Конструкции стальных вертикальных резервуаров

ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

 

Рекомендовано редакционно-издательским советом Уфимского государствен­ного нефтяного технического университета в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по специальности 090700 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

 

УФА

ДизайнПолиграфСервис

ВВЕДЕНИЕ

 

Большое значение для обеспечения надежной эксплуатации резервуаров, снижения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения имеет использование исправного резервуарного оборудования, правильного его монтажа и эксплуа­тации.

Особенностью работы стальных герметичных резервуаров является повы­шение давления в газовом пространстве от испарения нефтепродуктов при хра­нении и наполнении, а также увеличение вакуума при охлаждении и опорожне­нии [1, 2].

В случае неисправности дыхательных клапанов при повышении давления в газовом пространстве в верхних поясах и в крыше резервуаров часто образуют­ся выпучины, а иногда и разрывы. При возникновении значительного вакуума в верхних поясах корпуса, перекрытиях и настилах крыши создаются значитель­ные напряжения, которые могут привести к разрушению крыши и корпуса ре­зервуара.

Поиски увеличения надежности эксплуатации резервуарного оборудова­ния и в первую очередь дыхательных и предохранительных клапанов преду­сматривали обеспечение их безотказной работы при отрицательных температу­рах воздуха, необходимость увеличения пропускной способности в связи со значительным повышением часовой производительности закачки и выкачки до 10000 м³/ч резервуаров, оснащение резервуаров приборами контроля и автома­тики.

Экспериментальные и теоретические разработки научно-исследовательских и конструкторских организаций дали возможность создать и освоить выпуск новых более надежных в эксплуатации дыхательных и предо­хранительных клапанов, приемо-раздаточных устройств и другого резервуарно­го оборудования [3,4].

Решение проблемы совершенствования типов и конструкций стальных ре­зервуаров и отдельных их элементов, выявление оптимальных габаритов, при которых обеспечивается минимальный расход металла и максимальное сниже­ние потерь нефти и нефтепродуктов от испарения, увеличение объема заво­дского изготовления, уменьшение объема монтажных работ на месте строи­тельства обеспечивается разработкой индивидуальных проектов на резервуары для нефти и нефтепродуктов.

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Оборудование резервуаров

 

Согласно РД 153-39.4-078-01 «Правила технической эксплуатации резер­вуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз» (п. 1.5) установлен перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах (табл.1.1).

 

Таблица 1.1- Оборудование и конструктивные элементы резервуаров

 

 

Наименование оборудования	Наличие в резервуаре
РВС	РВСП	РВСПК	ЖБР
Дыхательный клапан	+			+
Предохранительный клапан	+			+
Вентиляционный патрубок		+	+
Огневой предохранитель	+	+	+	+
Приемо-раздаточное уст­ройство				+
Приемо-раздаточный пат­рубок	+	+	+
Пеногенератор	+	+	+	-
Система подслойного пенотушения	+	+	+	+
Компенсирующая система приемо-раздаточных пат­рубков	+	+	+	+
Пробоотборник	+	+	+	+
Водоспуск с плавающей крыши			+
Система орошения резер­вуара	+	+	+	-
Кран сифонный	+	+	+
Система размыва осадка	+	+	+	+
Погружной насос (для от­качки остатков нефти и подтоварной воды)				+
Люки	+	+	+	+
Уровнемер	+	+	+	+
Приборы контроля, сигна­лизации, защиты	+	+	+	+

Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и ско­рости наполнения и опорожнения резервуара.

Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяется в зависимости от конструкции крыши резервуара и давления насыщенных паров хранимой нефти:

- на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении на­сыщенных паров хранимой нефти ниже 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями;

- на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении на­сыщенных паров хранимой нефти свыше 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предо­хранителями;

- на резервуарах с плавающей крышей (или понтоном) должны быть ус­тановлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляется согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны (по ГОСТ 16350).

На приемо-раздаточном патрубке резервуаров должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологиче­скими трубопроводами на резервуар.

Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление и по­ниженный вакуум на (5-10 %) по сравнению с дыхательным. Предохранитель­ный гидравлический клапан должен быть залит незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует ус­тановить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефте­продуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать не примерзающими дыхательными клапанами.

Огневые предохранители (огнепреградители) устанавливаются под дыха­тельными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воз­духа ниже 0 °С в осенне-зимний период огневые предохранители необходимо демонтировать.

В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соот­ветствует диаметру клапана.

В состав оборудования резервуара входят замерный, световой люки, люк-лаз и др. люки для установки оборудования (количество люков и их типы уста­навливаются проектом).

Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих тепло­изоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

• стационарные и переносные;

• общие и местные;

• трубчатые, циркуляционного подогрева;

• паровые, электрические и другие.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглого­дичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки па­ров выше 45 °С.

Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электропо­догрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю тем­пературу наиболее холодной пятидневки.

Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки дос­таточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что неф­тепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температу­ры, обеспечивающей самотечный перетек в промежуточный резервуар. Комби­нированный способ целесообразно применять при суточной реализации данно­го нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему макси­мально возможной суточной реализации.

Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

Автоматика и КИП

 

Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

• местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

• сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуа­ре;

• сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

• дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

• местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

• пожарными извещателями автоматического действия и средствами включе­ния системы пожаротушения;

• дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

• сниженным пробоотборником;

• сигнализатором верхнего положения понтона;

• датчиком утечек.

Сигнализаторы применяются для контроля сред. В проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела фаз вода — светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от минус 50 до +80°С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8х10⁴ Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 50 до + 50°С и относительной влажности до 95 % при температуре + 35°С и при более низких температурах без конденсации влаги.

Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и на­ливу нефтепродуктов могут быть использованы:

• сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до макси­мально допустимого уровня;

• сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспет­черского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

• сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;

• сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела фаз вода — светлые нефтепродукты;

• ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 — для оснащения стальных вертикаль­ных резервуаров вместимостью 100—400 м³. Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону переме­щение ниже отметки срабатывания.

В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих па­раллельно.

В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефте­продуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сиг­нализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт).

Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в ре­зервуаре и внутри трубы.

В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85.

Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна от­вечать требованиям СНиП 2.11.03 - 93.

При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:

• свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабо­чих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;

• диапазона измеряемого параметра;

• внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

• конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, вы­сота, диаметр).

Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

 

Дыхательная арматура

 

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохрани­тельные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем: при заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не произош­ло, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страху­ют дыхательные клапаны.

Дыхательные клапаны (рис. 1.4) устанавливают на резервуарах с маловяз­кими нефтепродуктами для поддержания в газовом пространстве расчетного давления и вакуума [1,2].

Основные данные о дыхательных клапанах типа НДКМ и КПГ приведены в табл. 1.2.

Рис. 1.4. Дыхательный клапан КД-2:

1 - корпус; 2 - направляющий стержень; 3 - тарелка вакуума; 4 - откидная крышка; 5 - седло; 6 - вертикальная ось; 7 - седло; 8-тарелка давления; 9-фланец; 10-сетка; 11-рычаг; 12-маховик; 13-откидной болт.

 

Таблица 1.2

Основные данные дыхательных клапанов типов НДКМ и КПГ

Параметры	НДКМ 150	НДКМ 200	НДКМ 250	НДКМ 350	КПГ 150	КПГ 200	КПГ 250	КПГ 350
Диаметр патрубка, м	0,15	0,20	0,25	0,35	0,15	0,20	0,25	0,35
Давление срабатывания, Па	1470—1568	1960,1776
Вакуум срабатывания, Па: - для стальных вертикальных ре­зервуаров - для железобетонных резервуаров	176-196   637 - 686	245—294   294-392 и 882—981
Расход воздуха, м^3/с: - для стальных вертикальных ре­зервуаров - для железобетонных резервуаров - при вакууме 246—392Па - при вакууме 981Па	0,138   0,250     - -	0,250   0,360     - -	0,418   0,694     - -	0,832   1,390     - -	-   -     0,138 0,250	-   -     0,250 0,360	-   -     0,418 0,750	-   -     0,750 1,390
Объем жидкости в гидравлическом затворе, м^3					0,016	0,016	0,025	0,035
Габаритные размеры (диаметр и вы­сота), м	0,46x0,7	0,51x0,7	0,64x0,8	0,85x1,0	0 7x1,2	0,76x1,3	0,9x1,3	0,9x1,3
Масса клапана, кг

 

 

Дыхательный клапан состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора:

• для работы на давление;

• для работы на вакуум.

При работе клапана тарелки переносятся по направляющим штокам. В слу­чае повышения давления верхняя тарелка затвора поднимается и часть паро -воздушной смеси выходит через клапан в атмосферу, при этом давление в ре­зервуаре уменьшается до расчетного.

Когда из резервуара откачиваются нефтепродукты, образуется вакуум и нижняя тарелка поднимается, в резервуар поступает атмосферный воздух и ра­бочее давление восстанавливается.

Массу тарелок клапана можно увеличивать дополнительными шайбами, со­относительно увеличивается рабочее давление и вакуум.

Для предотвращения коррозии и искрообразования при подъеме и опуска­нии тарелки изготавливают из цветных металлов или из специальных пласт­масс.

Рекомендуется поверхности тарелок и седел покрывать фторопластовой пленкой толщиной 0,2-0,3 мм. Использование фторопласта обеспечивает нор­мальную работу клапанов в зимнее время (исключает примерзание тарелок) [11].

Необходимый размер клапанов определяется расчетом в зависимости от ра­бочих условий, пропускной способности ПРП, насосного оборудования и т.д.

В настоящее время на резервуарах установлены клапаны типа СМДК и НДКМ, отличающиеся большой пропускной способностью по сравнению с клапанами типа КД или ДК.

Дыхательные клапаны рассчитаны на повышение давления в газовом про­странстве резервуара до 0,2 кПа и вакуум до 0,02 кПа.

Дыхательная арматура защищает резервуары от смятия при снижении дав­ления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открывают­ся дыхательные клапаны; в газовое пространство резервуаров поступает атмо­сферный воздух.

Клапаны дыхательные КДС_А-1500

Клапаны дыхательные КДС_А-1500 (рис.1.5) предназначены для поддер­жания давления в газовом пространстве резервуаров в заданных пределах и герметизации газового пространства резервуаров с целью сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения и снижения загрязнения атмосферы их парами.

 

Технические характеристики

 

Наименование параметров	Обозначение клапана
КДСА-1500/200	КДСА-1500/250	КДСА- 1500/350
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность в комплекте с огневым предохранителем, м^3/ч, не менее
Рабочее давление, Па (мм вод. ст.), не бо­лее	1765±10
Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.), не бо­лее	245-20 (25-2)
Температурный диапазон работы, °С	от минус 60 до плюс 40
Габаритные размеры, мм, не более:
длина
ширина
высота (без диска отражения)
Масса, кг, не более

 

 

Рис. 1.5. Клапан дыхательный КДС_А-1500

 

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ

Клапан дыхательный закрытого исполнения КДЗТ-50 предназначен для герметизации газового пространства резервуаров для хранения бензинов и под­держания давления в этом пространстве в заданных пределах. Выход воздуха из клапана и вход воздуха при обратном движении производится через один вы­ходной патрубок, соединенный с системой, исключающей выход паров продук­та в атмосферу.

Клапан является комплектующим изделием резервуаров для хранения бензинов и устанавливается на монтажном патрубке резервуара (рис.1.6).

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапан изготовлен в исполнении УХЛ и У, категория размещения I по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение клапана с условным проходом 50 мм: КДЗТ-50, ТУ 3689-015-00217633-97

Технические характеристики:

Наименование параметров	Величина пара­метров
Проход условный, мм
Пропускная способность, м^З/ч,
Давление срабатывания, Па, (мм вод. ст.)	800+25 (80+2,5)
Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.)	250+25 (25+2,5)
Рабочее давление, Па, (мм вод. ст.), не более	1000 (100)
Рабочий вакуум, Па, (мм вод. ст.), не более	350 (35)
Масса, кг, не более	10,5
Срок службы, лет, не менее

 

 

Рис. 1.6. Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ-50М, КДЗТ-100М, КДЗТ-150М

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ (рис. 1.7) предназначен для герметизации газового пространства резервуаров для хранения спиртов, бензи­нов и дизельного топлива и поддержания давления в этом пространстве в за­данных пределах. Выдох газа из клапана и вдох при обратном движении произ­водится через одно выходное отверстие, соединенное фланцем с системой, ис­ключающей выход паров продукта в атмосферу.

Клапан является комплектующим изделием резервуаров для хранения спиртов, бензинов и дизельного топлива и устанавливается на монтажном пат­рубке резервуара.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапан изготовлен в исполнении УХЛ и У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение клапана с условным проходом 50 мм: КДЗТ-50М У ТУ 3689-015-00217633-97

КДЗТ - клапан дыхательный закрытого типа

50 - условный проход, мм

М - вариант модификации

У - климатическое исполнение.

 

Технические характеристики:

 

	КДЗТ-50М	КДЗТ-100М	КДЗТ-150М
Проход условный, мм
Пропускная способность, м^З/ч
Давление срабатывания, Па (мм вод. ст.)	800+25 (80 +2,5)	800 (80)	2000 (200)
Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.)	250+25 (25+2,5)	250 (25)	350 (35)
Рабочее давление, Па (мм вод. ст.)	1000(100)	1000(100)	2000 (200)
Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.)	350(35)	350 (35)	350(35)
Масса, кг, не более	3,5
Срок службы, лет, не менее

 

 

Рис. 1.7. КДЗТ-50М

 

Клапаны совмещенные механические дыхательные СМДК

Совмещенные механические дыхательные клапаны с предохранителем огневым (рис.1.8) предназначены для регулирования давления в газовом про­странстве вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов и защиты от проникновения пламени и искр внутрь резервуара.

Технические характеристики

 

 

Наименование параметров	Обозначение клапана
СМДК-50ЧА	СМДК-100АА
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность, м^3/ч		25-100
Вакуум срабатывания в пределах, мм вод. ст.	20-25	20-25
Давление срабатывания в пределах, мм вод. ст.:
без груза	20-25	20-25
Габаритные размеры, не более:
длина
ширина
высота
Масса, кг, не более	12,0	19,4

 

Рис. 1.8. Клапаны совмещенные механические дыхательные СМДК

Предохранительные клапаны резервуаров.

На случай выхода из строя дыхательного клапана или нарушения техноло­гического режима во избежание разрушения резервуара от повышения давле­ния или вакуума на каждом резервуаре обязательно устанавливают специаль­ный предохранительный клапан, дублирующий работу дыхательного клапана.

Для этого широко применяют гидравлические предохранительные клапа­ны типа КПС для резервуаров на давление до 1960 Па (рис. 1.9). Основным элементом таких клапанов является гидравлический затвор, образованный за­литой на дно корпуса 3 незамерзающей и слабо испаряющейся жидкостью (трансформаторным маслом) и колпаком 4.

При повышении давления внутри резервуара жидкость гидравлического затвора вытесняется из внутреннего кольцевого пространства во внешнее до тех пор, пока уровень не понизится до нижнего зубчатого обреза колпака. По­сле этого газо-воздушная смесь будет прорываться (барботировать) в атмосфе­ру. При вакууме в резервуаре жидкость гидравлического затвора вытесняется во внутреннее кольцевое пространство. Для уменьшения уноса жидкости с про­ходящими газами к крышке 7 и трубе 5 крепят отбойные козырьки.

 

 

 

Рис. 1.9. Предохранительный гидравлический клапан типа КПС

 

Воронка 8 служит для залива рабочей жидкости, а сливная трубка 2 — для ограничения нижнего уровня жидкости при заливе. Контролируют уровень жидкости щупом 5, а сливают ее через отверстие, перекрываемое пробкой 1. Клапан устанавливают на фланец огневого предохранителя и с помощью рас­тяжек 6дополнительно крепят к корпусу резервуара.

Основные данные клапанов типа КПС приведены в табл. 1.3. Чтобы гидрав­лический клапан не работал вместе с механическим, его устанавливают на по­вышенные (5—10%) давление и вакуум. Гидравлические клапаны следует устанавливать по уровню строго горизонтально, иначе они будут работать с по­ниженными вакуумом и давлением вследствие стока жидкости на одну сторону клапана.

 

Таблица 1.3

Основные данные клапанов типа КПС

Показатели	КПС-100	КПС-150	КПС-200	КПС-250	КПС-350
Пропускная способность, м^3/ч
Масса, кг:
клапана	28,5	50,0	97,6	183,0	370,0
жидкости (масла) в клапане

 

Диски-отражатели

 

Эффективным средством сокращения потерь нефтепродуктов от "больших" _ДЬ1ханий являются диски-отражатели (рис. 1.10), устанавливаемые под дыха­тельными клапанами резервуаров [2, 3].

Направление движения, поступающего через дыхательный клапан воздуха, писком - отражателем изменяется с вертикального на почти горизонтальное, поэтому в первую очередь из резервуара вытесняется паро-воздушная смесь с меньшей концентрацией нефтепродуктов.

Диск-отражатель состоит из круглого составного листа, изготовленного из листового металла толщиной 1-2 мм. Части листа соединены между собой на шарнирах, что позволяет складывать лист при вводе его в резервуар через мон­тажный патрубок дыхательного клапана. Для нормальной работы диска-отражателя необходимо обеспечить, чтобы диск при монтаже был расположен концентрично с горизонтальным сечением монтажного патрубка.

Сокращение потерь достигает 20-25 %. Снижению потерь нефтепродуктов от испарения может способствовать ряд организационных мероприятий:

 

1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах большой вместимости.

Емкость резервуара, м^3
Годовые потери, %	5,75	5.0	4,25	3,25	2,75

 

Из этих данных следует, что при хранении бензина в резервуарах емкостью 10000 м³ потери сокращаются более чем в два раза.

2.Сокращение внутризаводских перекачек, т.к. потери возрастают с увели­чением коэффициента оборачиваемости. Поэтому перекачивать легкоиспаряющиеся нефтепродукты из резервуара в резервуар можно только при крайней не­обходимости.

3.Хранение легкоиспаряющихся жидкостей и особенно бензинов в резер­вуарах, заполненных на 95-97%. Потери от малых дыханий в значительной ме­ре зависят от величины заполнения резервуара.

4.Наполнения резервуаров, не включенных в газо-уравнительную систему Целесообразно производить с небольшой производительностью в ночное время, когда температура в газовом пространстве резервуара понижается.

5.Хранение легкоиспаряющихся нефтепродуктов в резервуаре спец. конст­рукции (с понтоном, плавающей крышей, а также с газо-уравнительной систе­мой).

 

 

Рис. 1.10. Диск-отражатель:

 

1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - монтажный патрубок; 4 - диск-отражатель.

Размеры Н и Б в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл.1.4.

Таблица 1.4

Размеры диска отражателя

 

 

Параметры	Марка диска-отражателя
КД-100	КД-150	КД-200	КД-250
D Н

Размывочные головки

 

Для предотвращения выпадения осадков в резервуарах устанавливают специальные устройства - размывочные головки (рис. 1.49). Нефть и нефтепро­дукты, выходя из головки в виде веерной струи радиусом 10-11 м, смывает с днища резервуара осадок, содержащий парафин, минеральные соли, механиче­ские примеси и другие отложения. Продукт можно подавать к размывающим головкам по специально замкнутому циклу. Давление продукта для размыва осадка должно быть не менее 0.2 Мпа. Величина щели веерного сопла опреде­ляется расчетом в зависимости от количества нефти, подаваемой в резервуар.

Для перемешивания нефти в резервуаре можно применять различные пе­ремешивающие устройства (например, мешалки, грибные винты), которые ус­танавливаются в люке-лазе резервуара. Оптимальный угол наклона гребного винта к днищу резервуара составляет 20-60°. Перемешивание нефти улучшает­ся, если в период работы изменять направление и угол наклона перемешиваю­щих устройств.

 

 

Рис. 1.49. Схема размещения и конструкция размывочной головки:

1— стенка корпуса резервуара; 2 — размывочная головка; 3 - опора скользящая; 4 - приемо-раздаточный патрубок; 5 - корпус головки; 6 - днище резервуара; 7 - накладка; 8 - выходное отверстие; 9 – фланец.

Охрана труда

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в про­цессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечеб­но-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются законом «Об основах охраны труда в РФ», «Законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, ре­шениями и указаниями органов государственного надзора, Министерства и ве­домства (компании).

Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» резервуары и резервуарные парки, входящие в со­став НПС, относятся к опасным производственным объектам.

Декларация промышленной безопасности опасных производственных объ­ектов должна содержать требования к промышленной безопасности резервуа­ров и резервуарных парков.

К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке инструктаж, подготовку, не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производст­венных объектах.

Обслуживание и ремонт технических средств резервуаров и резервуарных парков должны осуществляться на основании соответствующей лицензии, вы­данной федеральным органом исполнительной власти, специально уполномо­ченным в области промышленной безопасности, при наличии договора стра­хования риска ответственности за причинение вреда при их эксплуатации.

Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов, уча­стков, лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам ра­бот, утвержденным руководителем предприятия.

При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

- образование взрывоопасной среды;

- загазованность воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень статического электричества;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- выполнение работ на высоте;

- повышенная или пониженная подвижность воздуха;

- недостаточная освещенность на рабочем месте;

- воздействие на организм человека электрического тока;

- повышенная или пониженная влажность воздуха.

Требования безопасности при выполнении технологических операций в ре­зервуарах и резервуарных парках

Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сро­ки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны нахо­диться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологиче­ской схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установлен­ном на кровле резервуара.

Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния (Открыто и Закрыто).

При переключениях действующий резервуар необходимо отключать толь­ко после открытия задвижек включаемого резервуара.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, свя­занные с отключением действующего и вк