Технические характеристики дыхательных клапанов

Параметры	М арка клапана
СМДК-50	СМДК-100	ППР-50	ППР-40
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность, м^3/ч		25-100
Масса, кг	12,0	19,0	2,2	1,5
Давление срабатывания, МПа	0,002-0,02	0,002-0,02	0,04	0,04
Разрежение срабатывания, МПа	0,002-0,003	0,002-0,003	0,01	0,01

 

ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрывают крышками на проклад­ках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При от­сутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:

· паронита толщиной 3...4 мм - для бензина;

· паронита или картона, пропитанного горячей олифой и, после просуш­ки, промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавле­нием небольшого количества белил - для дизельного топлива;

· картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столяр­ным клеем, - для масла.

В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнительным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плоскими уплотнениями.

Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и от­боре проб горючего.

Резервуары имеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы). На­ружные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Лакокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем. Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.

Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металличес­кие таблички, где указаны:

· предприятие-изготовитель;

· тип резервуара;

· номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

· год и месяц изготовления;

· рабочее давление;

· номинальный объем;

· масса.

Газоуравнительные системы соединяют воздушные пространства ре­зервуаров и автоцистерн при проведении сливоналивных операций. Для бе­зопасной работы системы оборудуются дыхательной аппаратурой, огнепреградителями и др.

Диски-отражатели применяют для снижения выбросов паров нефте­продуктов в окружающую среду. Они устанавливаются под монтажным пат­рубком дыхательного клапана в наземных и в заглубленных металлических резервуарах (рис. 3.8).

Принцип работы диска-отражателя заключается в изменении направле­ния входящей в резервуар струи воздуха, с вертикального на почти горизон­тальное, в результате чего поток воздуха не распространяется вглубь резер­вуара.

 

 

Перемешивание воздуха с пара­ми нефтепродуктов происходит в вер­хней части, примыкающей к кровле ре­зервуара, где концентрация паров неф­тепродукта незначительна в сравнении с более насыщенным паром, находя­щимся у поверхности нефтепродукта и почти не участвующим в процессе конвективного перемешивания.

Диски-отражатели наиболее эф­фективны в резервуарах с большой оборачиваемостью. В течение теплого времени года потери от «больших ды­ханий» сокращаются на 30...40 %.

Дыхательная и предохранительная аппаратура применяется для пре­дотвращения загрязнения воздушного бассейна при хранении нефтепродук­тов. Как отмечалось раньше, для этой цели применяются совмещенные меха­нические дыхательные клапаны и пневмоклапаны предохранительные ревер­сивные (см. табл. 3.6).

Теплоотражающие покрытия на наружной поверхности стальных наземных резервуаров эффективно снижают потери нефтепродуктов при хра­нении за счет снижения интенсивности солнечной радиации и уменьшения амплитуды температурных колебаний газового пространства резервуара и поверхности нефтепродукта. Этот эффект проявляется в основном при хра­нении нефтепродуктов в наземных резервуарах, когда температура в резер­вуаре приближается к среднесуточной температуре окружающего воздуха.

Отражательная способность поверхности резервуара зависит от цвета покрытия резервуара (табл. 3.7).

Теплоотражающие эмали ПФ-5135 и ПФ-5144, нанесенные на поверх­ность наземного резервуара, сокращают потери нефтепродуктов в результате испарения в среднем на 16-30 %.

Таблица 3.7

Влияние цвета окраски на отражение солнечных лучей

Цвет окраски	Отражение солнечных лучей, %
Белый
Светло-кремовый
Светло-розовый
Голубой
Светло-зеленый	78,5
Алюминиевый	35-67
Светло-серый
Неокрашенный р-р
Черный

 

 

3.1.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

 

Установка в грунт

Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от по­верхности земли до верха обечайки) - 1,2 метра.

Заглубленные резервуары уменьшают пожарную опасность и сокраща­ют потери горючего от испарения. Схема установки резервуара в грунт пока­зана на рис. 3.9.

Работы по устройству основания должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01. Установка резервуаров в грунт проводится в следующей последовательности:

· зачистка внутренней поверхности резервуара (вручную, ОМЗР);

· очистка от краски и ржавчины наружной поверхности;

· внешний осмотр резервуара;

· пневматическое испытание резервуара (Рц = 0,05...0,07 МПа). При пнев­матическом испытании резервуар считается исправным, если созданное в нем избыточное давление не снизилось в течение 15...20 мин. В случае снижения давления определяют место утечки воздуха с помощью мыль­ного раствора, который наносят на сварные швы, вмятины и другие подо­зрительные места. После устранения дефекта резервуар подвергают по­вторному испытанию;

 

Рис. 3.9. Схема заглубленной установки стальных горизонтальных резервуаров

 

 

· нанесение противокоррозионного покрытия. Защитное покрытие наносит­ся на тщательно очищенную и обезжиренную поверхность резервуара. Очищенная стальными щетками поверхность резервуара вначале покры­вается слоем праймера, являющегося грунтовкой, а после его высыхания - двумя слоями нефтебитума;

· подготовка котлована глубиной на 0,5 м выше уровня грунтовых вод; устройство песчаной подушки в котловане толщиной менее 0,5 м; установка резервуара на песчаную подушку. При угрозе затопления ре­зервуары устанавливают в котловане на сплошных бетонных фундамен­тах с креплением стальными хомутами (рис. 3.10). Расстояние между со­седними резервуарами должно быть не менее 1 метра; устройство заземления резервуара и проверка его сопротивления. Резер­вуары заземляют с целью отвода статического электричества, возникаю­щего и накапливающегося во время перекачки горючего. Общее сопро­тивление растеканию тока промышленной частоты должно быть не боль­ше 100 Ом;

· засыпка резервуара грунтом;

· устройство смотрового колодца с крышкой на горловине резервуара; планировка обсыпки резервуара с уклоном 1:1,5;

· устройство подъездов и оборудование площадок для средств перекачки горючего. Площадка для приема (выдачи) горючего выполняется из бе­зыскрового бетона, уложенного на основание из песка с уклоном 0,01 в сторону приямка для сбора проливов.

 

Рис. 3.10. Установка стальных горизонтальных резервуаров при высоком уровне грунтовых вод: 1 - бетонный фундамент; 2 - резервуар; 3 - колодец резервуарного оборудования; 4 - опора из кирпича (бетона); 5 - стальные хомуты

 

 

Для доступа к оборудованию над горловиной резервуара устанавлива­ется колодец из бетона или кирпича. Вокруг стенки колодца устраивается глиняный замок толщиной 0,2 м. При угрозе затопления колодец снизу зали­вается цементным раствором.

Высота колодца над грунтом должна быть не менее 0,15 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрытия и пломбировки. На крышке колодца должны быть надписи с указанием поряд­кового номера резервуара, базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.

Защита от коррозии

Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксп­луатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их служ­бы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приве­сти к потерям топлива и авариям.

Основные способы защиты внутренних поверхностей стальных резер­вуаров от коррозии:

· нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий;

· применение электрохимической катодной защиты;

· использование ингибиторов коррозии.

Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью корро­зии, условиями эксплуатации, видом топлива и технико-экономическими по­казателями.

Работы по защите металлоконструкций от коррозии должны соответ­ствовать требованиям Указаний по защите резервуаров от коррозии «Правил технической эксплуатации резервуаров».

Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из од­ного слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.

При временной установке резервуаров и прокладке трубопроводов в сухих грунтах (на срок 1...2 года) допускается нанесение только двух или трехслойного праймерного покрытия без слоя нефтебитума.

Для приготовления праймера берется одна часть нефтебитума марки 3 или 4 на три части бензина (по объему). Нефтебитум нагревается до темпе­ратуры 170...200 °С, хорошо перемешивается. После охлаждения его до 50...70 °С в него наливается бензин, и смесь перемешивается до полного растворения нефтебитума.

Битумная изоляция изготавливается из 85 % битума марки 4 или смеси марок 3 и 5 и 15 % каолина или молотого известняка. Изоляция наносится в два слоя толщиной 1,5...2 мм каждый, с помощью кисти.

Ввод в эксплуатацию

Приемку нового резервуара осуществляет специальная комиссия из пред­ставителей строительной организации, заказчика, пожарной охраны и дру­гих заинтересованных органов.

Комиссии должны быть предъявлены следующие документы:

· рабочие и деталировочные чертежи стальных конструкций;

· заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;

· документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей при изготовлении и монтаже;

· акты приемки скрытых работ ответственными представителями заказчи­ка, строительной и монтажной организациями (по устройству насыпной подушки, изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и т. д.);

· сертификаты, удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других свароч­ных материалов, примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;

· журналы промежуточной приемки работ: монтажные, сварочные, подготовки поверхности под окраску и др., которые ведутся линейным инженерно-техническим персоналом или ОТК;

· акты испытаний: на герметичность сварных соединений днища, стенок резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18; на прочность наливом воды до высоты, предусмотренной проектом;

· акты контроля качества сварных соединений, предусмотренного СНиП III-18;

· описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, с указанием присвоенных им номеров или знаков;

· заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излуче­нием со схемами расположения мест просвечивания;

· акты приемки смонтированного оборудования;

· схема и акт испытания заземления резервуара;

· акты на окраску, выполненную на монтаже;

· акт на приемку протекторной защиты (при ее наличии);

· акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

· акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;

· акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;

· документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

· На каждый резервуар, вводимый в эксплуатацию, должны быть:

· технический паспорт в соответствии со СНиП III-18;

· градуировочная таблица;

· журнал учета ремонта оборудования (журнал текущего обслуживания);

· распоряжения и акты на замену оборудования;

· технологические карты на замену оборудования;

· акты по техническому обслуживанию и ремонту.

Последние три документа прилагаются к техническому паспорту.

Если за давностью строительства техническая документация на резер­вуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуа­тирующим резервуар, на основании детальной технической инвентаризации.

В паспорт АЗС заносятся данные о резервуарах, их техническом обслу­живании, калибровке, зачистке и обследованиях.

Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудо­вания, предусмотренного типовым проектом или стандартами, и иметь над­писи с указанием порядкового номера резервуара, базовой высоты (высотно­го трафарета), марки хранимого горючего.

Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно в летний период, а так­же после ремонта, оформляют протоколом, который прилагают к градуировочным таблицам.

 

 

Градуировка

В соответствии с требованиями ГОСТ 2.601 на каждый резервуар, дол­жен составляться паспорт и градуировочная таблица для определения объе­ма горючего в зависимости от высоты наполнения. Градуировку резервуаров проводят в соответствии с ГОСТ 8.346.

К градуировочным таблицам прилагают исходные и расчетные величи­ны: полная вместимость, площадь зеркала, поправки на неровности днища и корпуса, внутреннее оборудование и т. д. Поправки на неровности днища и корпуса проверяют при каждом опорожнении резервуара, акт проверки при­лагают к градуировочным таблицам.

При градуировке резервуара должен быть определен его высотный тра­фарет - расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего среза за­мерного люка в постоянном месте замера. Величина высотного трафарета проверяется ежегодно.

Градуировку производят двумя методами: объемным и геометрическим.

При объемном методе в резервуар заливают точно отмеренные объемы жидкости и определяют высоту наполнения. Метод точен, но длителен и тех­нически трудно осуществим для резервуаров большой вместимости вслед­ствие неизбежного колебания температуры и объема жидкости в процессе градуировки. Метод приемлем для резервуаров небольшой вместимости.

При градуировке горизонтальных резервуаров учитывают непостоян­ство площади зеркала жидкости при изменении высоты наполнения и раз­личную форму днищ (плоскую, сферическую, коническую). При конических и сферических днищах зависимость возрастания объема наполненной части от высоты нелинейная.

Геометрический метод наиболее доступен и легко технически осуще­ствим, поэтому является основным.

Порядок градуировки горизонтальных резервуаров объемным и геомет­рическими методами изложен в ГОСТ 8.346 «Резервуары стальные горизон­тальные. Методы и средства поверки». В этом стандарте приведены значения коэффициентов заполнения, определяемые по отношению высоты наполне­ния к диаметру резервуара.

Замер количества горючего проводится при приеме (выдаче), снятии остатков, контроле за герметичностью резервуаров.

Для замера необходимы: рулетка с лотом или метрошток, водочуствительная лента или паста, пробоотборник, цилиндр стеклянный или металли­ческий для определения плотности, набор нефтеденсиметров, кусковой мел, чистая сухая ветошь и взрывобезопасный электрический фонарь (в темное время суток).

Высота наполнения горючим горизонтальных резервуаров замеряется рулеткой или метроштоком в двух противоположных точках горловины по осевой линии. Предварительно убеждаются в отсутствии воды.

Объем горючего в резервуарах определяют с учетом наличия подто­варной воды или льда при помощи высотных трафаретов. Наличие льда оп­ределяют по несовпадению постоянного и фактического высотных трафаре­тов, толщину слоя - по их разности, а высоту слоя горючего - по смоченной части метрштока. Вычисляют вначале общий объем горючего и льда (воды) по суммарной высоте, затем объем льда (воды), который вычитается из об­щего объема.

 

 

Техническое обслуживание

Для поддержания резервуаров в исправном состоянии и предотвраще­ния аварий проводятся следующие плановые работы:

· ежедневное техническое обслуживание (ТО);

· профилактическое обслуживание;

· ремонт резервуаров и их оборудования;

· зачистка резервуаров от воды, грязи и ржавчины.

Особое внимание при ежедневном техническом обслуживании уделяет­ся состоянию сварных швов и запорной арматуры. При появлении трещин и отпотин в сварных швах или в основном металле резервуар немедленно опо­рожняется и ремонтируется.

Замеченные недостатки при проведении профилактического обслужи­вания устраняются на месте.

Таблица 3.8