Оборудование резервуаров.

Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

Каждый резервуар должен быть осна­щен:

§ дыхательными клапанами,

§ предохранительны­ми клапанами,

§ огнепреградителями,

§ уровнемерами,

§ пробоотборниками,

§ сигнализаторами уровня,

§ мано­метрами,

§ устройствами для предотвращения слива (хлопушками),

§ противопожарным оборудованием,

§ оборудованием для подогрева (при необходимости),

§ приемо-раздаточными патрубками,

§ зачистным патрубком,

§ вентиляци­онными патрубками,

§ люками (люк световой, люк замерный).

Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03—93 «Склады нефти и нефтепродук­тов. Противопожарные нормы».

Каждый резервуар должен быть ог­ражден сплошным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара. Территория между резервуаром и обвалованием называется каре.

На рисунке 1 изображен цилиндрический вертикальный резервуар. Рассмотрим установленное на нем оборудование и его назначение.

Рис. 1. Резервуар вертикальный стальной. 1 – световой люк; 2 – вентиляционный патрубок; 3 – предохранительный клапан; 4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – лестница; 7 – указатель уровня; 8 – люк-лаз; 9 – приемо-раздаточный патрубок; 10 – площадка обслуживания; 11 – зачистной патрубок.

Световой люк – предназначен для проветривания и освещения внутреннего объема резервуара во время ремонта и зачистки. Расположен на крыше резервуара; в рабочем положении должен быть закрыт с уплотнением.

Вентиляционный патрубок – предназначен для полного удаления паров нефти при ремонтных работах, расположен на крыше резервуара.

Дыхательный клапан – устанавливают на крыше резервуара, он предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при подъеме уровня нефти в резервуаре и ввода воздуха внутрь резервуара при опускании уровня нефти. Изменение уровня происходит при наполнении и опорожнении резервуара – это так называемые большие дыхания резервуара, а также при температурных расширениях и сжиманиях нефти в процессе суточных колебаний температуры воздуха – это так называемые малые дыхания резервуара. Наиболее подробно дыхательные клапана рассмотрены в главе «обслуживание КДС».

Предохранительный клапан - устанавливают на крыше резервуара, он служит для сообщения резервуара с атмосферой при отказе дыхательного клапана. Для работы с дыхательным клапаном применяется гидравлический предохранительный клапан типа КПГ рис.2.

Работа клапана осуществляется следующим образом. Чашки 8 заполнены с помощью трубки 2 слабо испаряющейся маловязкой жидкостью так, что создается гидравлический затвор, разделяющий газовое пространство резервуара с атмосферой. Положение клапана устанавливается по зеркалу жидкости в чашке с помощью регулировочных шпилек 1. При повышении избыточного давления в резервуаре повышается давление в полости А нижнего корпуса 9 клапана, жидкость из чашки 8 вытесняется в патрубок 7 и при достижении предельно допустимого избыточного давления выбрасывается в полость Б верхнего корпуса 6. Здесь жидкость сначала попадает на экран 5, затем стекает и скапливается в кольцевой полости между внутренней поверхностью верхнего корпуса 6 и выступающей частью патрубка 7. При создании вакуума в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка 7 в чашку 8 и при предельно допустимом значении вакуума выбрасывается на стенки верхнего корпуса 8, по которым стекает в низ полости А.

Для обеспечения полного выброса жидкости в момент срабатывания клапана на вакуум в чашке имеется цилиндрическая перегородка с отверстиями, разделяющая ее на два сообщающихся сосуда. Площадь кольцевого зазора между патрубком 7 и кольцевой перегородкой чашки 8 не превышает двух площадей поперечного сечения патрубка 7, что облегчает выброс жидкости из этого зазора. В освобожденный кольцевой зазор перетекает остаток жидкости из внешнего сообщающегося сосуда чашки, которая сразу же выбрасывается потоком воздуха из затвора, не создавая заметного повышения вакуума. Выброшенная в полость Б или А жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки. После срабатывания гидравлического предохранительного клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой до тех пор, пока повторно не залили жидкость в чашку клапана.

В верхней части гидравлического предохранительного клапана типа КПГ устанавливается огневой предохранитель 4, предназначенный для гашения искр и пламени. Сверху клапан закрыт крышкой 3 для защиты от атмосферных осадков. Если предохранительные клапаны не содержат внутри своего корпуса огневых предохранителей, то в этом случае его необходимо установить между клапаном и присоединительным клапаном резервуара. На зимний период, во избежание выхода из строя клапана, огневые предохранители рекомендуется снимать.

Огневой предохранитель устанавливается под каждым дыхательным и предохранительным клапаном. В последнее время огневой предохранитель монтируется внутри дыхательного клапана (совмещенный клапан). Огневой предохранитель предохраняет пространство резервуара от попадания в него пламени через дыхательный и предохранительный клапаны.

Огневой предохранитель состоит из коробки (кассеты), плотно заполненной гофрированными пластинками из меди, латуни, алюминия и других теплоемких металлов. Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя или искры, попадая в огневой предохранитель, проходят через систему каналов малого сечения в ленточной кассете. От соприкосновения пламени или искр с металлом кассеты, обладающим высокой теплоемкостью, искры гаснут, пламя затухает.

Замерный люк – расположен на крыше резервуара. Через него производят замер уровня нефтепродукта и воды в резервуаре, а так же отбор проб нефтепродуктов. Люк должен герметично закрываться и не пропускать пары нефтепродукта. Замерный люк состоит из корпуса и крышки. Крышка подвижно крепится к корпусу с помощью специального болта. Положение крышки фиксируется откидным болтом, а герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается прокладкой. Для удобства открытия люка крышка оборудована рычагом с педалью. Открытие замерного люка производится следующим образом:

1. ослабляется гайка откидного болта;

2. после ослабления откидной болт отодвигается в сторону от крышки люка;

3. крышка люка открывается путем нажатия ноги оператора на педаль рычага.

При измерении уровней нефти и подтоварной воды на промысле часто используют такие понятия как взлив и подушка. Взлив это общий уровень жидкости в резервуаре (нефти и воды), а подушка – уровень подтоварной воды.

Люк-лаз – находится на первом поясе корпуса резервуара и служит для проникновения рабочего в резервуар при зачистке или ремонте, а также вентиляции резервуара.

Указатель уровня – предназначен для оперативного контроля за уровнем нефтепродуктов и подтоварной воды в резервуаре. Наиболее распространенные приборы УДУ –10, ВК –1200. Конструкция указателя уровня позволяет осуществлять подсоединение к нему дистанционного датчика для передачи показаний на расстояние в диспетчерский пункт. Подробно приборы для определения уровня жидкости рассмотрены в главе КИПиА.

Наполнение резервуара нефтью осуществляется через приемный патрубок, а опорожнение – через раздаточный патрубок. Приемо-раздаточные патрубки расположены на первом поясе резервуара. Диаметры приемных и раздаточных патрубков в зависимости от расхода нефти колеблются в пределах 150-700 мм, так чтобы скорость движения нефти в приемных и раздаточных трубопроводах составляла 0,5-2,5 м/с.

Коренная задвижка служит для разобщения резервуара с приемо-раздаточным трубопроводом. В качестве коренных задвижек в основном применяются шиберные и клиновые задвижки с ручным и электрическим приводом, рассчитанные на давление свыше 2 кгс/см².

Лестница – необходимая составная часть каждого резервуара, предназначенная для проведения замеров, ремонта и постоянного наблюдения за оборудованием, установленным на крыше резервуара, и для ремонта самого резервуара. В зависимости от высоты и конструкции резервуаров применяют лестницы различного типа.

Резервуары оборудуются также пенокамерами, предназначенными для ввода в резервуар высокократной пены в случае пожара. На вертикальных стальных резервуарах со стационарной крышей в качестве стационарных устройств подачи пены на тушение пожаров применяют установки пеногенераторов, смонтированных в верхнем поясе резервуара. В состав установки входят пенокамера и пеногенератор. Пенокамера стыкуется со стенкой резервуара, усиленной специальным фланцем с воротником, фланцевым соединением, где в качестве уплотняющего материала применяется асбестовая прокладка толщиной 8 мм. Пеногенератор подвешивают вертикально к пенокамере на фланцевом соединении, в качестве уплотняющего материала используется паронит. Пеногенератор состоит из корпуса, выполненного из стали толщиной 3 мм в виде двухстороннего раструба, пакета сеток из двух рядов и распылителя.

Пеногенератор подсоединяется к растворопроводу, по которому подают водный раствор пенообразователя. Воздушно-механическая пена средней кратности образуется в пеногенераторе в результате смешения с воздухом водного раствора пенообразователя, подаваемого на пакет сеток в виде распылительной струи. Подаваемая из пеногенератора пена с помощью пенокамеры подается на поверхность нефти, изолирует ее от кислорода воздуха и прекращает процесс горения.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации должны быть обеспечены:

a) техническим паспортом резервуара;

b) техническим паспортом на понтон;

c) градуировочной таблицей резервуара;

d) технологической картой резервуара;

e) журналом текущего обслуживания;

f) журналом контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от статического электричества;

g) схемой нивелирования основания;

h) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

i) распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров;

j) технологическими картами на замену оборудования резервуаров;

k) исполнительной документацией на строительство резервуара.

Ведение технологической документации осуществляет оператор, обслуживающий резервуар и ИТР цеха.

Все максимально допустимые параметры работы резервуара указаны в технологической карте резервуара, их превышение недопустимо.

Дата добавления: 2015-07-21