Каплевидные резервуары

 

                                                           Содержание.

Введение…………………………………………………………………..……….3

Глава 1

1.2 Классификация резервуаров…………………………………………..……...4

1.2 Типы резервуаров…………………………………………………….……….6

Глава 2

2.1 Общее оборудование  резервуаров………………………………….………..8

2.2 Оборудование каплевидных  резервуаров……………………………….…..9

Заключение………………………………………………………………………..18

Список использованной литературы……………………………………………19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                    Введение.

Резервуарами называются сосуды, предназначенные для приема, хранения, технологической обработки  и отпуска различных жидкостей: нефти, нефтепродуктов, сжиженных газов, воды, аммиака, спирта и др.

В зависимости от положения  в пространстве и геометрической формы стальные резервуары принято  разделять на следующие типы: вертикальные цилиндрические; горизонтальные цилиндрические, сферические и др.

По расположению относительно планировочного уровня строительной площадки резервуары делятся на: надземные, когда  днище резервуаров расположено  на опорах выше уровня основания - грунта (с зазорами); наземные, когда днище  резервуаров непосредственно опирается  на основание - грунт (без зазора); подземные, когда верхняя грань или верхняя  образующая резервуаров расположена  ниже планировочного уровня территории площадки.

 

Цель моей работы:

Рассмотреть общую классификацию  резервуаров.

Ознакомиться с резервуаром  каплевидной формы.

Задача:

Рассмотреть оборудование и  конструктивные элементы резервуара каплевидной  формы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                    Глава 1

 

1.1 Классификация резервуаров

Резервуары низкого давления служат для хранения воды, нефти  и нефтепродуктов. В зависимости  от положения в пространстве цилиндрические резервуары делят на :

- резервуары вертикальные 

- резервуары горизонтальные

Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них  хранятся нефтепродукты при малой  их оборачиваемости (10-12 раз в год). При большей оборачиваемости  нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном .

Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеняющихся  жидкостей (например, бензина) при объемах  до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей  — до 50000 м3.

Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Все резервуары нормального ряда (исключая в некоторых случаях резервуары объемом 50000 м3) строят индустриальным методом из рулонных заготовок. Резервуары объемом 50000 м3 сооружают как из рулонных заготовок, так и полистовым способом.

Проектирование резервуаров  объемом более 50000 м3 выполняют по индивидуальным техническим условиям. В зависимости от объема и места  расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса:

- класс I — особо опасные  резервуары: объемами 10000 м3 и более,  а также 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 до 10000 м3;

- класс III — опасные  резервуары: объемами от 100 до 5000 м3.

Крупные резервуары для хранения нефтепродуктов в районах с нормативным  весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно могут иметь плавающие крыши без стационарной крыши. Плавающие крыши могут быть следующих типов:

- однодечной конструкции (однодисковые) с герметичными коробами, расположенными по периметру;

- двудечной конструкции (двухдисковые), состоящей из герметичных коробов, образующих всю поверхность крыши;

- поплавкового типа.

Плавающие крыши двудечной конструкции характеризуются непотопляемостью и высокой жесткостью. Однако из-за большой металлоемкости и трудоемкости изготовления они применяются в единичных случаях.

Предлагается плавающая  крыша поплавкового типа из рулонных заготовок, в которой повышена плавучесть и жесткость центральной части настила по сравнению с однодечной крышей.

Резервуары с плавающей  крышей должны иметь верхнее кольцо жесткости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое  на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки.

Резервуары с плавающей  крышей должны иметь верхнее кольцо жесткости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки. Доступ на плавающую крышу должен обеспечиваться катучей лестницей. Плавающие крыши должны иметь опорные стойки высотой около 1800 мм для осмотра и ремонта крыши и днища, минимум один люк-лаз диаметром не менее 600 мм.

В северных снежных районах, а также в районах, где возможны пыльные бури, применяют резервуары со стационарной крышей и понтоном. Понтон состоит из понтонного кольца, обеспечивающего его плавучесть, и центральной части из плоских  стальных листов толщиной 4 мм. Понтонное  кольцо выполняется из замкнутых  коробов или открытых отсеков, разделенных  радиальными стенками. Между стенкой  резервуара и наружной стенкой понтонного кольца имеется зазор шириной 200…275 мм, который заполняется уплотняющим затвором. Возможны варианты понтонов по типу плавающих крыш.

Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением  до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получили резервуары для нефтепродуктов объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Горизонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположения.

 

1.2 Типы резервуаров

                                                     

По конструктивным особенностям резервуары подразделяются на следующие  типы:

 

- со стационарной крышей  без понтона (РВС);

 

- со стационарной крышей  и понтоном (РВСП);

 

- с плавающей крышей (РВСПК).

 

При наличии у резервуаров  указанных типов защитной стенки условное обозначение резервуаров, соответственно, принимается:

 

- РВС ЗС;

 

- РВСП ЗС;

 

- РВСПК ЗС.

 

Выбор типа резервуара осуществляется в зависимости от классификации  хранимой нефти или нефтепродукта  по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре  хранения:

а) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров свыше 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) до 93,3 кПа (700 мм рт. ст.) (нефть, бензины, авиакеросин, реактивное топливо) применяются:

- резервуары с плавающей  крышей;

- резервуары со стационарной  крышей и понтоном;

- резервуары со стационарной  крышей без понтона, оборудованные  газовой обвязкой (ГО) или установкой  улавливания легких фракций (УЛФ);

б) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров менее 26,6 кПа (200 мм рт. ст.), а также для ГЖ с температурой вспышки выше 61°С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются резервуары со стационарной крышей без понтона, ГО и УФЛ.

В зависимости от номинального объема, места расположения площадки строительства, прогнозируемой величины ущерба при возможной аварии, резервуары подразделяются на четыре уровня ответственности - класса опасности.

Минимальный класс опасности  определяется номинальным объемом  резервуара:

класс 1 - резервуары объемом  свыше 50000 м3;

класс 2 - резервуары объемом  от 10000 м3 до 50000 м3;

класс 3 - резервуары объемом  от 1000 м3 и менее 10000 м3;

класс 4 - резервуары объемом  менее 1000 м3.

                                                               

 

 

 

                                                               Глава 2                                           

2.1. Общее оборудование резервуаров.

Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуара (в зависимости  от конструкции, назначения, технологического процесса хранения продукта) в комплект оборудования должно входить:

- дыхательное оборудование;

- вентиляционное оборудование;

- оборудование для аварийной  вентиляции при взрыве и пожаре;

- заземление;

- молниезащита;

- защита электроустановок;

- система защиты инертным  газом;

- оборудование для охлаждения  резервуара при пожаре;

- оборудование для тушения  пожара в резервуаре;

- защита от выброса  горящей жидкости из резервуара;

- контрольно-измерительные  приборы.

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2. Оборудование каплевидных резервуаров:

- Клапан дыхательный с  огнепреградителем КДС- 1500/150  

- Клапан предохранительный  гидравлический КПГ- 150  

- Патрубки приёмо-раздаточные  ППР-150  

- Хлопушка ХП- 200  

- Механизм управления хлопушкой МУВ-250 (для ХП от 80мм -300мм)  

- Люк замерный ЛЗ- 150  

- Патрубок замерного люка ПЗЛ-150  

- Пробоотборник секционный ПСР-11 (либо ПСРП,ПСП)  

- Кран сифонный КС- 50  

- Люк световой ЛС400  

- Люк лаз ЛЛ- 600 (или люк лаз овальный ЛЛ 600х900)  

- Патрубки монтажные ПМ- 150  

- Генератор пены ГПСС 600  

- Уровнемер поплавковый УДУ-10

 

                                    

 

 

 

 

 

 

1.Клапан дыхательный с огнепреградителем КДС- 1500/150 :

1 - корпус, 2- тарелка вакуума, 3 - тарелка давления,  4 - переходник, 5-кассета огневого предохранителя, 6 - крышка, 7 - козырек.

Клапаны КДС устанавливаются  на монтажный патрубок крыши резервуара через присоединительный фланец переходника 4. Штампосварный корпус 1 дыхательного клапана КДС-1500/150 выполнен в виде четырехугольного бункера, на боковых поверхностях которого раскатаны седла для вакуумных затворов. Затвор вакуума состоит из тарелки вакуума 2, прикрывающей седло вакуума в корпусе, и фторопластового хлястика, который крепится к корпусу и ограничивает смещение тарелки относительно  седла. Герметичное соединение «затвор-седло» предотвращает поступление воздуха в резервуар. На верхней части корпуса раскатано седло давления, на которое устанавливается тарелка давления 3, предназначенная для выхода паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности тарелок и седел покрыты фторопластовой пленкой, препятствующей примерзанию сопрягающихся поверхностей. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку 6 и четыре козырька 7 для вакуумных затворов. По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются в исполнении У УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТу 15150-69.

 

 

2.Люк замерный ЛЗ- 150

Устройство и работа люка замерного ЛЗ-150.

Люки замерные ЛЗ-150 предназначены  для замера уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах нефтебаз и АЗС.

По устойчивости к воздействию  климатических факторов внешней  среды люки замерные соответствуют  исполнению У, категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Корпус служит для размещения на нем всех составных частей люка замерного.Рычаг с помощью оси образует с корпусом люка вращательную пару. Кроме того, рычаг посредине соединяется с помощью оси с крышкой, к которой прикреплена резиновая прокладка, и имеет на левом конце прорезь, через которую проходит болт откидной. Болт откидной образует с корпусом люка также вращательную пару. На конец болта откидного накручивается маховик, с помощью которого рычаг воздействует на крышку и прижимает ее через прокладку к корпусу, герметизируя внутреннюю полость резервуара от атмосферы. Для осуществления замера уровня и отбора проб нефтепродуктов необходимо открыть люк замерный ЛЗ-150. Для этого маховик откручивается, болт откидной с маховиком отводятся в одну сторону, а рычаг с крышкой - в другую.Люки замерные крепятся на крышке резервуара с помощью фланца через прокладку из маслобензостойкой резины.

 

 

 

 

 

 

3.Люк световой ЛС400

Люк световой ЛС-400 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его  проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке, а также  для подъема крышки хлопуши при обрыве рабочего троса.

Люк монтируется на крыше  резервуара над хлопушей, монтируемой на приемо-раздаточном патрубке.

Световые люки на стационарной и плавающей крыше должны устанавливаться  равномерно по периметру резервуара по ГОСТ Р 52910-2008.

По устойчивости к воздействию  климатических факторов внешней  среды люк световой изготавливается  в исполнении У и УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

 

 

4.Уровнемер поплавковый  УДУ-10

 

Стационарные поплавковые  уровнемеры с пружинным уравновешиванием типа УДУ-10 (далее уровнемеры) с местным  отсчетом показаний предназначены  для контроля уровня нефти и нефтепродуктов в различных резервуарах, емкостях и технологических аппаратах.

Уровнемер состоит из следующих  основных узлов:

- прибор показывающий;

- узел мерного шкива;

- отсчетное устройство;

- компенсатор;

- система гидрозатвора.

 

 

5.Кран сифонный КС- 50

Кран сифонный КС (далее  по тексту - кран) входит в состав оборудования вертикальных цилиндрических резервуаров  для хранения нефтепродуктов и предназначается  для забора и спуска отстоявшейся воды. Кран выпускается двух типоразмеров: с условным проходом 50 мм и с условным проходом 80 мм. Климатическое исполнение крана У, категория размещения 1 по ГОСТу 15150-69.

Устройство и принцип  работы:

Кран состоит из следующих  основных частей: крана шарового проходного, кожуха с защелкой, трубы горизонтальной, отвода, ручки, корпуса, втулки сальника и т. д. Горизонтальная труба в  сборе с втулкой сальника, корпусом сальника, фланцем и ручкой является затвором, который укрепляется на стенке резервуара через приваренный  к ней фланец. С наружной стороны  затвора крепится кран шаровый проходной, а с внутренней стороны - отвод. С помощью ручки горизонтальная труба вращается вместе с отводом и в соответствии с метками на втулке сальника занимает три положения: - рабочее - отвод обращен вниз: происходит сброс отстоявшейся под нефтепродуктами воды; - промывки - отвод обращен вверх: осуществляется сброс воды, находящейся в отводе; - нерабочее - отвод расположен горизонтально. В нерабочем состоянии затвор вместе с проходным краном закрывается кожухом и фиксируется защелкой.

 

6.Генератор пены ГПСС 600

Генератор пены средней кратности  стационарный (пеногенератор) ГПСС-600, предназначен к применению в стационарных установках пенного пожаротушения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами.

Устройство и работа пеногенератора ГПСС-600.

Входное отверстие генератора пены расположено на фланце, к которому присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения. Установка и крепление пеногенератора на резервуаре осуществляется с помощью монтажного фланца, на котором имеется выходное отверстие, закрываемое крышкой, которая установлена на шарнире.

Перед распылителем расположена  заслонка, являющаяся одним из плеч двухплечевого рычага, установленного в корпусе генератора на шарнире. Другой конец этого рычага соединен шарниром с вилкой. Кроме того, двухплечный рычаг канатом соединен с ручкой ручного привода. Своим свободным концом вилка установлена на упор, закрепленный в корпусе болтом.

Тяга присоединена своими концами к крышке и шпильке. Крышка притянута к кромке выходного  отверстия генератора тягой за счет усилия, создаваемого вращением гайки  по резьбе шпильки.

При этом гайка своей торцовой поверхностью упирается в вилку. Положение гайки, соответствующее  необходимому усилию, герметизации стыка  крышки и кромки выходного отверстия  пеногенератора ГПСС-600, фиксируется на шпильке контргайкой. У шпильки к тяги присоединен ограничитель угла открывания крышки. Второй конец ограничителя закреплен болтом. Для предохранения рычажной системы генератора пены от поломок вилка закрепляется (только на период транспортирования) проволокой.

Описание исходного положения  рычажной системы и крышки соответствует  дежурному режиму работы установленного на резервуаре пеногенератора. Для использования генератора пены средней кратности стационарного в рабочем режиме (при пожаротушении) раствор пенообразователя под давлением подается в генератор. Давлением струи из распылителя заслонка поворачивается вокруг оси шарнира и снимает вилку с упора. Под действием исходного натяжения тяги и поворота заслонки вилка поворачивается вокруг оси шарнира и выходит из зацепления с гайкой. При этом натяжение тяги исчезает и под давлением струи раствора пенообразователя крышка поворачивается вокруг оси шарнира на угол около 90° и открывает выходное отверстие пеногенератора.

Распылитель формирует струю  раствора пенообразователя в виде факела, падающего на поверхность кассеты. Сетчатая поверхность кассеты способствует образованию множества пузырьков  пены за счет инжекции воздуха через  заборное отверстие в нижней части  корпуса генератора пены ГПСС-600. Создаваемая  таким образом пена направляется в газовоздушное пространство резервуара для тушения пожара.

 

 

 

 

7. Пробоотборник секционный  ПСР-11

Пробоотборник ПСР предназначен для полуавтоматического отбора средних проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны. Пробоотборник  состоит из колонных трубок, соединенных  клапанными узлами. Клапанный узел представляет собой тройник, внутри которого расположен сильфон. Внутренние полости сильфонов сообщаются между  собой общей пневмолинией. В пробоотборных трубках находится столб нефтепродукта, состав которого идентичен столбу нефтепродукта в резервуаре. Этот столб представляет собой среднюю пробу нефтепродукта, хранящегося, в резервуаре.

При отборе пробы в пневмолинии при помощи насоса создается давление 0,2 МПа. Под этим давлением клапаны закрываются, и внутренняя полость пробоотборных труб изолируется от нефтепродукта, находящегося в резервуаре. Открытием крана проба из пробоотборных трубок сливается в сосуды.

После отбора пробы открытием  вентиля сбрасывается давление воздуха  в воздушной линии, и пробоотборник  снова подготовлен к отбору пробы.

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                          

 

 

 

 

                                                              Заключение.

В данной работе подробно описаны  резервуары с плавающей крышей и  их структура, а также были рассмотрены  оборудования предназначенные для данного класса резервуара. В процессе написания, я узнал много нового и познавательного, что будет способствовать для написания моей дипломной работы.

В процессе написания были успешно решены задачи поставленные в начале данной работы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. Захаров В.И., Лощинин А.Е., Рябухин В.И., Г.Д., Т.А. Мальцева, Зуев Л.И. Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода часть 1. Тюмень 2005г.

2.Коновалов Н.И., Мустафин Ф.М., Коробков Г.Е. , Ахияров Р.Ж. , Лукьянова И.Э. «Оборудование резервуара» Уфа 2005г.

3. http://www.gazovik-neft.ru

4. http://www.neft-rus.ru