Верхний световой люк стального резервуара служит для
Обновлено: 09.05.2024
Световой люк и люк-лаз можно располагать в любом положении по отношению к оси лестницы при условии диаметрально противоположного их размещения. Кроме того, световой люк должен размещаться над хлопушкой, так как к его крышке крепится запасной трос управления хлопушкой. [1]
Световой люк и люк-лаз могут располагаться в любом положении по отношению к оси лестницы при обязательном диаметрально противоположном их размещении. [2]
Световой люк и люк-лаз можно располагать в любом положении по отношению к оси лестницы при условии диаметрально противоположного их размещения. Кроме того, световой люк должен размещаться над хлопушкой, так как к его крышке крепится запасной трос управления хлопушкой. [3]
Световой люк ( рис. 71) устанавливают на крыше резервуара для проветривания ( вентиляции) резервуара и освещения при ремонте, осмотре и зачистке, а также при повреждении хлопушки для ее открытия при помощи фиксирующего троса. [4]
Световой люк / устанавливается на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом. Приемо-раздаточные патрубки W предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы помещаются внутри резервуара. Диаметры приемо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и равны 150 - 700 мм. [6]
Световой люк ( рис. 10.10) устанавливают на крыше резервуара. Пропуск в прокладке не допускается. [7]
Световой люк служит для проветривания резервуара перед зачисткой или ремонтом, подъема хлопушки или шарнирной трубы при обрыве рабочего тросика. [9]
Световые люки , расположенные на перекрытии емкости во время эксплуатации последней, должны быть закрыты крышками на прокладках с помощью-болтов. Открывать их разрешается только для проветривания на время ремонта или очистки емкости. [10]
Световые люки , расположенные на перекрытии емкости во время эксплуатации последней, должны быть закрыты крышками на прокладках с помощью болтов. Открывать их разрешается только для проветривания на время ремонта или очистки емкости. [11]
Световой люк 1 устанавливают на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом. [12]
Световые люки , расположенные на перекрытии емкости, во время эксплуатации последней должны быть закрыты крышками на прокладках с помощью болтов. Открывать их разрешается только для проветривания во время ремонта или очистки емкости. [13]
Световой люк 1 используется для проветривания резервуара во время ремонта и очистки. [14]
Световой люк ( ГОСТ 3590 - 47) устанавливается на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него проникает свет внутрь резервуара и производится проветривание резервуара перед его зачисткой или ремонтом. К световому люку часто прикрепляется запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса. Люк состоит из патрубка диаметром 500 мм и высотой 150 мм и крышки. [15]
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.
ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ
На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:
- дыхательные и предохранительные клапаны;
- приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные приборы ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой сфере);
- оборудование для подогрева;
Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям проектов в зависимости от хранимого нефтепродукта, скорости наполнения и опорожнения резервуара.
Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуу-метра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.
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
Рисунок 8.1. Люки: а – световой; б – замерный
состояния и положения плавающего топливозаборного устройства. На резервуарах вместимостью более 2000 м 3 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:
(8.1)
где: – плотность металла перекрытия; g –ускорение свободного падения ; G –вес каркаса перекрытия; Sn –площадь перекрытия.
Эксплуатация люка заключается вследующем. При ежедневном обслуживании (ЕО) проверяют, не г 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, с 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 –плотность жидкости; D –диаметр резервуара; а – допускаемое напряжение на растяжение, причем – предел текучести; К – коэффициент однородности для сталей Ст.2 и Ст.3 он равен 0,9; m –коэффициент условии работы для резервуаров, сваренных на монтажной площадке, m – 0,8; п – коэффициент перегрузки, равный 1,1);Эксплуатация люка лаза аналогична эксплуатации светового люка, но для замены прокладки резервуар освобождают от нефтепродукта.
Замерный люк (ГОСТ 16133—80) размещают на крыше резервуара (см. рисунок 2.1). Он предназначен для отбора проб и замера уровня нефтепродукта в резервуаре. Корпус б (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 затвор, 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.
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.
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.
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.
|
