Курсовая работа: Расчет потерь нефтепродукта

Рис. 8. Предохранительный (гидравлический) клапан типа КПГ

В комплексе с дыхательными клапанами НДКМ устанавливают предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ, работа которых основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора (рис. 8). Клапан состоит из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, верхнего корпуса 6 о патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, огневого предохранителя 4, крышки 3 для защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяют по зеркалу жидкости в чашке с помощью шпилек 1. Работа клапана осуществляется следующим образом. При повышении давления в резервуаре и в полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого, скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Площадь кольцевого зазора а между патрубком и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки.

Рис. 9. Сифонный кран:

1 – защитный чехол; 2 – сальниковое уплотнение; 3 – патрубок; 4 – защитная диафрагма; 5 – поворотная рукоятка; 6 – пробковый кран

Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и дыхательным или предохранительным клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра.

Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные мелкие потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов, и пламя гаснет.

Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу (рис. 9), пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы удаляется выпуском части нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищен специальным кожухом.

Для замера уровня и отбора проб нефтепродуктов резервуары в настоящее время оснащают поплавковыми дистанционными уровнемерами УДУ-5 и сниженными пробоотборниками ПСР. Поплавок уровнемера УДУ-5 перемещается вверх и вниз вместе с уровнем продукта в резервуаре. Лента, к концу которой прикреплен поплавок, выведена наружу, на стенку резервуара; второй ее конец намотан на барабан, размещенный в камере, закрепленной на стенке резервуара на высоте около 1,5м от основания резервуара. Оператор через окошко камеры может считывать по ленте показания уровня продукта в резервуаре. Эти показания с помощью устройств телеизмерения можно передавать на расстояние.

Рис. 10. Оборудование резервуара для темных нефтепродуктов и масел:

1 – вертикальный патрубок;

2 – подъёмная труба

Сниженный пробоотборник позволяет отбирать среднюю по высоте пробу продукта, находящегося в резервуаре.

При хранении нефтепродуктов III и IV классов на отпускных трубопроводах внутри резервуара устанавливают подъемные трубы, позволяющие забирать нефтепродукт из верхних слоев резервуара, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, так как грязь и вода, оседая под действием силы тяжести, собираются в нижних слоях (рис. 10). Подъемные трубы поворачиваются на шарнирах. Если поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предотвращаются утечки из резервуара при повреждении отпускных трубопроводов или их задвижек, т. е. подъемная труба выполняет роль хлопушки.

Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Пена вводится в резервуар через пенокамеры, монтируемые в верхнем поясе резервуара (рис. 11). Подаваемая под давлением по трубам 1 из пенореактивных установок пена разрывает мембрану 2 из промасленного картона или листового свинца, установленную в камере 3 для предупреждения утечки бензиновых паров, поступает на поверхность нефтепродукта и прекращает горение. Число пенокамер, устанавливаемых на резервуаре, зависит от его диаметра; на каждые 8 — 10 м длины окружности резервуара ставится по одной пенокамере. В последние годы резервуары оборудуют камерами для воздушно-механической пены, отличающимися от приведенной на рис. 11.

В верхней точке кровли резервуаров (рис. 12), предназначенных для хранения темных нефтепродуктов и масел, устанавливается вентиляционный патрубок (см. рис.12) для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто сеткой с размером ячейки 0,5 — 0,7 мм. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком. Диаметр вентиляционного патрубка 150—250 мм.

Рис. 11. Пенокамера:

1 – пенопроводы; 2 – мембрана; 3 – корпус камеры; 4 – крышка корпуса; 5 – пенослив; 6 – направляющий козырёк; 7 – верхний пояс резервуара

Рис. 12. Вентиляционный патрубок:

1 – опорный фланец; 2 – труба; 3 – лапа; 4, 10 – болты; 5 – сетка; 6 – крышка трубы; 7 – крышка колпака; 8 – обечайка колпака; 9 - хомуты

1.4 Техническое обслуживание резервуаров

Техническое обследование резервуаров выполняется Отделом технического надзора согласно «Графика технического обследования резервуаров», утвержденного главным инженером ТПП «Когалымнефтегаз». Частичное техническое обследование выполняется не реже одного раза в пять лет, полное техническое обследование - один раз в десять лет.

Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическим осмотрам согласно «Календарного графика» утвержденного главным инженером НГДУ. Результаты осмотра и обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

Заосадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение согласно «План-графика выполнения нивелирования резервуаров» утвержденного главным инженером НГДУ.

В первые четыре года эксплуатации резервуаров необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.