Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь

Обновлено: 18.05.2024

Настоящие Правила предусматривают обязательное оснащение резервуаров следующими устройствами и оборудованием для безопасной эксплуатации:

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к проекту КМ должен быть разработан в проекте «Оборудование резервуара», выполненном специализированной (технологической) проектной организацией.

Дыхательная аппаратура

Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае — в виде вентиляционных патрубков.

Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м³/ч,

пропускная способность клапана по вакууму, м³/ч,

пропускная способность вентиляционного патрубка, м³/ч,

где М1 — производительность залива продукта в резервуар, м³/ч;

М2 — производительность слива продукта из резервуара, м³/ч;

V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в п. 3.9.16.

Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

Приборы контроля уровня

Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

Устройства пожарной безопасности

Устройства пожарной безопасности в соответствии с требованиями нормативных документов подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии со строительными нормами и правилами в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 3.13.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах согласно строительным нормам и правилам, а также противопожарным нормам, утвержденным в установленном порядке.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения — оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

Устройства молниезащиты

Устройства молниезащиты резервуаров проектируются в соответствии с нормативно-технической документацией.

По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Каждое соединение (стенка -токоотвод-заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении, не менее указанных в табл. 8.1.

Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготовляют из круглых стержней или труб с площадью поперечного сечения не менее 100 мм². Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

В проекте «Оборудование резервуара» (раздел «Молниезащита») должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условий налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе, не превышающей следующей величины:

где V — скорость потока, м/с;

d — внутренний диаметр трубопровода, м.

Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Постановление Госгортехнадзора России от 09.06.2003 N 76
Федеральный горный и промышленный надзор России

Общие для всех или нескольких областей надзора, Нефтегазодобывающая промышленность, магистральный трубопроводный транспорт, геологоразведка, Химические, нефтехимические, нефтеперерабатывающие и другие взрывопожароопасные и вредные производства

Действующий
Дата изменения в БД: 12.03.2004
Дата внесения в БД: 17.02.2004

В этом же разделе:

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам компании «Газовик».

© 2007–2022 «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Оборудование резервуаров вертикальных стальных

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис. 7.10). Наземные стальные резервуары должны иметь:

оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефтепродуктов (дыхательная арматура, приемно-раздаточные патрубки с хлопушками, средства защиты от коррозии);

оборудование для обслуживания и ремонта (люки-лазы, люки замерные, люки световые, лестницы);

противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения);

приборы контроля и сигнализации.

1. Верхний световой люк - предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара.

3. Механический дыхательный клапан - устанавливают на крыше у замерной площадки, для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре и для предотвращения испарения. Работает при повышенном давлении в резервуаре или вакууме выше расчётного.

4. Огневой предохранитель - препятствует проникновению внутрь резервуара огня и искр, через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательным клапаном. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

5. Замерный люк - нужен для замера уровня нефти и отборе пробы из резервуара.

6. Прибор для замера уровня. В настоящее время резервуары оснащены дистанционным уровнемером - УДУ-5 - различных модификаций Н, А, Е, Д и сниженным пробоотборником ПСР. ПСР состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.

7. Нижний люк-лаз - находится в первом поясе резервуара на высоте 700 мм, предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку на дне грязи. Также используется для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку.

8. Сифонный кран - предназначен для спуска из резервуара подтоварной воды, представляющий собой трубу пропущенную через сальник внутрь резервуара.

9. Хлопушка - предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приёмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

10. Грузовой патрубок, через который подсоединяются приёмо-раздаточные трубы.

11. Перепускное устройство.

12. Подъёмник хлопушки - после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку.

13. Крайнее положение приёмо-раздаточных патрубков по отношению

14. Гидравлический предохранительный дыхательный клапан - на случай выхода из строя механического. Клапан заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Чтобы он не срабатывал вместе с механическим его устанавливают на повышенное давление и вакуум на 5÷10%.

Всё выше перечисленное оборудование ставится на резервуарах для хранения маловязких нефтепродуктов и нефтей (рис. 7.10. а).

Резервуары для хранения высоковязких нефтей оснащены следующим оборудованием (рис. 7.10. б):

СТАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Современные стальные резервуары в зависимости от фор­мы и технологического назначения подразделяются на следу­ющие типы [12]:

1) вертикальные цилиндрические;

3) горизонтальные (цистерны).

В свою очередь вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары: 1) низкого давления (так назы­ваемые «атмосферные»); 2) с понтонами; 3) с плавающими крышами. Резервуары «атмосферного» типа характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близ­ко к атмосферному и составляет 2 кПа. К ним относятся резервуары с коническим и сферическим щитовым покрыти­ем. Резервуары «атмосферного» типа применяются в основ­ном для хранения нефтепродуктов с низкой упругостью паров, т. е. мало испаряющихся (например, керосина, дизельного топ­лива). Однако в тех случаях, когда в этих резервуарах хранят легкоиспаряющиеся нефтепродукты, например бензин с высо­кой упругостью паров, то их оборудуют специальными устрой­ствами (газовой обвязкой, отражательной изоляцией и т. д.).

Наиболее эффективно хранить легкоиспаряющиеся нефте­продукты в резервуарах специальных конструкций, т. е. с плавающими крышами и понтонами, или в резервуарах высо­кого давления, т. е. в каплевидных с давлением до 70 кПа.

Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов нефтепродуктов и применяют преимущественно в качестве расходных хранилищ промыш­ленных предприятий и в сельском хозяйстве.

Типовые стальные резервуары в России сооружают свар­ными с применением индустриальных методов монтажа и ис­пользованием готовых рулонных заготовок и элементов завод­ского изготовления. Рулонные заготовки изготовляют из плос­ких стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для транспортировки в габаритные рулоны, которые затем при монтаже разворачивают до проектной кри­визны. Высокая эффективность этого индустриального рулон­ного метода по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкций на месте монтажа создала условия для его широкого применения в резервуаростроении.

Основные размеры резервуаров — диаметр и высота — для данного объема резервуара могут быть различными. Од­нако существуют такие размеры этих параметров, при кото­рых расходы по металлу будут наиболее рациональными. Кроме расхода металла на экономичность резервуара влияют еще и другие факторы. Например, повышенная площадь зеркала жидкости сопряжена с повышением объема испарения легкоиспаряющихся жидкостей и применением более мощных средств пожаротушения, а также с увеличением площади застройки и т. д. Наряду с этим при меньшей площади резер­вуара, а следовательно, и большей его высоте усложняются монтажные работы. Все эти факторы учитываются специаль­ными расчетами при определении оптимальных размеров ти­повых резервуаров.

Вертикальные цилиндрические резервуары изготавливают следующих видов.

1. Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим покрытиемотличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуара имеют толщину 4—10 м (снизу вверх). Резервуары с коническим покрытием (рис. 6.2) сооружают объемом 100 — 5000 м 3 , при­чем в центре резервуаров (за исключением резервуаров объе­мом 100 и 200 м 3 ) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферичес­ким покрытием (рис. 6.3) сооружают объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м 3 . Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуара (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина листов покрытия — 3 мм. При хранении в назем­ных стальных резервуарах вязких подогреваемых нефтей и нефтепродуктов наблюдаются значительные потери тепла в окружающую среду, особенно в холодное время года. Для уменьшения расхода тепла на подогрев нефти и нефтепро­дуктов и, следовательно, для снижения затрат на подогрева­тельные устройства осуществляют теплоизоляцию наружных поверхностей резервуаров [12].

На рис. 6.4 показано оборудование резервуара для нефти (светлых нефтепродуктов), оснащенного сливно-наливными, а также дыхательными и замерными устройствами. На резер­вуаре устанавливают следующее оборудование.

Клапан дыхательный. Предназначен для регулирования дав­ления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закач­ки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры. Изменение давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта называется большим «дыханием», а при колебании температуры — малым «дыханием» резервуара.

Клапан предохранительный. Применяют обычно с гидрав­лическим затвором, служит для регулирования паров нефте­продуктов в резервуаре при неисправности дыхательного кла­пана или если сечение дыхательного клапана окажется недо­статочным для быстрого пропуска газов или воздуха.

Прибор для замера уровня. Применяют уровнемеры типа УДУ, принцип действия которых основан на передаче величины вертикального перемещения поплавка с применением стальной ленты.

Пробоотборник. Предназначен для полуавтоматического от­бора проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны.

Люк-лаз. Предназначен для внутреннего ремонта, осмотра и очистки резервуара.

Кран сифонный. Предназначен для выпуска подтоварной воды из резервуара.

Люк световой. Установлен на крыше резервуара для про­ветривания и освещения.
Рис. 6.3. Резервуар объемом 20 000 м 3 со сферическим покрытием

Пеногенератор. Предназначен для подачи пены при туше­нии пожара в резервуаре. Пеногенератор устанавливают стаци­онарно на стальных вертикальных резервуарах (с понтоном или без) объемом 5000 м 3 и более для хранения нефти и нефтепро­дуктов. При помощи этих установок воздушно-механическая пена подается в резервуары со стационарной крышей (с понто­ном или без него) из расчета покрытия пеной всей площади зеркала продукта, а в резервуары с плавающей крышей — из расчета кольцевого пространства между стенкой резервуара и металлической диафрагмой плавающей крыши.

Механизм управления хлопушкой с перепуском. Обеспечи­вает открывание и закрывание хлопушки. Кроме того, он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопуш­кой ручное или автоматическое.

Хлопушка с перепуском. Предназначена для предотвраще­ния потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопровода или выхода из строя резервуарной задвижки.


 Рис. 6.4. Оборудование резервуара объемом 20 000 м 3 для нефти: 1,2 — дыхательный и предохранительный клапаны; 3 — прибор для замера уровня; 4 — пробоотборник; 5 — сигнализатор уровня; 6 — люк-лаз; 7, 11 — монтажные люки; 8 — сифонный кран; 9 — световой люк; 10 — пеногенератор; 12 — механизм управления хлопушкой с перепуском; 13 — хлопушка с перепуском; 14 — размывающая головка; 15 — приемораздаточная труба

2. Резервуары с плавающим понтоном.Предназначены для резервуаров со щитовым покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и неф­тепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются потери от испарения (в 4-45 раз). Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между пон­тоном и стенкой резервуара предусмотрен зазор шириной 100 — 300 мм во избежание заклинивания понтона вслед­ствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняю­щими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение по­лучил затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.

Плавающие понтоны по применяемым материалам различа­ют двух типов: металлические и из синтетических пенопласто­вых или пленочных материалов. На рис. 6.5 показана схема металлического понтона в виде диска 3 с открытыми коробами 1 и 4. К периферийному кольцу жесткости, который одновре­менно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизиру­ющий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарном покрытием, кото­рое предотвращает попадание атмосферных осадков на повер­хность понтонов, это позволяет применять облегченные конст­рукции из синтетических, пленочных материалов.

3. Резервуары с плавающей крышей.Эти резервуары не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выпол­няет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости (рис. 6.6). Для создания плавучести по контуру диска располагается кольцевой понтон, разделенный радиаль­ными переборками на герметичные отсеки (коробки). Зазор между крышей и стенкой для большей герметичности выпол­няют из прорезиненных лент (мембран), прижимаемых к стенке рычажными устройствами.

Для осмотра и очистки плавающей крыши предусмотрена специальная катучая лестница, которая одним концом опи­рается на верхнюю площадку резервуара, а вторым — двигается горизонтально (при вертикальном перемещении кры­ши) по рельсам, уложенным на плавающей крыше. Предель­ное нижнее ее положение на высоте 1,8 м от днища резер­вуара фиксируется кронштейнами и стойками. Дождевая вода, попадающая на крышу, стекает к центру последней и через специальный приямок и отводящую шарнирную трубу выводится через слой хранимого продукта в канализацион­ную сеть парка. Плавающая крыша оборудована воздушным клапаном, предназначенным для выпуска воздуха во время закачки нефти в резервуар при нижнем положении крыши до ее всплытия и для проникновения воздуха под плаваю­щую крышу в нижнем ее положении во время опорожнения резервуара.

На рис. 6.6 показано оборудование резервуара объемом до 50 000 м 3 с плавающей крышей, предназначенного для хранения нефти и снабженного устройством для предотвра­щения выпадения осадков и получения однородных смесей. С этой целью в резервуаре установлены размывающие го­ловки на системе трубопроводов, создающих веерную струю нефти, смывающую с днища резервуара осадок, который смешивается с остальным объемом нефти в резервуаре. В резервуаре также размещены электроприводные винтовые мешалки, предназначенные для предотвращения выпадения осадков в «мертвых зонах» (площадях, находящихся за ра­диусом действия размывающих головок) и получения одно­родной смеси нефти.
Рис. 6.6. Резервуар с плавающей крышей: 1 — перила; 2, 3 — подвижная и неподвижная лестницы; 4 — плавающая крыша; 5 — затвор; 6 — опорная стойка

Резервуары с плавающей крышей рекомендуются преиму­щественно для строительства в районах с малой снеговой нагрузкой, так как скопление снега на крышах усложняет их эксплуатацию, связанную с необходимостью удаления снега (при слое выше 100 мм). Резервуары с плавающей крышей сооружают объемом 100 — 50 000 м 3 . Известны конструкции отдельных резервуаров, объем которых достигает 160 000 м 3 при диаметре резервуара 114 м и высоте 17,1 м. Плавающая крыша уменьшает площадь испарения по сравнению с пло­щадью испарения обычного резервуара, благодаря чему рез­ко снижаются потери нефтепродукта.

4. Каплевидные резервуары.Применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью па­ров, когда нецелесообразно использовать для этой цели обыч­ные вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 2 кПа. Оболочке резервуара придают очертание капли жидко­сти, свободно лежащей на смачиваемой плоскости и находя­щейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при кото­рых все элементы поверхности корпуса под действием давле­ния жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает ми­нимальный расход стали на изготовление резервуара. В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внут­реннее давление в газовом пространстве 0,04 — 0,2 МПа и вакуум 5 кПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранят почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпуска­ют в атмосферу, главным образом при наполнении резервуа­ров (при больших «дыханиях»).

В зависимости от характера изготовления оболочки этих резервуаров различают два основных типа (рис. 6.7): капле­видные гладкие и многоторовые. К каплевидным гладким от­носятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изло­мов кривой меридионального сечения. Такие резервуары сооружают объемом 5000 — 6000 м 3 с внутренним давлением 75 кПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечени­ем нескольких оболочек двойной кривизны, из которых они образованы, называют многокупольными, или многоторовыми резервуарами. Резервуары этого типа сооружают объе­мом 5000 — 20 000 м 3 на внутреннее давление до 0,37 МПа. Каплевидные резервуары оборудуют комплектом дыхатель­ных и предохранительных клапанов, устройствами для слива-налива нефтепродуктов и удаления отстоя, приборами замера уровня, температуры и давления.
Рис. 6.7. Каплевидные резервуары: а — гладкий; б — многоторовый

5. Горизонтальные резервуары.В отличие от вертикаль­ных их изготавливают, как правило, на заводах и поставляют на место установки в готовом виде. Резервуары этого типа имеют весьма широкое распространение при транспортиров­ке и хранении нефтепродуктов на распределительных нефте­базах и в расходных хранилищах. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,07 МПа и вакуум 1 кПа; изготовля­ют их объемом 5—100 м 3 ; габаритные размеры их принимают с учетом возможности транспортировки железнодорожным транспортом. Резервуары имеют конусное или плоское дни­ще; устанавливают их над землей на опорах или под землей на глубину не более чем на 1,2 м от поверхности земли. На опорах горизонтальные резервуары устанавливают в том слу­чае, когда требуется самотечная выдача нефтепродукта или когда затруднена подземная установка вследствие высокого стояния грунтовых вод. При высоких фундаментах для удоб­ства обслуживания устраивают обслуживающие площадки с лестницами. На площадках с низким уровнем грунтовых вод при подземной установке фундаменты выполняют в виде пес­чаных подушек. При высоком стоянии грунтовых вод подзем­ные резервуары устанавливают на бетонном фундаменте и во избежание всплывания крепят анкерными болтами. Оборудо­вание резервуаров выполняется по типовым проектам в зави­симости от хранимого нефтепродукта и схемы установки резервуара.

ОБОРУДОВАНИЕ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резер­вуары должны иметь следующее оборудование (рис. 7.8).


а –для хранения маловязких нефтепродуктов: 1 – верхний световой люк, г –вентиляционный патрубок, з – огневой предохранитель, 4 –основной механический дыхательный клапан, 5 –замерный люк, б – уровнемер, 7 – нижний люк-лаз, в – водоспускной кран, 9 – хлопушка, 10 –грузовой патрубок, 11 –перепускное устройство, 12 –подъемник хлопушки, 13 –предохранительный гидравлический дыхательный клапан; б – для хранения высоковязких нефтепродуктов: 1 –верхний световой люк, 2 – вентиляционный патрубок, 3 –замерный люк, 4 – уровнемер, 5 –нижний люк-лаз, б – водоспускной кран, 7 – шарнир­ная подъемная труба, 8 –перепускное устройство, 9 –грузовой патрубок.

Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащаются дистанцион­ным уровнемером УДУ-5 и сниженным пробоотборником ПОР. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора средней пробы.


Рис. 7.9. Схема работы уровнемера УДУ-5 Рис. 7.10 Пробоотборник ПСР-4

На рис. 7.9 представлена схема работы указателя уровня УДУ-5. Попла­вок 1, подвешенный на перфорированной ленте 2, при своем движении скользит вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на дне емкости и натянуты при помощи специальных устройств 4, установленных на крышка-выходного патрубка. Лента с роликами 5 проходит через гидрозатвор 6 и всту­пает в зацепление с мерным шкивом 7. Перемещение шкива передается на счет­чик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного момента. Принцип его действия заключается в том, что стальная закаленная лента 9, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к бара­бану 10, другим свободно охватывает ось барабана 8, создавая момент постоян­ной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок механизма — на барабан 8. При понижении уровня жидкости вес поплавка преодолевает момент трения в системе и момент, создаваемый пружинным механизмом. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает Сарабан 10 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 8 на барабан 10, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой Пробоотборник ПОР позволяет автоматически отбирать из резер­вуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это дости­гается путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте налива. Проботборник ПСР-4 (рис. 7.10) состоит из трех основных узлов: верхнего люка 3, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы 6. Пробоотборная колонна состоит из концевой трубы 2 с одним клапаном и двух клапанных секций 1, соединен­ных между собой фланцами 4. Воз­душные полости клапанных секций связаны между собой и насосом па­нели управления воздушной трубой 5.

Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые клапаны открываются, и продукт начинает поступать в пробоотборную колонну. После заполнения и смешения нефтепродукта в пробоотборной колонне давление в системе при помощи спускного клапана понижают до нуля, закрывая клапан и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба посту­пает в специальную пробоотборную посуду.

Пеногенератор. В настоящее время тушение пожаров осуще­ствляется высокократной воздушной механической пеной с применением гене­раторов высокократной пены (ГВП).

Одно из таких устройств состоит из генератора высокократной пены в : мплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио­нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено­образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре­зервуара.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара.

Люк - лаз, помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне­вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм.

Подъемная труба устанавливается на приемной трубе резер­вуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя горючих нефте­продуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, и вращается вокруг шарнира. Будучи поднятой выше уровня нефтепродукта, предотвра­щает утечки. Подъем трубы производится специальной лебедкой, а опускание — под собственным весом. Но поднимать трубу можно до определенной высоты, так как при угле с горизонтальной плоскостью 70—75° она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не сможет.

Для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов конец подъемной трубы срезается под углом 30°. Подъемная труба может эксплуати­роваться и без лебедки, если на конце трубы поместить поплавок, который будет поддерживать конец трубы на постоянном уровне. Заполнение и погру­жение подъемной трубы производят при помощи перепускной трубы.

Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды (рис. 7.11). Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке. Нормальная высота водяной подушки 3—5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных темпера­турах воздуха.


Рис. 7.11. Водоспускной кран

1 –защитный чехол; 2 –сальниковое уплотнение; 3 –патрубок; 4 – защитная диафрагма; 5 – поворотная ручка; 6 – пробковый кран.

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу­чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. На рис. 7.12 показана управляемая хлопушка, которую устанавливают обычно на прием­ной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемораздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.


Рис. 7.12. Хлопушка.

1 –стопор хлопушки; 2 – втулка сальника; 3 –сальниковая набив­ка; 4 – корпус сальни­ка; 5 –вал подъемника; б – барабан; 7 – трос подъемника; 8 –запас­ной трос к крышке све­тового люка; 9 – хло­пушка; 10 –перепуск­ное устройство; 11 –штурвал.

Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок.

Огневые предохранители, препятствующие проникновени] внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливаю под дыхательными клапанами. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

На рис. 7.13 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой фольговой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов. Эти заградители пламени об­ладают малым гидравличе­ским сопротивлением роп инаиболее устойчивы против обледенения.


Рис. 7.13. Огневой предохранитель.

1 –фланец; 2 – прижимной болт; 3 –корпус; 4 – крепежный болт; 5 –кассета; 6 –кожух;

7 – уплотняю­щая прокладка.

Дыхательные клапаны устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот­вращения разрушения резервуара.

Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра­зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот,

при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхатель­ного клапана предусмотрен предохранительный, который срабатывает прп повышении расчетного давления и вакуума на 5—10%. На рис. 7.14 дана кон­струкция механического дыхательного клапана КД-2 для вертикальных цилин­дрических резервуаров, рассчитанных на давление 2000 Па, вакуум 250 Па и про­пускную способность до 900 м 3 /ч воздуха. Обтекаемое очертание внутренних поверхностей корпуса 1 позволяет сократить гидравлические потери за счет более плавного изменения направления проходящего потока и уменьшения завихрения. Направляющие стержни 2 (по четыре на каждый клапан) предна­значены для устранения перекоса тарелок клапанов.

§ 4. Оборудование стальных резервуаров

Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь следующее оборудование (рис. 3.10).

Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащаются дистанционным уровнемером УДУ-5 и сниженным пробоотборником ПСР. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора средней пробы.


Рис. 3.10. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре.

а — для хранения маловязких нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 — вентиляционный патрубок, 3 — огневой предохранитель, 4 — основной механический дыхательный клапан, 5 — замерный люк, 6 — уровнемер, 7 — нижний люк-лаз, 8 — водоспускной кран, 9 — хлопушка, 10 — грузовой патрубок, 11 — перепускное устройство, 12 — подъемник хлопушки, 13 — предохранительный гидравлический дыхательный клапан; б — для хранения высоковязких нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 — вентиляционный патрубок, 3 — замерный люк, 4 — уровнемер, 5 — нижний люк-лаз, 6 — водоспускной кран, 7 — шарнирная подъемная труба, 8 — перепускное устройство, 9 — грузовой патрубок.

Рис. 3.11. Схема работы уровнемера УДУ-5.

На рис. 3.11 представлена схема работы указателя уровня УДУ-5. Поплавок 1, подвешенный на перфорированной ленте 2, при своем движении скользит вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на дне емкости и натянуты при помощи специальных устройств 4, установленных на крышке выходного патрубка. Лента с роликами 5 проходит через гидрозатвор 6 и вступает в зацепление с мерным шкивом 7. Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного момента. Принцип его действия заключается в том, что стальная закаленная лента 9, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к барабану 10, другим свободно охватывает ось барабана 8, создавая момент постоянной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится в верхнем положении, мерная лента смотана на барабан 10, а лента пружинного механизма — на барабан 8. При понижении уровня жидкости вес поплавка преодолевает момент трения в системе и момент, создаваемый пружинным механизмом. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает барабан 10 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 8 на барабан 10, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой жидкости, пружинный механизм преодолевает момент трения в системе и сматывает освободившуюся мерную ленту на барабан 10 за счет энергии, накопленной при понижении уровня.

Разработаны различные модификации УДУ: для вертикальных наземных резервуаров УДУ-5М, для заглубленных резервуаров УДУ-5А, для резервуаров с плавающей крышей УДУ-5Б, для резервуаров высокого давления (до 0,03 МПа) УДУ-5Д.

В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоединения к ним потенциометрических и ходоимпульсных датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт.

Пробоотборник ПСР позволяет автоматически отбирать из резервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это достигается путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте налива. Проботборник ПСР-4 (рис. 3.12) состоит из трех основных узлов: верхнего люка 3, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы 6. Пробоотборная колонна состоит из концевой трубы 2 с одним клапаном и двух клапанных секции 1, соединенных между собой фланцами 4. Воздушные полости клапанных секций связаны между собой и насосом панели управления воздушной трубой 5.


Рис. 3.12. Пробоотборник ПСР-4.

Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые клапаны открываются, и продукт начинает поступать в пробоотборную колонну. После заполнения и смешения нефтепродукта в пробоотборной колонне давление в системе при помощи спускного клапана понижают до нуля, закрывая клапан и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба поступает в специальную пробоотборную посуду.

Пеногенератор. В настоящее время тушение пожаров осуществляется высокократной воздушной механической пеной с применением генераторов высокократной пены (ГВП).

Одно из таких устройств состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара.

Люк - лаз, помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм.

Подъемная труба устанавливается на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя горючих нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, и вращается вокруг шарнира. Будучи поднятой выше уровня нефтепродукта, предотвращает утечки. Подъем трубы производится специальной лебедкой, а опускание — под собственным весом. Но поднимать трубу можно до определенной высоты, так как при угле с горизонтальной плоскостью 70—75° она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не сможет. Поэтому длина подъемной трубы принимается равной

где Н — высота резервуара; h1 — высота ввода трубопровода над дном резервуара.

Для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов конец подъемной трубы срезается под углом 30°. Подъемная труба может эксплуатироваться и без лебедки, если на конце трубы поместить поплавок, который будет поддерживать конец трубы на постоянном уровне. Заполнение и погружение подъемной трубы производят при помощи перепускной трубы.

Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды (рис. 3.13).


Рис. 3.13. Водоспускной кран.

1 — защитный чехол; 2 — сальниковое уплотнение; 3 — патрубок; 4 — защитная диафрагма; 5 — поворотная ручка; 6 — пробковый кран.

Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке. Нормальная высота водяной подушки 3—5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек.

На рис. 3.14 показана управляемая хлопушка, которую устанавливают обычно на приемной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемо-раздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.


Рис. 3.14. Хлопушка.

1— стопор хлопушки; 2— втулка сальника; 3— сальниковая набивка; 4 — корпус сальника; 5 — вал подъемника; 6 — барабан; 7 — трос подъемника; 8 — запасной трос к крышке светового люка; 9 — хлопушка; 10 — перепускное устройство; 11 — штурвал.


Рис. 3.15. Огневой предохранитель.

1 — фланец; 2 — прижимной болт; 3 — корпус; 4 — крепежный болт; 5 — кассета; 6 — кожух; 7 — уплотняющая прокладка.

Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

На рис. 3.15 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой фольговой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов.

Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением роп и наиболее устойчивы против обледенения. Сопротивление огневых предохранителей определяют по заводским характеристикам Q — роп.

Дыхательные клапаны устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нёфтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения резервуара.

Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу образовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохранительный, который срабатывает при повышении расчетного давления и вакуума на 5—10%.


Рис. 3.16. Основной (механический) дыхательный клапан для «атмосферных» резервуаров.

На рис. 3.16 дана конструкция механического дыхательного клапана КД-2 для вертикальных цилиндрических резервуаров, рассчитанных на давление 2000 Па, вакуум 250 Па и пропускную способность до 900 м 3 /ч воздуха. Обтекаемое очертание внутренних поверхностей корпуса 1 позволяет сократить гидравлические потери за счет более плавного изменения направления проходящего потока и уменьшения завихрения. Направляющие стержни 2 (по четыре на каждый клапан) предназначены для устранения перекоса тарелок клапанов.

Читайте также: