Техническая диагностика резервуара РВС-5000 НПС "Черкассы–1"

Гидравлическое испытание резервуара с понтоном производится вместе с уплотняющим затвором с наблюдением за работой направляющих стоек понтона. Скорость подъёма (опускания) понтона при испытании составляет менее 3,5 м/ч в положении понтона «на плаву» и 2,5 м/ч до момента «на плаву», что не превышает эксплуатационную.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытания монтируются за пределами обвалования или иного аналогичного защитного сооружения на расстоянии менее двух диаметров резервуара.

Лица, производящие испытание, во время него находятся вне границ опасной зоны. Во время повышения давления допуск к осмотру конструкций разрешается не ранее, чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок.

Гидравлическое испытание проводится при температурах окружающего воздуха +5 °С и выше.

В течение всего периода испытания все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара находятся в открытом состоянии.

По мере заполнения резервуара водой производится осмотр за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в швах стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:

- полностью - при обнаружении дефекта в I поясе;

- на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во II-VI поясах.

Обнаруженные мелкие дефекты подлежат исправлению, а исправленные места - проверке на герметичность.

Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживается под этой нагрузкой в течение 24-х часов.

По истечении 24 часов после заполнения резервуара водой до проектного уровня производится нивелировка наружного контура днища и определяется осадка основания днища.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания:

- на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки;

-осадка днища резервуара по окрайке при незаполненном и заполненном резервуаре не будет превышать допустимых пределов.

По мере подъёма и опускания понтона в процессе гидравлического испытания резервуара производят:

· измерение зазоров между верхней кромкой наружной стенки понтона и стенкой резервуара, которые выполняются в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50-100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости между швами измерительной металлической линейкой (ГОСТ 427-75^*);

· измерение зазоров между направляющими стойками и патрубками в крыше (понтоне).

Допускается отклонение величины зазора от номинального 12 мм.

Результаты гидравлического испытания оформляются актом по форме Приложения 16 «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию».

В акте отражаются:

- схемы отклонений образующих от вертикали (замеры проводят после слива воды для 20 % образующих с наибольшими отклонениями по результатам замеров при монтаже, зафиксированных в журнале монтажных работ);

- схемы и таблицы зазоров между наружной стенкой понтона и стенкой резервуара, а также зазоров между направляющими и патрубками в крыше (понтоне);

- развертки профиля контура днища резервуара. Нивелировкой определяются отметки контура днища в точках, отстоящих на расстоянии не более 6 м. Точки отмечаются постоянными маркерами.

Нивелировка производится:

- перед заполнением;

- по достижении максимального уровня налива;

- по окончании выдержки при максимальном уровне налива;

- после слива воды.

На резервуар, прошедший испытания, составляется акт завершения монтажа конструкций.

После завершения монтажа не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре производятся, предусмотренные проектом, работы по противокоррозионной защите и установке оборудования с оформлением соответствующих документов.

Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум проводится во время гидравлического испытания. Контроль давления и вакуума осуществляют У - образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25% ( 250 мм вод. столба), а вакуум - на 50% (37,5 мм вод. столба) больше проектной величины. Продолжительность нагрузки 30 минут.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление производят контроль 100% сварных швов стационарной крыши резервуара.

На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт по форме обязательного приложения 16, а при сдаче в эксплуатацию- акт по форме приложения 17 «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию».

1.3.5 Электрохимическая защита резервуара

После проведения гидравлического испытания и приемки резервуара производится защита днища и I пояса резервуара от коррозии электрохимическим методом с применением протекторов. Протекторы устанавливаются в шахматном порядке, но с учетом расположения технологического оборудования. Место установки протектора подвергается механической или пескоструйной очистке от коррозии. В центре круга очищенной поверхности приваривается, перпендикулярно к днищу, контактный стержень, к которому приваривается контактная втулка протектора. Для контроля за работой протекторов устанавливается контрольный протектор. К втулке контрольного протектора припаивается или приваривается провод сечением 6 мм, который выводится наружу через люк-лаз и присоединяется к КИП.

1.3.6 Антикоррозионная защита

Антикоррозионная защита разработана с учетом, требований СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии».

Антикоррозионная обработка производится после проведения гидравлического испытания резервуара по предварительно подготовленной поверхности с зачисткой металла до металлического блеска.

Наружная поверхность резервуара, площадки обслуживания и технологические трубопроводы окрашиваются в белый цвет, стояк и кольцо орошения в зеленый, трубопроводы пожаротушения и надписи «Огнеопасно» в красный, тип и номер резервуара, фирменный знак в синий.

Система защиты от коррозии включает в себя:

а) наружная поверхность резервуара (кровля - 460 м², стенка - 900 м²) и проектируемые площадки, патрубки, подводящие трубопроводы (общая площадь - 725 м²):

1) грунтовка - один слой ГФ-021 по ГОСТ 25129-82* толщиной 120 мкм;

2) покрытие - два слоя «Виниколор» ТУ 2313-451-005034239-95;

б) внутренняя поверхность резервуара (покрытие PU-Steelpant Германия - 1 - 4-ый пояса, днище, кровля, общая площадь 1170 м²):

1) грунтовка - РU-Repair один слой толщиной 20 мкм;

2) промежуточный слой - РU-Zink один слой толщиной 80 мкм;

3) покровный слой - РU-Tar в 2 слоя по 150 мкм каждый.

Грунтовочный слой РU-Repair допускается наносить по поверхности, имеющей отдельные пятна ржавчины, окалины, которые плотно сцеплены с основным металлом. В случае пескоструйной подготовки поверхности до степени Sa2,5 вместо РU-Repair можно использовать РU-Zink.

Грунтовочный слой РU-Repair - это прозрачный однокомпонентный полиуретановый лак, твердеющий при воздействии влаги воздуха. Рекомендуется в качестве пропиточной грунтовки для сильно проржавевших, корродированных стальных подложек, связывает остаточную влагу подложки и упрочняет находящиеся на стальной поверхности продукты коррозии и остатки старой краски.

РU-Zink - однокомпонентный полиуретановый материал, содержащий цинковую пудру, реагирующий с влагой воздуха. Используется как самостоятельное покрытие для защиты стальных поверхностей от атмосферной коррозии и в качестве промежуточного слоя. Покрытие устойчиво к морской воде, жирам, нефти.

Технические характеристики материалов PU-Steelpant приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15 - Технические характеристики материалов PU-Steelpant [15]

Технические показатели	PU-Repair	PU-Zink	PU-Tar
1) цвет материала	бесцветный	серый	черный
2) вид поверхности покрытия	глянцевый	матовый	матовый
3) плотность, г/см3	0,95	2,9	1,35
4) содержание сухого остатка, %	27	71	68
5) термостабильность, оС	до 140	до 160	до 120
6) срок хранения материала (при температуре 5 - 30 оС), мес.	12
7) условия применения:
- рабочая температура, оС	0 - 50
- относительная влажность воздуха, %	30 - 98
- подготовка материала перед нанесением:	тщательное перемешивание
- расход теоретический, г/м2	35,2	327	-
- толщина слоя, мкм	10 - 20	80	150
8) метод нанесения	кисть, валик, пневматическое и безвоздушное распыление
9) срок службы, лет	10

Подготовительные работы

На время проведения работ по окраске внутренней поверхности резервуаров в место проведения работ подводится силовой кабель и устанавливаются вентиляторы с приводами. Мощность и напряжение электроэнергии определяется с учетом характеристики используемого оборудования. При недостаточном освещении допускается использование переносных электросветильников, изготовленных во взрывобезопасном исполнении, напряжением не более 12 В.

Очистка от окислов внутренней поверхности, подлежащей антикоррозионной защите, осуществляется с применением пескоструйной обработки до степени 2 по ГОСТ 9.402-80* (или степень Sa2.5 по шведскому стандарту SIS 055900), то есть металл должен иметь сплошной серый матовый оттенок, при осмотре поверхности невооруженным глазом окалина и ржавчина не обнаруживаются.

По окончании абразивной обработки, загрязнения и пыль удаляются с поверхности, на которую будет нанесено покрытие, с помощью вакуумной системы отсоса абразива. Допускается обеспылить поверхность путем обдува сжатым воздухом, и обезжирить при помощи мягкой волосяной щетки, смоченной чистым уайт-спиритом (ГОСТ 3134-78*) или бензин-растворителем для лакокрасочной промышленности. Щетка не должна оставлять следов (частичек, ворса и другие) на обрабатываемой поверхности. На полностью подготовленную поверхность оформляется акт освидетельствования скрытых работ.

Длительность перерыва между подготовкой поверхности и окраской (грунтованием) не должна превышать 6 часов при влажности воздуха не более 75%.

Очистка поверхности следующего, подлежащего окраске участка, производится по мере высыхания лакокрасочного покрытия на предыдущем окрашенном участке до степени 3. Длительность высыхания покрытия до степени 3 по ГОСТ 19007-73* (высыхание от пыли) зависит от температуры и влажности окружающей среды (таблица 1, ГОСТ 19007-73*).

Окраска внутренней поверхности резервуара производится по следующей технологической схеме:

- нанесение грунтовки на сварные швы;

- сушка грунтовочного слоя на сварных швах;

- грунтование поверхности;

- сушка грунтовочного слоя;

- нанесение и сушка покрывных слоев эмали.

Запрещается производить окраску:

- при резких переменах температуры, когда на окрашиваемой поверхности конденсируется значительное количество влаги;

- при солнцепеке (температура в тени +30° С);

- во время дождя или снегопада.

Процесс нанесения на внутреннюю поверхность резервуара системы покрытий PU-Stelpant осуществляется непрерывно в следующей последовательности: на подготовленную поверхность кистью или валиком наносят РU-Repair, интенсивно заделывая материал в области с остаточной ржавчиной; время сушки слоя толщиной 10-20 мкм - 2 часа. Затем кистью или валиком начинают наносить слой PU-Zink, вязкость PU-Zink при таком способе нанесения такая же, как в состоянии поставки. Время сушки покрытия PU-Zink - 1 час, толщина слоя 80-90 мкм. После этого наносится слой покрытия кистью или валиком в состоянии поставки с сушкой в течение 2 часов и окончательно наносится заключительный второй слой PU-Tar.

Перед эксплуатацией система покрытия выдерживается втечении не менее 7 дней с момента нанесения последнего слоя.

Контроль качества:

- внешний вид покрытия - визуально (не допускаются потеки, пузырьки, включения, механические повреждения);

- толщина покрытия (послойно и весь слой целиком) - толщиномером;

- адгезия - методом решетчатых надрезов по ГОСТ 15140-78*;

- сплошность - дефектоскопами.

1.3.7 Понтон алюминиевый «Альпон»

1.3.7.1 Назначение изделия

Понтон из алюминиевых сплавов предназначен для снижения потерь нефти и нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения атмосферы углеводородами при хранении их в вертикальных резервуарах путем перекрытия поверхности продукта понтоном.

Основные технические данные [17]:

1) сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения по сравнению с резервуарами без понтона, % 70...99;

2) интервал рабочих температур, ^оС от-60 до +40;

3) рабочая среда нефть по ГОСТ9965-76, нефтепродукты;

4) плавучесть, %200;

5) зазор между понтоном и стенкой резервуара, перекрываемый затвором (номинальный), мм 200;

6) высота просвета под понтоном, мм не менее 1800;

7) электрическое сопротивление заземления, Ом не более 100;

8) высота понтона (без затвора и стоек), мм 350;

9) масса понтона диаметром D = 20,92 м (плавающая часть), кг:

- на стационарной опоре 1784;

- на стойках 1875;

- на стойках переменной высоты --.

1.3.7.2 Устройство и работа

Понтон (плавучая часть) состоит из герметичных поплавков 1, расположенных параллельными рядами в центральной части и по окружности на периферии, причем в каждом ряду поплавки жестко скреплены между собой. Поверхность понтона покрыта настилом 5, состоящим из секций. Секции настила соединены между собой с помощью парных балок 2 и 3, обеспечивающих поперечную жесткость понтона. В нижнем положении (в зависимости от требований Заказчика) понтон может опираться на стационарную опору 6 (рисунок 1.6) либо на опорные стойки постоянной или переменной высоты, монтируемые непосредственно на понтоне (рисунок 1.7). Каждый ряд поплавков по концам имеет кронштейны, с помощью которых они прикреплены к юбке 4, формирующей периферийную часть понтона. Цилиндрическая юбка концентрично расположена к стенке резервуара и частично погружена в хранящуюся жидкость, что, совместно с герметичным настилом, предотвращает выход паров хранящегося продукта из-под понтона.



Рисунок 1.7 - Устройство и принцип работы понтона (опорные стойки постоянной или переменной высоты)

Рисунок 1.6 - Устройство и принцип работы понтона (стационарная опора)

Кольцевой зазор между юбкой и внутренней поверхностью резервуара герметизируется затвором 10.

Отвод статического электричества с поверхности понтона на корпус резервуара осуществляется по кабелю заземления 9, прикрепленному к понтону и кровле резервуара.

Для исключения поворота понтона вокруг оси в процессе эксплуатации установлены противоповоротные тросы (направляющие стойки) 11, которые крепятся к днищу и крыше резервуара.

Для удобства монтажа и эксплуатации на понтоне смонтирован люк-лаз 7, герметично закрываемый крышкой, которая при посадке понтона на стационарную опору или опорные стойки 6 открывается при помощи толкателя.

При наличии в резервуаре пробоотборника вокруг него устанавливается специальный затвор 8.

При наличии в резервуаре кожуха ПСР и ручного отбора проб на поверхности понтона могут быть смонтированы каркасы, обеспечивающие прохождение сквозь понтон вышеуказанных элементов и герметизации их в процессе эксплуатации.

Данным проектом предусматривается монтаж пробоотборника и уровнемера УЛМ-11 в полости соответственно 1-ой и 2-ой направляющих стоек понтона. Направляющая стойка №1 показана на рисунке 1.8.

При отсутствии продукта в резервуаре понтон опирается на стационарную опору или опорные стойки. Доступ на понтон при этом производится через люк-лаз в III поясе 12 или через люк-лазы I пояса резервуара и понтона 7.

При закачке продукта в резервуар понтон всплывает и двигается вместе с зеркалом продукта, разобщая тем самым поверхность последнего от газового пространства резервуара, чем достигается сокращение потерь от испарения продукта.

1.3.8 Комбинированная система автоматического пенного пожаротушения

В настоящее время на НПС «Черкассы - 1» действует автоматическая система пожаротушения резервуаров и технологических помещении с помощью пены низкой кратности. Она включает в себя насосную станцию пенотушения, резервуары противопожарного запаса воды, резервуары раствора пенообразователя, кольцевую сеть трубопроводов раствора пенообразователя с пожарными гидрантами, датчики пожарной опасности, лучевые электроприводные задвижки, а также кольцевую сеть противопожарного водопровода [15].

В сооружаемом РВСП-5000 предусматривается:

монтаж трубной разводки системы подслойного тушения внутри резервуара, и подключение её к существующему пенопроводу

монтаж камер КНП-10 «Гейзер» и пенопровода тушения пеной низкой кратности на верхнем поясе резервуара.

После технического перевооружения тушение резервуара будет производиться комбинированной системой автоматического пенного пожаротушения (КСАППТ). КСАППТ обеспечивает тушение пожара, за счет образования изолирующей пленки на поверхности горящей нефти , прекращающей доступ кислорода из воздуха.

КСАППТ выполнена в соответствии с ВНПБ 01-02-01-2000 «Установки пенного пожаротушения. Автоматическая система подслойного пожаротушения нефти пленкообразующей низкократной пеной в вертикальных стальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей, понтоном и в железобетонных резервуарах АК «Транснефть». Общие технические требования, СНиП 2.11.03-93, ППБ 01-99 и регламентом промывки пенопроводов систем подслойного пожаротушения для предотвращения накопления «парафинистых отложений».

Рабочие параметры:

1) рабочее давление коллектора растворопровода:1,2МПа;

2) рабочая температура коллектора растворопровода: температура окружающей среды.

КСАППТ (рисунок 1.9) обеспечивает подачу низкократной пены одновременно в зону уплотнения затвора (сверху) и нижнюю часть резервуара непосредственно в нефть - подслойный способ (СППТ).

Система подслойного пожаротушения (СППТ) состоит из:

1. Два сухотрубных пенопровода Ду150, по которым подается раствор в нижний пояс резервуара с противоположных сторон. Сухотрубы подключаются к общей сети растворопроводов насосной станции через электрозадвижки 30С41НЖ Ду150 Ру1,6 МПа. Проектом предусматривается опорожнение существующих сухотрубов в мокрые колодцы.

2. Узел присоединения шланга для подключения пожарной техники с задвижкой Ду150 Ру1,6 МПа.

3. Узел арматуры у резервуара, включающий коренную задвижку 30С41НЖ Ду150 Ру1,6 МПа., обратный клапан КОП 150-40 ,предохранительная мембрана «Лотос - 150» и патрубок с задвижкой 30С41НЖ Ду80 Ру1,6 МПа. для промывки пенопровода.

4. Пенопроводы внутри резервуара с пенными насадками «Т» образной формы в количестве 5 шт. Пенопровод Ду100 запроектирован с уклоном 0,001 от вводного патрубка к центру резервуара. Врезка патрубков Ду100 производится на расстоянии 600 мм от днища резервуара выше врезки сифонного крана.

Электрозадвижка 30С41НЖ Ду150 Ру1,6 МПа и задвижка 30С41НЖ Ду150 Ру1,6 МПа для присоединения к пожарной технике помещены в обогреваемую камеру в целях защиты от замерзания. Обратный клапан 19 С53НЖ (КОП-150-40) Ду150 Ру4,0 МПа; патрубок с задвижкой 30С41НЖ Ду50 Ру1,6 МПа для промывки пенопровода; предохранительная мембрана «Лотос - 150» Ду150; коренная задвижка на патрубке резервуара 30С41НЖ Ду150 Ру1,6 МПа в целях защиты от тепла пожара помещены в защитный футляр.

Коренная задвижка должна быть опломбирована в открытом состоянии.

Система подачи пены (сверху) в зону уплотнительного затвора состоит из:

1. Два сухотрубных пенопровода Ду100 ,подключенных к общей сети растворопроводов насосной станции через электрозадвижки 30С41НЖ Ду100 Ру1,6 МПа.

2. Кольца растворопровода Ду100 вокруг резервуара на отметке 4,500 и вертикальные трубопроводы Ду80 к каждому пеногенератору низкой кратности КНП-10 «Гейзер», устанавливаемых в верхнем поясе резервуара.

Для охлаждения резервуара при пожаре используется существующая система орошения водой.

Стационарная система охлаждения резервуаров запроектирована из стальных электросварных перфорированных труб диаметром 108х4,0 мм по ГОСТ 10704-02, подключаемых к существующей сети противопожарного водопровода. Трубы расположены полукольцом в количестве 2 штук вдоль стены резервуара. Длина перфорированного трубопровода 72 м, количество отверстий диаметром 5 мм равно 36 шт. Отверстия расположены через 200 мм друг от друга.

Для подключения к существующей сети предусмотрены сборные железобетонные колодцы диаметром 1500 мм, оборудованные задвижками с ручным приводом, расположенными вне обвалования в колодце.

Изоляция труб принята битумно-полимерная «весьма усиленного типа» по ГОСТ 9.602-89. Опорожнение труб предусмотрено в мокрые колодцы диаметром 1500 мм.

1.4 Расчет потерь нефти от испарений

1.4.1 Расчет потерь от «малых дыханий»

Определить потери от «малых дыхании» 15 января из резервуара РВС-5000, расположенного в г. Уфе. Максимальная температура воздуха 262,3 К, минимальная - 255,5 К: [18]. Резервуар окрашен алюминиевой краской годичной давности, степень черноты стенки 0,5. Резервуар оснащен двумя дыхательными клапанами КДС-1500, уставка клапана на вакуум , а на избыточное давление - :[3, 18]. Барометрическое давление равно . Облачность 50 %. Температура начала кипения нефти Т_нк=328 К, плотность нефти при 20 ^оС равна: [2]. Давление насыщенных паров нефти по Рейду равно Р_R=56810 Па. Нефть хранится в резервуаре без движения третьи сутки.

1. Определяем геометрические размеры резервуара: ; высота ; высота конуса крыши ; геометрический объём V_p= 4866 м³ (таблица 1.8, [18]).

2. Находим площадь зеркала нефти в резервуаре:

3. Молярная масса нефтяных паров определяется по формуле:

.

4. Среднюю температуру нефти принимаем равной средней температуре воздуха:

,

где и - максимальная и минимальная температуры за январь (приложение 8, [18]).

5. Теплопроводность и теплоемкость нефти при его средней температуре:

;

.

6. Рассчитываем коэффициент температуропроводности по формуле:

,

где - плотность бензина при средней температуре :

_258,9=₂₉₃+ = кг/м³,

где - температурная поправка,

=₂₉₃=.

7. Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года:

N_д =15 сут.

8. Расчетное склонение Солнца 15 января найдем по формуле:

.

9. Продолжительность дня найдем по формуле:

,

где - географическая широта места установки резервуара, для города Уфы [18].

10. Расчетный параметр m₀ найдем по формуле:

.

11. Определяем интенсивность солнечной радиации без учета облачности:

,

где - коэффициент, учитывающий состояние облачности: при безоблачном небе =1; при облачности 50% =0,7…0,8; при сплошной облачности =0,5…0,6;-коэффициент прозрачности атмосферы, =0,7…0,8 [18].

12. Расчетная высота газового пространства резервуара:



где Н_ВЗЛ - средний уровень взлива в резервуаре, определяемый по формуле:

,

где - соответственно максимальная и минимальная высота взлива нефтепродукта в резервуаре: [3].

13. Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную плоскость:

.

14. Определяем площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:

.

15.Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

.

16.Количество тепла, получаемое 1м² стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счёт солнечной радиации:

,

где -степень черноты внешней поверхности резервуара;=0,5 для алюминиевой краски, подвергшейся воздействию атмосферы [18].

17. Найдем величины коэффициентов теплоотдачи по формулам:

где - эмпирические коэффициенты, принимаемые по таблице 10.6,[18];

коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефти, через газовое пространство, соответственно для дневного и ночного времени:

;

;

коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к внешнему воздуху, соответственно для дневного и ночного времени:

;

коэффициенты конвективного теплообмена от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени:

;

;

коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени:

;

.

Вычисляем коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в дневное и ночное время и :

= += 3,353+3,105 = 6,458 Вт/м^2.К;

=+= 2,44+5,886 = 8,326 Вт/(м^2.К).

18. Приведённые коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефти вычисляются по формулам:

; ,

где == 5,35 Вт/м^2.К - соответственно коэффициенты теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, и поверхности жидкости для ночного и дневного времени;

, .

19. Избыточные максимальная и минимальная температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти:

,

где К,

,

где К.

20. Избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефти по формуле:

К;

 .

21. Минимальная и максимальная температуры ГП резервуара:

,

.

22. Находим объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре:

V_ж=F_н•H_взл=;

V_п=V_р -V_ж=.

23. Соотношение фаз и величина функции F(V_п / V_ж)

.

Так как V_п / V_ж < 4, то согласно таблице 10.2, [18] для нефти:

F(V_п / V_ж)=.

24. Давление насыщенных паров бензина при минимальной температуре в ГП резервуара T_гmin найдем по формуле:

,

где - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (T_R=311 K; соотношение объемов паровой и жидкой фаз равно 4); b_s - эмпирический коэффициент (таблица 10.2, [18]).

25. Соответствующие величины объемной и массовой концентрации углеводородов в ГП найдем по формулам:

- объемная концентрация насыщенных паров (доли)

- молярная масса паровоздушной смеси

,

где - молярная масса воздуха, ;

- массовая концентрация насыщенных паров (доли):

Параметры ПВС в ГП резервуара при температуре :

- плотность ПВС по формуле

- масса ПВС в ГП резервуара

кг;

- масса паров нефти в ГП резервуара

кг.

27. Продолжительность роста парциального давления в ГП:

.

Задаёмся средней объёмной концентрацией углеводородов в ГП в период роста парциального давления равной .

Параметры ПВС при этой концентрации и средней температуре хранения:

;

- средняя кинематическая вязкость ПВС:

;

;

- коэффициент диффузии паров:

,

где - эмпирические коэффициенты (таблица 10.1, [18]);

.

Число Шмидта найдем по формуле:

.

Движущая сила процесса испарения по формуле:

.

Величина Кt - критерия по формуле:

.

33.Плотность потока массы испаряющейся нефти найдем по формуле:

34.Масса нефти, испарившегося в период роста парциального давления в ГП:

35.Массовая и объёмная расчётные концентрации нефтяных паров в ГП к концу периода роста парциального давления найдём по формуле:

где - отношение молярной массы паров нефтепродукта к молярной массе воздуха, .

36.Проверяем, не превышает ли найденная величина концентрации насыщенных паров при максимальной температуре воздуха:

;

Так как , то расчетная объёмная концентрация углеводородов в ГП в рассматриваемый период определим по формуле:

Отклонение найденного значения от принято величины составляет:

,

что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%).

37. Минимальное парциальное давление паров нефти в ГП резервуара . Максимальная величина этого параметра

.

Следовательно, среднее массовое содержание паров нефти в ПВС, вытесняемой из резервуара найдем по формуле:

.

38. Потери нефти от «малого дыхания» 15 января определим по формуле:

За один месяц потери от «малых дыхании» при данных условиях хранения составят:

.

1.4.2 Методика расчета потерь за одно «большое дыхание»

Потери нефти от «большого» дыхания вычисляются по формуле В.И. Черникина

, (1)

где V_Н - объем закачиваемой в резервуар нефти;

V_Г - объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефти;

Р₂ - абсолютное давление в ГП в конце закачки, Р₂ = Р_А+Р_КД;

Р₁ - то же в начале закачки, Р₁ = Р_А - Р_КВ - если закачка начинается ночью и Р₁ = Р_А - если днем;

Р_А - атмосферное давление;

Р_КВ и Р_КД - уставки клапанов соответственно вакуума и давления;

- плотность паров нефти, определяемая по формуле:

, (2)

где Р_Г, Т_Г - абсолютное давление и температура в ГП;

- универсальная газовая постоянная, ;

М_У - молярная масса паров нефти, кг/кмоль,

- для бензинов

; (3)

- для нефтей

, (4)

где Т_НК - температура начала кипения нефти (нефтепродукта), К;

Р_У.ЗАК - среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара, определяемое по формуле:

, (5)

где С_ЗАК.СР - средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при его заполнении.

Величина С_ЗАК.СР определяется с учетом донасыщения ГП в ходе операций, предшествующих заполнению. Независимо от вида технологической операции (опорожнение, простой или заполнение резервуара) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений по следующему алгоритму:

1) задаются средней (за операцию) концентрацией С_СР углеводородов в ГП;

2) вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси (ПВС) и коэффициент диффузии паров нефти D_М при этой концентрации и средней температуре процесса Т;

3) вычисляют полный поток массы J и общую массу испаряющегося продукта;

4) находят массовую и объемную С концентрации углеводородов в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводородов в ГП втечении данной операции С_{СР.РАСЧ.}.

Необходимо добиться равенства величин С_СР и С_{СР.РАСЧ} .

Основные параметры ПВС и паров продукта вычисляются по формулам:

- молярная масса ПВС (кг/кмоль)

; (6)

- плотность ПВС (кг/м³) - по формуле (2), в которую вместо М_У надо подставить М_ПВС, или как аддитивную величину

; (6а)

- кинематическая вязкость ПВС (м²/с)

(7)

- коэффициент диффузии паров (м²/ч)

; (8)

- концентрация насыщенных паров (доли)

С_S = P_S / P_Г , (9)

где и М_В - соответственно плотность и молярная масса воздуха, М_В = 29 кг/кмоль;

а_М, b_М - эмпирические коэффициенты (таблица 10.1, [18]);

Р_S - давление насыщенных паров продукта при рассматриваемых температуре и соотношении фаз

, (10)

где Р_R - давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) по Рейду (Т_R = 311 K; соотношение объемов паровой и жидкой фаз = 4);

- эмпирический коэффициент (таблица 10.2, [18]);

F(V_П / V_Ж) - поправка, учитывающая влияние соотношения фаз на давление насыщения (таблица 10.2, [18]).

Давление насыщенных паров по Рейду для авиабензинов не должно превышать: для Б-95/130 - 45400 Па; для Б-91/115 и Б-92 - 48000 Па. Для летних автобензинов А-72, А-76, Аи-91, Аи-93 максимально возможная величина Р_R = 66700 Па, а для зимних - не более 93300 Па. Летние автобензины А-80 и А-92 имеют Р_R ? 80000 Па, а у нефтей Р_R ? 66700 Па.

При отсутствии данных о величине Р_R рекомендуется принимать величину 1,22· Р_R равной: для автобензинов - 57000 Па, для авиабензинов - 65000 Па, для нефтей 25000…45000 Па (обратно пропорционально их плотности).

Интенсивность процесса испарения нефтепродукта в резервуарах характеризуется величиной полного потока массы испаряющегося вещества J, которое показывает, сколько килограммов нефтепродукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс пока изучен только для автобензинов.

Для расчета величин J используются следующие критериальные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС:

- при неподвижном хранении бензина

; (11)

- при опорожнении резервуаров

; (12)

- при заполнении резервуаров

, (13)

где Кt - безразмерный критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения бензинов, определяемый по формуле:

, (14)

где Т_В, Т_Б - абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина;

- модуль движущей силы процесса испарения

; (15)

Sc - число Шмидта;

Re_СР - среднее число Рейнольдса, характеризующее скорость омывания поверхности нефти (нефтепродукта) воздухом при опорожнении резервуаров;

(Fr·Re) - параметр подобия, характеризующий интенсивность перемешивания нефти (нефтепродукта) в резервуаре при его заполнении.

Величины Sc, Re_СР и (Fr · Re) рассчитываются по следующим зависимостям:

; ; , (16)

где U - скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти (нефтепродукта)

, (17)

где U_o - cкорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана:

, (18)

где r - радиус монтажного патрубка дыхательного клапана;

Q_ОТ - расход откачки нефти (нефтепродукта);

N_К - число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре;

d_Э - диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефти (нефтепродукта), омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар

; (19)

Н_Г - средняя высота ГП за время опорожнения;

W_Х - характерная скорость перемешивания нефти (нефтепродукта) в резервуаре при его закачке

, (20)

где W_ЗАК - скорость нефти (нефтепродукта) кинематической вязкостью в приемном патрубке резервуара;

V_ЗАК - часовой объем закачки нефти (нефтепродукта) в резервуар;

D_P, H_СР - соответственно диаметр резервуара и средней уровень нефти (нефтепродукта) в нем в процессе заполнения.

Массовая концентрация углеводородов в ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисляется по формулам:

- при неподвижном хранении продукта (простое резервуара)

; (21)

- при опорожнении резервуара

; (22)

- при заполнении резервуара

, (23)

где , - масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП резервуара в начале технологической операции;

- масса углеводородов, испарившихся в газовое пространство за время технологической операции

, (24)

где F_P - площадь «зеркала» нефти (нефтепродукта) в резервуаре;

- масса подсасываемого в резервуар воздуха

; (25)

- масса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении

; (26)

- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара.

Для пересчета объемной концентрации углеводородов в массовую, и наоборот, следует пользоваться формулами:

(26а)

или, с учетом формулы (6):

, (27)

где - отношение молярной массы паров нефти (нефтепродукта) к молярной массе воздуха, .

1.4.3 Методика расчета потерь при «обратном выдохе»

Потери нефти от «обратного выдоха» вычисляются по формуле:

,

где V_Г - объем ГП резервуара;

и - объемная концентрация паров нефти в ГП резервуара к моменту окончания соответственно опорожнения и простоя резервуара;

R - газовая постоянная паров нефти, .

Расчет потерь нефти от испарений от вышеупомянутых источников произведен на ЭВМ по программе LOSSES. BAS, составленной по методике, представленной выше. Текст программы и подробная распечатка результатов расчета представлены в приложении Ж. Результаты расчета представлены в таблице 1.16.

Таблица 1.16 - Результаты расчета потерь нефти от испарений

Вид потерь	Расчетный месяц года
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
от «малых дыхании» GМД	за сутки, кг/сут	23,2	25,8	52,1	78,5	93,9	122,9	119,7	96,5	70,2	13,8	0,2	7,9
	средние потери за месяц, кг/ месяц	348	387	781,5	1177,5	1408,5	1843,5	1795,5	1447,5	1053	207	3	118,5
	за весь расчетный период, кг/год	10570,5
от «больших дыхании» GБД	за весь расчетный период, кг/год	33098,36
от «обратного выдоха» GОВ	за весь расчетный период, кг/год	273,06

Примечание: средние потери за месяц от малых дыхании рассчитаны за время неподвижного хранения нефти (15 суток в месяц) с учетом коэффициента оборачиваемости резервуара

Потери нефти от «малых дыхании» за весь расчетный период составят:

348+387+781,5+1177,5+1408,5+1843,5+1795,5+ +1447,5+1053+207+3+118,5=10570,5 кг/год

Общие потери нефти от испарений из РВС-5000 за 12 месяцев при данных условиях составят:

Среднегодовые потери нефти от испарений из резервуара РВСП-5000 с применением понтона «Альпон» с затвором типа РУМ-2, сокращающего потери нефти от испарения согласно [19] при «малых дыханиях» и «обратном выдохе» на 91,4 %, а при «больших» на 93,3 %, составят:

- потери от «малых дыхании»:

- потери от «больших дыхании»:

;

- потери от «обратного выдоха»:

Общие потери нефти от испарений из РВСП-5000 за 12 месяцев при данных условиях составят:

;

.

Таким образом видно, что при применении понтона «Альпон» с затвором РУМ-2 потери нефти сокращаются в 14 раз или примерно на 40,8 т/год.

Экономическая эффективность установки понтона «Альпон» в резервуар РВСП-5000 будет оценена в экономической части проекта.

2. КИП и автоматика

2.1 Выбор и обоснование объекта автоматизации

Резервуарный парк является одним из основных объектов НПС. Для нормальной эксплуатации резервуарного парка его автоматизируют.

Система централизованного контроля и управления резервуарным парком НПС «Черкассы - 1» предусматривает механизацию и автоматизацию операций по приему и откачке нефти, выполнению товарно-учетных операций и защите оборудования от повреждений и аварий.

Объем автоматизации резервуара РВС-5000 НПС «Черкассы - 1» после реконструкции и технического перевооружения будет предусматривать, [15]:

контрольно-оперативный учет - непрерывное измерение абсолютного уровня жидкости в резервуарах. Диапазон измерения рабочих уровней 1400 - 10200 мм;

автоматическую защиту от перелива резервуара - контроль аварийного верхнего уровня нефти (10200 мм);

сигнализацию минимального уровня продукта в резервуаре (1400 мм);

контроль температуры продукта;

автоматическое пожаротушение резервуара.

Уровень продукта в резервуаре является основным контролируемым параметром при эксплуатации резервуарного парка. С его помощью производится оперативный учет и контроль хранимых продуктов, а также обеспечивается безопасная эксплуатация резервуара путем сигнализации предельно допустимых значений уровня.

Технические решения, выполненные в данном проекте предполагает следующую структуру контроля и управления:

- систему контроля уровня с применением уровнемера УЛМ-11;

- систему сигнализации, выполненную на релейной технике, к которой подключаются проектируемые сигнализаторы максимального и минимального уровней типа ПМП.

Контроль за технологическим процессом осуществляется с существующего пульта оператора, расположенного в помещении операторной.

2.2 Функциональная схема автоматизации системы измерения уровня

Функциональная схема автоматизации системы измерения уровня резервуара РВСП-5000 НПС «Черкассы - 1» приведена на рисунке 2.1.

Работа функциональной схемы системы измерения уровня состоит в следующем. При технологических операциях производимых в резервуаре уровень нефти определяется датчиком уровня УЛМ-11, который монтируется в полость направляющей стойки понтона Ду500 (поз. 2). Сигнал, полученный от датчика, передается на блок систему контроля уровня нефти резервуаров «Контур», расположенную в операторной. На экране компьютера появляется информация с изображением самого резервуара и уровня нефти в нем. Принтер Ерson FX - 1170 необходим для выдачи данных на бумагу, для анализа и обработки. С помощью модема ТН - 211 информация передается в диспетчерскую НПС «Черкассы - 1». Во избежание переливания нефти из резервуара РВСП-5000 проектом предусмотрены сигнализаторы верхнего аварийного уровня ПМП-022 (поз. 3.1…3.3), располагаемые на кровле резервуара на одинаковых расстояниях друг от друга. При опорожнении резервуара для сигнализации нижнего аварийного уровня предназначен поплавковый магнитный переключатель ПМП-108 (поз. 1), который монтируется на выносной камере в нижнем поясе резервуара.

Все устанавливаемые приборы на резервуаре РВСП-5000 НПС «Черкассы - 1» обеспечивают своевременное обнаружение отклонений от нормальной работы резервуара, что позволяет избежать аварийных ситуаций, облегчает работу эксплуатационного персонала.

Внешние электрические проводки от датчиков по резервуару выполняются кабелями КВВГ и КУГВЭВнг в трубах и в лотках по закладным конструкциям, предусмотренным проектом.

Кабели внутри обвалования резервуара до существующей соединительной коробки прокладываются в траншее на глубине 0,8 м. В местах пересечения с технологическими коммуникациями и силовыми кабелями контрольные кабели защищаются асбестоцементной трубой.

От соединительной коробки до помещения операторной для измерения уровня используется существующий кабель, для сигнализации уровня прокладывается новый кабель КВВГ 7х1,0 взамен демонтируемого.

Через дорогу предусмотрен переход кабельной эстакады на высоте 6,0 м.

Датчики уровня заземляются согласно пунктам ПУЭ 1.7.1…1.7.114, 7.3.132…7.3.141 (изд.6) и РМ 14-11-95 «Заземление электрических сетей управления и автоматики».

Заземление корпусов датчиков и защитных труб осуществляется присоединением к существующему контуру заземления резервуара.

2.3 Приборы и средства автоматизации

2.3.1 Уровнемер УЛМ-11

Уровнемер УЛМ-11 предназначен для непрерывного контроля уровня в закрытых и открытых резервуарах как агрессивных и взрывоопасных, так и обычных жидких, вязких и сыпучих продуктов, а также вычислению объема этих продуктов.

Уровень в резервуаре определяется бесконтактным способом с помощью радиоволн. Датчики уровнемера располагаются с внешней стороны резервуара (в данном случае, как отмечалось выше, в полости направляющей стойке понтона) на фланце с минимальным внутренним диаметром 150 мм.

Точность уровнемера и программное обеспечение позволяют интегрировать его в системы коммерческого учета нефти.

Уровнемер УЛМ-11 представляет собой сложную стационарную радиоэлектронную систему непрерывного действия.

Уровнемер УЛМ-11 состоит из:

радиоэлектронных датчиков уровня во взрывобезопасном исполнении.

Датчик выполнен в виде законченного блока, представляющий собой сложный стационарный радиолокационный прибор непрерывного действия.

Датчики предназначены для радиолокационного зондирования и формирования информации об уровне нефти в резервуаре.

В основу работы датчика положен принцип бесконтактного радиолокационного измерения расстояния до уровня раздела сред воздушная среда и нефти;

колодок клеммных магистральных, устанавливаемых на ограждении резервуара на металлоконструкции не далее двух метров от датчика уровня;

блоков питания БП, устанавливаемых в шкафах за обвалованием каре резервуаров.

Блок питания является источником постоянного тока, обеспечивает питание датчиков и блока коммутации не менее 16 В и не более 36 В.

Питание УПО осуществляется от собственного источника питания;

ПЭВМ в комплекте с монитором и матричным принтером, размещаемым в операторной.

ПЭВМ предназначена для получения и обработки информации от датчиков и управления режимами их работы.

Для ввода и вывода информации от блока обработки используются матричный принтер и клавиатура.

Программное обеспечение обеспечивает управление режимами работы уровнемера, обработки информации от датчиков и необходимый сервис, а также позволяет гибко изменять установочные параметры измеряемого резервуара и мнемосхему отображения информации на экране дисплея;

устройства первичной обработки - платы интерфейсной, установленного в слот ISA расширителя материнской платы ПЭВМ.

Плата интерфейсная предназначена для сопряжения последовательного порта ПЭВМ с интерфейсом RS-485;

клеммных коробов - блока коммутации, установленного за обвалованием на соединении кабелей.

Блок коммутации представляет собой коммутационную коробку и предназначен для объединения информационных линий от датчиков и формирования канала информационного обмена между датчиками и платой интерфейсной, а также распределения цепей питания от центральной ветви к датчикам;

устройства для поверки.

Уровнемер имеет внешний интерфейс RS-485 и является «интеллектуальным» прибором, поддерживающим стандартный промышленный протокол MODBUS. Благодаря этому он легко интегрируется в существующие измерительные системы контроля резервуарных парков.

В основу работы уровнемера УЛМ-11 положен принцип радиолокации в миллиметровом диапазоне радиоволн и электронная обработка первичной радиолокационной информации с помощью специального процессора в составе датчика. Общий вид датчика приведен на рисунке 2.2

Информация от датчиков последовательно через блок коммутации и УПО поступает в ПЭВМ, где с помощью специального алгоритма обрабатывается и выводится в виде мнемосхемы и цифровой информации на экран дисплея. Эта информация хранится и накапливается в памяти ПЭВМ блока обработки, а также выводится на внешние устройства в виде стандартных согласованных сигналов.

Технические характеристики уровнемера УЛМ-11 представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические характеристики уровнемера УЛМ-11 [20]

Технические характеристики	Значение технических характеристик
количество контролируемых резервуаров	1 - 256
диапазон измерения уровня, м	от 0,6 до 30
максимальная ошибка измерения уровня, мм, не более: в режиме отгрузки-загрузки в режиме измерения абсолютного уровня	0,5 1
ширина луча датчика, град	4
высота установки датчика над предельно возможным верхним уровнем содержимого резервуара, м	0,6
режим работы	непрерывный
напряжение питания на входе датчика уровня, В	2420%
потребляемая мощность, в расчете на один датчик, Вт, не более	30
расстояние между датчиком и ПЭВМ, м, не более	2400
время прогрева датчика, отсчитываемое от момента подачи питающего напряжения до момента установления показаний, не более, мин	60
полный срок службы до списания при техническом обслуживании, лет	не менее 20

Измерение уровня и отображение информации об уровне измеряемого продукта на экране монитора осуществляется только после прогрева аппаратуры датчика после ее включения.

При включении уровнемера или отдельного датчика уровнемера при отрицательной температуре окружающего воздуха прогрев датчика занимает определенное время, поэтому измерение и соответственно отображение информации будет осуществляться с задержкой по времени.

В функции УЛМ-11 входят:

1) непрерывное измерение абсолютного уровня продукта;

контроль отгрузки - загрузки продукта;

вычисление объема;

возможность ввода градуировочных таблиц;

контроль суточного (еженедельного) движения продукта в парке резервуаров (ведение журналов);

контроль аварийной утечки продукта;

выдача аварийных сигналов;

ведение журнала аварийных сигналов.

Структурная схема соединения блоков уровнемера приведена на рисунке 2.3.

Информация от уровнемера выдается пользователю по двум каналам:

- в виде буквенно-цифровой информации на экране дисплея компьютера;

- по стандартному интерфейсу RS-485 (RS-232) в компьютерную сеть НПС «Черкассы - 1».

Подготовка уровнемера к эксплуатации заключается в операции занесения в память ПЭВМ:

1) геометрических размеров резервуаров относительно фланцев соответствующих датчиков уровня, и градуировочных таблиц;

2) значений «аварийных» уровней;

3) пороговых значений «утечек» продукта;

4) согласованных с пользователем программных доработок в части выводимой на дисплей мнемосхемы и буквенно-цифровой информации.

Контроль работоспособности уровнемера производится автоматически и заключается в постоянном самоконтроле параметров сигналов, характеризующих работу уровнемера.

В случае отклонения от нормы на экране дисплея ПЭВМ индицируется "ОТКАЗ" соответствующего блока уровнемера.

Поверка осуществляется 1 раз в 2 года по методике, утвержденной Госстандартом, при этом демонтаж датчиков не требуется.

2.3.2 Поплавковый магнитный переключатель ПМП-108

Датчики уровня жидкости «ПМП» применяются для измерения уровня жидкости, сигнализации контрольных уровней наполнения резервуаров, автоматического управления исполнительными механизмами наполнения (насосами, электромагнитными клапанами) в нефтяной, химической, пищевой отраслях промышленности, в том числе: во взрывоопасных зонах, в резервуарах, работающих под давлением (до 2,5 МПа), в стационарных и транспортных резервуарах.

Рисунок 2.4 - Принцип действия ПМП

Принцип действия ПМП (рисунок 2.4) основан на воздействии магнитного поля поплавка 4 с магнитом 3, находящегося на поверхности жидкости, на магнитоуправляемый контакт 2 (геркон), находящийся в трубе 1, вызывающем его переключение. Точность срабатывания 2 мм (по заказу 1). Колебания уровня жидкости в пределах 5 мм после срабатывания геркона не вызывают обратное переключение контактов благодаря наличию эффекта гистерезиса у герконов. Многоуровневые ПМП содержат несколько герконов, а также могут иметь несколько поплавков, разделенных стопорными кольцами.

Контакты герконов могут быть (рисунок 2.5) нормально-разомкнутыми (НР), нормально-замкнутыми (НЗ) и переключающими (П).

Рисунок 2.5 - Схемы выходов контактов геркона

Нагрузочные параметры датчиков (смотри рисунок 2.5):

1) контакты геркона (рисунок 2.5, а, б, в) - для коммутации слаботочных транзисторных схем;

2) открытый коллектор транзистора (рисунок 2.5, г) - для коммутации релейных и других цепей постоянного тока;

3) симистор (рисунок 2.5, д) - для коммутации релейных и других цепей переменного тока (для повышения коммутируемого тока встраивается усилительная схема с твердотельным реле на выходе);