Ответы к экзамену Ульшиной. Компоненты нефти и нефтепродуктов
 Скачать 1.43 Mb.
|
Трансмиссионное маслоСистемы смазки трансмиссийПередача крутящего момента от двигателя к исполнительному механизму осуществляется с помощью специальных устройств. Для этого между приводом и исполнительным механизмом устанавливают шестереночные и червячные передачи разнообразных типов и размеров. Трансмиссии транспортных машин делят на механические и гидравлические. Механические обычно состоят из сцепления, коробки передач и ведущего моста. На автомобилях повышенной проходимости – с двумя и более ведущими мостами – в трансмиссию включают раздаточные коробки и коробки отбора мощности. Все агрегаты трансмиссии, за исключением фрикционного сцепления, смазываются маслом. Гидравлические трансмиссии по принципу работы различают гидродинамические и гидростатические (гидрообъёмные). Гидродинамические трансмиссии состоят из гидромуфты или гидротрансформатора и гидромеханической коробки передач, а так же системы автоматического регулирования. Гидрообъёмная передача включает насос и гидромотор. Гидравлические трансмиссии отличаются некоторыми особенностями работы: энергия от ведущего вала к ведомому передаётся при помощи жидкости. Требования к качеству маселУсловия работы масел в агрегатах трансмиссии определяются тремя факторами: температурой, скоростью вращения валов и шестерен и удельным давлением в зоне контакта зубьев шестерен. Эксплуатационные свойстваСмазочные свойства. Из-за больших нагрузок, характерных для современных трансмиссий, они работают в режимах либо эластогидродинамической, либо граничной смазки. Граничный режим смазки также имеет место во всех зубчатых передачах при их пуске и остановке независимо от режима смазки при установившемся движении. Он сопровождается повышенным износом поверхностей трения. Основными видами разрушения являются: нормальный износ или истирание, заедание или задир и питтинг. Снизить износ и заедание можно подбором масла соответствующей вязкости. При этом известно, чем выше вязкость, тем менее вероятна повреждаемость трущихся поверхностей и выше несущая способность масляного слоя. Однако повышение вязкости масел ухудшает вязкостно-температурные свойства и увеличивает потери на трение. Поэтому возможность улучшения смазывающих свойств масел за счет увеличения его вязкости ограничена. В этом случае вводят высокоэффективные противоизносные и противозадирные присадки. Противопиттинговые свойства также можно увеличить, варьируя вязкостью масла и вводя противоизносные присадки. Вязкостно-температурные свойства. От вязкости зависят потери мощности на трение, способность масла удерживаться в узле трения и т.д. ВТС масла определяют при прочих равных условиях уровень смазочного действия. Температурный режим работы масла в трансмиссии определяется следующими температурами: - минимальной, в начале работы передачи после длительного перерыва и равной самой низкой температуре окружающего воздуха; - максимальной, устанавливающейся при экстремальных для данной передачи условиях работы; - средне-эксплуатационной, характеризующей наиболее вероятное значение температуры во время работы масла за весь период эксплуатации. Минимальная температура может достигать: -600 С в полярной зоне; -400 С в умеренной зоне; -100 С в жаркой зоне. Каждой из приведённых температур соответствует своя вязкость. При высокой вязкости масла потери энергии на внутреннее трение масла преобладают в сумме общих потерь, причём основная доля приходится на потери в главной передаче. Вязкость масла при минимальной температуре не должна превышать величину, при которой невозможно начать движение без предварительного разогрева масла в узлах и агрегатах трансмиссии. Так, минимальная допустимая вязкость должна обеспечить работу агрегатов без повышенных утечек. Современные уплотнительные устройства позволяют удерживать масло в узлах и агрегатах трансмиссий при вязкости 25...30 мм2/с, а в ряде случаев даже до 10...15 мм2/с. Вязкость масла при средне-эксплуатационной температуре не должна превышать величину, при которой потери энергии на внутреннее трение заметно снижают КПД трансмиссии. В общем случае масла с пологой вязкостно-температурной характеристикой обеспечивают надёжную эксплуатацию техники при низких температурах окружающего воздуха. Антиокислительные, противокоррозионные и защитные свойства. Трансмиссионное масло в процессе работы окисляется. Скорость и глубина окисления зависят от: - продолжительности работы; - температуры масла; - каталитической активности металла; - концентрации кислорода; - промоторов окисления. К последним относятся некоторые из присутствующих в масле присадок, в частности противозадирные. Окисление масла оказывает отрицательное влияние не только на срабатывание присадок. В процессе окисления ухудшаются вязкостно-температурные свойства масел, происходит накопление кислых продуктов, способствующих повышению коррозии. Последняя резко возрастает с повышением температуры, но не бесконечно: при температуре около 1700 С коррозионность масла ослабевает, что видимо связано с увеличением содержания в масле смол. Смолистые вещества отлагаются на металлических поверхностях, образуя лакообразные плёнки, которые препятствуют контакту металла с коррозионно-агрессивной средой. Снижение коррозионной агрессивности достигается либо за счёт изменения содержания в масле присадок разного функционального назначения, либо за счёт добавления деактиватора или пассиватора металла. Наиболее высокими антикоррозионными свойствами из трансмиссионных масел обладают масла ТСп-15к и ТСз-9гип. Повышение коррозионной агрессивности масел и особенно «ржавление» различных узлов и агрегатов возможно при обводнении смазочного материала. В зависимости от условий эксплуатации содержание воды в масле колеблется от десятых долей до нескольких процентов, иногда достигая 5...8 %. В воде содержится некоторое количество неорганических солей и коррозионно-агрессивных компонентов, попадающих извне, или образующихся в процессе старения масла. Это создает благоприятные условия для электрохимической коррозии, которая увеличивается при хранении. Для устранения коррозии в период остановки машины в масло вводят защитные присадки. Сочетанием в масле функциональных и защитных присадок получают рабоче-консервационные трансмиссионные масла, которые имеют определенный уровень эксплуатационных свойств и одновременно обладают защитной способностью, особенно проявляющейся в период хранения. К числу таких трансмиссионных масел относится универсальное масло ТМ5-12РК. Ассортимент трансмиссионных маселКлассификация отечественных трансмиссионных масел по ГОСТ 17479.2-85 «Обозначение нефтепродуктов. Масла трансмиссионные». Схема маркировки трансмиссионных масел представлена на рисунке .  Рисунок – Схема маркировки трансмиссионных масел по ГОСТ 17479.2–85 Пояснение к рисунку : 1 – назначение (ТМ – трансмиссионное масло); 2 – эксплуатационная группа 3 – класс вязкости (средняя кинематическая вязкость в сантистоксах (сСт) при 100°С); 4 – дополнительные индексы (з – содержит загущающую (вязкостную) присадку, рк – рабоче-консервационные масла). Таблица - Классификация трансмиссионных масел по эксплуатационным группам
Кроме того, трансмиссионные масла делятся на четыре класса (табл. 15) в зависимости от вязкости, эксплуатационных свойств и климатических условий применения. Класс заносится через тире, например, ТМ-5-18. Например: масло, маркируемое ТМ-3-9, означает – трансмиссионное масло для смазывания тяжелонагруженных трансмиссий, работающих при контактных напряжениях более 2000 МПа и температуре масла в объёме выше 1200 С для транспортных средств работающих на севере. В последние годы используются универсальные масла, предназначенные для работы одновременно в напряжённых гипоидных передачах ведущих мостов легковых и грузовых автомобилей, в коробках передач и в червячных передачах рулевых механизмов, например, ТАД-17И (по современной маркировке соответствует ТМ-5-18). 18.Определение вместимости резервуарных парков. Расчет производится по [4]. Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы — объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов. Резервуары - наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно. Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта. Таблица 2 - Объемы месячного поступления и реализации нефтепродуктов на нефтебазах ( % от годового грузооборота) 1. Проектный объем резервуарного парка (Vp) в % от годового грузооборота нефтебазы определяется по формуле:   где ΔVmax и ΔVmin – максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц.  Определим долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка в соответствии с его процентным содержанием в годовом грузообороте. 2. Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы для Аи-92:   где ПРGн/б - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы; Gн/пр - годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год; Gн/б -годовой грузооборот нефтебазы, т/год. Аналогично для остальных нефтепродуктов. 3. Находим массу хранимого нефтепродукта для Аи-92:   где Мн/п - масса хранимого на нефтебазе продукта, т; Мр - суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т. Аналогично для остальных нефтепродуктов. 4. Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе для Аи-92:   гдеVн/п - объем хранимого нефтепродукта, м3; рн/п- плотность нефтепродукта при 20°С ,т/м3. 19. Классификация резервуаров по назначению, по материалу, по генеральному конструктивному решению, по расположению относительно планировочной высоты Для хранения нефти и нефтепродуктов применяются резервуары металлические, железобетонные, из синтетических материалов. Наиболее распространены стальные резервуары. В соответствии с требованиями документа [1] применяются следующие типы стальных резервуаров: • вертикальные цилиндрические со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м3 (при хранении ЛВЖ) и до 50000 м3 (при хранении ГЖ); • вертикальные цилиндрические со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м3; • вертикальные цилиндрические с плавающей крышей вместимостью до 120000 м3 Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в табл. 1. Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов, как правило, размером 1,5х3 м или 1,5х6 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм. Верхний, сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара, Для хранения относительно небольших количеств нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м3. Кроме стальных резервуаров в ряде случаев применяются также железобетонные. В зависимости от назначения резервуары подразделяются на группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120 °С. Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Таблица 1 Геометрические характеристики резервуаров типа РВС
Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом, когда наивысший уровень хранимой в нем жидкости находится не менее чем на 0,2 м ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уров не или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания давления внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, приемно-отпускными устройствами, а при необходимости, особенно при хранении нефти и темных нефтепродуктов, системами размыва донных отложений. Вентиляционные патрубки на резервуарах для нефтепродуктов с температурой вспышки менее 120°С оборудуются огневыми преградителями. Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира. Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси меха низма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша. Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой. На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры раз мещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу. Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения по терь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопро водов, соединяющих через огнепреградители паровоздушные про странства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров. Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущих к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150-300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории [1] (табл. 2). Таблица 2. Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов
Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе определяются по документу [1] и представлены в табл. 3. Таблица 3. Основные характеристики групп резервуаров
В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м3 и более оборудуются системами автоматического пожаротушения. На складах категории Illa при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование. Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м3 и более. В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворопроводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов. Принципиальные схемы защиты резервуаров и оборудования представлены на рис. 1-10 Резервуары со стационарной крышей без понтона защищаются стационарными и передвижными установками пожаротушения: • с подачей пены средней кратности на поверхность топлива; • подачей низкократной пены сверху; • подачей низкократной пены в нижнюю часть резервуара, как непосредственно в нефтепродукт (подслойный способ), так и через эластичный рукав с выходом на поверхность горючего. Резервуары с понтоном и стационарной крышей защищаются стационарными и передвижными установками: • с подачей пены средней кратности в зазор и на поверхность понтона; • подачей низкократной пены только сверху; • подачей низкократной пены одновременно сверху и в слой горючего. Резервуары с плавающей крышей защищаются стационарными и передвижными установками: • с подачей пены средней кратности в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши, • подачей низкократной пены одновременно сверху в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши и в слой горючего; • подачей хладона (газа), расположенного в емкостях на плавающей крыше в кольцевой зазор и подачей низкократной пленкообразующей пены в слой горючего. Тип и число пеногенераторов, устанавливаемых на резервуарах, зависят от способа подачи огнетушащего средства, типа горючей жидкости, конструкции и объема резервуара. При расчете количества подаваемого раствора пенообразователя ширина кольцевого зазора должна приниматься равной расстоянию от стенки резервуара до кольцевого барьера, предназначенного для удержания пены (рекомендуется принимать равной 2,5 м). 20. Классификация резервуаров по технологическому режиму эксплуатации. Классы опасности стальных резервуаров. 2.1.1. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт (приложение 2) и быть оснащен полным комплектом исправного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам. На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар. 2.1.2. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота. Базовую высоту проверяют: - ежегодно в летнее время; - после зачистки резервуара; - после капитального ремонта. К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают: - номер резервуара; - значение базовой высоты; - номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки; - сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке; - надпись «с понтоном» (при наличии понтона); - оттиск поверительного клейма. 2.1.3. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой периодической поверки резервуара. 2.1.4. Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагается: - градуировочная таблица; - протокол калибровки; - эскиз резервуара; - журнал обработки результатов измерений при калибровке. 2.1.5. Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель государственной метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица. 2.1.6 Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов. 2.1.7. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м3: - со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа; - со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа; Правила технической эксплуатации резервуаров - с понтоном и плавающей крышей (без давления); - резервуары с защитной (двойной) стенкой; - резервуары с двойной стенкой; - резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 200 м3. 2.1.8. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР 50.2.009-94 ГСП. «Порядок проведения испытаний и утверждение типа средств измерений». 2.1.9. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса: Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более; резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки. Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 м3 до 10000 м3. Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 м3 до 5000 м3. 2.1.10. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ 17032-71. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости, например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей. 2.1.11. Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84* и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении. 2.1.12. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения: - порядковый номер резервуара (на уровне третьего пояса); - значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка); - положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана); - значение базовой высоты (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка); - при наличии понтона надпись «С понтоном». Допускается не наносить на резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения. 2.1.13. Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами. 2.1.14. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно. В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара. 2.1.15. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней. 2.1.16. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума. Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов.__ езервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС применяются для хранения воды, нефти, темных и светлых нефтепродуктов, химикатов или других жидкостей. Производятся вертикальные стальные резервуары для различных отраслей народного хозяйства исключительно по индивидуальным проектам. Все технические решения, принимаемые на стадии проектирования вертикальных резервуаров, соответствуют всем требованиям противопожарных, экологических и прочих норм, действующих на территории России. Поставка вертикальных стальных резервуаров, в зависимости от объема и конструктивного исполнения, происходит в одном или более рулонах, а так же в полистовом исполнении. Резервуары нефти, резервуары для нефтепродуктов, резервуары для воды, пожарные резервуары и т.д. комплектуются всеми типовыми конструктивными элементами, т.е. лестницами, площадками обслуживания, люками, патрубками и иным технологическим оборудованием. Наше предприятие имеет возможность производства, поставки и монтажа резервуаров вертикальных стальных РВС для различных климатических условий, в том числе и для северных районов, которые оборудуются теплоизоляцией, подогревателями и другим необходимым оборудованием. В зависимости от объема и места размещения вертикальных стальных резервуаров они подразделяются на три класса. Класс I - особо опасные резервуары - объемом 10000 м3 и более; - объемом 5000 м3 и более, расположенные по берегам рек или крупных водоемов, а так же в черте городской застройки. Класс II –резервуары повышенной опасности - объемом от 5000 м3 до 10000 м3. Класс III –опасные резервуары - объемом от 100 м3 до 5000 м3. Класс опасности резервуаров учитывается при проектировании спец. требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации монтажного комплекта (КМ) и при расчете коэффициентом надежности по назначению. Правила устройства стальных цилиндрических вертикальных резервуаров для нефтепродуктов и нефти разработаны в соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ от 21.07.97 "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации № 841 от 03.12.01, Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих свою деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России № 61-А от 18.10.02, зарегистрированным Минюстом России рег. № 3968 28.11.02 г., и предназначены для применения всеми организациями независимо от их форм собственности и организационно-правовых форм, осуществляющими деятельность в области промышленной безопасности. 21. Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефтепродукта: дыхательная арматура, приемо-раздаточные патрубки, сифонный кран. Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти К этой группе оборудования относятся: - дыхательная арматура; - приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой; - средства защиты от внутренней коррозии; - оборудование для подогрева нефти. Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны. Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны. Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются. Приемо-раздаточные патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти. В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара. 22. Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров: люки-лазы, люки замерные и световые, лестницы. Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров Для указанных целей используется следующее оборудование: - люк-лаз; - люк замерный; - люк световой; - лестница. Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке. Люк замерный 5 служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке. Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара. Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60", снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк. Противопожарное оборудование Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения. В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения. В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногене-раторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров. В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены. Приборы контроля и сигнализации 23. Противопожарное оборудование: огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения. Методы и способы тушения горящего в резервуарах нефтепродукта. Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются: - местные и дистанционные измерители уровня нефти; - сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти; - дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре; - местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева); - сниженный пробоотборник и др. Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня. Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка. Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ 6, принцип работы которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем. Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стационарные пробоотборникитипа ПСР или типа «перфорированная труба». Особенности оборудования резервуаров с плавающими крышами Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются непосредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи, с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей образуется газовое пространство. При последующем заполнении резервуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши производят организованно - через дыхательные клапаны. Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница снаправляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз. Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализацию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей крыше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дренажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта система является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года. Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность плавающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам). В центральной части плавающей крыши установлен дополнительный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально противоположно. 24. Определение толщины стенки резервуара. При изготовлении сферического резервуара применяют сталь 15ХСНД: Её предел прочности sв=520мПа, предел тякучести sт=350 мПа. Допустимое напряжение можно определить: [s]р= sт/n , где n-коэффициент запаса=1,5 [s]р=350/1,5=233,3 мПа Толщина стенки сферического резервуара определяется по формуле: S0 = PR0/2s , где P- давление жидкости в резервуаре=1,98 мПа R0- радиус сферы=6м s- напряжение в стенке резервуара, мПа Из условия sЈ[s]р примем что s= [s]р=233,3 мПа Подставив исходные данные P,R0,s в формулу получим: S0 =1,98ґ6ґ103/233,3=23,5 (мм) Примем толщину стенки S0=24мм 25. Железнодорожный транспорт нефтепродуктов, преимущества и недостатки. |