Курсовой проект. Эксплуатация резервуарных парков нефтебаз
 Скачать 0.66 Mb.
|
Подбор и краткое описание оборудованияВ соответствии с РМГ 116-211 ГСИ «Резервуары магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение в условиях эксплуатации» в оборудование РВС входят: дыхательный клапан; предохранительный клапан; приемно-раздаточный патрубок; пеногенератор; компенсирующая система приемно-раздаточных патрубков; пробоотборник стационарный сниженный по ГОСТ 2517; система орошения резервуара; лестницы, площадки, переходы; кран сифонный; система размыва осадка; люки; уровнемер; приборы контроля, сигнализации, защиты; преобразователь гидростатического давления; многозондовый преобразователь температуры нефти; средства измерений температуры продукта в пристеночном слое. Приемо – раздаточное устройство Приемо – раздаточное устройство ПРУ монтируется в нижнем поясе резервуара. ПРУ предназначено для залива (слива) нефти нефтепродуктов в вертикальный резервуар РВС (из резервуара РВС) из приемо-раздаточного трубопровода. Согласно РМГ 116-211 ГСИ ПРУ рекомендуется устанавливать на вновь строящиеся резервуары взамен «хлопушки». ПРУ служит для уменьшения интенсивности накопления парафинистых отложений и образования донных отложений при закачке/откачке нефти (нефтепродуктов). Схема приемо-раздаточного устройства изображена на рисунке 2.  Рисунок 2 – Приемо-раздаточное устройство В соответствии с РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 (Таблица В.1) диаметр и количество приемо-раздаточных устройств для РВС-15000 – 600 мм (2 шт.). Следовательно данные резервуары учетом климатических условий и категории размещения будут оборудованы двумя ПРУ-600 У1. Дыхательная арматураДыхательная арматура (включающая в себя дыхательный и предохранительные клапаны, вентиляционные патрубки) должна быть установлена на стационарной крыше резервуара и должна обеспечивать проектные размеры внутреннего избыточного давления и вакуума или их отсутствие (для резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательную арматуру выполняют в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае – в виде вентиляционных патрубков. Число устанавливаемых на резервуаре дыхательных и предохранительных клапанов определяют по их суммарной пропускной способности в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций в соответствии с ГОСТ 31385-2016 по следующим формулам: - пропускная способность клапанов по внутреннему давлению Q, м3/ч  , (25)где М1 – максимальная производительность наполнения, в соответствии с РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 для РВС-15000  .- пропускная способность клапанов по вакууму Q, м3/ч:  , (26)где М2 – максимальная производительность опорожнения, в соответствии с РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 для РВС-15000 .Согласно РМГ 116—2011 ГСИ (Приложение Г) для РВС-15000 могут быть установлены три дыхательных клапана НДКМ-350 У1. Устройство НДКМ изображено на рисунке 3.  Рисунок 3 – Непримерзающий дыхательный клапан мембранный: 1 – корпус клапана; 2 – корпус нижний в сборе; 3 – мембрана нижняя в сборе; 4 – диафрагма верхняя, 5 – грибок, 6 – огневой предохранитель, 7 – кожух, 8 – крышка. Предохранительный клапан КПГ Клапан предохранительный гидравлический КПГ используется для защиты вертикальных резервуаров от разрушения при сверх допустимом повышении давления в резервуаре. Для того чтобы предохранительный клапан КПГ работал вместе с дыхательным клапаном, предохранительный клапан должен быть отрегулирован на повышенные величины (на 5–10%) внутреннего давления и вакуума. КПГ устанавливается на крыше вертикального резервуара на случай, если не сработает дыхательный клапан. КПГ изображен на рисунке 4. Клапан КПГ действует следующим образом: в том случае, если давление внутри резервуара устанавливается выше расчетного (для дыхательного клапана), пары нефтепродукта внутри клапана давят на поверхность масла. Масло залито в клапан, и постепенно, с повышением давления, вытесняют его за перегородку. Для создания более спокойного воздуха нижняя часть перегородки – зубчатая. Это способствует плавной работе клапана.  Рисунок 4 – Клапан предохранительный гидравлический 1 - корпус с присоединительным фланцем; 2 - чашка; 3 - обойма с патрубком; 4 - экран; 5 - огневой предохранитель; 6 - крышка; 7 - трубка слива (налива); 8, 9 - сливные отверстия; 10 - уплотнительная прокладка; 11 - переходный фланец. Согласно РМГ 116—2011 (Приложение Г) для РВС-15000 может быть установлен предохранительный клапан КПГ-350 У1 (3 шт.). Патрубок зачистки ПЗ Патрубки зачистки ПЗ являются составной частью вертикального резервуара и предназначены для зачистки днищ резервуаров для хранения обводненной нефти. По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды патрубки зачистки ПЗ изготавливаются в исполнении У и УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150–69. В соответствии РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 РВС-15000 должны быть оборудованы одним патрубком зачистки ПЗ-150 У1. Общий вид патрубка зачистки представлен на рисунке 5.  Рисунок 5 – Патрубок зачистки с отводом Кран сифонный Для слива подтоварной воды резервуары следует оснащать сифонными кранами, которые рекомендуется устанавливать на расстоянии не более 2 м от усиливающей накладки люка-лаза в первом поясе стенки. Сифонный кран может выпускаться с шаровым краном и с клиновой задвижкой. Согласно РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 РВС-15000 должны быть оборудованы двумя сифонными кранами КС-80 У1. Схема сифонного крана с шаровым краном изображена на рисунке 6.  Рисунок 6 – Кран сифонный: 1-переходник, 2-кран шаровой, 3, 6-фланец, 4-ручка, 5-грунд-букса, 7-горизонтальная труба, 8-кожух, 9-отвод. Противопожарное оборудованиеВысоконапорный пеногенератор ВПГ Генератор пены ГПСС, предназначен к применению в стационарных установках пенного пожаротушения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Входное отверстие пеногенератора ГПСС расположено на фланце, к которому присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения. Установка и крепление пеногенератора гпсс на резервуаре осуществляется с помощью монтажного фланца, на котором имеется выходное отверстие, закрываемое крышкой, которая установлена на шарнире. Схема ГПСС изображена на рисунке 7.  Рисунок 7 – ГПСС В корпусе 1 пеногенератора ГПСС расположены его составные части: распылитель и кассета. В нижней части корпуса 1 имеется воздухозаборное отверстие, закрытое защитной сеткой. С боковых сторон корпус 1 закрыт крышками, которые закреплены в транспортном положении винтами. Входное отверстие пеногенератора ГПСС расположено на фланце 3, к которому присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения 6. Установка и крепление пеногенератора на резервуаре осуществляется с помощью монтажного фланца 2, на котором имеется выходное отверстие, закрываемое крышкой 9, которая установлена на шарнире 10. Перед распылителем 8 расположена заслонка 11, являющаяся одним из плеч двуплечего рычага. Рычаг установлен в корпусе 1 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 14 установлена на упор 17, закрепленный в корпусе 1 болтом 18. Тяга 19 присоединена своими концами к крышке 9 и шпильке 20. Крышка 9 притянута к кромке выходного отверстия пеногенератора ГПСС 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 21, соответствующее необходимому усилию герметизации стыка крышки 9 и кромки выходного отверстия пеногенератора, фиксируется на шпильке 20 контргайкой 22. К шпильке и тяге 19 присоединен ограничитель 23 угла открывания крышки 9. Второй конец ограничителя 23 закреплен болтом к верхней части корпуса. Для предохранения рычажной системы пеногенератора от поломок вилка 14 закрепляется (только на период транспортирования) проволокой 24. ГПСС соответствует климатическому исполнению У категории размещения 1, условиям работы в атмосфере типа II ГОСТ 15150-69. Для резервуаров РВС-15000 выбираем четыре ГПСС-2000 У1. Система орошения РВС РВС помимо системы подслойного пожаротушения оборудуются внешней системой орошения. При тушении пожара в резервуаре совместно с системой подслойного пожаротушения применяют и стационарную установку охлаждения резервуара, которая предназначена для охлаждения как горящего резервуара так и соседних резервуаров находящихся с ним в группе. Стационарная система охлаждения резервуара состоит из горизонтального секционного кольца орошения (оросительного трубопровода с устройствами для распыления воды), размещаемого в верхнем поясе стенки резервуара, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов соединяющих секционное кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода. Кольца орошения резервуара разделяются на секции (полукольца, четверти), в зависимости от его расположения в группе резервуаров. Трубопровод кольца орошения оборудуется устройствами для распыления воды, фланцевыми соединениями с заглушкой для возможности периодической их промывки и продувки. Кольца орошения закрепляются на верхнем поясе стенки резервуара не более чем на 250 мм ниже ее верхнего торца. Согласно РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 РВС-15000 должны быть оборудованы системой орошения. Приборы контроля и сигнализацииПробоотборники Пробоотборники представляют собой целый ряд устройств для отбора проб, которые используются для взятия образцов нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов из наземных и подземных резервуаров, емкостей, сосудов, цистерн в целях определения их качества. Выбор типа зависит от метода отбора пробы и цели. Например, в процессе хранения жидкостей бывает необходимо взять образец с верхнего или нижнего слоев, или с нескольких слоев за один раз, или возникает потребность определить средние показатели хранимой жидкости или другой жидкости. Указатели уровня нефтепродукта Указатели уровня являются автоматическими устройствами (элементами системы измерения уровня) с местной и дистанционной передачей данных. В настоящее время в резервуарных парках применяются десятки устройств различных по принципу действия. Одним из основных является поплавковые указатели уровня типа УДУ (Указатель дистанционный уровня) или УГР (Указатель границы раздела). Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаровЛюк – лаз Люк-лаз предназначен для внутреннего осмотра, ремонта или зачистки вертикального стального резервуара. Люк-лаз изготавливается в 2-х исполнениях: круглый и овальный. Люк-лаз устанавливается на вертикальной стенке стального резервуара и приваривается к корпусу через усиливающую накладку. По требованию заказчика люк-лаз может комплектоваться поворотным устройством. Люк – лаз монтируется в первый пояс резервуара. Световой люк Люк световой ЛС предназначен для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопуши при обрыве рабочего троса. Люк световой ЛС устанавливается на крыше резервуара над хлопушой, монтируемой на приемно-раздаточном патрубке. Люк замерный Люк световой ЛС предназначен для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопуши при обрыве рабочего троса. Люк световой ЛС устанавливается на крыше резервуара над хлопушой, монтируемой на приемно-раздаточном патрубке. Лестница Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: спиральные и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60  , снабжены перилами высотой не менее 1. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой располагается замерный люк.Заключение В ходе данного курсового проекта был произведен расчет габаритных размеров резервуарного парка, толщины стенок данных резервуаров, проверка резервуаров на устойчивость. Также был осуществлен подбор оборудования, а также были выполнены чертежи технологической схемы и резервуара РВС-15000. Библиографический список ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия»; ГОСТ 27751-2014 «Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения»; ГОСТ 27772-2015 «Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия»; ГОСТ 9.602-2016 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000 – 50000 м3»; СП 43.13330.2012 «Сооружения промышленных предприятий»; СП 20.13330.2016 «Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85»; ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)» Правила технической эксплуатации нефтебаз (утв. Приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. №232); Вишневская Н.С. Резервуары и резервуарные парки. Практические занятия: метод. указания.–Ухта: УГТУ, 2014. –55с.; Коршак А.А. Нефтебазы и АЗС: учебное пособие. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 416 с. Шалай В.В. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и АЗС: учеб. пособие. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. – 296 с.; |