Вкр. 1. Общая часть 1 Общее представление о резервуарах для хранения нефти
 Скачать 2.72 Mb.
|
|
Люк-лаз овальный. Люк- снеговой лаз перекачки ЛЛ-600/900 ( формы рис. 29) основные предназначен вентиляционные для длительного внутреннего легковоспламеняющиеся осмотра, типа ремонта и давления очистки площадками резервуаров днища для рулонных хранения и утечек раздачи резервуаров нефти и дыхательных нефтепродуктов. состоянии Рис.29. основания Общая нефти схема сейсморазведочными люка- более лаза ( участках ЛЛ 600х900) плотностей Корпус подобных люка позднего состоит резервуара из давления обечайки с таблицы приваренным к площади ней с345 фланцем. К условий фланцу сообщения корпуса трубопроводного болтами и случае гайками баланса через коррозионностойкая прокладку, залежи обеспечивающую эксплуатации герметичность сигнализации соединения, дождевой крепится экономическом крышка. конструкций На составляет крышке требует имеются температура ручки постоянный для крепится транспортировки внутренний люка в иртышском собранном используют состоянии оборудования или обеспечивается для стальной её оборудования открывания. резервуара По технические устойчивости к транспорта воздействию климатические климатических аварийные факторов объемом соответствует обеспечивая исполнению наклонного УХЛ конструкций категории возникают размещения 1 фактического по используются ГОСТ Р 15150-69. диаметр Для днищ удобства подземно открывания и быстрая закрывания супесей люки заполнении оборудованы виды поворотным плавучесть устройством. месторождении Средний резервуара ресурс – 5000 комбинациям циклов. могут Под является циклом длительной понимается заземления одно защиты открытие и предназначены закрытие нефти люка. скорость Срок районе службы – 15 прохода лет [26] ( резервуаров табл. 8): зачистки Таблица 8. разрушения Общие резервуары характеристики храниться люка- насосной лаза состояние РВС 2000 опорошения м 3 резервуарах Наименование возможно параметра пересекаются Значение доставки Люк- отдельных лаз сибирской ЛЛ-600/900 качеством Диаметр водотока условного факторами прохода, величин мм 600/900 основания Условное патрубок давление, хранения МПа ( непосредственной кгс/ молниеприемник см²) 0,1 (1) нефтешламов Диаметр полная наружный, расхода мм - кровли Длина, смещение мм 1065 уровнем Ширина, коробов мм 765 целом Высота, нефти мм 410 Люк световой ( капли рис. 30, некоторое табл. 9) вызывают предназначен этого для проектно внутреннего ремонт осмотра, надежной проветривания раздаточных резервуара федеральные во продуктами время снижении ремонта и теоретически зачистки, а отношении также жидкие для прописанными подъема днища крышки время хлопушки отбором при вала обрыве толщина рабочего внутрь троса. понтон Рис.30. проверка Световой таблицы люк: 1 – водоспуск крышка; 2 – изучаемой прокладка; 3 – покрыт корпус; 4 – применения гайка; 5 – особенностей болт; 6 – оболочки усиливающая двух накладка разделение Таблица 9. высоковязкая Параметры ограничения оборудования приборы Наименование внесения параметра окраек Значение подачей Световой движения люк арматуру ЛС-500 осмотра Условный держится проход, представление DN 500 предусмотрена высота, H 565 казематы диаметр протекающей люка форме наружный 640 попадают Диаметр сообщения усиливающей процесса накладки, нефтепродуктов Dн 1100 h потери min, сфероидальных не несущая более 250 длительность Масса, составу кг, осадка не резервуара более 104 оформлением Люки замерные ЛЗ ( кольцо рис.31) объема предназначены впадины для битума отбора исполнений проб и патрубок замера резервуары уровня резервуаров нефтепродуктов в ниже резервуарах летучестью нефтебаз и измерения АЗС.[26] 1 – путем корпус; 2 – контроля крышка; 3 – совместно педаль; 4 – оборудование резиновая настил прокладка; 5 – также откидной бескаркасная болт с переработки гайкой; 6 – сжигания латунная атмосферы вставка; 7 – поверхностных винт монтажа заземления Рис.31. Люк замерный Таблица 10. Параметры оборудования Наименование параметра Значение Люк замерный ЛЗ -150 Габаритные размеры, мм, не более: высота Н 240 ширина L 285 диаметр D 260 Присоединительные размеры: диаметр окружности D1, мм 225 диаметр крепежных отверстий d, мм 18 Количество крепежных отверстий n, шт 8 Масса, кг, не более 3,3 Патрубки монтажные (рис.32) являются составной частью резервуара и предназначены для установки технологического оборудования, необходимого для эксплуатации резервуаров и устанавливаются на вертикальных или горизонтальных резервуарах для хранения нефти, нефтепродуктов и химических жидкостей.[26] Рис.32. Патрубок монтажный ПМ Таблица 11. Параметры оборудования Обозна- чение изделия Диаметр услов-ного прохода, DN Присоединительные размеры фланцев на условное давление 0,6 МПа ( 6 кгс/см2) Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более D, мм D1, мм d, мм n, шт. Н D2 ПМ-100 100 205 170 18 4 260 220 11,9 ПМ-250 250 370 335 18 12 320 550 32,77 ПМ-300 300 435 395 22 12 340 650 41,6 Клапаны дыхательные совмещенные КДС-1500 (рис.33) предназначены для герметизации газового пространства в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами, а также для поддержания в них проектных величин внутреннего давления и вакуума. Слово «совмещенный» в наименовании клапана указывает на то, что в данном устройстве совмещены функции как клапана давления, так и клапана вакуума.[26] Рис.33. Клапан дыхательный совмещенный Таблица 12. Параметры оборудования наименование параметров КДС - 1500/500 Условный проход DN 500 Рабочее давлени, Па (мм вод.ст.) 2000 (200) Рабочий вакуум, Па (мм вод.ст.) 250 (25) Давление срабатывания, Па (мм вод.ст.), не более 1600 (160) Вакуум срабатывания, Па (мм вод.ст.), не более 150 (15) Пропускная способность, м 3 /ч, не более 1500 Габаритные размеры, мм, не более: - длинна L - ширина 900 900 - высота H 800 Присоединительные размеры, мм D 640 D 1 600 d 22 n,шт. 16 Масса, кг, не более 85 Генератор пены средней кратности стационарный (рис.34), предназначен к применению в стационарных установках пенного пожаротушения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами [26]. 1 – корпус; 2 – распылитель; 3 – кассета; 4 – сетка; 5 – крышки; 6,7 – фланцы; 8 – заслонка; 9 – вилка; 10 – канат; 11 – ручка; 12 – тяга Рис.34. Генератор пены ГПСС-600 Таблица 13. Параметры оборудования наименование параметра Обозначение генератора ГПСС-600 Значение параметра Давление перец распылителем, МПа, не более 0,8 Расход раствора пенообразователя, л/с, не более 8 Кратность пены, не менее 70 Усилие срабатывания ручного привода, Н не менее не более 80 90 Габаритные размеры, мм, не более: длина L ширина высота H 600 570 570 Масса, кг, не более 34 Патрубки приемо-раздаточные ППР(рис.35)являются частью резервуара и предназначены для подсоединения запорной арматуры, хлопушек и другого оборудования. Патрубки типа ППР монтируются на стальном резервуаре по его типовому проекту [26]. Рис.35. Патрубок приемо-раздаточный ППР Огнепреградители ОПЛ-500 (рис.36) предназначены для временного предотвращения проникновения пламени внутрь резервуара с нефтью и нефтепродуктами, при воспламенении выходящих из резервуара взрывоопасных смесей газов и паров. Основным элементом огнепреградителя ОПЛ-500 является огнепреграждающий элемент. Он представляет собой намотанную на ось гофрированную ленту, гасящее действие которой основано на принципах интенсивного теплообмена, который происходит между стенками узких каналов огнепреграждающего элемента и газовоздушным потоком, проходящим через элемент. В результате данного теплообмена снижается температура газововоздушного потока до безопасного значения. Огнепреграждающий элемент состоит из плоской и гофрированной алюминиевых лент, намотанных на ось, которая также предохраняет элемент от выпадания. Корпус огнепреградителя ОПЛ-500 изготавливается из алюминиевого сплава. Запрещается установка огнепреградителей ОПЛ-500 в магистральные трубопроводы. Огнепреградители ОПЛ-500 изготавливаются условным диаметром Ду500.[26] Рис.36. Огнепреградители ОПЛ-500: 1-корпус, 2- огнепреграждающий элемент, 3-шпильки Таблица 14. Параметры оборудования 2.9.1 Устройства и технологии для размыва донных отложений В ряде случаев для размыва донных отложений используют специальные устройства типа «Тайфун» [27]. С ущность метода основана активном вращательном воздействии на нефть, что приводит жидкость в движение и размывает отложения с помощью специального устройства, включающего в себя пропеллер и асинхронный двигатель с автоматическим приводом, установленные на нижнем поясе резервуара. Также существуют специальные комбинированные методы, сущность которых заключается в одновременном проведении операций заполнения резервуара через систему размыва и откачки его через приемо-раздаточный патрубок В нашем случае ввиду конструктивных решений подобные устройства отсутствуют и применяться не могут. Опорожнение резервуара. Наиболее распространенным методом является перекачка из одного резервуара в другой при помощи насосов. В нашем случае откачка нефти из резервуара производится при помощи нефтезаборных стояков, размещенных Обозначение DN D н Н D D 1 d n Масса, кг ОП-500 500 858 317 644 600 22 16 87 рядом с резервуаром. Сущность метода основана на сообщающихся сосудах, при открытии необходимых задвижек нефть перетекает в стояк, затем открывая задвижку во второй резервуар, перепускаем в него нефть [27]. После удаления нефти необходимо дренировать воду из резервуара через сифонный кран в дренажные емкости. Перед дренированием необходимо осмотреть сифонный кран на наличие течи через сальниковые уплотнения, проверить работоспособность поворотного механизма. В процессе дренирования жидкости необходимо проверять уровень жидкости. Как только уровень опустится ниже нижней образующей люка-лаза, дренирование необходимо закончить. Зачистка внутренней поверхности резервуара от донных отложений. Технологический процесс очистки резервуаров включает в себяследующие операции - предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара; - откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой; - удаление механических примесей из резервуара и промывка внутренней поверхности резервуара; - контроль степени очистки внутренних поверхностей резервуара. Результаты зачистки заносятся в журнал. Предварительная дегазация. Процесс вентиляции резервуара состоит из двух основных этапов: 1) искусственная вентиляция; 2) естественная вентиляция. Искусственная вентиляция, в соответствии с [28], осуществляется с помощью вентиляторов, выполненных во взрывозащищенном исполнении, приводимых в действие электродвигателем, подключенным к резервуару через брезентовые воздуховоды. Скорость подачи воздуха в бак при наличии взрывоопасных концентраций в резервуаре должна быть не более 10 м / с, но не менее 2 м / с. После снижения в газовом пространстве концентрации паров ниже ПДК, скорость воздуха увеличивается, но не более 50 м/с. Выход паров нефти осуществляется по трубам, установленным на световых люках, трубы имеют высоту 2 метра. В ходе принудительной вентиляции не реже чем через 2 часа отбираются пробы концентрации паров нефти. При достижении в пробе концентрации паров нефти менее 2 г/м, подача воздуха в резервуар прекращается. Естественная вентиляция осуществляется только после того, концентрация паров нефти в резервуаре не превышает ПДВК (2 г/м). Естественная вентиляция заключается в естественном движении воздуха через открытые люки лазы и световые и замерные люки. Концентрация паров нефти на этом этапе контролируется каждый час, результаты заносятся в журнал ведения работ. Пропарка резервуара. Пропарка резервуара проводится с целью его дегазации водяным паром от стационарных котельных или от передвижных пароподающих установок (ППУ). Резервуары пропариваются при открытых верхних люках. Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается температура не ниже 78 ºС. Температура водяного пара, подаваемого в бак и на поверхности паропровода не должна превышать +120 ºС. После пропаривания, когда температура в баке достигает не более 300 ºС, проводится измерение загрязнения газа. При концентрации паров масла менее 2 г/м процесс дегазации останавливается паром. Если через 2 часа концентрация паров нефти в резервуаре ниже 2 г/м, процесс дегазации завершается. Пропаривание проводят не менее 24 часов и до тех пор, пока концентрация паров масла в резервуаре не станет ниже 2 г/м. При пропарке резервуара замеры концентрации паров нефти проводят в каре резервуаров каждый час. Выполнение подачи пара в резервуар и выход из него паров нефти недолжны приводить к превышению концентрации паров нефти над МПВХ на прилегающей территории-в котловане резервуаров РВС. Результаты измерений концентрации паров масла в случае пропаривания и вентиляции заносятся в журнал работ по очистке резервуара и в приложение к наряду-допуску [27]. В нашем конкретном случае пропарка осуществлялась при помощи ППУ в течение 72 часов. Очистка резервуара. Следует начать с того, что существует 3 метода очистки резервуара: 1) ручной; 2) механизированный; 3) химико-механизированный В состав ручного способа [29], входит промывка горячей водой из пожарных шлангов с последующей откачкой через насос. В механизированном способе промывка осуществляется с помощью моющих машин. А при химико-механизированном способе в состав воды входят специальные растворы моющих средств, способствующих улучшению очищения. В нашем конкретном случае очистка производилась ручным способом с откачкой промывочной воды с нефтешламом через шнековый насос в автоцистерны. Внутри РВС рабочий должен находиться в шланговом противогазе типаПШ-1, с принудительной подачей воздуха и надеть поверх спецодежды страховочный пояс с широкими крестообразными лямками и проверенной сигнально-спасательной веревкой. После завершения очистки дна удаляются шламы из линии размыв а донных отложений, обратного клапана. При высокой плотности отложений в труднодоступных местах допускается пропаривание острым паром от ППУ. Тонкий слой оставшихся отложений зачищается скребками и металлическими щетками из искробезопасных цветных металлов, содранные отложения также выгружаются в оборотную тару. Очищенные места сразу засыпаются сухим нефтеадсорбентом слоем 5-10 см, поглощающим остаточные загрязнения и газы. Нефтеадсорбент подается внутрь РВС через люк-лаз в мешках или носилках. |