УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
2.2. Оборудование резервуаров Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах, представлен в таблице 3.6. Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией. При капитальном ремонте – хлопуши исключаются, вместо них устанавливаются приемораз- даточные устройства – демонтируются трубные стационарные системы размыва с последующей установкой винтовых устройств 105 – при оборудовании резервуаров понтонами, плавающими крышами дыхательная арматура заменяется на вентиляционные патрубки – плавающие крыши и понтоны оборудуются опорными стойками регулируемой высоты с установкой на них дополнительных патрубков в эксплуатационном положении. Таблица 3.6 Оборудование и конструктивные элементы резервуаров Наличие в резервуаре Наименование оборудования РВС РВСП РВСПК ЖБК Дыхательный клапан + + Предохранительный клапан + + Вентиляционный патрубок + + Огневой предохранитель + + + + Приемораздаточное устройство + Приемораздаточный патрубок + + + Пеногенератор + + + - Система подслойного пенотушения + + + + Компрессирующая система приемораздаточных патрубков + + + + Пробоотборник + + + + Водоспуск с плавающей крыши + Система орошения резервуара + + + - Кран сифонный + + + Система размыва осадка + + + + Погружной насос (для откачки остатков нефти и подтоварной воды) + Люки + + + + Уровнемер + + + + Приборы контроля, сигнализации, защиты + + + + Примечание. * – Приемораздаточный патрубок с хлопушей на РВС следует заменить приемораздаточным устройством с поворотной заслонкой Дыхательная арматура должна включать дыхательный и предохранительный клапаны, вентиляционные патрубки. Суммарная пропускная способность дыхательных клапанов определяется в зависимости от максимальной подачи нефти при заполнении (или опорожнении) резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси. Суммарная предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не меньше, чем пропускная способность дыхательных клапанов. Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление и пониженный вакуум на 5 – 10 % по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравлический клапан должен быть залит незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. Дыхательные и предохранительные клапана типа НКДМ, КПГ, СМДК, КПР следует заменить на универсальные клапаны типа КДС. Замена предохранительных клапанов КПГ и КПР проводится только с одновременной заменой дыхательных клапанов. Универсальные клапаны КДС, КДС-2 работают как в режиме дыхательного, таки предохранительного клапана. Огневые предохранители (огнепреградители) устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 Св осенне-зимний период огневые предохранители необходимо демонтировать. Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяется в зависимости от конструкции крыши резервуара и давления насыщенных паров хранимой нефти – на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти ниже 26,6 кПа (200 мм. рт. ст) должны быть установлены дыхательные вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями – на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти свыше 26,6 кПа (200 мм рт. ст) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предохранителями. – на резервуарах с плавающей крышей (или понтоном) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями. Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляется согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны (по ГОСТ 16350). На приемораздаточном патрубке резервуаров должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар. Резервуар должен быть оборудован отсекающими коренными задвижками. Резервуар должен быть оборудован средствами отбора проб. Для отвода ливневых вод с плавающей крыши применяется водоспуск. Для предотвращения образования донных отложений и их размыва должна быть предусмотрена система размыва или другое специальное оборудование, имеющее необходимые разрешительные документы на их применение. В состав оборудования резервуара входят замерный, световой люки, люк-лаз и другие люки для установки оборудования (количество люков и их типы устанавливаются проектом. Резервуары оснащаются сигнализаторами аварийного максимального и минимального уровней нефти, и устройствами измерения уровня нефти. 107 2.3. Оборудование стальных резервуаров Для правильной и безопасной эксплуатации стальные наземные резервуары должны иметь следующее оборудование (рис. 3.1.) Верхний световой люк предназначен для проветривания вовремя ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащают дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборником типа ПСР. Указатели уровня. На рис. 3.2. представлена схема работы указателя уровня УДУ-5. Указатель уровня состоит из трех узлов – показывающего прибора с отсчитывающим механизмом, пружинным двигателем постоянного момента и механизма проверки зацепления мерной ленты, смонтированными в едином корпусе – гидрозатвора с угловыми роликами и защитными трубами – поплавка с направляющими тягами и натяжным устройством. Работает указатель следующим образом. Поплавок 10, подвешенный на перфорированной ленте 9, при своем движении скользит вдоль направляющих струн 8. Струны жестко закреплены на дне емкости и натянуты при помощи специальных устройств 7, установленных на крышке выходного патрубка. Рис. 3.1. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре На рис. 3.1. показаны а) для хранения маловязких нефтепродуктов 1 – верхний световой люк 2 – вентиляционный патрубок 3 – огневой предохранитель основной механический дыхательный клапан 5 – замерный люк 6 – уровнемер; 7 – нижний люк-лаз; 8 – водоспускной кран 9 – хлопушка 10 – грузовой патрубок II – перепускное устройство 12 – подъемник хлопушки 13 – предохранительный гидравлический дыхательный клапан б) для хранения высоковязких нефтепродуктов 1 – верхний световой люк 2 – вентиляционный патрубок 3 – замерный люк 4 – уровнемер; 5 – нижний люк-лаз; 6 – водоспускной кран 7 – шарнирная подъемная труба 8 – перепускное устройство 9 – грузовой патрубок. Рис. 3.2. Указатель уровня УДУ-5 Лента с роликами 6 проходит через гидрозатвор 5 и вступает в зацепление с мерным шкивом 4. Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного момента. Принцип его действия заключается в том, что стальная закаленная лента 1, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к барабану 2, другим свободно охватывает ось барабана 3, создавая постоянный момент в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится в верхнем положении, мерная лента смотана на барабана лента пружинного механизма на барабан 3. При понижении уровня жидкости вес поплавка преодолевает момент трения в системе и момент, создаваемый пружинным механизмом. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает барабан 2 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 3 на барабан 2, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой жидкости, пружинный механизм преодолевает момент трения в системе и сматывает освободившуюся мерную ленту на барабан 2 за счет энергии, накопленной при понижении уровня. На вертикальном наземном резервуаре (риса) показывающий прибор 2 указателя уровня (УДУ-5М, УДУ-5П, УДУ-5К) крепят к уголку 1, приваренному к резервуару. Защитные трубы 3 крепят хомутами к кронштейну. Вводной патрубок 5 вваривают в крышку люка, к ней же крепят натяжные устройства, а натяжные струны – к уголку на дне резервуара. На рис. 3.3, б) показан монтаж показывающего прибора и защитных труб на металлической конструкции 7. Кроме того, возможен вариант, когда вместо уголка 6 используют груз 8. На заглубленном резервуаре (рис. 3.3, в) показывающий прибор У.У (УДУ-5А, УДУ-5АП, УДУ-5АК) крепят к кронштейну 9. установленному на крышке люка. На резервуаре с плавающей крышей (рис. 3.3, г) показывающий прибор У.У (УДУ-5Б, УДУ-5БП, УДУ-5БК) устанавливают, также как и на вертикальном наземном резервуаре. В плавающую крышу вваривают люкс патрубком 12 . Натяжные устройства устанавливают на люке. Направляющие струны прикрепляют к уголку 13, приваренному к патрубку. Мерная лента проходит поплавку через алюминиевую втулку 10, вмонтированную в люк. На резервуаре с дышащей крышей (рис. 3.3, д) показывающий прибор У.У (УДУ-5Г, УДУ-5ГП, УДУ-5ГК) устанавливают на кронштейне 9. Мерная лента в защитной трубе 3 проходит внутрь резервуара. К верхнему угловому ролику 14 прикрепляют кронштейн 15, на котором устанавливают натяжные устройства. На резервуаре рисе, рассчитанному на давление до 3000 мм вод. ст, при монтаже прибораУ.У (УДУ-5Д, УДУ-5ДП, УДУ-5ДК) устанавливают увеличенный гидрозатвор. При ремонте на резервуаре газовое пространство резервуара перекрывается специальной задвижкой 16, установленной на вводном патрубке 5. В указателе положения плавающей крыши (УДУ-5В, УДУ-5ВП, УДУ-5ВК) (рис. 3.3, ж, мерную ленту прикрепляют непосредственно к плавающей крыше. Натяжного устройства нет. Плавающая крыша – поплавок Рис. 3.3. Установки указателей уровня на резервуарах различных типов Разработаны различные модификации УДУ: – для вертикальных наземных резервуаров УДУ-5М, – для заглубленных резервуаров УДУ-5А, – для резервуаров с плавающей крышей УДУ-5Б, – для резервуаров высокого давления (до 0,03 МПа) УДУ-5Д. В настоящее время промышленность выпускает уровнемеры УДУ-10 нескольких модификаций, позволяющие вести оперативный контроль и товарные операции по отпуску и приему нефтепродуктов в резервуары различных конструкций. Принцип работы уровнемера УДУ-10 такой же, как у УДУ-5. В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоединения к ним потенциометрических и кодоимпульсных датчиков для передачи показаний в диспетчерский пункт. Рис. 3.4. Пробоотборник типа ПСР Пробоотборник типа ПСР позволяет автоматически отбирать из резервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это достигается путем выделения в резервуаре столбика нефтепродукта по всей высоте налива. Пробоотборник ПСР-4 (рис. 3.4) состоит из трех основных узлов верхнего люка 3, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы 6. Пробоотборная колонна состоит из концевой трубы 2 с одним клапаном и двух клапанных секций 1, соединенных между собой фланцами 4. Воздушные полости клапанных секций связаны между собой и насосом панели управления воздушной трубой 5. Для получения пробыв воздушной трубе 5 пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые клапаны открываются и нефтепродукт начинает поступать в пробоотборную колонну. После заполнения и смешения нефтепродукта в пробоотборной колонне давление в системе при помощи спускного клапана понижают до нуля, закрывая клапан и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба поступает в специальную пробоот- борную посуду. После взятия пробы давление в воздушной системе снижается, и клапаны открываются, подготавливая пробоотборник к следующему отбору проб. Наряду с пробоотборником ПСР-4, предназначенным для отбора средних проб нефтепродуктов с вязкостью до 1200 мс при 50 Сиз наземных вертикальных резервуаров на нефтебазах применяют ПСР-5 – для отбора средних проб маловязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров, ПСР-6 – для отбора средних проб вязких нефтепродуктов из заглубленных резервуаров и ПСР-7 – для отбора средних проб нефтепродуктов из резервуаров с понтонами. Принцип работы ПСР всех типов одинаков. Они различаются только конструкциями. Пеногенератор представляет собой генератор высоко-кратной пены (ГВП) в комплекте с пенокамерой. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя. При этом образующаяся высокократная воздушная механическая пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуаров, в которых хранятся горючие нефтепродукты, а также на резервуарах с понтонами, для постоянного сообщения газового пространства с атмосферой. Во избежание попадания посторонних предметов и искр внутрь резервуара поперечное сечение вентиляционных патрубков затягивают медной сеткой. Диаметр вентиляционного патрубка обычно принимают равным диаметру приемораздаточного трубопровода. В этом случае дыхательную арматуру на резервуарах не устанавливают. Люк-лаз, помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм расстояние от оси люка до днища, предназначен для доступа внутрь резервуара при ремонте и очистке от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при проведении огневых работа потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люка-лаза 500 мм. Подъемную трубу устанавливают на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних, наиболее чистых слоев, где он имеет наибольшую температуру. Подъем трубы осуществляется специальной лебедкой или за счет выталкивающей силы поплавка, устанавливаемого на ее конце и поддерживающего постоянное расстояние между входным сечением трубы и уровнем нефтепродукта. Поднимать трубу можно до определенной высоты, в пределах которой она может опускаться под собственным весом. При углах подъема больше 70 – о возможно заклинивание поворотного шарнира, поэтому длина подъемной трубы l t принимается равной l t = L – і / sin о, (3.1.) где L – высота резервуара h i – расстояние от дна резервуара до поворотного шарнира трубы. Для уменьшения входной скорости нефтепродукта конец подъемной трубы срезается под углом 30 о Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды рис. 3.5). Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненной нефти. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке, нормальная высота которой 3 – 5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха. Рис. 3.5. Водоспускное устройство 1 – защитный чехол 2 – сальниковое уплотнение 3 – патрубок 4 – защитная диафрагма поворотная ручка 6 – пробковый кран. Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемораздаточных трубопроводов и задвижек. На рис. 3.6 показана управляемая хлопушка, которую обычно устанавливают на приемной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемораздаточные трубы, тона нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление дои после хлопушки. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используют хлопушки с управлением, встроенным в приемораздаточный патрубок. Рис 3.6. Хлопушка 1 – стопор хлопушки 2 – втулка сальника 3 – сальниковая набивка 4 – корпус сальника вал подъемника 6 – барабан 7 – трос подъемника 8 – запасной трос к крышке светового люка 9 – хлопушка 10 – перепускное устройство 11 – штурвал. Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия их основан на том, что пламя или искра неспособны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. На рис. 3.7 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов. Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением и наиболее устойчивы против обледенения. Сопротивление огневых предохранителей определяют по заводским характеристикам. Рис. 3.7. Огневой предохранитель 1 – фланец 2 – прижимной болт 3 – корпус 4 – крепежный болт 5 – кассета 6 – кожух уплотняющая прокладка Предохранительные клапаны резервуаров. На случай выхода из строя дыхательного клапана или нарушения технологического режима во избежание разрушения резервуара от повышения давления или вакуума на каждом резервуаре обязательно устанавливают специальный предохранительный клапан, дублирующий работу дыхательного клапана. Рис. 3.8. Схема работы предохранительного гидравлического клапана а – при избыточном давлении в резервуаре б – при вакуумном давлении в резервуаре в – при давлении в резервуаре, равном атмосферному. Расчет гидравлического клапана (рис. 3.8) ведется на основе следующих положений 1. При работе на избыточное давление клапан должен создать гидравлический затвор высотой h a = p u / pg, а при работе на вакуум – затвор высотой h B = p h / pg. 2. Площади поперечных сечений газоходов, заполненных жидкостью (F 1 и F 2 ), должны быть больше площади поперечного сечения штуцера f. Это требование объясняется необходимостью предотвращения уноса жидкости из клапана при прохождении газов через гидравлический затвор. Глубину погружения внутреннего цилиндра h i находят из условия, что объем жидкости в неработающем клапане над его нижним срезом должен создать гидравлические затворы на избыточное давление И и на вакуум В = ИВ+ И (3.2) При высоких скоростях газов в кольцевых газоходах клапана жидкость уносится в виде капель, захватываемых газами, вследствие чего клапан начинает работать при пониженных h B и И. Для предупреждения этого в верхней части корпуса клапана ставят каплеуловитель. Устройство и принцип действия предохранительных клапанов |