Заполнение резервуаров нефтью и нефтепродуктами должно проводиться. Правила заполнения и опорожнения рвспк
Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах
параметров, установленных технологической картой.
Заполнение резервуара делится на 2 периода.
Первый период - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши. В этот период плавающая крыша находится на опорах. Газовоздушная смесь из-под плавающей крыши через предохранительный клапан вытесняется в атмосферу. При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке до всплытия плавающей крыши не должна превышать 1,2 м/с [Правила технической эксплуатации резервуаров, магистральных нефтепроводов и нефтебаз], что соответствует расходу 1300 м3/час в одном патрубке Ду 700 мм. В момент всплытия плавающей крыши оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление нефти.
Второй период - от уровня всплытия плавающей крыши до верхнего максимального допустимого уровня. Скорость подъема крыши проектная не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м3/час. Так же при расходе не более 11569 м3/час скорость нефти в приемо-раздаточном патрубке при заполнении после затопления струи не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.
Опорожнение резервуара делится также на 2 периода.
Первый период - от начала опорожнения до посадки крыши на опоры -стойки. Опорожнение по проекту может производиться со скоростью опускания плавающей крыши не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м3/час. Так же при расходе не более 11569 м3/час скорость нефти в приемораздаточном патрубке при опорожнении не превышает максимально допусти-мую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.
Второй период - от посадки плавающей крыши на опорные стойки до минимального остатка. В этот период скорость уменьшения уровня нефти в резеруаре не должна превышать 1,2 м/час, что соответствует расходу 1300 м3/час. Во время раскачки резервуара до минимально допустимого остатка оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление воздуха через предохранительный клапан в пространство под плавающей крышей. В этот период, по мере снижения уровня нефти, под крышу через патрубок предохранительного клапана засасывается воздух. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать пропускной способности предохранительного клапана. В случае засорения или закупоривания патрубка предохранительного клапана под плавающей крышей может образоваться вакуум, способный смять днище плавающей крыши или разрушить опорные стойки. Поэтому перед откачкой убедиться в исправности их (провести ревизию).
Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствует второй
период заполнения и первый период опорожнения.
При нормальном режиме эксплуатации нормативный нижний уровень нефти в резервуаре назначается согласно технологической карты и поэтому первый период заполнения и второй период опорожнения имеют место лишь при пуске в эксплуатацию и выводе резервуара в ремонт.
Перед каждым заполнением и опорожнением резервуара обслуживающий
персонал должен:
– визуально проверить состояние плавающей крыши (отсутствие нефти на
поверхности плавающей крыши, горизонтальность плавающей крыши);
– убедиться в закрытии крышек всех люков и сифонных кранов.
– в зимний период при опорожнении резервуара проверять свободный ход медных кабелей отвода статического электричества с крыши резервуара.
Каждый раз в начале заполнения и опорожнения в течение 5-10 минут после открытия задвижки необходимо убедиться в том, что крыша плавно тронулась с места и движется вместе с уровнем нефти. О плавности хода крыши свидетельствует плавное движение указателя уровня.
В случае отсутствия признаков движения крыши или обнаружения толчков необходимо немедленно переключиться на другой резервуар и закрыть задвижку на этом резервуаре.
Техническая документация на резервуары
Комплект технической документации должен включать:
документацию на изготовление и монтаж резервуара;
эксплуатационную документацию;
ремонтную документацию.
Документация на изготовление и монтаж резервуара
5.2. Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, должна содержать:
а) рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;
6) заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции (приложение 2);
в) документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже; согласованные отступления от проекта должны быть нанесены монтажной организацией на чертежи КМД, предъявляемые при сдаче работ;
г) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и др.)-приложение 3.
Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;
д) документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;
е) данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций;
ж) журналы работ (журналы промежуточной приемки монтажных работ, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску и др.) - приложение 4.
Журналы работ составляются отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя, а при монтаже - линейным инженерно-техническим персоналом;
з) акты испытаний, отражающие: результат проверки герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75; результаты испытания резервуара на прочность наливом воды до высоты, предусмотренной проектом;
и) документы о контроле качества сварных соединений, предусмотренном СНиП III-18-75;
к) описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им номеров или знаков;
л) заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;
м) акты приемки смонтированного оборудования;
н) схема и акт испытания заземления резервуара;
о) схема нивелирования основания резервуара;
п) акты на окраску, выполненную при монтаже;
р) акт приемки наружных усиливающих конструкций;
с) акт приемки резервуара в эксплуатацию (приложение 5).
5.3. На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт.
Эксплуатационная документация
5.4. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть:
а) технический паспорт в соответствии со СНиП III-18-75;
в) журнал текущего обслуживания;
г) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;
д) схема нивелирования основания;
е) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;
ж) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;
з) технологические карты на замену оборудования резервуаров.
5.5. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.
Ремонтная документация
5.6. Резервуар после ремонтных работ принимают на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте.
В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:
а) дефектная ведомость (при нескольких дефектах);
б) чертежи, необходимые при ремонте;
в) проект производства работ по ремонту резервуара (ППР) или технологическая карта ремонта отдельных мест или узлов;
г) документы (сертификаты и другие документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, примененных при ремонте;
д) акты приемки основания и гидроизолирующего слоя;
е) копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;
ж) акты испытания сварных соединений днища, стенки, кровли;
з) заключения по качеству сварных соединении стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;
и) журнал проведения ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы, в которых приведены атмосферные условия в период ремонта;
к) документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР, если при ремонте такие отклонения были допущены;
л) результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и самого днища; результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений.
Автоматика и КИП
Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:
· местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;
· сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;
· сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;
· дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;
· местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;
· пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
· дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
· сниженным пробоотборником;
· сигнализатором верхнего положения понтона;
· датчиком утечек.
1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств предусмотренные проектами.
1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.
1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:
· сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;
· сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;
· сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;
· сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты;
· ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.
1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.
1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.
На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).
1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.
1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, прил. 1, п. 16).
1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:
· свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;
· диапазона измеряемого параметра;
· внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);
· конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).
Коэффициент неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов
Таблица 2
Объём резервуарного парка для распределительной нефтебазы по видам нефтепродуктов можно определить по следующей формуле:
Vp=Qxkhx10 3 /12xpxk,
где kh – коэффициент, учитывающий неравномерность поступления и реализации нефтепродукта (см. табл. 1).
Определив общий объём резервуарного парка нефтебазы по видам нефтепродуктов, приступают к выбору типов резервуаров, руководствуясь при этом следующими технико-экономическими и производственными соображениями.
- Выбор резервуаров нужно проводить из числа утверждённых типовых проектов. Для строительства резервуаров, выполненных по индивидуальным проектам, требуется специальное обоснование и утверждение.
- Для снижения потерь от испарений при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов нужно применять резервуары с понтоном,плавающими крышами и резервуары, рассчитанные на повышенное давление .
- Предпочтение следует отдавать резервуарам больших объёмов, т.к. с увеличением объёма резервуара уменьшаются потери от испарений, удельный расход стали, площади для резервуарных парков .
- Для каждого вида нефтепродукта нужно предусматривать не менее двух резервуаров , чтобы иметь возможность одновременно выполнять операции по приёму и отпуску данного вида нефтепродукта, а также выполнять профилактические ремонты резервуаров, подогрев нефтепродукта, отстой и др.
- Применение однотипных, одинаковых по объёму и конструкции резервуаров облегчает проведение товарных операций на нефтебазе и создаёт хорошие условия для ведения строительно-монтажных работ при сооружении резервуарных парков поточным методом.
- С уменьшением степени заполнения резервуара увеличивается объём газового пространства, а это ведёт к увеличению потерь при хранении.
Для окончательного выбора резервуаров выполняют технико-экономический расчёт по нескольким вариантам для каждого вида нефтепродукта. Тот вариант, который потребует меньших капитальных и эксплуатационных затрат, а также будет отвечать перечисленным требованиям, принимают к строительству.
22. Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров: люки-лазы, люки замерные и световые, лестницы.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаровДля 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
23 Противопожарное оборудование: огневые предохранители, средства пожаротушения и
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 сигнализацииДля 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);
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 черезсифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.
12.1.1 Количество приемо-раздаточных устройств следует определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.
Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью перемещения плавающей крыши (понтона), которая не должна превышать 6 м/час.
Скорость заполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности устанавливаемых на резервуаре дыхательных, предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.
12.1.2 Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.
12.1.3 Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:
Пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м 3 /час
Q = 2,71M1 + 0,026×V;
Пропускная способность клапана по вакууму, м 3 /час
Q = M1 + 0,22×V;
Пропускная способность вентиляционного патрубка, м 3 /час
Q = M1 + 0,02×V
Q = М2 + 0,22×V,
что больше,
где M1 - производительность залива продукта в резервуар, м 3 /час;
М2 - производительность слива продукта из резервуара, м 3 /час;
V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м 3 .
Примечания
1 Не допускается изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.
2 Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в пп. 5.7.16.
3 Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на 5¸10%) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.
12.1.4 Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.
Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.
12.1.5 Для удаления подтоварной воды резервуары для нефти и нефтепродуктов должны оснащаться сифонными кранами, устанавливаемыми в первом поясе.
12.1.6 Резервуары для хранения нефти при необходимости должны оснащаться устройствами для предотвращения накопления осадка (винтовые перемешивающие устройства, системы размыва).
12.2 Контрольно-измерительные приборы и автоматика
12.2.1 Резервуары с учетом характеристик хранимого продукта рекомендуется оснащать:
Приборами местного и дистанционного измерения уровня и температуры;
Сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней;
Устройством отбора средней пробы;
Пожарными извещателями (резервуары для нефти и нефтепродуктов).
12.2.2 Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
12.2.3 При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.
12.2.4 Для резервуаров для нефти и нефтепродуктов средства обнаружения пожара (пожарные извещатели) необходимо устанавливать:
На резервуарах РВС и РВСП - на стенке, рядом с пеногенераторами и равномерно по периметру резервуара;
На резервуарах РВСПК - на конструкции для пеногенераторов или равномерно по периметру на расстоянии не более 25 м независимо от применяемых средств пожаротушения.
12.3 Устройства пожарной безопасности на резервуарах для нефти и нефтепродуктов
12.3.1 Устройства пожарной безопасности подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.
12.3.2 Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.
Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.
При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 5.12.
Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру понтонов или плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.
12.3.3 Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.
Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения - оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.
Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.
12.3.4 Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.
12.4 Устройства молниезащиты резервуаров
12.4.1 Устройства молниезащиты резервуаров должны быть запроектированы согласно требованиям СО-153-34.21.122-2003.
12.4.2 По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.
12.4.3 Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее двух в диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием M16. Каждое соединение (стенка-токоотвод-заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.
Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении не менее указанных в таблице 12.1.
Таблица 12.1
12.4.4 Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.
Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготавливают из круглых стержней или труб с поперечным сечением не менее 100 мм2. Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.
12.4.5 В проекте «Оборудование резервуара» раздел «Молниезащита», должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.
Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).
Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе не превышающей следующей величины:
где V - скорость потока, м/с;
d - внутренний диаметр трубопровода, м.
Для хранения топлива и масел на АЗС и АЗК применяются подземные и наземные металлические резервуары вертикального и горизонтального типов, одно- и многокамерные.
АЗС с надземными резервуарами для хранения жидкого моторного топлива подразделяются на два типа:
- тип А - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС более 20 м 3 ;
- тип Б - если общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не более 20 м 3 .
Общая вместимость резервуаров контейнерной АЗС не должна превышать 40 м 3 при ее размещении на территории населенных пунктов и 60 м 3 - вне населенных пунктов.
Единичная вместимость резервуаров или камер (при использовании многокамерного резервуара с двойными перегородками между камерами) АЗС, расположенных на территории населенных пунктов, не должна превышать 10 м 3 , а вне населенных пунктов - 20 м 3 .
Величину общей вместимости, резервуаров модульной АЗС (в том числе величину, разделяющую АЗС на типы А и Б), а также единичной вместимости допускается увеличивать не более чем в 2 раза.
Объем топлива в цилиндрическом резервуаре внутренним диаметром D и высотой залитого топлива h находят из выражения:
Выбор вместимости резервуаров и их количества зависит от мощности АЗС, которая характеризуется количеством заправок в сутки (250, 500, 750, 1000), видом топлива (бензин, дизельное топливо), емкостью топливного бака.
Стационарные АЗС, кроме количества заправок в сутки, характеризуются способностью производить число заправок в час в период максимального скопления автомобилей (часы «пик»). Для 250 – это 57 заправленных автомобилей, для 500 – 100, для 750 – 135, для 1000 – 170.
Коэффициент использования емкости заправочных баков автомобилей составляет 0,2 – 0,4. Водители заправляют бак, когда в нем находится примерно 30 – 50 % топлива. Из 100 автомобилей, находящихся в эксплуатации, – 80 легковых и 20 грузовых. В среднем за одну заправку в бак автомобиля заливают 75 л бензина (при емкости топливных баков от 50 до 450 л). Учитывая, что в баке перед заправкой находится до 30% топлива, то одна средняя заправка составляет примерно 50 литров бензина. Можно предположить, что для АЗС мощностью 500 заправок в сутки одним видом топлива, например бензином, емкость цистерны должна соответствовать не менее 25000 л или 25 м 3 .
Конструкции резервуаров АЗС
Резервуары могут быть одностенными и двухстенными.
Резервуары для хранения топлива на блочных, модульных и контейнерных АЗС должны выполняться двухстенными, на традиционных АЗС - как одно-, так и двухстенными.
В городах и населенных пунктах обязательно должны устанавливаться резервуары с двойной стенкой и контролем межстенного пространства типа РГС-25, 50, 75, 100.
На АЗС, размещаемых вне территории населенных пунктов и предприятий, допускается использование технологических систем с одностенными резервуарами при условии выполнения следующих требований:
- единичная вместимость резервуаров не должна превышать 10 м 3 ;
- резервуары контейнера хранения топлива должны быть установлены в емкость (сосуд) для сбора аварийного пролива топлива. Вместимость указанной емкости должна быть не менее объема наибольшего из резервуаров контейнера хранения топлива. При установке нескольких резервуаров в общую емкость для сбора аварийного пролива топлива эту емкость следует секционировать перегородками высотой, равной половине высоты ее борта, и размещаемыми между резервуарами. Перегородки должны быть выполнены из негорючих материалов. Места соединений перегородок с указанной емкостью должны быть герметичными.
- контейнеры хранения топлива должны быть оборудованы автоматическими установками пожаротушения (например, самосрабатывающими огнетушителями);
- подземные одностенные резервуары для хранения топлива должны устанавливаться внутри оболочек, выполненных из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях и в течение времени эксплуатации, а также исключающих проникновение утечек топлива в грунт из внутреннего пространства, образуемого стенками оболочек и резервуаров. Свободное пространство между указанными стенками должно быть заполнено (с уплотнением) негорючим материалом, способным впитывать в себя топливо.
- одностенные наземные резервуары могут устанавливаться на фундамент без вертикальных стенок.
В двухстенных резервуарах межстенное пространство заполняется негорючей жидкостью с плотностью, превышающей плотность топлива, либо инертным газом. В случае заполнения межстенного пространства резервуара горючей жидкостью ее температура вспышки не должна превышать 100°С.
Двухстенные резервуары должны быть оборудованы системой объединенного и непрерывного контроля герметичности их межстенного пространства, обеспечивающей автоматическую сигнализацию о разгерметизации световым и звуковым сигналами персоналу АЗС и автоматическое прекращение наполнения резервуара. Для двухстенных резервуаров традиционных АЗС допускается предусматривать периодический контроль их герметичности.
Межстенное пространство таких резервуаров контролируется несколькими методами, позволяющими определить целостность внутренней стенки резервуара:
- контроль избыточного давления инертного газа;
- контроль межстенного пространства на наличие паров углеводородов;
- контроль наличия нефтепродуктов в расширительном бачке резервуара при заполнении межстенного пространства незамерзающей жидкостью.
О герметичности внешнего и внутреннего резервуаров можно судить по изменению уровня жидкости в межстенном пространстве. Существует модификация двухстенных резервуаров подземного размещения, в которых индикация утечек топлива в межстенное пространство осуществляется сигнализатором довзрывоопасных концентраций паров топлива. При этом осуществляется периодический контроль герметичности путем создания небольшого (20…40 кПа) избыточного давления в межстенном пространстве.
Многокамерные резервуары используются для хранения одновременно двух и более типов топлива.
Для каждой камеры многокамерного резервуара должны выполняться мероприятия, предусматриваемые для однокамерного резервуара. Одновременное хранение бензина и дизельного топлива в различных камерах одного резервуара допускается только в двухстенных резервуарах, камеры для бензина и дизельного топлива которых разделены двумя перегородками с обеспечением контроля герметичности межперегородочного пространства.
Для стационарных АЗС характерно подземное расположение резервуаров. Как правило, имеется несколько резервуаров для различных марок топлива и автомобильных масел, располагаемых в одной или нескольких группах с общими или отдельными линиями деаэрации, наполнения и выдачи топлива и системами контроля. Резервуары изготавливаются из листовой стали толщиной 4…5 мм. Днища резервуаров могут выполняться сферическими (выпуклыми), конусными или плоскими. Для жесткости плоские днища снабжаются ребрами. Обечайка резервуара состоит из колец, сваренных внахлест. Внутри обечайки привариваются кольца и треугольники жесткости из угловой стали. Для перетока жидкости в нижней части колец жесткости делают отверстия. Для крепления резервуара к фундаменту к наружным стенкам обечайки привариваются четыре скобы. В верхней части обечайки вварена горловина, через которую можно проникнуть внутрь резервуара для его проверки и очистки. Горловина закрыта крышкой, которая поставлена на бензостойкой прокладке и закреплена болтами. В крышке имеются отверстия с фланцами для крепления трубопроводов, связывающих резервуар с ТРК, сливным и воздушным трубопроводами, а также с устройством для измерения уровня жидкости в резервуаре.
В контейнерных автозаправочных станциях применяются резервуары вместимостью от 5 до 20 м 3 . Их конструкция зависит от конструкции КАЗС. Они могут быть цилиндрической или прямоугольной формы, с одним или двумя отсеками для одновременного хранения одного или двух видов топлива. Располагаются они в контейнерах (блоках) хранения топлива. Толщина стенок таких резервуаров 3…4 мм.
При заполнении межстенного пространства резервуара модульных и контейнерных АЗС горючей жидкостью под резервуаром должен устанавливаться поддон, выполненный из негорючих материалов и исключающий растекание этой жидкости за пределы поддона при разгерметизации внешней стенки резервуара.
Внутренние резервуары должны быть оснащены предохранительными мембранами или клапанами с давлением срабатывания не более 130 кПа.
Для хранения нефтепродуктов на АЗС блочного исполнения используются специальные блоки хранения топлива. Блок используется на АЗС с размещением ТРК над резервуаром. Блок хранения топлива комплектуется двухстенным резервуаром V = 40 м 3 (20 + 20), приспособленным для хранения одновременно двух видов топлива.
Резервуар, входящий в состав комплекта блока, оснащен всем технологическим оборудованием согласно требованиям пожарной безопасности.
Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого топлива, дегазации и продувки при ремонте и исключать необходимость проведения на них сварочных работ при монтаже на строительной площадке.
Схема установки резервуара АЗС
Резервуар оснащен следующими устройствами:
- сливным – для приёма нефтепродукта из автоцистерн;
- всасывающим – для подачи нефтепродуктов из резервуара к заправляющим колонкам;
- замерным (зондовым) – для измерения уровня жидкости;
- дыхательным – для сообщения резервуара с атмосферным воздухом.
Количество резервуаров принимаемых к установке определяется количеством сортов топлив/масел в ассортименте АЗС.
Оборудование резервуаров монтируется в металлических (цилиндрической формы) колодцах диаметром 1200 мм, устанавливаемых на резервуарах. Корпус колодца жестко крепится к корпусу резервуара. Для предохранения от коррозии поверхность коложца и резервуара покрывается антикоррозионной изоляцией. В целях предохранения от действия статических электрозарядов и блуждающих токов резервуары оборудуются специальным заземлением.
Сливная труба монтируется на высоте 100 мм от дна резервуара (на 50 мм ниже всасывающего клапана, установленного на всасывающей трубе), чемм ликвидируется необходимость установки специального затвора. Сливные трубопроводы (Ду80) прокладываются надземно с уклоном 0,002 в сторону резервуаров.
Подземный резервуар устанавливается в котловане и засыпается грунтом. Над резервуаром устраивается островок высотой 20 см от проезжей части. По периметру островок выкладывается бордюрным камнем. Устойчивость грунта на глубине 1,5…2,0 м должна быть не менее 1,5 МПа. Резервуар можно устанавливать и при наличии грунтовых вод. Установившийся уровень грунтовых вод не должен превышать отметки минус 1,0 м, принимая за нулевую отметку уровень поверхности островка. В сухой грунт резервуар устанавливается на песчаную подушку толщиной 30 см, засыпанную в котлован и уплотненную. В водонасыщенных грунтах резервуар устанавливается на бетонном фундаменте и крепится к нему стальными хомутами. Такая конструкция фундаментов предотвращает всплытие резервуара при его опорожнении. Засыпка резервуара в котловане производится слоями толщиной 10 см с поливкой водой и тщательным утрамбовыванием. Глубина заложения резервуара от верхней образующей до поверхности островка должна быть 0,7…1,2 м в зависимости от емкости резервуара, а также от необходимости углубления, вызванного уклоном всасывающего и других трубопроводов.
Оборудование резервуаров АЗС
Каждый резервуар оборудуется сливным устройством для слива топлива из автоцистерн.
Сливное устройство состоит из приемного патрубка с быстроразъемной муфтой, сливного фильтра с гидравлическим затвором, задвижки, огневого предохранителя и сливной трубы.
Для снижения простоя АЗС при сливе нефтепродуктов в резервуары используют:
- одновременный слив нефтепродукта несколькими шлангами в один резервуар (применение сливных устройств новой конструкции);
- перекачку нефтепродуктов при помощи насосных установок автоцистерн или АЗС;
- плановый завоз нефтепродуктов в часы их минимальной загрузки (ночное время);
- автоматизацию контроля полноты слива нефтепродукта из автоцистерны и замера уровня нефтепродукта в резервуарах.
Всасывающее устройство резервуара или линия выдачи состоит из приемного клапана, всасывающего трубопровода и углового огневого предохранителя. Приемный клапан, устанавливаемый в начале линии выдачи внутри резервуара, служит для предотвращения слива топлива из линии выдачи обратно в резервуар при выключении насоса топливораздаточной колонки.
Угловой предохранитель состоит из корпуса 1, фильтра 2, пружины 3, крышки 4, прижима 5. Через мелкую латунную сетку фильтруются нефтепродукты, поступающие из резервуара в топливораздаточные колонки. Теплоемкость этой сетки, ее малое проходное сечение обеспечивают гашение пламени в случае его возникновения в трубопроводе.
Дыхательный клапан снижает потери бензина от испарения, открывается под действием избыточного давления 2000 – 20000 Па, величина которого зависит от толщины стенок, прочности материала, объема резервуара. В комбинированных дыхательных клапанах кроме клапана, открывающегося под избыточным давлением, имеется второй клапан, который открывается под действием разрежения. Вакуумметрическое давление, при котором клапан открывается, составляет 200 – 1000 Па. Чем больше объем резервуара, тем меньше давление срабатывания клапана избыточного давления и разрежения. Снижение давления связано с прочностью резервуара.
Чтобы клапан не примерзал к седлу при отрицательных температурах, соприкасающиеся поверхности покрывают фторопластовой пленкой.
Кроме дыхательных клапанов в резервуарах устанавливают предохранительные клапаны. Давление открытия данных клапанов выше на 10% давления открытия дыхательных клапанов.
Замерное устройство резервуаров АЗС состоит из направляющей (зондовой) трубы и метроштока. Для предохранения от искрообразования при замере и удлинения срока службы метроштока на конец нижнего звена устанавливается контрольный наконечник из цветного металла.
Система флегматизации резервуаров АЗС
Помимо линий наполнения и выдачи на резервуарах предусматриваются линия деаэрации, линия рециркуляции и система флегматизации.
Система флегматизации - комплекс оборудования, обеспечивающий защиту от возможного воспламенения паровоздушной смеси топлива внутри технологического оборудования. Флегматизация осуществляется путем наполнения инертным газом свободного пространства технологической линии.
Существуют объединенные системы деаэрации и рециркуляции, совмещенные с системой флегматизации, для чего к системе деаэрации и рециркуляции подключается дополнительная линия с компенсационным резервуаром под инертные газы.
Совмещенная система флегматизации снижает до минимума периодичность срабатывания дыхательной аппаратуры за счет увеличения объема газообменной системы, что позволяет снизить выброс паров в атмосферу.
Требования к эксплуатации резервуаров АЗС
Эксплуатация и ремонт резервуаров, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов, осуществляется в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкциями по их ремонту.
На каждый резервуар ведется технический паспорт установленного образца. Все графы паспорта подлежат обязательному заполнению.
На каждую секцию многосекционного резервуара распространяются требования, как на отдельный резервуар.
Резервуар оснащается оборудованием, в полном соответствии с проектом и должен находиться в исправном состоянии. Эксплуатация неисправного резервуара или с неисправным оборудованием запрещена.
Резервуар должен иметь обозначение с указанием порядкового номера, марки хранимого нефтепродукта, максимального уровня наполнения и базовой высоты (высотного трафарета). Базовая высота резервуара измеряется ежегодно в летний период, а также после выполнения ремонтных работ. Результат измерения оформляется актом. Утвержденный руководителем организации - владельца АЗС - он прикладывается к градуировочной таблице резервуара.
Резервуары, применяемые на АЗС, проходят градуировку.
Гидравлические испытания резервуаров (вновь введенных, реконструируемых, после ремонта), проводятся путем полного их заполнения водой с выдержкой в заполненном состоянии в течение 72-х часов и контролем уровня. Допускается проведение гидравлического испытания другими инертными к возгоранию жидкостями. По результатам испытаний составляется акт в произвольной форме и утверждается техническим руководителем.
В целях исключения разлива нефтепродуктов вследствие переполнения резервуара максимальный объем заполнения не должен превышать 95% его вместимости. Для этой цели на сливной трубопровод должен устанавливаться отсечной клапан, отрегулированный на 95% заполнения.
Резервуары подвергаются периодическим зачисткам в соответствии с требованиями государственных стандартов:
- не реже одного раза в год - для масел с присадками;
- не реже одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив.
Резервуары подвергаются очистке:
- при ремонтах и перед выполнением работ по их калибровке;
- при смене марок хранимых нефтепродуктов и по мере необходимости.
При выполнении работ по зачистке резервуаров выполняются следующие операции и оформляются следующие документы:
- производителем работ готовится план производства работ, согласовывается с технической службой, службой по охране труда, службой по пожарной безопасности и утверждается руководителем организации;
- подготавливается бригада, и распределяются обязанности в соответствии с инструкцией по зачистке резервуарных емкостей;
- подготавливаются спецодежда, спецобувь, индивидуальные средства защиты, спецприспособления, технические средства, обтирочные материалы, контейнеры для обтирочных материалов, емкости для сбора остатков нефтепродуктов, первичные средства пожаротушения и т.д.;
- ответственным руководителем производства зачистных работ проводится инструктаж работников, производящих эти работы, с отметкой и подписями каждого работника в журнале инструктажа;
- перед выдачей наряда-допуска составляется акт готовности резервуара к зачистным работам;
- оформляется наряд-допуск на производство работ ответственным руководителем производства работ по зачистке резервуара;
- перед началом производства работ ответственный исполнитель работ по зачистке резервуара после осмотра места работ делает дополнительный инструктаж;
- после выполнения работ по зачистке резервуара составляется акт на выполненную зачистку резервуара.
В акте о зачистке резервуара указывается объем извлеченных и подлежащих вывозу и утилизации пирофорных отложений, ила и т.д. Порядок хранения актов по зачистке резервуаров определяется руководством организации, исходя из местных условий с учетом необходимости их представления по требованию представителей контрольных и надзорных органов.
После зачистки резервуара в паспорте резервуара делается отметка с указанием даты зачистки.
Место и порядок утилизации продуктов зачистки согласовывается в установленном порядке.
Техническое обслуживание и ремонт резервуаров осуществляются по графику, утвержденному руководителем (техническим руководителем) организации.
Оборудование резервуаров подвергается профилактическим осмотрам:
- дыхательные клапаны периодически осматриваются в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в десять дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; в зимний период необходимо также регулярно очищать их от инея и льда, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана;
- ежесменно (ежедневно) производится осмотр ответственными работниками АЗС сливного оборудования, технологических колодцев резервуаров с целью выявления разгерметизации соединений, восстановления окраски, очистки от мусора.
Результаты ремонтов и устраненные неисправности отмечаются в журнале учета ремонта оборудования и паспортах резервуаров.
Дыхательные клапаны подлежат проверкам на срабатывание. Периодичность проверок - два раза в год, через 6 месяцев. Время выполнения проверок выбирается таким образом, чтобы обеспечить их выполнение в летний и зимний периоды года. Технические требования по срабатыванию дыхательных клапанов - в соответствии с документацией завода-изготовителя. Запрещается работа по выдаче топлива при снятом дыхательном клапане.
Все подвижные и неподвижные соединения резервуара герметично уплотняются. Сообщение с атмосферой внутреннего пространства резервуара осуществляется через дыхательный клапан. Проверка герметичности газового пространства резервуаров совмещается с проверками срабатывания дыхательной арматуры.
Замерный патрубок резервуара устанавливается строго вертикально.
Сливной трубопровод устанавливается нижним срезом не выше 100 мм от нижней точки резервуара и имеет срез (скос) под углом 30-45°, направленный в сторону ближайшего днища (стенки резервуара).
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ по изобретению предусматривает отделение газожидкостной смеси от нефтепродукта и подачу его в резервуары, снабженные обвязкой. При этом газожидкостную смесь отделяют в трубопроводе со встроенной расширительной камерой, откуда по дополнительной вертикальной трубе смесь подают в сепаратор. Отделенный в сепараторе нефтепродукт сбрасывают по другой трубе, сообщающейся с трубопроводом после расширительной камеры, и осуществляют подачу нефтепродукта в резервуары, каждый из которых содержит понтон и дыхательный клапан. Газ из сепаратора отводят в надпонтонное пространство, по крайней мере, одного из резервуаров и посредством дыхательного клапана сбрасывают в атмосферу. В результате обеспечивается снижение потерь нефтепродукта. 1 ил.
Изобретение относится к трубопроводному транспорту, нефтебазам и нефтехранилищам и может быть использовано при заполнении нефтепродуктами резервуаров.
Известен способ заполнения нефтепродуктами резервуаров посредством трубопроводов и борьбы с потерями за счет уменьшения газового пространства посредством плавающих защитных покрытий и обвязки группы резервуаров (см. книгу: Галеев В.Б. и др. Магистральные нефтепродуктопроводы. - М.: Недра, 1988, с.284-287, рис.114-116).
Технический недостаток подобных способов: возможность образования газовых пробок при заполнении резервуаров, что может привести к нарушению положения плавающих защитных покрытий, а также к возрастанию потерь нефтепродуктов.
Известна также установка для налива нефтепродуктов в резервуары, описание которой содержит элементы соответствующего способа, включающего отделение от нефтепродукта газожидкостной смеси, осуществляемое посредством расширительной камеры, и подачу продукта в резервуары, снабженные обвязкой (см. SU 1518290 А1, МПК 4 В 67 D 5/00, 30.10.1989).
Технический недостаток известного способа: применение ограничивается в основном светлыми нефтепродуктами; не предусмотрены меры защиты от испарения нефтепродуктов в резервуарах.
Техническая задача: расширение функциональных возможностей, снижение потерь нефтепродуктов.
Согласно изобретению, при заполнении одного из резервуаров отделяют газожидкостную смесь в трубопроводе со встроенной расширительной камерой, по дополнительной вертикальной трубе смесь подают в сепаратор, откуда отделенный нефтепродукт сбрасывают по другой трубе, сообщающейся с трубопроводом после расширительной камеры, и осуществляют подачу нефтепродукта в снабженные обвязкой резервуары, каждый из которых содержит плавающий понтон и дыхательный клапан, при этом газ из сепаратора отводят в надпонтонное пространство по крайней мере одного из резервуаров и посредством дыхательного клапана выбрасывают в атмосферу.
На чертеже представлена схема, иллюстрирующая способ заполнения нефтепродуктами резервуаров.
Способ заполнения нефтепродуктами резервуаров реализуется следующим образом.
Заполнение резервуара 1 производят посредством трубопровода 2 (фиг.1). Резервуар используется в составе группы резервуаров с соответствующей обвязкой (не показаны). Трубопроводы и обвязка как обычно сообщаются с нижней частью резервуаров. Каждый резервуар снабжен плавающим понтоном 3 и дыхательным клапаном 4; в состав последнего включают огнепреградитель. При заполнении резервуара отделяют от нефтепродукта газожидкостью смесь посредством расширительной камеры 5, встроенной в трубопровод 2. В расширительной камере давление и скорость течения нефтепродукта снижаются. Газ вместе с частицами нефтепродукта (газожидкостная смесь) скапливается в верхней части камеры. При наличии в трубопроводе 2 газовых пробок последние, как правило, перемешиваются в расширительной камере 5, превращаясь в газожидкостную смесь; часть раздробленных газовых пробок может скапливаться в верхней части камеры. По дополнительной вертикальной трубе 6, сообщающейся с расширительной камерой, газожидкостную смесь, а также газовые образования (при их наличии) подают в сепаратор 7. Подача смеси и газа происходит за счет некоторого избыточного давления в расширительной камере 5 и за счет летучести газожидкостной смеси и газа. В сепараторе 7 в динамическом режиме происходит известный процесс разделения жидкости (нефтепродукта) и газа.
Отделенный в сепараторе нефтепродукт сбрасывают по другой трубе 8, сообщающейся с трубопроводом после расширительной камеры 5 - концевым участком 9 трубопровода, снабженным запорным устройством 10 и сообщающимся с нижней частью резервуара 1, а посредством обвязки - со всеми резервуарами. Поскольку в резервуары поступает отделенный от газа нефтепродукт, то исключается нестабильное положение понтона 3 - его перекосы, заклинивание и т. п.(из-за наличия газа нефтепродукт может оказаться даже выше понтона).
Отделенные от газожидкостной смеси газ из сепаратора по короткой изогнутой трубе 11 отводят в надпонтонное пространство 12 по крайней мере одного из резервуаров 1. Из-за значительно большего объема надпонтонного пространства (по сравнению с объемом газа, поступающим из сепаратора 7) гасится кинетическая энергия газа, а также “сглаживаются” возможные выбросы газа (хлопки) из сепаратора 7. Одновременно с этим под действием гравитации от газа отделяются оставшиеся капельки нефтепродукта. После этого в обычном (“спокойном”) режиме газ посредством дыхательного клапана 4 выбрасывается в атмосферу. Описанный процесс отвода газа из трубопровода 2 происходит, как правило, циклически. Вследствие этого возможны всплески давления газа как в расширительной камере 5, так и в сепараторе 7. В этих случаях надпонтонное пространство 12 несет функции гасителя пиков давления газа.
Процесс заполнения нефтепродуктом резервуаров - без попадания газа в резервуары (ниже надпонтонного пространства 12) - завершается, когда уровень нефтепродукта достигает отметки “взлив” (обозначен позицией 13) и не превышает максимального уровня “max” (обозначен позицией 14). При полностью заполненных резервуарах сохраняется значительное пространство 12, обеспечивающее гашение пиков давления газа на завершающем этапе процесса. После забора нефтепродукта из резервуаров их заполнения (дозаправка) происходит тем же способом - с отделением газа, который может накапливаться в трубопроводе 2 как следствие прекращения процесса перекачки.
Таким образом, описанный способ заполнения нефтепродуктами резервуаров обеспечивает простыми средствами удаление газовых пробок из трубопровода, заполняющего резервуар, и отделение газа от нефтепродукта в газожидкостной смеси (предотвращает выброс в атмосферу нефтепродукта), способствует расширению функциональных возможностей за счет использования различных нефтепродуктов и снижению потерь нефтепродуктов за счет исключения их выброса в атмосферу и уменьшения испарения как следствие стабильного положения плавающего понтона.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ заполнения нефтепродуктами резервуаров, включающий отделение от нефтепродукта газожидкостной смеси, осуществляемое посредством расширительной камеры, и подачу нефтепродукта в резервуары, снабженные обвязкой, отличающийся тем, что при заполнении одного из резервуаров отделяют газожидкостную смесь в трубопроводе со встроенной расширительной камерой, по дополнительной вертикальной трубе смесь подают в сепаратор, откуда отделенный нефтепродукт сбрасывают по другой трубе, сообщающейся с трубопроводом после расширительной камеры, и осуществляют подачу нефтепродукта в снабженные обвязкой резервуары, каждый из которых содержит плавающий понтон и дыхательный клапан, при этом газ из сепаратора отводят в надпонтонное пространство по крайней мере одного из резервуаров и посредством дыхательного клапана выбрасывают в атмосферу.
