ООО «ОЗРМ» изготавливает и монтирует металлоконструкции стальных вертикальных цилиндрических резервуаров (вертикальные резервуары РВС), а также ремонтные комплекты для вертикальных резервуаров, секционные подогреватели для стальных цилиндрических резервуаров, металлоконструкции (трубопроводы) систем пожаротушения вертикальных резервуаров РВС.
Резервуары вертикальные стальные (РВС) объёмом от 100 до 300000 м3 и более выполняются по индивидуальным проектам КМ. Они могут быть выполнены рулонным, полистовым или комбинированным методом с учётом требований всех норм и правил.
Изготовление и приемка вертикальных стальных резервуаров (типа РВС) производится по ТУ 5265-001-67029533-2010.
Вертикальные резервуары стальные могут выполняться со стационарной крышей (типа РВС), вертикальные резервуары стальные с плавающей крыше(типа РВСПК) или вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей и с алюминиевым понтоном (типа РВСП или РВСПА); могут быть вертикальные одностенные стальные резервуары и вертикальные двустенные резервуары (типа ДР или РД) («стакан в стакане», «вертикальный резервуар с защитной стенкой»).
Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 100 м3 до 1000 м3:
Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 2000 м3 до 5000 м3:
Вертикальные резервуары объемом от 10000 м3 до 30000 м3:
Примеры условных обозначений стальных вертикальных резервуаров РВС:
Резервуар вертикальный РВС-100, Резервуар вертикальный РВС-150, Резервуар вертикальный РВС-200, Резервуар вертикальный РВС-300, Резервуар вертикальный РВС-400, Резервуар вертикальный РВС-500, Резервуар вертикальный РВС-630, Резервуар вертикальный РВС-700, Резервуар вертикальный РВС-1000, Резервуар вертикальный РВС-2000, Резервуар вертикальный РВС-3000, РВС-4900, Резервуар вертикальный РВС-5000, Резервуар вертикальный РВС-10000, Резервуар вертикальный РВС-15000, Резервуар вертикальный РВС-20000, Резервуар вертикальный РВС-25000, Резервуар вертикальный РВС-30000.
Классификация резервуаров, технические требования к ним:
Каждый эксплуатирующийся вертикальный резервуар должен соответствовать проекту КМ, иметь технический паспорт и быть оснащен полным комплектом исправного резервуарного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.
На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар.
Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.
Базовую высоту проверяют:
— ежегодно в летнее время;
— после зачистки вертикального резервуара;
— после капитального ремонта вертикального резервуара;
К измерительному люку, установленному на крыше вертикального резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:
— номер резервуара вертикального стального;
— значение базовой высоты вертикального стального;
— номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки;
— сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке;
— надпись «с понтоном» (при наличии понтона);
— оттиск поверительного клейма.
Резервуар вертикальный стальной после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка вертикального резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.
Градуированные вертикальные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации.
В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м 3 :
— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;
— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;
— резервуары с понтоном и плавающей крышей (без давления);
— резервуары с защитной (двойной) стенкой;
— резервуары с двойной стенкой;
— резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.
В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса:
Класс I - особо опасные вертикальные резервуары: объемами 10000 м 3 и более; резервуары объемами 5000 м 3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.
Класс II - резервуары вертикальные повышенной опасности: объемами от 5000 м 3 до 10000 м 3 .
Класс III - опасные резервуары вертикальные: объемами от 100 м 3 до 5000 м 3 .
Выбор резервуара вертикального для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.
На каждом вертикальном резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения:
— порядковый номер вертикального резервуара (на уровне третьего пояса);
— значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка вертикального РВС);
— положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана);
— значение базовой высоты вертикального резервуара (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка);
— при наличии понтона надпись «С понтоном».
Допускается не наносить на вертикальный резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения.
Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются вертикальные резервуары с плавающими крышами и понтонами.
Плавающие крыши применяются в вертикальных резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м 2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.
В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении вертикального резервуара.
Понтоны применяются в вертикальных резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения.
Резервуары вертикальные с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.
Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте вертикального резервуара без перекосов.
В вертикальном резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.
При первом заполнении вертикального резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию.
Запрещается эксплуатация вертикальных резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.
Резервуары вертикальные с защитной и с двойной стенкой.
Резервуары вертикальные с защитной стенкой.
Резервуары вертикальные с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».
Резервуары вертикальные с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего вертикального резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного вертикального резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.
Основной вертикальный резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.
Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.
Высота стенки защитного вертикального резервуара должна составлять не менее 80% от высоты стенки основного резервуара.
Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.
Доступ в межстеное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара.
Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.
Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.
Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара.
При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.
Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.
Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:
— первый - испытание основного резервуара;
— второй - испытание защитного резервуара.
Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.
По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.
Резервуары вертикальные для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы.
Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).
Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.
Требования к оборудовании и автоматизации резервуаров
Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.
Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.
Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:
— дыхательные клапаны;
— предохранительные клапаны;
— стационарные сниженные пробоотборники;
— огневые предохранители;
— приборы контроля и сигнализации;
— противопожарное оборудование;
— сифонный водоспускной кран;
— вентиляционные патрубки;
— приемораздаточные патрубки;
— люки-лазы;
— люки световые;
— люки измерительные;
— диски-отражатели.
Резервуары вертикальные, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0 С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.
В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.
Диаметр диска выбирают, исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.
Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках.
Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.
Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).
Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса хранения, приема и отпуска нефтепродуктов.
Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческого учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.
Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112 ТНП-028-97.
- местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;
- сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;
- сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;
- дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
- местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;
- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
- дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
- сниженным пробоотборником;
- сигнализатором верхнего положения понтона.
Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Ростехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия по взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.
Необходимость иметь постоянные запасы продуктов и материалов является гарантией успешной работы любого производства. Для решения этой задачи используют резервуары. В них не только хранят, но и транспортируют различные продукты. Они бывают различных видов, типов, форм и объемов. По месту установки их различают: наземные, подземные и заглубленные. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары можно выделить как основную группу емкостей для хранения продуктов и, как правило, они наземной установки.
Вертикальные стальные резервуары
Они, в основном, используются для хранения жидких веществ: нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов, технических кислот и спирта, воды и др. В отдельных случаях они играют роль бункеров для сыпучих материалов: цемента, зерна, муки и др.
Вертикальные стальные резервуары в основном изготавливаются из малоуглеродистых и низколегированных сталей, а в некоторых случаях для них используют нержавеющую сталь. Применяемая толщина металлопроката должна составлять не менее 4 мм.
По объему их подразделяют на классы:
I класс – более 50 000 м³;
II класс – 20 000 — 50 000 м³;
III класс – 1 000 – 20 000 м³;
IV класс – до 1 000 м³.
По способу изготовления и монтажа их можно разделить:
рулонной сборки, при которой элементы конструкций выполняются и монтируются рулонными полотнищами;
полистовой сборки, когда все эти операции производятся отдельными листами;
комбинированной сборки, включающей в себя оба предыдущих способа.
По конструктивным особенностям они делятся:
резервуары РВС обычного исполнения со стационарной крышей;
резервуары РВСП со стационарной крышей и понтоном;
резервуары РВСПК, в которых установлена плавающая крыша.
резервуары, имеющие защитную стенку.
При хранении продуктов обладающих низкой испаряемостью, с создаваемым давлением насыщенными парами до 26.6 кПа и температурой возгорания больше 61°С, на вертикальные стальные резервуары устанавливают стационарную крышу. К этим продуктам относят: мазут, дизтопливо, керосин, масла, воду. В некоторых случаях их используют для хранения летучих материалов, с давлением паров до 93.3 кПа и относящимся к легко воспламеняемым веществам. В этих случаях на резервуар устанавливается газовая обвязка или аппаратура для улавливания испарений. Основанием для крыши в этих резервуарах служит корпус или она опирается на стойку посреди емкости.
Цилиндрические вертикальные резервуары с понтоном и стационарной крышей используют для хранения жидкостей, у которых насыщенные пары могут создавать давление 26.6 – 93.3 кПа, а температура воспламенения до 61°С. Понтон выполнен в форме газонепроницаемого жесткого диска уложенного на поверхность жидкости. По размерам диск должен занимать не менее 90% всей верхней площади поверхности продукта. Зазор между резервуаром и диском герметизируется уплотнением.
Вертикальные резервуары для нефтепродуктов могут оборудоваться плавающей крышей. Такая кровля резервуара находится в полном контакте с поверхностью хранимой жидкости. По конструкции, в ней имеются герметичные отсеки или короба, которые обеспечивают крыше плавучесть. На внутренней стенке корпуса резервуара имеются направляющие, чтобы исключить вращение крыши при наполнении или сливе жидкости из резервуара. В пустом резервуаре крыша опирается на специальные опоры расположенные на днище.
Правила эксплуатации вертикальных стальных резервуаров устанавливают обязательную обваловку производственных площадок, где находятся резервуарные парки или отдельные резервуары, в которых для хранения заложена нефть или ее продукты перегонки. В случае затруднений или невозможности обустройства обваловки для безопасности используют резервуары, на которые смонтирована защитная стенка. Она выполняет роль защиты от возможного разлива нефтепродуктов при нарушении целостности резервуара. Такие резервуары используются вблизи жилых строений и водоемов.
Проектирование, изготовление, строительство и проверка железных резервуаров строго регламентируются соответствующими стандартами. ГОСТ на вертикальные резервуары наземного расположения устанавливает следующие нормы эксплуатации:
плотность продукта хранения – не выше 1015 кг/м³;
температурный режим корпуса резервуара плюс 180°С – минус 65°С;
избыточное внутреннее давление – до 2000 Па;
разряжение верхнего газового промежутка – до 250 Па;
показатель сейсмичности района установки – до 9 баллов.
Эти все нормы прописаны в ГОСТ 31385–2008 и он является основным документом для всех стадий строительства вертикальных металлических резервуаров наземного расположения. Продуктами хранения резервуаров отвечающих этим требованиям являются жидкие пищевые продукты минеральные удобрения, стоки, вода и др.
Более серьезные требования предъявляются к емкостям для хранения нефти и нефтепродуктов. Они относятся к резервуарам с повышенным уровнем опасности и при их изготовлении руководствуются федеральным законом № 384-ФЗ от 30.Xll.2009г. и ГОСТ Р 54257-2010.
Для хранения углеводородных сжиженных топливных газов используют резервуары отвечающие требованиям ГОСТ Р 52087 – 2003.
Ремонт резервуаров
Ремонт вертикальных стальных резервуаров выполняется при условии обнаружения дефектов (сварки, монтажа, металла, эксплуатации, транспортировки), коррозии, нарушения правильности геометрии, проблем выполнения различных операций и повреждений его целостности стихией. Ремонты подразделяют:
осмотровый (техническое обслуживание);
текущий;
капитальный.
Основанием для определения проведения нужного ремонта служит дефектная ведомость, которая составляется по результатам регулярного обследования резервуара.
Первый вид ремонта (техническое обслуживание) выполняется без высвобождения резервуара от хранимого продукта. Последующие ремонты требуют, чтобы резервуар был пустой, хотя в некоторых случаях возможно проведения текущего ремонта с наполненным резервуаром.
Для первых двух видов ремонтов установлены временные рамки проведения: осмотровый ремонт проводят не менее чем 1 раз в полугодие, текущий — не меньше чем 1 раз в 2 года.
Для капитального ремонта не устанавливается обязательное время проведения, и он выполняется по мере необходимости.
1. Введение……………………………………………………………….…..3
2. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей…………………………………………………………………......4
3. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей………………………………………………………………….….5
4. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном…….6
5. Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары……………….7
6. Оборудование резервуаров………………………………………………..7
6.1 Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти…………………………………………………...8
6.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров……...….9
6.3 Противопожарное оборудование………………………………...….9
6.4 Приборы контроля и сигнализации………………..……………….10
7. Особенности оборудования резервуаров с плавающими крышами..10
8. Список использованных источников
Введение
Резервуары в системе магистральных трубопроводов устанавливаются группами, которые называются резервуарными парками. Резервуарные парки служат:
Для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;
Для учета нефти;
Для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и механических примесей, смешение и др.).
В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:
На головной НПС;
На границах эксплуатационных участков;
В местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.
В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. Последние в настоящее время используются редко.
Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже низшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС)
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.
Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м! . Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.
Рис. 12.19. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом с щитовой кровлей:
1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница, 5 – днище
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей
(типа РВСПК)
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 12.20). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двухслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двухслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.
Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов 1 различных конструкций (рис. 12.20).
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.
В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.
Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.
Рис. 12.20. Резервуар с плавающей крышей:
1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба;7 - стойки; 8 - люк
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП)
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 12.22). Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.
При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.
Рис. 12.21. Схемы основных типов плавающих крыш: а - дисковая; б - однослойная с кольцевым коробом;
в - однослойная с кольцевым и центральным коробами; г – двухслойная
Рис. 1 2.22. Резервуар с плавающим металлическим понтоном:
1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 - мембрана из листового металла; 4 - стяжка; 5 - центральный короб понтона; 6 - направляющая труба; 7 - уплотнение направляющей трубы; 8 - люк-лаз; 9 - опоры для понтона; 10 - приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС)
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м 3 . На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.
Оборудование резервуаров
На резервуарах устанавливаются (рис. 12.24):
Оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
Противопожарное оборудование;
Приборы контроля и сигнализации.
Рис. 12.24 .Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов:
1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный клапан; 4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; б - прибор для замера уровня; 7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточный патрубок; 1 - перепускное устройство; 12 – управление хлопушкой; 13 - крайнее положение приеме - раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан
Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти
К этой группе оборудования относятся:
Дыхательная арматура;
Приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
Средства защиты от внутренней коррозии;
Оборудование для подогрева нефти.
Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 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 происходило 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.
Дыхательная арматура защищает резервуары и 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. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.
Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются.
Приемо-раздаточные патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.
В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров
Для указанных целей используется следующее оборудование:
Люк-лаз;
Люк замерный;
Люк световой;
Лестница.
Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.
Люк замерный 5 служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.
Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.
Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.
Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60", снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.
Похожие статьи
