды и механических примесей, осевших на дно резервуара при от­стое нефтепродукта, или для слива топлива при отказе хло­пушки. В северных районах страны кран используют для за­качки воды зимой в случае течи в нижней часта резервуара (вода замерзает на дне резервуара и течь прекращается). Ос­новной элемент сифонного крана изогнутая труба 6 (рис. 2.6) диаметром 50—80 мм, пропущенная через сальник 5, закрепленный на стенке разервуара. Снаружи трубы размеще­ны ручка поворота 3 и перекрывной кран 2. На втором конце трубы приварен козырек 7, предназначенный для предотвра­щения слива топлива из верхней зоны вместо воды с дояной части, за счет образования зоны разрежения во входной части трубы. Снаружи оборудование сифонного крана защищено кожухом 1, снабженным замком 4. В рабочем положении си­фонный кран устанавливают козырьком вверх, что исключает случаи вмерзания трубы крана в слой отстоявшейся воды. Для удаления из резервуара свободной воды снимают кожух 1 и поворачивают сифонный кран ручкой в нижнее положение, при этом сливное отверстие сифона погружается в воду, затем

Таблица 2.2

Параметр	ПУГ-100^1	ПУВ-150	ПУВ-200	ПУВ-250
Диаметр ПРП, мм		100-150		200-300
Вместимость резервуара,				1000,
м^3	50—75	200, 700,
				2000,
Условный диаметр
трубы, мм
Размеры поплавка, мм	400x400	400x600	400x900	400x1700
Пропускная способ­ность, м^3	100-150	150-200	200-250	250-300

1 Топливозаборник ПУГ-100 предназначен для установки в горизонтальных ре­ зервуарах, остальные — в вертикальных.

2 Первая цифра — диаметр поплавка, вторая — его длина.

открывают кран 2, через который вытекает отстоявшаяся во­да или сливаемый нефтепродукт.

Сифонные краны выпускают двух типоразмеров: СК-50 с условным диаметром Ду-50 мм и СК-80 с ДУ-80 мм. Краны.СК-50 устанавливают на резервуарах вместимостью <4600 м³, СК-80 — на резервуарах большей вместимости.

Расчет крана предусматривает определение времени слива нефтепродукта при зачистке резервуара:

Эксплуатация включает в себя операции, проводи­мые при ЕО, ТО-1, -2.

При ЕО проверяют, нет ли подтекания и отпотин в сальни­ке, кране во фланцевых и сварных соединениях. При наличии подтеканий или отпотин подтягивают сальники и фланцевые соединения. Дефекты в сварных соединениях (мелкие трещи­ны, отпотины) устраняют наложением эпоксидных составов. Кроме того, убеждаются в плавности поворачивания сифонной трубы, для чего ее вращают с помощью рукоятки на 180° (за­одно сливают отстой) и возвращают в исходное положение. Вращение должно быть плавным, без заеданий.

При ТО-1 заменяют сальниковую набивку сифонного кра­на. Для этого снимают кожух, протирают ветошью конструкцию, поворачивают за рукоятку сифонную трубу на 180°, сни­мают рукоятку, отворачивают сальник, вынимают его, а также уплотняющее кольцо и старую набивку. Закладывают новую набивку, вставляют уплотняющее кольцо и заворачивают саль­ник. Надевают рукоятку, слегка поворачивая сифонную тру­бу, подтягивают сальниковую набивку. Повернув за рукоятку сифонную трубу в первоначальное положение и при необходи­мости (в случае подтекания сальника) окончательно подтяги­вают сальник. Проверяют плавность поворачивания сифонной трубы и надевают кожух.

При ТО-2 очищают, промывают и протирают детали крана. Снимают кожух, отворачивают кран, снимают рукоятку, отво­рачивают и вынимают грандбуксу, уплотняющее кольцо и старую набивку, разъединяют и снимают корпус сальника, раз­бирают кран. Затем промывают в керосине все детали крана, протирают их ветошью, проверяют их состояние. Забоины, зау­сенцы на деталях зачищают напильником, наждачной бумагой и вновь протирают ветошью. Протирают цробку крана, собира­ют его, заменив сальниковую набивку. Негодные шпильки и гайки также заменяют новыми. Поворачивая за рукоятку си­фонную трубу, окончательно поджимают сальниковую набив­ку. Убеждаются в плавности движения сифонной трубы в саль­нике.

Рис. 2.7. Плавающий топливозабор­ ник

Плавающий топливозаборник (ГОСТ 3849—78) служит для подачи более чистого нефтепродукта (в верхних слоях, продукт чище, так как частицы загрязнений и вода вследствие большей удельной массы постепенно осаждаются). Топливоза­борник выполнен в виде трубы 3 (рис. 2.7), нижняя часть ко­торого закреплена к шарниру 4, позволяющему трубе повора­чиваться. Шарнир крепят к днищу или к стенке резервуара. На другом конце трубы с помощью качающейся подвески 2 прикреплен поплавок 1, который перемещается вместе с уровнем топлива, поворачивая трубу. Верхний обрез трубы должен быть всегда погружен в топливо не менее чем 0,5 м, чтобы избежать подсоса газа из газовоздушного пространства. Снизу на трубе закреплена стойка 5, на которую опирается труба, при отсутствии в резервуаре нефтепродукта. Наличие стойки ограничивает его забор из самых нижних слоев, где на­ходится отстой с загрязнениями и водой. Основные техничес­кие характеристики плавающих топливозабооников приведены в табл. 2.2.

Расчет плавающего топливозаборника сводится к определению веса поплавка, его трубы и ее длины. Поплавок будет находиться в верхнем слое топлива, если сумма момен­тов сил, поднимающих трубу, будет равна или больше суммы моментов сил, стремящихся возвратить устройство в нижнее положение, т. е.

(P_n-G_n)/>0,5/(G_v-P_T),

где Р_п — выталкивающая сила поплавка; G_n,G_T~ силы тяжестей, дейст­вующие на поплавок с креплением и трубу соответственно; I — длина трубы; Р_т — выталкивающая сила трубы.

Выталкивающая сила, действующая на поплавок:

Сила, выталкивающая трубу:

В формулах (2.1) и (2.2) V_п, V_т — объемы поплавка и трубы; р_топ — плотность топлива; g — ускорение свободного' падения; D — диаметр поплавка; I — длина поплавка; rf_H, tf_u — диаметры труб наружной и внутренней.

Массу поплавка и трубы определяют по формулам:

Эксплуатация топливозаборника предусматривает проведение операций при зачистке резервуара. В это время проверяют плотность фланцевых соединений, надежность эле­ментов крепления поплавка и цепочки-ограничителя, состоя­ние то ко отводящих перемычек, выявляют места повреждений антикоррозионного покрытия. Выявленные неисправности устраняют

Дата добавления: 2015-07-20