Меню

Оборудование и оснастка резервуаров



ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

date image2015-07-14
views image5583

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назна­чения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуа­тацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

— дыхательные и предохранительные клапаны;

— приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные приборы ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой сфере);

— оборудование для подогрева;

Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям проектов в зависимости от хранимого нефтепродукта, скорости наполнения и опорожнения резервуара.

Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка уста­навливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуу-метра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и ва­куума или других приборов.

Люки

Световой люк служит для проветривания резервуара 5 (рис 2.2, а) перед ремонтом, подъема крышки-хлопушки с помощью аварийного троса при обрыве основного, проверки

Рисунок 8.1. Люки: а – световой; б – замерный

состояния и положения плавающего топливозаборного устройства. На резервуарах вместимостью более 2000 м 3 устанавливают два таких люка. Корпус 4 люка (ГОСТ 3570—70) представляет собой короткую трубу высотой 0,175 м и диаметром 0,5 м, вваренную в крышку вертикального или крышку горловины горизонтального резервуара, с фланцем 3 под болты на другом конце. Сверху люк накрывают крышкой 2, которая болтами прикреплена к фланцу. Герметичность между фланцем и крышкой обеспечивает прокладка 1 из топливостойкой резины или паронита.

Расчет крышки светового люка сводится к определению ее толщины. Резервуары рассчитывают на максимальное давление паров нефтепродукта, которые может выдержать крыша резервуара:

, (8.1)

где: –толщина листа перекрытия; – плотность металла перекрытия; g –ускорение свободного падения ; G –вес каркаса перекрытия; Sn –площадь перекрытия.

(8.2)

Эксплуатация люка заключается вследующем. При ежедневном обслуживании (ЕО) проверяют, не г ли подтеканий и отпотин во фланцевом соединении. При их наличии подтягивают болтовые соединения, а если этим подтекания и отпотины не устраняются, проверяют состояние прокладки и при необходимости ее заменяют. При ТО-1 тщательно очищают поверхности крышки и фланца люка от старой прокладки, если нужно – зачищают их для устранения забоин и заусенцев, после чего поверхность протирают. Болты, гайки, шайбы промывают керосином и проверяют их состояние. Болты и гайки с сорванной резьбой, трещинами, а также негодные шайбы заменяют новыми. При установке люка болтовые соединения затягивают равномерно. Люк после разборки красят два раза краской, которой покрыт корпус резервуара.

Люк-лаз предназначен для осмотра резервуара в его нижней части, с также для доступа обслуживающего персонала внутрь резервуара при зачистке и ремонте. Люк-лаз вваривают в нижний пояс резервуара на расстоянии 0,7 м от нижней обечайки. В месте вварки устанавливается усилительное кольцо, так как люк-лаз испытывает нагрузки от гидростатического давления нефтепродукта, находящегося в резервуаре. Резервуары вместимость свыше 2000 м3 имеют два люка-лаза.

Расчет люка-лаза предусматривает определение толщины стенок нижнего пояса:

(8.3)

где: h – высота налива нефтепродукта в резервуар; – избыточное дав­ление над поверхностью нефтепродукта; р –плотность жидкости; D –диаметр резервуара; а – допускаемое напряжение на растяжение, причем (здесь – предел текучести; К – коэффициент однородности для сталей Ст.2 и Ст.3 он равен 0,9; m –коэффициент условии работы для резервуаров, сваренных на монтажной площадке, m – 0,8; п – коэффициент перегрузки, равный 1,1); –коэффициент прочности шва.

Эксплуатация люка лаза аналогична эксплуатации светового люка, но для замены прокладки резервуар освобождают от нефтепродукта.

Замерный люк (ГОСТ 16133—80) размещают на крыше резервуара (см. рисунок 2.1). Он предназначен для отбора проб и замера уровня нефтепродукта в резервуаре. Корпус б (рис. 2.2, б) люка изготавливают из чугунного литья в виде короткой трубы с фланцем, который болтами крепят к фланцу замерного патрубка. Внутри трубы расположена направляющая колодка 4 для мерной ленты. Она выполнена из материала, не вызывающего образование искры при перемещении мерной ленты. В нерабочем положении замерный люк закрыт крышкой 1, плотность прилегания которой к корпусу обес­печивает уплотнительная прокладка 2, а поджим – откидной болт с маховиком 5. Крышку поднимают нажатием на педаль рычага 3. Внутренний диаметр замерного люка для вертикальных резервуаров равен 150 мм, а для горизонтальных – 100 мм. Конструкцию приведенного на рисунке замерного люка применяют на резервуарах, работающих при атмосферном давлении. На резервуарах повышенного давления ставят специальную камеру замера уровня. В ней замерная лента заключена в специальный кожух, исключающий стравливание давления из резервуара. Камеру монтируют на патрубке замерного люка, вваренного в крышу резервуара. Для предотвращения выхода паров нефтепродукта из газовоздушного пространства резервуара при открытой задвижке внутри камеры установлен затвор, через который проходит мерная лента.

Расчет замерного люка делают, как и расчет светового люка.

Эксплуатация подразумевает два вида обслуживания:

ЕО, включающее в себя протирку люка ветошью и проверку плавности открытия и закрытия крышки люка. Крышка люка при нажатии на ножную педаль (при откинутом откидном болте) должна опускаться и подниматься плавно, без заеданий; ТО-1, во время проведения которого зачищают поверхности прилегания корпуса к люку, паза для прокладки, устанавливают в необходимых случаях новую прокладку, смазывают оси рычага и откидного болта, очищают внешние поверхности замерного люка и окрашивают его. Паз в крышке можно зачищать напильником, наждачной бумагой, шабером. При зачистке необходимо принимать меры, чтобы грязь, наждачная и ме­таллическая пыль не попадали в резервуар. Для этого при небольших поверхностях зачистки закладывают отверстие люка ветошью, а при больших снимают люк с патрубка и зачищают его в стороне. В качестве смазки осей рекомендуется применять ЦИАТИМ-201.

Источник

Виды, устройство и характеристики резервуаров для нефтепродуктов

Первые нефтяные хранилища в России появились в 17 веке. Устройство резервуаров для нефтепродуктов было примитивным: «черное золото» хранили в амбарах или земляных ямах глубиной 4-5 м. Чтобы нефть не просачивалась в почву, ямы цементировали, а надземную часть конструкции прикрывали каменными сводчатыми крышами.

Чуть позднее были созданы резервуары из стали, появились клепаные, а затем и сварные их разновидности.

В настоящее время емкости для нефтепродуктов – предмет особой заботы ученых и инженеров. От функциональности и надежности изделий, грамотного применения видов резервуаров для хранения нефти зависит экология жизненной среды, благополучие людей.

Классификация и виды резервуаров для нефтепродуктов

Резервуары и емкости необходимы везде, где существует потребность в хранении и транспортировке нефтепродуктов, опасность возникновения аварийных разливов и утечек:

  • на месторождениях нефти;
  • на промежуточных станциях по перекачиванию и нефтепроводах;
  • на нефтеперерабатывающих заводах, нефтехимических предприятиях;
  • по месту аварийных ситуаций.

Климатические, производственные условия, технические характеристики нефтепродуктов сильно разнятся: в каждом конкретном случае используются определенные виды резервуаров для хранения нефтепродуктов.

Классификация проводится по различным критериям. Самые основные – класс опасности и объем:

  • К 1 классу (особой опасности) относят резервуары-сооружения, объем которых составляет 10 000 м3 и более, а также конструкции вместительностью более 5 000 м3, расположенные в городских зонах, на берегах морей, рек, водоемов.
  • 2 класс (повышенной опасности) – это хранилища с объемом 5 000 – 10 000 м3;
  • К 3 классу опасности относят резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов вместимостью от 100 до 5 000 м3.
  • Расположение. Отмечают наземные, полуподземные, подземные, подводные сооружения, хранилища, расположенные в каменных, грунтовых, ледяных шахтах и т.д.
  • Конструкция. Выделяют каркасные сооружения и мягкие емкости.
  • Материалы, используемые для изготовления. Это – металлы и неметаллы, пластик, стеклопластик, резиновые ткани и т.п.
  • Форма корпуса. Различают цилиндрические, сферические, каплевидные емкости.
  • Вариант устройства крыши. Существуют резервуары с плавающей и стационарной крышей; с понтоном и без понтона.
Читайте также:  Производство алюминиевого порошка оборудование

Вас также может заинтересовать:

Способы расположения резервуаров для нефти

Подводные. Считаются более эффективными, чем береговые аналоги. Организация подводного хранилища основана на эффекте от разницы плотности двух сред: водной и нефтяной. Нефть располагают на водяной «подушке» в специальных баках.

У подводных резервуаров, напоминающих по форме колокола, часто отсутствует днище.

  • Изготавливают изделия из металлов и неметаллов, пластичных и эластичных материалов.
  • Заполняют с помощью насосов, опорожняют, используя действие гидростатического давления воды.
  • Закрепляют на дне водоемов с помощью якорей.
  • Применяют на морских базах и нефтепромыслах.

Подземные. Резервуары погружают в грунт и для обеспечения безопасности заливают бетонной смесью. Устройство хранилищ проводится с учетом влажности грунта, которая, в свою очередь, является дополнительной защитой емкостей.

Среди основных преимуществ подземных конструкций:

  • комфортная эксплуатация;
  • эргономичность;
  • устойчивость к перепадам суточных температур;
  • возможность размещения в сейсмически опасных регионах.

К наиболее востребованным относят двустенные модели с защитной внешней колбой. Расстояние между стенками в 4 мм заполняется газом или жидкостью. Резервуары надежно герметизируются. За состоянием межстенной полости осуществляется контроль, гарантирующий исключение аварийных ситуаций.

Солевые. Размещаются на глубине 100 м и ниже, используются для хранения топлива. Формируются через скважины путем выщелачивания (размыва соли водой). Для опорожнения хранилища закачивают концентрированный солевой состав.

Формы резервуаров для нефтепродуктов

Что касается форм резервуаров, то здесь стоит выделить 3 самых ходовых варианта:

  • Цилиндрические стальные сооружения – самый востребованный вариант, отличается несложным процессом изготовления и легким монтажом.
  • Сферические резервуары. Их успешно применяют на химических производствах. Конструкция резервуара для нефтепродуктов состоит из отдельных стальных листов 25 – 30 мм толщиной, шарообразно сваренных или свальцованных. Устанавливаются конструкции на ж/б фундаменте.
  • Каплевидные хранилища формируют на месте монтажа из деталей, изготовленных в виде лепестков.

Описание и характеристика резервуаров для нефтепродуктов

Характеристики резервуаров для нефтепродуктов зависят от цели применения, типа, климатических, сезонных условий и других факторов.

Каркасные сооружения и мягкие емкости востребованы одинаково, и к ним предъявляются строгие требования по надежности, безопасности и долговечности. Изготавливается продукция в строгом соответствии с нормами и ГОСТами, проходит многократное тестирование.

Среди преимуществ мягких емкостей выделяют:

  • гибкость и малый удельный вес;
  • высокую стойкость к коррозии и химическим воздействиям;
  • отсутствие необходимости возведения фундамента;
  • простоту расположения на деревянных подиумах;
  • комфорт при транспортировке и организации временных хранилищ нефти.

Из материалов для изготовления самыми актуальными являются:

  • углеродистая низколегированная сталь с высокими характеристиками пластичности, устойчивости к деформациям;
  • алюминий;
  • железобетон;
  • полимеры.

Дополнительное оборудование

Для контроля и обеспечения нормального функционирования резервуары оснащают дополнительным оборудованием. На сооружениях с большим объемом предусмотрены люки, лестницы, площадки для персонала. Поверхности покрываются специальными защитными покрытиями, комплектуются датчиками, обогревательными элементами и т.д.

Купить резервуары для хранения нефти и другое аварийное оборудование по доступным ценам, проконсультироваться и сделать индивидуальные заказы можно на нашем сайте любым удобным способом.

Товары ООО «Северное Море», которые фигурировали в статье:

Источник

Оборудование резервуаров

12.1. Общие требования

12.1.1. Проект «Оборудование резервуара» с привязкой к проекту КМ должен быть выполнен специализированной проектной организацией (в интересах настоящего Стандарта — Генеральным проектировщиком).

Оборудование должно обеспечивать надежную эксплуатацию резервуара, снижение потерь нефти и нефтепродуктов, ограничение последствий аварии, взрыва или пожара.

12.1.2. Резервуары, в зависимости от их назначения, конструкции и места расположения, должны быть оснащены:

  • приемо-раздаточными устройствами, имеющими местное или дистанционное управление;
  • устройствами для вентиляции резервуара в соответствии с разделом 13 настоящего Стандарта;
  • приборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимых жидкостей, автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней;
  • устройствами отбора проб;
  • устройствами для удаления подтоварной воды;
  • устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;
  • устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;
  • устройствами для зачистки;
  • устройствами и средствами обнаружения и тушение пожаров;
  • устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества, в соответствии с разделом 14 настоящего Стандарта.

12.1.3. В том случае, если вышеперечисленное оборудование требует выполнения на стенке или крыше резервуара соответствующих врезок люков или патрубков, конструкция этих врезок должна быть разработана в проекте КМ в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего Стандарта.

12.1.4. Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий.

12.1.5. Марки и типы оборудования и аппаратуры должны соответствовать требованиям проектной документации для конкретного резервуара, вида хранимого продукта и характера технологических операций.

12.1.6. Оборудование, устанавливаемое на резервуаре, по исполнению и категории условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды должно по своему исполнению и категории соответствовать требованиям ГОСТ 15150.

12.1.7. Резервуарное электрооборудование должно поставляться во взрывозащищенном исполнении и быть сертифицировано органами Ростехнадзора.

12.2. Приемо-раздаточные устройства

12.2.1. Приемо-раздаточные устройства (ПРУ) предназначены для подачи продукта в резервуар или отбора продукта из резервуара.

Количество приемо-раздаточных устройств необходимо определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.

12.2.2. ПРУ должны иметь отсекающую продукт задвижку, заслонку или «хлопушку», устанавливаемые внутри ПРУ (до фланца присоединения наружных трубопроводов) и управляемые снаружи резервуара.

Приемо-раздаточные устройства могут быть совмещены с устройствами размыва данных отложений, перемешивания продукта, а также распределения потока продукта для резервуаров с понтоном или плавающей крышей (внутренние распределительные трубы).

12.2.3. Конструкция ПРУ должна быть согласована с разработчиком проекта КМ. В проекте КМ должен быть дан усиливающий лист приварки патрубка ПРУ к стенке резервуара.

12.2.4. Диаметр приемно-раздаточного устройства должен определяться, исходя из скорости движения потока жидкости не более 2,5 м/с. Допустимые скорости истечения через приемно-раздаточные устройства устанавливаются для каждой жидкости отдельно в зависимости от объемного удельного электрического сопротивления.

При заполнении порожнего резервуара, независимо от допустимой скорости, производительность заполнения должна ограничиваться скоростью через приемо-раздаточное устройство не более 1 м/с до момента заполнения верха приемо-раздаточного патрубка.

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения плавающей крыши (понтона), которая не должна превышать 6 м/ч для резервуаров объемом до 30000 м 3 и 4 м/ч для резервуаров объемом свыше 30000 м 3 . При нахождении плавающей крыши (понтона) на стойках максимальная скорость подъема уровня жидкости в резервуаре не должна превышать 2,5 м/ч.

Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленной на резервуаре дыхательной аппаратуры.

12.3. Устройства тушения пожара

12.3.1. Устройства тушения пожара подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

Для ликвидации и локализации возможных пожаров в резервуарах и резервуарных парках следует предусматривать устройства пенного тушения и водяного охлаждения. Устройства тушения и охлаждения резервуаров при пожаре могут быть стационарные (автоматические или неавтоматические), полустационарные, передвижные.

12.3.2. Устройства тушения и охлаждения резервуаров следует выполнять в соответствии с нормами проектирования резервуарных парков на складах нефти и нефтепродуктов или на основе инженерного обоснования в зависимости от температуры вспышки хранимых нефти и нефтепродуктов, конструктивного вида и пожаровзрывоопасности резервуара, включая предварительное планирование тушения возможного пожара, объемов единичных резервуаров и общей вместимости резервуарного парка, расположения площадки строительства и характеристик операционной деятельности, организации пожарной охраны на предприятии размещения резервуаров, с учетом норм проектирования установок пенного тушения и водяного охлаждения, включая предварительное планирование тушения возможного пожара.

Читайте также:  Оборудование для получения штамповок

12.3.3. При размещении оборудования стационарных установок пенного тушения и охлаждения на конструкциях резервуара следует учитывать расчетное состояние и поведение крыши резервуара при взрыве и пожаре, перемещения стенки и конструктивные требования по расстояниям между сварными швами стенки и швами крепления постоянных конструктивных элементов, присоединяемых к стенке. Кольцевые трубопроводы и сухие стояки должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на болтовых хомутах или скобах.

12.3.4. Стационарные установки пожаротушения должны предусматривать стационарные пеногенераторы и пенокамеры и системы подачи пены средней и низкой кратности на слой или под слой горящего продукта.

12.3.5. Пеногенераторы и пенокамеры должны устанавливаться:

  • для РВС, РВСП — в верхнем поясе или на крыше;
  • для РВСПК — выше стенки.

12.3.6. Стационарная установка охлаждения резервуара состоит из верхнего горизонтального кольца орошения (перфорированного трубопровода или трубопровода с дренчерными оросителями), стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединенного с противопожарным водопроводом или с устройствами для подключения пожарных машин. Схема трубопроводов и задвижек установки охлаждения должна обеспечивать подачу воды на расчетную часть периметра резервуара. В противном случае суммарный расход воды на охлаждение соседних резервуаров при любой обстановке пожара должен обеспечивать охлаждение по всему периметру каждого расчетного соседнего резервуара.

12.3.7. Интенсивность (удельные интенсивности — на единицу охлаждаемой площади стенки или длины периметра охлаждаемого резервуара) подачи воды на охлаждение горящего резервуара и соседнего с горящим резервуара должна быть обоснована теплотехническим расчетом или принята по нормам проектирования резервуарных парков.

12.4. Устройства специального назначения

12.4.1. Резервуары всех типов должны оснащаться замерными люками для ручного замера уровня и возможности ручного отбора проб.

12.4.2. Для слива подтоварной воды резервуары всех типов должны оснащаться сифонными кранами.

12.4.3. Резервуары для хранения нефти, при необходимости, должны оборудоваться перемешивающими устройствами — устройствами предотвращения накопления осадка (размывающие головки, специальные приемо-раздаточные устройства, винтовые перемешивающие устройства и т.п.). Необходимость применения и выбор устройств определяется технологическими процессами хранения.

Поставщик перемешивающих устройств должен представить соответствующие доказательства эффективной работы поставляемых им устройств по всему объему хранимой нефти.

12.4.4. Вязкие нефть и нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества хранимого продукта и пожарную безопасность.

Требования к подогреву нефти и нефтепродуктов при хранении, к температуре подогрева, типу используемых подогревателей определяются нормами технологического проектирования соответствующих предприятий.

12.4.5. Резервуары с учетом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов рекомендуется оснащать:

  • приборами местного и дистанционного измерения уровня;
  • приборами местного и дистанционного измерения температуры;
  • сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней;
  • устройствами отбора проб с фиксированного уровня (точечные пробы) или устройствами отбора объединенной (средней) пробы по всей высоте хранимого продукта;
  • средствами обнаружения пожара (пожарными извещателями).

При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

Для резервуаров с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать (на равных расстояниях по периметру) не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

Пробоотборные устройства должны состоять из системы пробоотборных трубок (внутренний диаметр 15 мм), верхние торцы которых установлены внутри резервуара на заданных заказчиком уровнях, а нижние торцы выведены за стенку резервуара. При кинематической вязкости продукта свыше 50сСт слив проб должен выполняться в принудительном порядке с использованием вакуумного насоса и пробоотборных трубок внутренним диаметром не менее 25 мм. Перед отбором пробы должна быть произведена прокачка системы вакуумным насосом до полного удаления из пробоотборных трубок отстоявшегося или загустевшего продукта.

Источник

НЕФТЕБАЗЫ

РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК

Оборудование устанавливаемое на резервуарах

Fig13

На резервуарах устанавливаются:

  • оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефтепродукта;
  • оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
  • противопожарное оборудование;
  • приборы контроля и сигнализации.

К группе оборудования для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефтепродукта относятся:

  • дыхательная арматура;
  • приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
  • средства защиты от внутренней коррозии;
  • оборудование для подогрева высоковязких нефтепродуктов.

Для обслуживания и ремонта резервуаров используется следующее оборудование:

  • люки-лазы;
  • люки замерные;
  • люки световые;
  • лестница.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием:

  • огневыми предохранителями;
  • средствами пожаротушения и охлаждения.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

  • местные и дистанционные измерители уровня нефтепродукта;
  • сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефтепродукта;
  • дистанционные измерители средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
  • местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);
  • сниженный пробоотборник и др.

Источник

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров

Основное оборудование резервуара показано ниже

Основное оборудование резервуара

где, 1 — сливной колодец; 2 — быстроразъемная муфта; 3- сливной фильтр; 4 — колодец резервуара; 5 — сливной трубопровод; 6 — измерительное устройство; 7-угловые огнепреградители; 8 — вентиль; 9 — воздушный трубопровод; 10 — дыхательный клапан; 11 — всасывающий трубопровод; 12 — приемный клапан.

Cливное устройство используется для приема горючего из автоци­стерн. Состоит из:

Быстроразъемные сливные муфты предназначены для соедине­ния подающего шланга автоцистерны со сливной трубой резервуара. В на­стоящее время наиболее распространены сливные муфты МС-1 и МС-1М с крышкой и эксцентриковым зажимом или шибером, который одновре­менно служит и ключом зажимной гайки. Муфты оборудованы фильтром и маслобензостойким уплотнением. Для подключения патрубка сливного шлан­га цистерны необходимо отвернуть зажимную гайку, вынуть шибер или от­крыть эксцентриковые зажимы, вставить патрубок и завернуть зажимы. Шланг отсоединяется в обратном порядке.

Быстроразъемные сливные муфты

Быстроразъемные сливные муфты:1 — патрубок; 2 — корпус; 3 — фильтр-огнепреградитель; 4 — зажим левый; 5 — зажим правый; 6 — ось зажима (2 шт.); 7 — кольцо уплотнительное; 8 — кольцо уплотнительное; 9 — патрубок сливной.

Технические характеристики сливных муфт

Марка сливной муфгы

Условный проход , мм

Номинальное давление, МПа

Максимальное давление, МПа

Габаритные размеры, не более:

— диаметр (ширина), мм

Сливная труба устанавливается на расстоянии от днища резервуара не более 200 мм. Для предотвращения попадания наружного воздуха, сливной трубопровод монтируют в резервуаре ниже клапана на всасывающем трубо­проводе, что дает возможность обойтись без специального гидравлического затвора.

Наибольшее распространение получили сливные устройства МУ-91-12 и АЗТ.5-885-800.

Технические характеристики сливных устройств

Марка сливного устройства

Крышка горловины резервуара

Число приемных патрубков

Условный диаметр, мм:

Номинальная скорость слива самотеком, м 3 /ч

Материал фильтрующего элемента

Гофрированная нержавеющая лента

Габаритные размеры, мм:

ЗАБОРНАЯ ТРУБА монтируется в резервуаре на расстоянии от днища резервуара не менее 200 мм. На заборной трубе на резьбе присоединяется об­ратный клапан , в корпусе которого имеются впускные окна и от­верстие для направляющей штока клапана. Клапан представляет собой диск с направляющей осью. Под действием силы тяжести и столба жидкости, диск, перемещаясь по направляющей, закрывает впускные окна и препятствует сливу горючего из всасывающего трубопровода.

Обратный клапан

Обратный клапан:1 — корпус; 2 — тарелки; 3 — сетка; 4 — гнезда.

Техническая характеристика обратных клапанов показана в таблице. Кла­пан может быть совмещен с огневым предохранителем.

Техническая характеристика обратных клапанов

Место установки клапана

Нижний конец всасывающей трубы

Крышка горловины резервуара

Условный диаметр, мм

Материал фильтрующего элемента

Гофрированная нержавеющая лента

Габаритные размеры, мм

ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН применяется для автоматического поддер­жания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство, предотвращает разруше­ние резервуара.

Читайте также:  Пришел газовщик проверить оборудование

При повышении давления в резервуаре выше расчетного, паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу. При разрежении ниже допускаемо­го, атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство ре­зервуара. —

Промышленность выпускает совмещенные механические дыхательные кла­паны (СМДК) — и пневмоклапаны предохранительные реверсивные (ППР).Их характеристики представлены в таблице.

Совмещенный дыхательный клапан

Совмещенный дыхательный клапан (СМДК):1 — клапан давления; 2 — клапан вакуума; 3 — вставка из фторопласта.

Дыхательный клапан ППР

Технические характеристики дыхательных клапанов

Диаметр условного прохода, мм

Пропускная способность, м 3 /ч

Давление срабатывания, МПа

Разрежение срабатывания, МПа

Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства, которые перемещаются по направ­ляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления, а при избыточном разрежении — клапан вакуума.

Клапан ППР представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность паровоздушной смеси при сливе (наливе) резервуара. При изменении давления в резервуаре от рас­четного открывается соответствующий клапан и, сжимая тарировочную пру­жину, выравнивает давление в резервуаре с атмосферным.

ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрывают крышками на проклад­ках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При от­сутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:

  • паронита толщиной 3. 4 мм для бензина;
  • паронита или картона, пропитанного горячей олифой и, после просуш­ки, промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавлением небольшого количества белил — для дизельного топлива;
  • картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столяр­ным клеем — для масла.

В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнитель­ным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плос­кими уплотнениями.

Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и от­боре проб горючего.

Резервуары имеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы). Наруж­ные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Ла­кокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем.Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсер­вированы.

Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, где указаны:

  • предприятие-изготовитель;
  • тип резервуара;
  • номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;
  • год и месяц изготовления;
  • рабочее давление;
  • номинальный объема
  • масса резервуара.

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ резервуаров:

  • Системы определения количества горючего предназначены для опреде­ления уровня взлива горючего в резервуаре с замером температуры продукта и определения количества горючего в килограммах.

Примером такой системы является автоматизированная система УГР-1М, предназначенная для измерения уровня топлива в наземных и заглубленных резервуарах, с автоматической выдачей результатов на ЭВМ. Система обслу­живает от 1 до 10 резервуаров и состоит из многоканального пульта управле­ния «Прогресс-2М», и датчиков уровня горючего.

Принцип работы основан на следящем действии поплавка, перемещаю­щегося вместе с уровнем жидкости. Поплавок через мерный шкив соединен поводками с валом датчика. Один оборот вала соответствует изменению уров­ня жидкости в 200 мм или одному обороту диска точного отсчета. ;

Во время работы системы при достижении предельных уровней пульт вы­дает звуковой сигнал. Оператор может определить:

  • текущий уровень в любом резервуаре;
  • значение предельных уровней в любом резервуаре, количество подключенных датчиков;
  • порядок опроса датчиков.

Систему УГР-1М можно подключить к термолечатающему устройству.

  • Системы контроля качества состоят из различных датчиков проверки наличия подтоварной воды и механических примесей в топливе.
  • Системы оперативного контроля технического состояния резервуара. Используется принцип двойного дниша резервуара. При повреждении первого основного слоя днища (обечайки резервуара) срабатывает датчик, который выдает сигнал на пульт оператора

Универсальные системы предназначены для определения количества го­рючего и контроля качества. Примером являются TLS-350, TLS-300 и ILS-350, LABKO-2000.

TLS-350 оценивает состояние резервуара и обнаруживает утечки топлива. Может контролировать большое количество датчиков утечки, включая меж- стенные датчики. Позволяет проводить тестирование резервуара, как по ко­манде оператора, так и автоматически. Систему можно запрограммировать на подачу предупредительных и аварийных сигналов переполнения, дости­жения верхнего и нижнего предельных уровней топлива и воды. Имеется воз­можность автоматической тарировки резервуаров по мере того, как в ходе отпуска топлива объем жидкости в резервуаре замеряется типовыми рабочи­ми уровнями. Система позволяет создавать отчеты по управлению реализа­цией топлива с любой регулярностью (ежедневно, посменно). Вскоре после создания этого отчета генерируется скорректированный отчет об операции. В отчете отражается фактическое количество поставленного топлива, для чего учитываются любые продажи, происходящие в процессе слива.

Система TLS-350R соединена интерфейсом с контроллером ТРК и посто­янно сравнивает изменения показаний объема резервуара с объемом топли­ва, проданного через колонки. Эти данные анализируются, чтобы можно было удостовериться в том, что все покидающее резервуар топливо продается че­рез ТРК. Тем самым обеспечивается полная безопасность гидравлической системы, так как утечки в резервуарах или соединительных трубопроводах или даже дрейф счетчика ТРК автоматически запустят предупредительную и аварийную сигнализацию.

Система применяется для контроля межстенного пространства двухстенных резервуаров. При этом используются поплавковые датчики верхнего и нижнего уровня жидкости в межстенном пространстве.

Система TLS-300 обеспечивает высокоэффективный контроль товарных запасов и экологическую безопасность. Система контролирует данные от мак­симум восьми магнитострикционных зондов типа MAG 1 или MAG 2 или их комбинацию. Система TLS-300 оснащена визуальной и звуковой сигнализа­цией, включаемой при наступлении определенных условий внутри резервуа­ра, таких как переполнение, достижение верхнего уровня воды и нижнего пре­дельного уровня продукта. Система позволяет генерировать отчет о сливе топ­лива на АЗС и обнаруживать утечки внутри резервуаров. Внутрирезервуарная предупредительная и аварийная сигнализация реагирует на следующие ситуации:

  • утечка;
  • низкий уровень топлива;
  • переполнение;
  • высокий уровень подтоварной воды;
  • не произошло тестирование резервуара.

Зонд обеспечивает высокоточную безотказную работу в среде нефтепро­дуктов. Используемые в нем магнитострикционная технология и пятиточеч­ное зондирование температуры позволяют обеспечивать чрезвычайно точный контроль товарных запасов и внутрирезервуарное обнаружение утечек. Зонд рекомендован к применению в одностенных резервуарах для их объемного тестирования при утечке более 378 мл/ч.

Зонд MAG 2 обеспечивает такой же надежный контроль запасов и совмес­тимость с нефтепродуктами, как и предыдущий зонд, но обладает при этом способностью обнаруживать утечки более 756 мл/ч. Зонд предназначен для использования в двухстенных резервуарах, где требования по обнаружению утечек не такие высокие, как в одностенных.

Система LABKO-2 GOO предназначена для измерения и контроля уровня жидкости в резервуарах. Может применяться с местным или дистанционным управлением и объединена с блоком управления насоса или с компьютером кассы. Она состоит из датчика уровня LABKO-2000,блока питания PS-12A в искробезопасном исполнении, блока преобразования МЕ-1А, блока управле­ния и формирования отчетов МЕ-3, блока выдачи отчетов МЕ-ЗР и интер­фейса RS-232. В комплект также входит программное обеспечение «LMS».

Датчик уровня может использоваться при рабочих температурах -20. +50 °С. Длина датчика не более 6 м. Погрешность измерения ± 1 мм.Блок PS-12A. На каждый датчик один блок. Рабочая температура -10. +50 °С. Напряжение питания 200. 250 В, частота 50. 60 Гц. Потребляемая мощность 5 ВА. Блок МЕ-1А. Количество датчиков — не более 8. Преобразует ток 20 мА в сигнал серийного интерфейса RS-232.Блок МЕ-3. Количество датчиков — не более 8. Дисплей LCD. Напряже­ние питания — 230 В переменного тока, частотой 50 Гц.Блок МЕ-ЗР со встроенным принтером.

Источник