Сооружение стального вертикального цилиндрического резервуара объемом 50000 м3 с плавающей крышей (РВСПК 50000)

2. КОНСТРУКЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРА

2.1 Металлоконструкции

Стенка резервуара состоит из 8 поясов (таблица 3), каждый пояс из 24 листов размером 8000х2250 мм. Толщина листов стенки резервуара различна и уменьшается снизу вверх. Монтаж стенки выполнен полистовым методом (рис. 2).

В верхней части, стенка укрепляется кольцом жесткости, которое обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой.

Рисунок 2 - Стенка резервуара

Табл. 3

Коренные задвижки резервуара.

В каре резервуара, на трубопроводах приемо-раздаточных патрубков смонтированы коренные задвижки Ду 1000, обеспечивающие возможность налива и опорожнения резервуара. Для управления задвижками на них установлены электропривода.

Электропривода задвижек.

Электроприводы предназначены для дистанционного и местного управления запорной арматурой магистральных нефтепродуктопроводов, эксплуатирующихся в наружных установках и в помещениях во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование паро- и газовоздущных взрывоопасных смесей.

Электроприводы позволяют осуществлять:

- закрытие - открытие проходного сечения арматуры и остановку запорного устройства арматуры в любом промежуточном положении по командам оператора с местного или дистанционного поста управления;

- автоматическое отключение электродвигателя по сигналам датчика положения при достижении запорным устройством арматуры крайних положений;

- автоматическое отключение электродвигателя по сигналам муфты ограничения крутящего момента при превышении допустимых нагрузок на выходном звене в любом промежуточном положении запорного устройства арматуры и при его достижении крайних положений;

- выдача дискретных сигналов при достижении запорным устройством арматуры крайних положений и при срабатывании муфты ограничения крутящего момента;

- управление запорным устройством арматуры с помощью привода ручного дублера;

- указание положения запорного устройства арматуры в процессе работы на местном указателе положения;

- автоматическое выключение привода ручного дублера.

2.3 Электрохимзащита (ЭХЗ)

Для защиты резервуаров от коррозии наряду с защитным антикоррозийным покрытием применяется электрохимическая защита днища резервуара. Система электрохимической защиты должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию на всей поверхности днищ резервуаров таким образом, чтобы значения потенциалов «сооружение - земля» на них было не менее минимального и не более максимального допустимых значений.

Система электрохимической защиты резервуаров состоит из:

а) расположенных под днищем резервуара (рисунок 13)

- протяженных маслобензостойких анодных заземлителей из токопроводной эластомерной композиции предназначенных для создания анодного электрического поля;

- предназначенных для контроля защитного потенциала днища 8 шт. медно-сульфатных электродов сравнения, 4 шт. электродов сравнения длительного действия биметаллических с выводом от них контрольных проводников в клемный шкаф КШ;

- 4 шт. блоков пластин индикаторов скорости коррозии с выводом от них контрольных проводников в КИП.

1 - резервуар; 2 - днище резервуара; 3 - отмостка; 4 - кольцевой фундамент; 5 - гидрофобный слой; 6 - гидро-электроизолирующая пленка; 7 - песчаная засыпка; 8 - материковый грунт, 9 - протяженный анод; 10 - электрод сравнения ЭНЕС; 11 - электрод сравнения ЭДБ, 12 - блок пластин индикаторов (БПИ)

Рисунок 11 - Схема установки резервуара

Электроды сравнения заглубляются на глубину 0,2 м от днища резервуара.

Выводы от анодных заземлителей заведены в клемный шкаф, размещаемый за пределами обвалования.

Для обеспечения нормативного срока эксплуатации (не менее 50 лет) выводы от анодных заземлителей в клемном шкафу следует объединить в две секции по 14 и 15 электродов. В период первых 25 лет эксплуатации включить в работу одну из двух секций. Расчетный срок службы протяженного анодного заземления 50 лет.

Контроль защитного потенциала днища резервуара осуществляется с применением медно-сульфатных электродов сравнения, расположенных под днищем резервуара, имеющих установленный срок службы 12 лет. Биметаллические электроды сравнения являются вспомогательными и устанавливаются в паре с медно-сульфатными электродами сравнения.

На стадии пуско-наладочных работ измерения защитных потенциалов сооружения проводятся только относительно медно-сульфатных электродов сравнения. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации средств электрохимзащиты все измерения выполняются одновременно с использованием медно-сульфатных и биметаллических электродов сравнения. В процессе эксплуатации устанавливается коэффициент погрешности биметаллических электродов сравнения по отношению к медно-сульфатным.

При установившемся режиме катодной поляризации, после выработки ресурса медно-сульфатных электродов сравнения, контроль защитного потенциала днища резервуара должен осуществляться замерами с применением биметаллических электродов сравнения с учетом установленного коэффициента погрешности и методом выносного электрода. Контроль защитного потенциала обеспечивается в течение всего нормативного срока службы резервуара

Эксплуатацию системы катодной защиты следует осуществлять, поддерживая оптимальный режим работы станции катодной защиты (СКЗ), определенный на стадии проектирования, в процессе проведения пусконаладочных работ и в дальнейшем при проведении комплексных обследований системы ЭХЗ.

Режим работы СКЗ должен поддерживаться таким, чтобы минимальный поляризационный защитный потенциал на наружных поверхностях днищ резервуаров был равен -0,85В, с учетом омической составляющей - 0,9В. Максимальный допустимый с учетом омической составляющей -3,5В.

2.4 Отвод статического электричества

Защита от статического электричества осуществляться заземлением оборудования, резервуаров, трубопроводов, вне зависимости от соединенных с ними коммуникаций, наличия заземленного электрооборудования и наличия в резервуарах и трубопроводах взрывоопасных продуктов.

На резервуарах РВСПК - 50000 установлено три перемычки из гибкого медного изолированного провода сечением 16 мм2 между плавающей крышей и металлическим корпусом резервуара.

Заземляющие устройства для защиты от статического электричества объединено с заземляющими устройствами электрооборудования и молниезащиты.

Все оборудование и агрегаты, где возможно образование зарядов статического электричества присоединяется к контуру заземления при помощи отдельного ответвления, независимо от заземления соединенных с ними коммуникаций и конструкций.

2.5 Молниезащита

Резервуар РВСПК-50000 является сооружением, относящимся к специальным объектам, представляющим опасность для непосредственного окружения. Требуемый уровень надёжности защиты резервуара от прямых ударов молнии составляет Рз=0,99.

К взрывоопасной зоне стального резервуара относится территория в пределах всей площади внутри обвалования резервуара. Система молниезащиты предназначена для защиты резервуара РВСПК-50000 от прямых ударов молнии путём установки отдельно стоящих молниеотводов расчетной высоты.

В зону защиты устанавливаемых молниеотводов входят:

- пространство высотой 5 м над резервуаром с внешней боковой границей, отстоящей от стенки резервуара на 5 м;

- дыхательный патрубок, установленный на направляющей плавающей крыши, и пространство над ним, ограниченное полусферой с радиусом 5 м;

- территория каре в пределах всей площади внутри обвалования. Защита резервуара РВСПК-50000 и трубопроводов от вторичных проявлений молнии (электромагнитной и электростатической индукции), статического электричества и от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) и подземным металлическим коммуникациям и конструкциям путём присоединения их к индивидуальному контуру заземления резервуара РВСПК- 50000. Каждый из молниеотводов соединяется с общим заземляющим устройством двумя токоотводами из полосовой стали сечением 4x40 мм, присоединения токоотводов к молниеотводам выполняются разъемными.

Рисунок 12 - Молниезащита

3. СТРУКТУРА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ

Технические решения, выполненные в моем проекте РВСПК, предполагают следующую структуру контроля и управления:

- систему измерения уровня, с применением радарных уровнемеров;

- систему автоматизации резервуарного парка.

Контроль за технологическим процессом осуществляется диспетчером.

3.1 Объекты и объемы автоматизации. Основные технические решения

Объектами автоматизации являются:

- резервуар РВСПК-50000 с коренными задвижками;

- устройство размыва донных отложений «Диоген» - 2 шт.

В резервуаре РВСПК-50000 проводится:

- измерение температуры нефти в резервуаре ;

- измерение уровня нефти;

- сигнализация минимального аварийного, предельного максимального уровней нефти в резервуаре, скорости наполнения (опорожнения) резервуара обеспечивающиеся обработкой показаний измерителя уровня;

- сигнализация максимального аварийного уровня нефти;

3.2 Размещение и монтаж средств автоматизации

Радарный уровнемер, датчик средней температуры устанавливаются в направляющей плавающей крыши, сигнализаторы максимального аварийного уровня устанавливаются на площадках обслуживания сигнализаторов уровня. Биметаллический термометр (термопреобразователь) и модуль сбора данных устанавливаются на первом поясе стенки резервуара. Для монтажа средств автоматизации на резервуаре предусмотрены закладные конструкции.

3.3 Оборудование КИП и А

3.3.1. Система сигнализации аварийного максимального уровня взлива

В состав оборудования системы сигнализации достижения аварийного максимального уровня взлива входят сигнализаторы уровня OMUV 05-2 (3 шт.) или сигнализаторы уровня ПМП.

Сигнализаторы уровня OMUV 05-2.

Прибор OMUV 05-2 изготавливается для сигнализации максимального уровня в емкостях с плавающей крышей.

1-фланец; 2 - зонд; 3 - поплавок; 4 - чувствительный элемент; 5 - блок включения; 6 - клемники; 7 - болт; 8 - кольцо «О»; 9 - крышка; 10 - защитный винт; 11 - сальник; 12 - винт заземления.

Рисунок 13 - OMUV 05-2

3.3.2 Система измерения уровня

В состав оборудования системы измерения уровня входят:

- радарный уровнемер RTG 3950REX;

- многоточечный датчики температуры MST SST 21M14x Pt100.

Радарный уровнемер RTG 3950REX

Уровнемер RTG 3950 REX используется для установки на резервуары с плавающей крышей в направляющей трубе и с любыми продуктами, хранимыми в таких резервуарах.

Уровнемер использует режим распространения луча радара с низкими потерями, который фактически ликвидирует влияние условий состояния направляющей трубы. Измерения проводятся с высокой точностью, даже если труба старая, грязная и покрыта отложениями

Рисунок 14 - Уровнемер RTG 3950 REX для установки в направляющих трубах

Уровнемер RTG 3950 REX устанавливается на измерительные трубы 8", вмонтированные в направляющую резервуара. Он может устанавливаться на уже имеющиеся трубы и при его установке нет необходимости выводить резервуар из эксплуатации.

Многоточечные датчики температуры MST SST 21M14x Pt100.

Многоточечные датчики температуры служат для измерения средней температуры жидкости в резервуаре при измерении уровня нефти.

Термометры сопротивления Pt100 в количестве 14 штук, находящиеся в гибкой металлокордовой вертикальной трубе, воспринимают температуру слоев жидкости, а по этим данным путем вычислений определяется средняя температура хранимой в резервуаре жидкости. Для определения температуры жидкости в резервуаре используются только те термометры сопротивления, которые полностью погружены в жидкость.

Рисунок 15 - Многоточечный датчики температуры MST SST 21M14x Pt10

Контроль температуры нефти.

Для контроля температуры нефти в пристенной зоне нижнего пояса резервуара на крышку овального люка-лаза устанавливается биметаллический термометр типа А5501.

4. СИТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ

Для противопожарной защиты резервуара РВСПК-50000, предусмотрено комбинированное пенное пожаротушение, основанное на применении низкократной пены, получаемой из рабочих растворов фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей и трубопроводы водяного охлаждения.

Комбинированное тушения пожара предусматривает одновременно:

- подачу пены низкой кратности через нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти (система подслойного тушения);

- подачу пены низкой кратности в зону кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для удержания пены;

4.1 Система подслойного пожаротушения

Система подслойного пожаротушения смонтирована в первом поясе резервуара и представляет собой кольцевой трубопровод с технологическими отверстиями и системой подводящих трубопроводов. Система подслойного пожаротушения предназначена для обеспечения ввода пены под давлением непосредственно во внутрь резервуара.

Количество линейных вводов подслойного тушения пожаров принято три. Патрубки линейных вводов располагаются равномерно по периметру резервуара.

Растворопроводы пенотушения, подающие низкократную пену в нижний пояс резервуара, предусмотрены из стальных электросварных труб диаметром 273x6 мм с гидроизоляционным защитным покрытием, выполнении в условиях заводского изготовления.

На каждом линейном вводе подслойного тушения пожаров в обваловании надземно последовательно расположены:

- коренная задвижка;

- задвижка для промывки

- вентиль для слива конденсата и проверки целостности разрывной мембраны;

- разрывная мембрана;

- узел для периодических испытаний;

- обратный клапан;

- напорные узлы пеногенераторов;

- фильтр.

Фильтр.

Фильтр предназначен для улавливания стойких механических примесей (в том числе ферромагнетиков) в холодной и горячей воде и других неагрессивных жидкостях с температурой до 150°С и давлением до 1,6 МПа.

Фильтр состоит из корпуса (1), крышки (2), сетки (3), стержня (4), на котором находятся магниты (5) и шайбы (6), пробки (7).

Рисунок 16 - Фильтр

Разрывная мембрана.

Для гарантированного удержания столба нефти снаружи резервуара на системе подслойного пожаротушения, установлены разрывные мембраны «Лотос».

Разрывные мембраны «Лотос» предназначены для системы подслойного тушения пожаров в резервуарах с нефтью, установлены во взрывоопасной зоне и способны решать следующие задачи:

- герметизация внешних пенопроводов от пенопроводов, соединяющихся с резервуаром;

- гарантированное удержание периодически меняющегося давления столба нефти со стороны резервуара;

- прорыв разрывной диафрагмы и открытие проходного сечения пенопровода при превышении давления пены со стороны пеногенератора над давлением столба нефти в резервуаре.

Коренная задвижка.

Для обеспечения возможности проведении профилактических и ремонтных работ на системе подслойного пожаротушения, у стенки резервуара установлена задвижка Ду 250 мм.

Обратный затвор.

Для предотвращения обратного потока рабочей среды на трубопроводах системы подслойного пожаротушения установлены обратные затворы.

Затвор открывается от подачи среды под захлопку и удерживается в положении «открыто» за счет подъемной силы, возникающей от скоростного напора потока.

1-корпус; 2 - захлопка; 3 - ось; 4 - болт установочный; 5 - прокладка; 6 - прокладка; 7 - фланец; 8 - шпилька; 9 - гайка; 10 - вилка; 11 - колпак; 12 - винт стопорный

Рисунок 17 - Обратный затвор

Закрытие захлопки происходит после прекращения подачи среды под действием собственного веса, создающего необходимый момент на закрытие вследствии смещения центра тяжести захлопки относительно оси вращения и обратного потока среды.

4.2 Периодичность и режим промывки пенопроводов

В целях обеспечения работоспособности системы подслойного пожаротушения и предотвращения возможного накопления “парафинистых отложений”, не реже одного раза в шесть месяцев, должна проводится промывка подогретой нефтью пенных насадков и трубопроводов подачи пены (далее пенопроводы) резервуаров.

Рисунок 18 - Принципиальная схема промывки пенопроводов системы подслойного пожаротушения

4.3 Тушение низкократной пленкообразующей пеной сверху

Количество линейных вводов подачи пены сверху принято три. Линейные вводы системы подачи пены сверху располагаются равномерно по периметру резервуара.

На каждом линейном вводе подачи пены сверху перед присоединением к кольцевому растворопроводу последовательно установлены фильтрующие устройства с диаметром ячейки 6 мм.

Линейные вводы подачи пены сверху проложены подземно и изготовлены из стальных труб диаметром 108x4 мм с гидроизоляционным защитным покрытием, выполненным в условиях заводского изготовления. Сухотрубные растворопроводы проложены с уклоном 0,005 к дренажным колодцам и оборудуются сливными устройствами. Дренажные колодцы располагаются как внутри, так и за пределами обвалования.

Назначение, устройство и принцип работы.

Камеры предназначены для комбинированных автоматических систем пожаротушения нефти и нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах с плавающей крышей (РВСПК) и способны решать следующие задачи:

- образование плоских веерных струй низкократной пены из 6% водных растворову фторсинтетических пенообразователей;

- подача плоских веерных струй пены (сверху) в зону кольцевого зазора и на стенку внутри резервуара.

В случае возникновения пожара в резервуаре и срабатывании комбинированной автоматической системы тушения пожара, водный раствор пенообразователя, подающийся по растворопроводу с рабочим давлением и расходом, соответствующими типоразмеру камеры, проходя через сопло поз. 9 во фланце поз.21, попадает в зону смешивания генератора, где взаимодействуя с высоко турбулентной воздушно-жидкостной средой камеры, приобретает вид полузатопленной, полусвободной струи с четко выраженным ядром и расходящейся частью.

Основная часть струи, попадая в приемный канал и диффузор камеры смешения поз.10, генерируется в пену заданной кратности.

При ударе остаточной периферийной части струи о стенку диска на камере смешения поз.10 происходит гарантированное возникновение устойчивого вихря в зоне смешивания, что улучшает всасывание воздуха в расходящуюся струю водного раствора пенообразователя;

1-генератор пены низкой кратности; 2-воздухозаборные отверстия; 3- расширительная камера; 4-герметизирующее устройство; 5-прокладки; 6-нож; 7- разрывная мембрана; 8-прокладка; 9-сопло; 10-пеногенерирующая камера; 11- крышка; 12-фланец; 13-патрубок; 14- фланец; 15-переходник; 16,17-корпус; 18- прокладка; 19-корпус; 20,21-присоединительный фланец

Рисунок 19 - Камера пены низкой кратности КНЛ-5, КНП-10 "Гейзер"

Струя пены заполняет внутреннее пространство корпуса поз. 16 и, в момент достижения давления пены значения от 0,01 до 0,1 МПа, происходит прорыв разрывной мембраны герметизирующего устройства поз. 4 и пена через прорези в корпусе поз. 17 в виде плоских веерных струй подается на стенку резервуара, обеспечивая ее охлаждение, и в зону кольцевого зазора плавающей крыши РВСПК.

4.5 Система орошения резервуара

Стационарная система орошения стенки резервуара РВСПК-50000 предназначена для охлаждения стенки резервуара.

Прокладка трубопроводов водяного охлаждения предусмотрена подземная из стальных электросварных труб диаметром 159x4,5 мм по ГОСТ 10704-91 с гидроизоляционным защитным покрытием, выполненным в условиях заводского изготовления. Сухотрубные участки водяного охлаждения прокладываются подземно с уклоном не менее 0,005 к дренажным колодцам. Дренажные колодцы располагаются за пределами обвалования.

Предусмотрено подключение четырех подводящих трубопроводов охлаждения к четырем стоякам системы охлаждения резервуара, расположенным на резервуаре.

На питающих трубопроводах системы водяного охлаждения, в непосредственной близости к резервуару установлены фильтрующие устройства.

Перфорированная труба для подачи воды на стенку резервуара расположена полукольцом вдоль стенки резервуара (количество полуколец - 4 шт.). Длина перфорированного трубопровода 190,776 м. Отверстия диаметром 5 мм (952 шт.) расположены на расстоянии 200 мм друг от друга в нижней части трубы.

Стационарная система орошения стенки резервуара РВСПК-50000 эксплуатируются без специального обслуживания, не требуют смазки.

5. фундаменты, опоры, обвалования

Надземные задвижки, трубопроводы и пеногенераторы для напорных узлов установлены на опоры из труб. Опоры приварены к закладным деталям фундаментов.

Вокруг задвижек ПРП выполнен колодец-каре из бортового камня, установленного на бетонную подготовку. Колодец-каре засыпан песчано-гравийной смесью.

Лебедки управления хлопущей в колодцах установлены на опоры из уголков, приваренные к закладным деталям железобетонного обвалования.

Опоры подвесок трубопроводов выполнены в виде «П» образной рамной конструкции. Стойки и ригель смонтированы из двутавров.

В плитах перекрытия колодцев для направляющей троса хлопушки и для колонки управления задвижкой смонтированы гильзы из труб.

Стальные молниеотводы установлены на железобетонные фундаменты.

Вокруг резервуара предусмотрена отмостка шириной 1,0 м с уклоном 1:10 и отмостка по откосу шириной 0,5 м с уклоном 1:1,5. Отмостка выполнена из бетона толщиной 80 мм с температурно-усадочными швами через 10 м по периметру отмостки.

Для подъема на отмостку резервуара выполняются лестницы из набивных бетонных ступеней.

Откосы обвалования каре резервуаров укреплены монолитной железобетонной «рубашкой» с температурно-усадочными швами через 25 метров по периметру обвалования.

По своей конструкции железобетонные конструкции предусмотрены для длительной работы без необходимого ремонта, поэтому не требуют специального обслуживания в процессе эксплуатации резервуара.

6. Предотвращение образования донных отложений

Операция технологического процесса по предотвращению образования донных отложений в резервуарах с нефтью заключается в периодическом перемешивании нефти в резервуаре при длительном ее хранении или в перемешивании нефти перед ее откачкой из резервуара.

Технологический процесс по предотвращению образования и удалению донных отложений из резервуаров включает следующие операции:

- перемешивание нефти в резервуаре устройством “Диоген” с целью предотвращения образования донных отложений;

- размыв донных отложений в резервуаре подвижной струей нефти, формирующейся устройством “Диоген”;

- откачка размытых и диспергированных донных отложений в смеси с нефтью;

- контроль процесса размыва и удаления донных отложений из резервуаров с нефтью.

По условиям предупреждения образования статического электричества при работе устройства “Диоген” в РВС должно быть не менее трех метров нефти. Поэтому заполнение резервуара нефтью и постоянный контроль ее уровня до отметки не менее трех метров от днища резервуара является очень важной операцией.

Контролю при реализации технологического процесса по предотвращению образования и удалению из нефтяных резервуаров донных отложений подлежат:

- высота и объем размываемых донных осадков в нефтяных резервуарах и динамика их изменения;

- уровень нефти в резервуаре обеспечивающий нормальную работу устройств “Диоген”;

- технические параметры устройств “Диоген” в соответствии с инструкцией по эксплуатации на это устройство.

При включении устройств “Диоген” в работу необходимо: контролировать нормальный режим работы устройства “Диоген” по потребляемому току электродвигателем (не более 36 А)

7. ПРАВИЛА ЗАПОЛНЕНИЯ И ОПОРОЖНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА

Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой.

Заполнение резервуара делится на 2 периода.

Первый период - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши. В этот период плавающая крыша находится на опорах. Газовоздушная смесь из-под плавающей крыши через предохранительный клапан вытесняется в атмосферу. При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке до всплытия плавающей крыши не должна превышать 1,2 м/с [Правила технической эксплуатации резервуаров, магистральных нефтепроводов и нефтебаз], что соответствует расходу 1300 м /час в одном патрубке Ду 700 мм. В момент всплытия плавающей крыши оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление нефти.

Второй период - от уровня всплытия плавающей крыши до верхнего максимального допустимого уровня. Скорость подъема крыши проектная не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м /час. Так же при расходе не бо-5 лее 11569 м /час скорость нефти в приемо-раздаточном патрубке при заполнении после затопления струи не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.

Опорожнение резервуара делится также на 2 периода.

Первый период - от начала опорожнения до посадки крыши на опоры - стойки.

Опорожнение по проекту может производиться со скоростью опускания плавающей крыши не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м/час. Так же при расходе не более 11569 м/час скорость нефти в приемораздаточном патрубке при опорожнении не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патруб- ке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.