Основные элементы парков

Резервуары, коллектора, площадки задвижек, предохранительные клапана, системы учета, газоуравнительные системы, пожаротуше­ние, грозозащита, обваловка, промканализация.

Оборудование стальных резервуаров

Для правильной и безопасной эксплуатации стальные наземные ре­зервуары должны иметь следующее оборудование (рис. 3.1.)

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 оснащают дистанци­онными уровнемерами типа УДУ и пробоотборником типа ПСР.

Указатели уровня:

Рис. 3.1. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре

На рис. 3.1. показаны: 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; II - 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.

Пробоотборник типа ПСР позволяет автоматически отбирать из ре­зервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это достигается путем выделения в резервуаре столбика нефтепродукта по всей высоте налива. Пробоотборник ПСР-4 (рис. 3.4) 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 нефтепродукт 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 пробоот-борную посуду.

После взятия пробы давление в воздушной системе снижается, и клапаны открываются, подготавливая пробоотборник к следующему отбо­ру проб.

Наряду с пробоотборником ПСР-4, предназначенным для отбора

2 0

средних проб нефтепродуктов с вязкостью до 1200 м /с при 50 С из на­земных вертикальных резервуаров на нефтебазах применяют: ПСР-5 - для отбора средних проб маловязких нефтепродуктов из заглубленных резер­вуаров, ПСР-6 - для отбора средних проб вязких нефтепродуктов из за­глубленных резервуаров и ПСР-7 - для отбора средних проб нефтепродук­тов из резервуаров с понтонами.

Принцип работы ПСР всех типов одинаков. Они различаются только конструкциями.

Пеногенератор представляет собой генератор высоко-кратной пены (ГВП) в комплекте с пенокамерой. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя. При этом образующаяся высокократная воздушная механическая пена че­рез пенокамеру вводится внутрь резервуара.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на ре­зервуарах с понтонами, для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой. Во избежание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара поперечное сечение вентиляционных патрубков затяги­вают медной сеткой. Диаметр вентиляционного патрубка обычно прини­мают равным диаметру приемораздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арматуру на резервуарах не устанавливают.

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

Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наибольшую температуру. Подъем трубы осу­ществляется специальной лебедкой или за счет выталкивающей силы по­плавка, устанавливаемого на ее конце и поддерживающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефтепродукта.

Поднимать трубу можно до определенной высоты, в пределах кото­рой она может опускаться под собственным весом. При углах подъема больше 70 - 75^о возможно заклинивание поворотного шарнира, поэтому длина подъемной трубы l_t принимается равной

l_t = L - hi / sin 70^о, (3.1.)

где L - высота резервуара;

hi - расстояние от дна резервуара до поворотного шарнира трубы.

Для уменьшения входной скорости нефтепродукта конец подъемной трубы срезается под углом 30^о.

Рис. 3.5. Водоспускное устройство 1 - защитный чехол; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - патрубок; 4 - защитная диа­фрагма; 5 - поворотная ручка; 6 - пробковый кран.

Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резер­вуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды (рис. 3.5). Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводнен­ной нефти. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке, нормаль­ная высота которой 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 приемораздаточных трубопроводов и задвижек. На рис. 3.6 показана управляемая хлопушка, которую обычно устанавливают 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.

Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используют хлопушки с управлением, встроенным в приемораздаточный патрубок.

Рис 3.6. 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.

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

На рис. 3.7 изображен стандартный огневой предохранитель с круг­лой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных кана­лов. Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротив­лением и наиболее устойчивы против обледенения. Сопротивление огне­вых предохранителей определяют по заводским характеристикам.

Рис. 3.7. Огневой предохранитель 1 - фланец; 2 - прижимной болт; 3 - корпус; 4 - крепежный болт; 5 - кассета; 6 - ко­жух; 7 - уплотняющая прокладка

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.

а

в

Рис. 3.8. Схема работы предохранительного гидравлического клапана при избыточном давлении в резервуаре; б - при вакуумном давлении в резервуаре; при давлении в резервуаре, равном атмосферному.

Расчет гидравлического клапана (рис. 3.8) ведется на основе сле­дующих положений:

1. При работе на избыточное давление клапан должен создать гид­равлический затвор высотой h_a = p_u / pg, а при работе на вакуум - затвор высотой h_B = p_h / pg.

2. Площади поперечных сечений газоходов, заполненных жидкостью (F₁ и F₂), должны быть больше площади поперечного сечения штуцера f Это требование объясняется необходимостью предотвращения уноса жид­кости из клапана при прохождении газов через гидравлический затвор.

Глубину погружения внутреннего цилиндра h находят из условия, что объем жидкости в неработающем клапане над его нижним срезом должен соз­дать гидравлические затворы на избыточное давление hn и на вакуум h_B.

h = h_Hh_h / h_B + h_H (3.2)

При высоких скоростях газов в кольцевых газоходах клапана жид­кость уносится в виде капель, захватываемых газами, вследствие чего кла­пан начинает работать при пониженных h_B и h_H. Для предупреждения этого в верхней части корпуса клапана ставят каплеуловитель

4. 4.2 Основные технологические операции –

прием, откачка, транзит, хранение, учет нефти, размыв парафина, сбор утечек, управление качеством нефти.

Дата добавления: 2014-01-20