Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Модуль: Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков

Название теоретического курса

Назначение, устройство, принцип работы технологического и товарного резервуаров и их оборудования

Содержание

1. Классификация резервуаров

2. Оборудование резервуаров

3. Режим эксплуатации резервуаров

4. Принцип работы технологического резервуара

5. Принцип работы товарного резервуара

Приложение

1. Классификация резервуаров

Резервуары предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета нефти.

Группу сосредоточенных в одном месте нефтяных резервуаров называют резервуарным парком.

Резервуары классифицируются по следующим характеристикам:

§ по назначению;

§ по расположению;

§ по материалу, из которого они изготовлены.

По назначению нефтяные резервуары подразделяются на:

- технологические;

Технологический резервуар - это резервуар, предназначенный для разрушения нефтяной эмульсии и сброса пластовой воды.

- товарные.

Товарный резервуар - это резервуар, предназначенный для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.

Резервуарный парк, содержащий товарные резервуары, называется товарным парком.

По расположению нефтяные резервуары подразделяют на:

§ наземные;

§ подземные;

§ полуподземные.

По материалу, из которого они изготовлены, нефтяные резервуары подразделяют на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары - металлические, а подземные и полуподземные - железобетонные. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили наземные стальные вертикальные цилиндрические резервуары.

Резервуар вертикальный сварной

1- рулонный корпус;

2- кровля;

3- опорная стойка;

4- маршевая лестница;

5- сварное днище.

Основные элементы вертикального стального резервуара:

днище,

корпус,

- крыша.

Днище резервуара сварное из листов толщиной до 8 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2% .

Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды.

Корпус резервуара изготовляют в виде поясов. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.

Вокруг резервуара имеется бетонная отмостка, имеющая уклон от резервуара.

Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:

§ плоские;

§ конические;

§ сферические.

Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.

Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях.

Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.

Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым приварен листовой настил толщиной 2,5-4,0 мм.

В середине резервуара щиты опираются на центральную стойку.

Технологическая характеристика вертикальных стальных резервуаров приведена в табл. 1.

Таблица 1

Резервуары вертикальные стальные

Номинальный объем, м3	Геометрические характеристики, мм	Общая масса, т
	Диаметр	Высота
Расчетная температура -40С и выше
100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 20000 30000	4730 6630 7580 8530 10430 10430 15180 18980 20920 28500 39900 45600	5960 5950 7450 7450 8940 11920 11920 11920 14900 17880 17880 17880	8,2 10,8 13,8 15,4 22,9 26,7 48,0 75,4 103,1 216,6 407,0 534,2
Расчетная температура -40С до -65С
100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10000 20000	4730 3630 7580 8530 10430 10430 15180 18980 22790 34200 45600	5960 5960 7450 7450 8940 11920 11920 11920 11920 11920 11920	8,4 11,1 14,0 15,7 22,9 27,9 48,1 68,8 101,5 196,8 391,8

Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03 -93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

Территория между резервуаром и обвалованием называется каре.

Резервуары (каждый или группа, в зависимости от объема) должны быть ограждены замкнутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м3 и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.

Уровень расчетного объема определяется расчетным путем исходя из максимально возможного количества жидкости в резервуаре.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м3 и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м3 и более.

В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м3 и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем которых равен или менее 20000 м3.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

- 1,3 м - для резервуаров объемом 20000 м3 и более;

- 0,8 м - для остальных резервуаров.

Резервуары объемом менее 20000 м³

Резервуары объемом 20000 м³ и более

Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемр-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения.

2. Оборудование резервуаров

Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противо-коррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

Каждый резервуар должен быть оснащен:

§ дыхательными клапанами,

§ предохранительными клапанами,

§ огнепреградителями,

§ уровнемерами,

§ пробоотборниками,

§ сигнализаторами уровня,

§ манометрами,

§ устройствами для предотвращения слива (хлопушками),

§ противопожарным оборудованием,

§ оборудованием для подогрева (при необходимости),

§ приемо-раздаточными патрубками,

§ зачистным патрубком,

§ вентиляционными патрубками,

§ люками (люк световой, люк замерный).

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти, замеру уровня нефти, отбору проб, зачистке и ремонту резервуара, удалению подтоварной или пластовой воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества.

Кроме того, резервуары укомплектовывают специальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На крыше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и предохранительные клапаны, огневые предохранители и световые люки.

Световой люк - предназначен для проветривания и освещения внутреннего объема резервуара во время ремонта и зачистки. Расположен на крыше резервуара; в рабочем положении должен быть закрыт с уплотнением.

Вентиляционный патрубок - предназначен для полного удаления паров нефти при ремонтных работах, расположен на крыше резервуара.

Дыхательный клапан - устанавливают на крыше резервуара, он предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при подъеме уровня нефти в резервуаре и ввода воздуха внутрь резервуара при опускании уровня нефти.

Изменение уровня происходит при наполнении и опорожнении резервуара - это так называемые большие дыхания резервуара, а также при температурных расширениях и сжиманиях нефти в процессе суточных колебаний температуры воздуха - это так называемые малые дыхания резервуара.

Клапаны дыхательные КДС предназначены для сокращения потерь нефти от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменении температуры, давления и упругости паров нефти в резервуаре в течение суток. Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

Клапаны КДС работают как в режиме дыхательных, так и предохранительных клапанов.

Литой корпус 4 клапана выполнен в виде четырех угольного бункера, на боковых поверхностях которого расположены четыре окна с фланцами. На фланцы окон прикрепляются четыре вакуумных затвора, предназначенных для поступления воздуха в резервуар. Затвор состоит из седла 5 и тарелки 6, прикрывающей его. Смещение тарелки относительно седла ограничивается гибкой фторопластовой пластиной. Контактирующие поверхности тарелок и седел всех затворов покрыты фторопластовой пленкой, препятствующей примерзанию сопрягающихся поверхностей.

Горловина клапана заканчивается седлом 2, на которое садится тарелка давления 1, предназначенная для выхода паровоздушной смеси из резервуара.

Клапан КДС-1500 устанавливается на резервуар крепежным фланцем 9 (переходником). На крепежный фланец (переходник) устанавливается кассета огневого предохранителя 8.

Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра, клапан имеет крышу 3 и четыре кожуха 7 для затворов вакуума.

При понижении уровня в резервуаре в полости корпуса клапана создается вакуум, равный вакууму в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума (вакуума срабатывания) в полости клапана тарелки вакуумных затворов открываются, сообщая газовое пространство резервуара с атмосферой, обеспечивая пропуск воздуха в резервуар. При снижении вакуума ниже расчетного значения, затвор закрывается и резервуар герметизируется.

При заполнении резервуара в полости корпуса клапана возникает избыточное давление, равное давлению в газовом пространстве резервуара. Это давление прижимает тарелки вакуумных затворов к седлам и действует на тарелку затвора давления, стремясь поднять её. При повышении избыточного давления в корпусе клапана величины давления срабатывания тарелка давления открывается и происходит выпуск газа из резервуара в атмосферу. После снижения избыточного давления ниже расчетного значения тарелка возвращается в исходное положение (затвор закрывается).

Предохранительный клапан - устанавливают на крыше резервуара, он служит для сообщения резервуара с атмосферой при отказе дыхательного клапана. Для работы с дыхательным клапаном применяется гидравлический предохранительный клапан типа КПГ.

Работа клапана осуществляется следующим образом. Чашки 8 заполнены с помощью трубки 2 слабо испаряющейся маловязкой жидкостью так, что создается гидравлический затвор, разделяющий газовое пространство резервуара с атмосферой. Положение клапана устанавливается по зеркалу жидкости в чашке с помощью регулировочных шпилек 1. При повышении избыточного давления в резервуаре повышается давление в полости А нижнего корпуса 9 клапана, жидкость из чашки 8 вытесняется в патрубок 7 и при достижении предельно допустимого избыточного давления выбрасывается в полость Б верхнего корпуса 6. Здесь жидкость сначала попадает на экран 5, затем стекает и скапливается в кольцевой полости между внутренней поверхностью верхнего корпуса 6 и выступающей частью патрубка 7. При создании вакуума в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка 7 в чашку 8 и при предельно допустимом значении вакуума выбрасывается на стенки верхнего корпуса 8, по которым стекает в низ полости А.

Для обеспечения полного выброса жидкости в момент срабатывания клапана на вакуум в чашке имеется цилиндрическая перегородка с отверстиями, разделяющая ее на два сообщающихся сосуда. Площадь кольцевого зазора между патрубком 7 и кольцевой перегородкой чашки 8 не превышает двух площадей поперечного сечения патрубка 7, что облегчает выброс жидкости из этого зазора. В освобожденный кольцевой зазор перетекает остаток жидкости из внешнего сообщающегося сосуда чашки, которая сразу же выбрасывается потоком воздуха из затвора, не создавая заметного повышения вакуума. Выброшенная в полость Б или А жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки. После срабатывания гидравлического предохранительного клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой до тех пор, пока повторно не залили жидкость в чашку клапана.

В верхней части гидравлического предохранительного клапана типа КПГ устанавливается огневой предохранитель 4, предназначенный для гашения искр и пламени. Сверху клапан закрыт крышкой 3 для защиты от атмосферных осадков. Если предохранительные клапаны не содержат внутри своего корпуса огневых предохранителей, то в этом случае его необходимо установить между клапаном и присоединительным клапаном резервуара. На зимний период, во избежание выхода из строя клапана, огневые предохранители рекомендуется снимать.

В настоящее время под дыхательными и предохранительными клапанами вместо отражающего диска, устанавливаются более сложные и более эффективные приспособления, такие как разделители газовых фаз РГФ.

При повышении давления в корпусе резервуара открывается тарелка дыхательного клапана, газовый поток, содержащий капельную жидкость, поднимается вверх резервуара. При соприкосновении с отражающим диском часть капельной жидкости отделяется от газового потока и возвращается обратно. Попадая в корпус РГФ, отделяется оставшаяся часть жидкости, которая стекает в резервуар. Газ через клапан выходит в атмосферу. После снижения избыточного давления ниже расчетного значения тарелка возвращается в исходное положение.

Огневой предохранитель устанавливается под каждым дыхательным и предохранительным клапаном.

В последнее время огневой предохранитель монтируется внутри дыхательного клапана (совмещенный клапан).

Огневой предохранитель предохраняет пространство резервуара от попадания в него пламени через дыхательный и предохранительный клапаны.

Огневой предохранитель состоит из коробки (кассеты), плотно заполненной гофрированными пластинками из меди, латуни, алюминия и других теплоемких металлов.

Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя или искры, попадая в огневой предохранитель, проходят через систему каналов малого сечения в ленточной кассете. От соприкосновения пламени или искр с металлом кассеты, обладающим высокой теплоемкостью, искры гаснут, пламя затухает.

Замерный люк - расположен на крыше резервуара. Через него производят замер уровня нефтепродукта и воды в резервуаре, а так же отбор проб нефтепродуктов. Люк должен герметично закрываться и не пропускать пары нефтепродукта. Замерный люк состоит из корпуса и крышки. Крышка подвижно крепится к корпусу с помощью специального болта.

Замерный люк состоит:

1- корпус;

2- рычажная педаль(предназначена для открытия люка ногой);

3- крышка люка;

4- маховик;

5- нажимной откидной болт;

6- уплотнительная прокладка;

7- направляющая канавка.

Положение крышки фиксируется откидным болтом, а герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается прокладкой. Прокладка изготавливается из искробезопасного материала, как правило, из резины, цветных металлов и паронита.

Люк-лаз - находится на первом поясе корпуса резервуара и служит для проникновения рабочего в резервуар при зачистке или ремонте, а также вентиляции резервуара.

Указатель уровня - предназначен для оперативного контроля за уровнем нефти в резервуаре. Наиболее распространенные приборы УДУ, ВК -1200, уровнемер Ерошкина.

Уровнемер УДУ-5

1 - барабан;

2 - показывающий прибор;

3 - ось барабана;

4 - мерный шкив;

5 - гидрозатвор;

6 - ролик;

7 - натяжное устройство;

8 - струна;

9 - лента;

10 - поплавок.

Принцип работы прибора основан на следящем действии поплавка 10, плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержавеющей стали, подвешен на перфорированной ленте 9 и при своем движении скользит вдоль направляющих струн 8. Струны поддерживаются в натянутом состоянии натяжными устройствами 7. Мерная лента по роликам 6 проходит через гидрозатвор 5 и вступает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора 2. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятичный счетчик с тремя цифровыми барабанами 1 и одним диском.

Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика 6, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200-300 мм заливается незамерзающей жидкостью (этиленгликолем или дизельным топливом). Жидкость в колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара проникать в полость показывающего прибора при избыточном давлении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показаний и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к специальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая приставка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комплект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Исполнение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения, при местном отсчете ±5 мм, при дистанционной передаче показаний ±15 мм.

Уровнемер Ерошкина

Уровнемер Ерошкина является местным прибором, показания снимаются с табло уровнемера. Применяется только при оперативном учете нефти.

Принцип работы прибора основан на следящем действии поплавка, плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем. Поплавок 8, выполненный из нержавеющей стали, подвешен на искробезопасном тросике 7 и при своем движении скользит вдоль направляющих струн 6. Струны поддерживаются в натянутом состоянии натяжными устройствами 5.

Тросик 7 через систему роликов 4 соединяется с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный барабан 1 (имеющий постоянное передаточное число благодаря набору шестеренок) на который наматывается тросик 7. На табло 2 имеется шкала от 0 до 9 и две стрелки, большая показывает метры, а маленькая сантиметры уровня в резервуаре.

Погрешность измерения 50 мм.

Уровнемер Ерошкина

1 - барабан;

2 - табло с разметкой;

3 - пригруз;

4 - ролик;

5 - натяжное устройство;

6 - направляющие струны;

7 - тросик;

8 - поплавок.

В последнее время внедряются радарные уровнемеры.

Принцип их действия основан на эхолокации. Сигнал генерируется излучателем, установленным на крыше резервуара, отражается от поверхности нефти и принимается радаром, смонтированным в одном корпусе с излучателем.

Полученные данные передаются по кабелю через преобразующий прибор на монитор компьютера, установленного в операторной. Измеренный уровень нефти отображается на мониторе в виде цифровой и графической информации.

Погрешность данных уровнемеров 3 мм.

Наполнение резервуара нефтью осуществляется через приемо-раздаточные патрубки.

Приемо-раздаточные патрубки расположены на первом поясе резервуара. Диаметры приемных и раздаточных патрубков в зависимости от расхода нефти колеблются в пределах 150-700 мм, так чтобы скорость движения нефти в приемных и раздаточных трубопроводах составляла 0,5-2,5 м/с.

Задвижка клиновая

1-маховик;

2-шпиндель;

3-нажимная втулка;

4-сальник;

5-крышка задвижки;

6-клин;

7-седло;

8-корпус.

В различных конструкциях арматуры содержатся детали и узлы, имеющие общее назначение и одинаковые названия. К таким элементам относятся следующие:

Корпус - деталь, заменяющая отрезок трубы длиной, равной расстоянию между торцами присоединенных фланцев или патрубков под приварку к трубопроводу. Корпус вместе с крышкой образует герметически изолированную от внешней среды полость, внутри которой перемещается затвор;

Затвор (клин) - подвижная часть рабочего органа - деталь или конструктивно объединенная группа деталей, предназначенная для герметичного разъединения двух участков трубопровода путем перекрытия проходного отверстия в проточной части корпуса.

Для герметичного перекрытия потока в корпусе предусмотрено седло, снабженное уплотнительным кольцом. Оно может быть образовано металлом корпуса, наплавкой коррозионно-стойкой стали, латуни или установкой уплотнительного кольца из коррозионно-стойкой стали, латуни, никелевого сплава, пластмассы путем запрессовки, на резьбе, зачеканкой и другими способами крепления. Затвором в задвижках служит клин или диск, либо два диска одновременно.

Крышка - деталь, используемая для герметичного перекрытия отверстия в корпусе, через которое устанавливается затвор. В управляемой арматуре крышка имеет отверстие под шпиндель.

Шпиндель - деталь, представляющая собой стержень, имеющий обычно трапецеидальную резьбу, при помощи которого происходит управление затвором. Шпиндель, не имеющий резьбы, называют штоком.

Ходовая гайка имеет также трапецеидальную резьбу и образует со шпинделем резьбовую пару для перемещения затвора и установки его в требуемое крайнее или промежуточное положение (резьба самотормозящая).

Сальник - устройство, предназначенное для герметизации подвижного сопряжения крышки со шпинделем.

Маховик - деталь (обычно отливка), имеющая вид обода со ступицей, соединенной с ободом спицами. Служит при ручном управлении арматурой для передачи крутящего момента, создаваемого руками, на шпиндель или ходовую гайку арматуры. Маховик малых размеров изготовляется в виде сплошного диска.

Лестница - необходимая составная часть каждого резервуара, предназначенная для проведения замеров, ремонта и постоянного наблюдения за оборудованием, установленным на крыше резервуара, и для ремонта самого резервуара. В зависимости от высоты и конструкции резервуаров применяют лестницы различного типа.

Резервуары оборудуют следующими средствами пожаротушения:

кольцо орошения;

система пенотушения, в которую входят два пеногенератора ГПСС и подводящие водный раствор пенообразователя трубопроводы.

Кольцо орошения на резервуаре применяется для охлаждения резервуара при возгорании соседнего. В состав системы орошения входят подводящие трубопроводы для подвода воды, перфорированное кольцо для равномерного распределения воды по поверхности резервуара.

резервуар технологический товарный уровнемер

Генератор пены средней кратности стационарный типа ГПСС

Генератор пены средней кратности стационарный типа ГПСС предназначен к применению на установках пенного пожаротушения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами.

На рисунке показано устройство генератора типа ГПСС. В корпусе 1 генератора расположены его основные составные части: распылитель 2, кассета 3. в нижней части корпуса имеется воздухозаборное отверстие, закрытое защитной сеткой 4. С боковых сторон корпус генератора закрыт крышками 5, которые закрепляются в транспортном положении винтами 6. Входное отверстие генератора расположено на фланце 7, к которому присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения. Установка и крепление генератора на резервуаре осуществляется с помощью монтажного фланца 8, на котором имеется выходное отверстие, закрываемое крышкой 9. Крышка 9 установлена на шарнире 10. Перед распылителем 2 расположена заслонка 11, являющаяся одним из плеч двухплечного рычага, установленного в корпусе на шарнире 12. Другой конец этого рычага соединен шарниром 13 с вилкой 14. Кроме того, двуплечий рычаг канатом 15 соединен с ручкой 16 ручного привода. Своим свободным концом вилка уставлена на упор 17, закрепленный в корпусе болтом 18. Тяга 19 присоединена своими концами к крышке 9 и шпильке 20. Крышка 9 притянута к кромке выходного отверстия генератора тягой 19 за счет усилия, создаваемого вращением гайки 21 по резьбе шпильки 20. При этом гайка 21 своей торцовой поверхностью упирается в вилку 14. Положение гайки 21соответствующее необходимому усилию герметизации стыка крышки 9 и кромки выходного отверстия генератора, фиксируется на гайке контргайкой 22. У шпильки 20 к тяге 19 присоединен ограничитель 23 угла открывания крышки 9. Второй конец ограничителя 23 закреплен болтом 24. Для предохранения рычажной системы генератора от поломок вилка 14 закрепляется (только на период транспортирования) проволокой 25.

Для использования генератора в рабочем режиме (при пожаротушении) раствор пенообразователя под давлением подается в генератор. Давлением струи на распылитель 2 заслонка 11 поворачивается вокруг оси шарнира 12 и снимает вилку с упора 17. Под давлением исходного натяжения тяги 19 и поворота заслонки 11 вилка 14 поворачивается вокруг оси шарнира 13 и выходит из зацепления с гайкой 21. При этом натяжение тяги 19 исчезает и под действием струи раствора пенообразователя крышка 9 поворачивается вокруг оси шарнира 10 на угол около 90° и открывает выходное отверстие генератора.

Распылитель 2 формирует струю раствора пенообразователя в виде факела, подающего на поверхность кассеты 3. сетчатая поверхность кассеты 3 способствует образованию множества пузырьков пены за счет инжекции воздуха через заборное отверстие в нижней части корпуса генератора. Создаваемая таким образом пена направляется в газовоздушное пространство резервуара для тушения пожара.

Техническая характеристика пеногенераторов ГПСС представлена табл.2.

Таблица 2

Техническая характеристика ГПСС

Показатели	Норма
	ГПСС--600	ГПСС--2000
Давление перед распылителем, МПа	0,4-0,6	0,4-0,6
Расход раствора пенообразователя, л/с	5-6	17-21
Кратность пены, не менее	70	70
Давление перед распылителем при автоматическом срабатывании затвора, МПа, не более	0,32	0,20
Усилие срабатывания ручного привода, Н	80-90	100-120
Габаритные размеры длина ширина высота	610 570 570	885 1110 610
Масса, кг, не более	40	90
Средний срок службы до списания, лет	10	10

Для отбора проб по высоте резервуара применяются различные типы пробоотборников.

Пробоотборник ПСР-4

1 клапанная секция пробоотборной колонки; 2 концевая секция с клапаном; 3  люк; 4 фланец; 5 воздушная трубка; 6 панель управления

Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой герметизированное устройство, предназначенное для полуавтоматического отбора средних проб нефти из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с системой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см3.

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтью, хранящейся в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь нефти из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоотборника расположен на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на наружной стенке резервуара в его нижней части.

Для удобства работы на панели расположены ручной насос и узел воздушной линии. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и механических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высота резервуара - 12 м.

Пробоотборные системы типа ПСР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефти вертикальной пробоотборной колонкой, собранной из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две или три клапанные секции, соединительные трубы и концевую трубу с прокладками. Число секций и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздушные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой и с насосом узла слива пробы.

Для отбора пробы нефти в системе ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В этот момент открываются все клапаны на секциях пробоотборной колонки, и нефтепродукт поступает в нее. После ее заполнения и смешения нефти в колонке (когда распределение нефти в колонке по плотности станет таким же, как и в резервуаре) давление в системе снижают до атмосферного клапаном сброса давления. В этот момент клапаны закрываются, и столб нефтепродукта отсекается от его основной массы. После этого, нажимая на рукоятку клапана слива пробы, нефти сливают в пробоотборную посуду.

Для отбора точечных проб по высоте резервуара применяются врезанные по высоте резервуара пробоотборные краники.

Пробы при отборе данным пробоотборником производятся следующим образом:

открыть пробоотборный кран,

сдренировать отстоявшуюся жидкость с трубки,

отобрать пробу,

закрыть пробоотборный кран.

Хлопушка

1 стопор; 2 втулка сальника; 3 уплотнительная набивка; 4 корпус сальника; 5 вал подъемника; 6 барабан; 7 трос подъемника; 8 запасной трос, закрепляемый на крышке светового люка; 9 корпус хлопушки; 10 перепускное устройство; 11 штурвал

Для предотвращения утечек нефти из резервуара при повреждении трубопроводов или неисправностях задвижек производят установку хлопушек. Хлопушку устанавливают внутри резервуара на конце приемо-раздаточного патрубка. Хлопушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой управления тросом. При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправности механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспечивается полимерным покрытием затвора. Преимущества полимерных покрытий состоят, прежде всего, в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механизмы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника,- для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоятельное дополнительное упорное устройство - для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над приемо-раздаточным патрубком.

Сифонный кран

1 защитный чехол; 2 сальниковое уплотнение; 3 патрубок; 4  защитная диафрагма; 5 поворотная ручка; 6 пробковый кран

Товарные резервуары оборудуются сифонными кранами, предназначенными для сброса подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стенку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом поясе корпуса резервуара на высоте 350 мм от дна.

При отрицательной температуре окружающего воздуха после слива подтоварной воды сифонный кран поворачивают так, чтобы внутренний отвод с козырьком находился в верхнем положении, и излишняя вода была вытеснена из него нефтью. В рабочем положении крана отвод с козырьком повернут книзу. Расстояние от козырька до дна 10 мм. В зависимости от условного прохода трубы различают сифонные краны марок СК-50, СК-80, СК-100.

3. Режим эксплуатации резервуаров

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

При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности скорость нефти в приемо-раздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов после затопления струи не должна превышать максимально допустимой величины, представленной табл. 3.

Таблица 3

Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары

Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм	Максимально допустимая скорость, м/с
200 300 500 600 700	10,9 10,3 9,4 9,1 8,8

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси.

При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленные на резервуаре, не должен превышать 85 % от их суммарной проектной пропускной способности.

Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями следует принимать по пропускной способности огневых предохранителей соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки нефти из резервуаров следует привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми условиями.

При приеме нефти последовательно в несколько резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефть, после этого закрыть задвижку резервуара, в который принималась нефть. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре.

В резервуарах должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики);

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2,3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум 0,4 кПа (40 мм вод. ст.).

Максимально допустимый уровень нефти при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефти и прием ее в течение времени передачи соответствующих распоряжений и отключения резервуара.

Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефти устанавливается по результатам технического диагностирования состояния резервуара.

Минимально допустимым уровнем нефти в резервуаре является минимальный уровень, при котором предотвращаются кавитация в системе «резервуар - насос» и воронкообразование в резервуаре.

Расчетный минимально допустимый уровень должен быть выше минимально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров.

Минимально допустимый уровень нефти в резервуаре с понтоном (плавающей крышей) устанавливается исходя из условия нахождения понтона (плавающей крыши) на плаву.

При создании запаса нефти для обеспечения независимой работы НПС в течение заданного времени в части резервуаров парка остальная часть может откачиваться до минимально допустимого уровня.

Максимальные рабочие уровни в резервуарах, определяются исходя из условия обеспечения запаса свободной их емкости для сброса и приема нефти в течение 2-х часов работы нефтепровода с максимальной производительностью.

При невозможности создания запаса емкости для двухчасового приема нефти определяют возможный объем резервирования на данной НПС и время, необходимое для заполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью.

При резервировании «свободной емкости» только в части резервуаров парка остальные резервуары могут заполняться до максимально допустимого уровня.

4. Принцип работы технологического резервуара

Технологический резервуар - это резервуар, предназначенный для разрушения нефтяной эмульсии и сброса пластовой воды.

Эмульсия поступает в резервуар через приемо-раздаточные патрубки.

С помощью распределительной системы, расположенной на высоте 1,8 м от днища резервуара поток разделяется на более мелкие потоки и распределяется по всей площади резервуара. Это обеспечивает увеличение поверхности контакта капель воды находещейся в эмульсии со свободной водой, находящейся в резервуаре (водяная подушка в резервуаре поддерживается в пределах 2500-4500 мм), что приводит к их укрупнению и выпадению в низ резервуара. Нефть поднимается в верх резервуара и через заборный стояк отправляется на дальнейшую подготовку. Отделившаяся пластовая вода сбрасывается на кустовую насосную станцию для дальнейшей ее подготовки с последующей утилизацией.

5. Принцип работы товарного резервуара

Товарный резервуар - это резервуар, предназначенный для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефти поступает через приемо-раздаточные патрубки в товарный резервуар. Производится набор резервуара нефтью согласно технологической карты до максимального уровня, после чего подключается другой резервуар, а данный отключается. После двух часового отстоя производится сброс подтоварной нефти через сифонные краны. Далее резервуар подключается к откачке и откачивается до минимального взлива согласно технологической карты.

Товарные резервуары бывают как с раздельным входом и выходом нефти так и с общим. В резервуары с объединенным входом и выходом нефть поступает и откачивается через один и тот же приемо-раздаточный патрубок. Других отличай в работе резервуаров нет.

Размещено на http://www.allbest.ru/

33

ПРИЛОЖЕНИЕ

Технологические характеристики дыхательной арматуры и огневых предохранителей

Шифр	Наименование	Назначение	ГОСТ или ТУ	Ду, ММ	Пропускная способность, м3/ч	Давление рабочее, мм в. ст.	Вакуум рабочий, мм в. ст.	Завод-изготовитель	Температурный предел применения. °С	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
НДКМ-100	Клапан непримерзающий дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами	ТУ 63 РСФСР 61-74	100	200	160	16	Армавирский опытный машзавод	-40 +40
НДКМ-150	Клапан непримерзающий дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами	ТУ 63 РСФСР 61-74	150	500	160	16	Армавирский опытный машзавод	-40 +40
НДКМ-200	Клапан непримерзающий дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами	ТУ 63 РСФСР 61-74	200	900	160	16	Армавирский опытный машзавод	-40 +40
НДКМ-250	Клапан непримерзающий дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами	ТУ 63 РСФСР 61-74	250	1500.	160	20	Армавирский опытный машзавод	-40 +40
НДКМ-350	Клапан непри-мсрзающий дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами	ТУ 63 РСФСР 61-74	350	3000 5000	200	100	ОАО "Нсфтсмаш" -Салхон	-40 +40
СМДК-50	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2- мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	50	25	200	25	Армавирский опытный машзавод	- 10 +45
СМДК-100	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2-х мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	100	25	200	25	Армавирский опытный машзавод	- 10 +45
СМДК-150	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2-х мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	150	142	200	25	Армавирский опытный машзавод	- 10 +45
СМДК-200	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2-х мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	200	250	200	25	Армавирский опытный машзавод	- 10 +45
СМДК-250	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2-х мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	250	300	200	25	Армавирский опытный маппавод
СМДК-350	Совмещенный механический клапан и непримерзающий 2-х мембранный клапан	Для установки на резервуарах с нефтью в качестве дыхательного оборудования, сообщающего газовое пространство с атмосферой, и регулирования давления паров в газовом пространстве емкостей	ТУ 63 РСФСР 69-75	350	420	190	25	Армавирский опытный маппавод
КД-50	Клапан дыхательный	Для предотвращения повышения давления и вакуума сверх установленных значений		50	15			ОАО "Нефтемаш" -Сапкон
КД-100	Клапан дыхательный	Для предотвращения повышения давления и вакуума сверх установленных значений		100	50		.	ОАО "Нефтемаш" -Сапкон
КД-150	Клапан дыхательный	Для предотвращения повышения давления и вакуума сверх установленных значений		150	100			ОАО "Нефтемаш" -Сапкон
КД-250	Клапан дыхательный	Для предотвращения повышения давления и вакуума сверх установленных значений		250	300			ОАО "Нефтемаш" -Сапкон
КДС-1000	Клапан дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве	ТУ 26-02-1009-93	350	1000	200	25	ОАО "Нсфтсмаш" -Сапкон	-60 +40	Применяется взамен КПР-2-100 КПСА-200 КПСА-250 КД2-250 КД2-350
КДС-1500	Клапан дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве	ТУ 26-02-1009-93	500	1500	200	25	ОАО "Нефтемаш" -Сапкон	-60 +40	Применяется взамен КПР2-200 КПСА-350
КДС-3000	Клапан дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве	ТУ 26-02-1009-93	500	3000	200	25	ОАО "Нефтемаш" -Сапкон	-60 +40	Применяется взамен КПР2-250 КПР2-350 НДКМ-350
КДС2-1500	Клапан дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве	ТУ 26-02-1009-93	150 200 250 350 500	450 750 1000 1300 1500	200 200 200 200 200	25 25 25 25 25	ОАО "Нефтемаш" -Сапкон	-60 +40	Применяется взамен НДКМ КПГ КД2 СМДК КПР2
КДС2-3000	Клапан дыхательный	Для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве	ТУ 26-02-1009-93	250 350 300	1100 2400 3000	200 200 200	25 25 25	ОАО "Нсфтсмаш" Сапкон	-60 +40	Применяется взамен НДКМ КПГ КД2 СМДК КПР2
КПГ-150	Клапан предохранительный гидравлический	Для предотвращения разрушения резервуара при отказе в работе клапанов НДКМ	ТУ 63 РСФСР 62-74	150	500 900	200-120	25-30 35-40 90-100	Армавирский опытный машзавод
КПГ-200	Клапан предохранительный Гидравлический	Для предотвращения разрушения резервуара при отказе в работе клапанов НДКМ	ТУ 63 РСФСР 62-74	200	900 1300	200-120	25-30 35-40 90-100
КПГ-250	Клапан предохранительный гидравлический	Для предотвращения разрушения резервуара при отказе в работе клапанов НДКМ	ТУ 63 РСФСР 62-74	250	1500-2700	200-120	25-30 35-40 90-100
КПГ-350	Клапан предохранительный гидравлический	Для предотвращения разрушения резервуара при отказе в работе клапанов НДКМ	ТУ 63 РСФСР 62-74	350	2700-5000	200-120	25-30 35-40 90-100
ПКС-200	Клапан предохранительный гидравлический	Для регулирования давления в газовом пространстве резервуара в случае отказа дыхательного клапана	ТУ 63 РСФСР 62-74	200	200	55-60	35-40
ПКС-250	Клапан предохранительный гидравлический	Для регулирования давления в газовом пространстве резервуара в случае отказа дыхательного клапана	ТУ 63 РСФСР 62-74	250	250	55-60	35-40
КПС-250	Клапан предохранительный сварной конструкции	Для предупреждения повышения давления и вакуума сверх установленных в вертикальных резервуарах в случае неисправности дыхательного клапана		250	300	200	40
КПС-300	Клапан предохранительный сварной конструкции	Для предупреждения повышения давления и вакуума сверх установленных в вертикальных резервуарах в случае неисправности дыхательного клапана		350	600	200	40
ОП-50	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		50	25			Армавирский опытный машзавод
ОП-100	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		100	100			Армавирский опытный машзавод
ОП-150	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		150	215			Армавирский опытный машзавод
ОП-200	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		200	380			Армавирский опытный машзавод
ОП-250	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		250	600			Армавирский опытный машзавод
ОП-350	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		350	900			Армавирский опытный машзавод
ОП-500	Огневой предохранитель	Для предохранения резервуаров от попадания в них искр и пламени		500	до 2200			Армавирский опытный машзавод

Размещено на Allbest.ru