Печь трубная блочная ПТБ-10

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировании.

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 представляет собой комп­лекс, состоящий из двух основных блоков: печи трубчатой ПТ-10 и блока управления и сигнализации БУС-10.

Трубчатая печь ПТБ-10 поставляется и транспортируется к месту ее монтажа в разобранном виде. В комплект поставки входят два крупногабаритных блока: камера теплообменная и блок основания печи, а также соединяющие их элементы тру­бопроводов нефти, воздуха, отопления, монтажные детали про­кладки, крепежные и другие изделия.

Теплообменная камера, или собственно печь устроена сле­дующим образом. Корпус теплообменной камеры образован кар­касом и двумя коробами. Каркас теплообменной камеры пред­ставляет собой пространственную металлическую сварную кон­струкцию из профильного проката, имеющую с внутренней сто­роны две металлические стенки, пространство между которыми заполнено теплоизоляционным материалом. Короба снабжены гляделками для осмотра внутренней части камеры при работе печи. Наружная стенка выполнена из обычной листовой углеро­дистой стали, внутренняя стенка (обшивка)—из жаростойкой стали. Внутренняя обшивка служит для защиты теплоизоляци­онного материала от разрушения. В качестве теплоизоляционно­го материала использована вата каолинового состава выдержи­вающая рабочую температуру до 1100°С.

В верхней части теплообменной камеры расположены два откидывающихся предохранительных взрывных клапана.

Внутри теплообменной камеры расположены четыре змееви­ка, состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159 мм со спиральным оребрением и двойников (калачей). Змеевики расположены парами, симметрично, слева и справа от продоль­ной осп теплообменной камеры. Змеевиковые трубы по концам и в середине опираются на трубные доски из жаростойкой стали.

На нижней стенке (полу) теплообменной камеры установле­ны четыре сопла-конфузора для ввода продуктов сгорания в ка­меру и направляющие аппараты для улучшения инжекции рециркулируемых дымовых газов. Для выхода дымовых газов из камеры в нижней части боковых стенок каркаса предусмотрены дымоходы, к фланцам которых крепятся дымовые трубы.

Принцип работы теплообменной камеры заключается в том, что от горячих продуктов сгорания теплота через стенки труб змеевиков передается подогреваемой среде.

Рабочий процесс в теплообменной камере проходит следую­щим образом. Раскаленные продукты из камер сгора­ния через четыре сопла-конфузора в виде плоских струй посту­пают во внутреннее пространство теплообменной камеры.. Ско­рость струй у устья сопел-конфузоров составляет 100—120 м/с, температура струй достигает 1600—1700°С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы обменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются.

Таким образом, трубы змеевика омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700—900 °С.

Блок основания печи представляет собой конструкцию, пред­назначенную для установки на нем теплообменной камеры, мон­тажа камер сгорания, горелок, трубопроводов топливного газа, дутьевых вентиляторов, воздуховодов, приборов контроля и ре­гулирования.

Рама-основание блока представляет собой пространственную металлическую конструкцию, сваренную из профильного прока­та. На верхние блоки правой части рамы-основания устанавли­вается теплообменная камера и крепится к ним болтами.

В пролетах правой части основания на кронштейнах уста­новлены четыре камеры сгорания, к которым крепятся горелки. Здесь же располагаются воздуховоды и трубопроводы подачи топливного газа к основным и запальным горелкам.

Левая часть рамы основания служит для размещения утеп­ленного укрытия, состоящего из отдельных стеновых панелей и панелей крыши, в котором размещаются узел регулирования топливного газа, регулятор соотношения «газ — воздух», щит ма­нометров. На раме-основании блока размещены два вентилято­ра ВВД № 11.

Камера сгорания является источником-генератором тепловой энергии для технологического процесса подогрева за счет высо­коскоростного потока продуктов сгорания с высокой температурой.

открыть вентили, установленные на импульсных трубах, и уравнительный вентиль дифференциального манометра, затем вентили на трубах его плюсовой: и минусовой камер;

закрыть уравнительный вентиль дифференциального мано­метра;

проверить наличие циркуляции нефти через змеевики печи по показаниям вторичного прибора (дифференциального мано­метра), установленного на пульте управления;

продуть на свечу трубопровод подачи газа к основным и за­пальным горелкам камер сгорания;

открыть заслонки на воздуховодах перед камерами сгорания и зафиксировать их в открытом положении; степень открытия заслонок должна быть различной с таким расчетом, чтобы рас­ход воздуха и его давление перед каждой камерой сгорания были одинаковыми;

открыть задвижку и вентили на коллекторах подачи газа к основным и запальным горелкам;

подать напряжение на блоки управления электродвигателя­ми вентиляторов и включить поочередно в работу электродвига­тели дутьевых вентиляторов; после включения в работу вен­тиляторов розжиг запальных и основных горелок осуществляет­ся автоматически;

после розжига визуально через гляделки камер сгорания не­обходимо визуально убедиться в наличии пламени запальных и основных горелок.

Остановка

Для остановки трубчатой печи необходимо:

понизить точку настройки регулятора температуры с тем, чтобы снизилась температура нагрева среды в змеевиках печи;

понизить точку настройки регулятора давления газа с тем, чтобы понизить скорость горения топливного газа до минимума;

по показаниям термометра убедиться в постепенном сниже­нии температуры нагрева нефти;

уменьшить расход подогреваемой нефтяной эмульсии, при­крывая задвижку на трубопроводе ввода ее в печь;

закрыть полностью вентили на коллекторе подачи газа к го­релкам камер сгорания и вентили на трубопроводах подачи газа к запальным горелкам;

остановить вентиляторы;

закрыть задвижку на трубопроводе топливного газа;

открыть вентили и сбросить остатки газа из газопровода на продувочную свечу;

закрыть задвижку на трубопроводе ввода нефти в печь;

после снижения температуры нефти закрыть задвижку на трубопроводе вывода ее из печи;

отключить от сети питания блоки управления электродвигаелями и пульт управления.

 

Аварийная остановка

Работа блочной трубчатой печи должна быть немедленно прекращена и следующих случаях:

а) если давление в змеевиках печи поднимется выше разрешенного, несмотря на соблюдение всех требований и принятие мер, указанных в инструкции по безопасному обслуживанию;

б) при неисправности взрывных предохранительных клапанов;

в) при неисправности манометров и невозможности опреде­лить давление по другим приборам;

г) если в змеевиках, коллекторах, трубопроводах будут об­наружены течи, потения в сварных швах, фланцевых, резьбо­вых соединениях;

д) при неполном комплекте крепежных деталей фланцевых соединений;

е) при неисправности в системе защиты и блокировки печи;

ж) в случае пожара, непосредственно угрожающего печи;

з) в других случаях, предусмотренных в инструкции по без­ опасному обслуживанию печи.

При аварийной остановке печи необходимо:

перекрыть задвижку на трубопроводе подачи газа к печи и вентили к горелкам каждой камеры сгорания;

открыть вентили на продувочную свечу;

остановить двигатели привода вентиляторов:

уменьшить подачу нефти к змеевикам постепенным перекры­тием задвижки на трубопроводе подачи нефти в печь;

после охлаждения змеевиков полностью закрыть задвижки на трубопроводах ввода и вывода нефти из печи.

 

Теплообменные аппараты

Теплообменные аппараты делятся на следующие группы:

1) погружные холодильники;

2) теплообменники типа «труба в трубе»;

3) кожухотрубчатые теплообменники;

4) аппараты воз­душного охлаждения;

5) теплообменники непосредственного смешения.

Погружные теплообменники представляют собой заполненные водой металлические ящики, в которых располо­жен один или несколько змеевиков. По змеевикам движутся охлаждаемые пары или жидкость. Эти аппараты занимают мно­го места, имеют низкий коэффициент теплопередачи. Погруж­ные теплообменники применяются в качестве конденсаторов па­ров ректификационных колонн и концевых холодильников, на установках, запроектированных и построенных в начале 50-х го­дов. В частности, такие аппараты в настоящее время есть в со­ставе установок комплексной подготовки нефти в объединении «Башнефть». Впоследствии эти аппараты будут полностью за­менены более совершенными конструкциями.

Теплообменники типа «труба в трубе» легко разбираются для чистки и используются при любой разно­сти температур теплообменивающихся сред. Эти аппараты кон­структивно предельно просты и состоят из двух труб большего и меньшего диаметра, расположенных концентрически.

Такие теплообменники широко применяются в практике благодаря следующим преимуществам перед другими устрой­ствами:

1) позволяют осуществить полный противоток;

2) допускают работу при больших скоростях движения по­
токов, что обеспечивает более высокие коэффициенты теплопередач;

3) устойчивы при работе с агрессивными и загрязненными
рабочими средами.

Теплообменники типа «труба в. трубе» применяются обычно в составе установок подготовки нефти небольшой мощности — до 3 млн. т нефти в год.

Наибольшее распространение получили кожухотрубчатые теплообменники. Существуют кожухотрубчатые теп­лообменники жесткотрубного типа и с плавающей головкой.

1. Теплообменники кожухотрубчатые жест­кого типа, выполняемые в вертикальном и горизонтальном, одноходовом или многоходовом вариантах. Особенность таких теплообменников — приваренные к корпусу аппарата трубные
решетки. Трубки развальцовывают в решетках. Во избежание температурных напряжений в корпусе и трубках область при­менения этих теплообменников ограничивается разностью тем­ператур между средами в 50^СС. К числу недостатков следует также отнести невозможность чистки наружной поверхности
трубок, т. е. теплообменники жесткого типа можно использовать
лишь в средах, которые не загрязняют стен трубок.

2. Теплообменники кожухотрубчатые жесткого типа с лин­зовым компенсатором, отличающиеся от предыдущих тем, что на корпусе монтируется линзовый компенсатор (иногда два и три в зависимости от температурных удлинений).

Линзовые компенсаторы устанавливают при высоких терми­ческих напряжениях трубок. Теплообменники с линзовым ком­пенсатором ограничены по давлению.

3. Основными теплообменными аппаратами в установках подготовки нефти являются теплообменники с пла­вающей головкой. Они используются для подогрева сырой нефти за счет теплоты отходящей подготовленной нефти, а так­же в качестве водяных конденсаторов-холодильников и подо­гревателей нефти перед ректификационными колоннами на ус­тановках стабилизации нефти. Благо даря, подвижной решетке (иначе она называется плавающей головкой) в корпу­се исключены температурные напряжения. Кроме того, труб­ную решетку вместе с пучком в, любое время можно извлечь из корпуса или заменить при износе. Возможна также замена отдельных трубок пучка.

На установках подготовки нефти применяются теплообмен­ники с плавающей головкой, имеющие поверхность теплообмена 300—900 м² и длину трубок 6 и 9 м. Коэффициент теплопе­редачи в этих аппаратах равен 400—600 кВт/(м^2*ч* °С).

Для охлаждения нефти и конденсации паров легких углево­дородов используется сырая нефть, поступающая с промыслов, а также вода. Качество воды при этом, как правило, невысокое, в ней содержатся посторонние примеси, она достаточно минера­лизована. Поэтому в трубках теплообменников отлагаются на­кипь и органические осадки, трубки подвержены коррозии. Эти недостатки полностью устраняются при использовании аппара­тов воздушного охлаждения. Строящиеся и проектируемые в настоящее время установки стабилизации нефти оснащаются в основном конденсаторами и холодильниками воздушного охлаж­дения.

 

Компрессоры

При однотрубных системах сбора нефти и газа отделение таза осуществляется на ЦПС. Во многих случаях на ЦПС стро­ит установки по сепарации и подготовке нефти на одной площадке с установкой подготовки газа. При этом основные ком­прессорные мощности обычно располагаются на установках подготовки газа. На прием этих компрессоров под собственным давлением 0,3—0,5 МПа поступает газ первой ступени сепарации. Газы второй и третьей ступеней при давлениях соответственно 0,2—0,3 МПа и 0,1—0,2 МПа при близком расположении установки подготовки газа можно также под собственным дав­лением транспортировать на прием компрессоров установки подготовки газа. Если давления второй и третьей ступеней сепара­ции недостаточно для транспортирования газа до компрессор­ной станции установки подготовки газа, то строят компрессорную линию непосредственно у пункта сепарации, и газы второй и третьей ступеней при помощи компрессоров можно закачивать и газопровод первой ступени сепарации или по самостоятельному газопроводу транспортировать до установки подготовки газа.

Для жирных газов концевой или горячей ступеней сепарации необходима установка компрессоров непосредственно у сепа­раторов. В некоторых случаях с этих ступеней сепарации газ отбирают под вакуумом, и требуется установка у сепараторов вакуум-компрессоров.

На многих нефтяных месторождениях возникает необходи­мость в компрессорных станциях для компримирования газа первой ступени сепарации и транспортирования его до ближай­шего газобензинового завода или другого потребителя. На не­которых месторождениях компрессорные станции высокого дав­ления необходимы в связи с внедрением газлифтной добычи нефти.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили компрессоры следующих типов: газомоторные, турбо­компрессоры и ротационные с электроприводом. В стадии широ­кого внедрения находятся винтовые компрессоры.

Газомоторными называются компрессоры поршневого типа, соединенные в один агрегат с двигателем (газомотором), использующим в качестве топлива перекачиваемый газ.

Основными узлами газомоторного компрессора являются блок силовых цилиндров с поршнем, шатуны двигателя и компрессора, крейцкопф, поршень компрессора со што­ком, цилиндр компрессора, приемные и выкидные клапа­ны. Коленчатый вал и картер являются общими для дви­гателя и компрессора.

Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый воздух, который дает первоначальный толчок поршню двига­теля. Вращательное движение коленчатого вала преобразуется кривошипно-шатунным механизмом и крейцкопфом в возвратно-поступательное движение штока и поршня.

Газ поступает в полость рабочего цилиндра компрессора че­рез приемные клапаны, установленные в верхней части цилинд­ра, сжатый газ выходит через выкидные клапаны, расположен­ные внизу.

Подачу газомоторных компрессоров регулируют вручную
(перепуском газа с выхода на прием, дросселированием газа
на приеме и изменением величины мертвого пространства) или
автоматически (регулятором давления на приемной линии, ко­торый поддерживает постоянным установленное для компрессо­ра давление).

Из газомоторных компрессоров на нефтяных месторождениях широко применяются компрессоры типа 8ГК, 10ГК и ГМ-8. Последний является автономной и моноблочной машиной, и в настоящее время им укомплектовываются блочные компрессор­ные станции типа КС-550. Все эти компрессоры выпускаются в основном с четырьмя рабочими цилиндрами, реже с тремя или пятью, с различным сочетанием числа цилиндров на первой, вто­рой и третьей ступенях в зависимости от условий. В табл. 6 приведены основные технические данные газомоторных компрес­соров.

Если газ перекачивают на небольшие расстояния, т. е. не требуется высокого давления, то применяются турбокомпрессоры или ротационные компрессоры с приводом от электродвигателя. Турбокомпрессор — это центробежная машина с часто­той вращения до 14 000 мин-¹. Число оборотов турбокомпрессо­ра увеличивается при помощи редуктора, в то время как рота­ционные машины могут непосредственно подсоединяться к низкооборотному двигателю.

Ротационный компрессор и отличие от турбо­компрессора работает по прин­ципу поршневых машин, но от­личается от них тем, что сжа­тие газа происходит не при возвратно-поступательном дви­жении поршня, а в результате вращательного движения ци­линдрического поршня, назы­ваемого ротором. Вращающийся ротор имеет выдвижные пластинки, кото­рые скользят по внутренней поверхности цилиндрического корпуса, называемого статором. Ротор расположен эксцентрич­но по отношению к статору, так что между ними образуется серповидное пространство. При вращении ротора пластин­ки под действием центробежной силы выдвигаются по своим пазам до соприкосновения с внутренней поверхностью статора.

Объем, заключенный между двумя соседними пластинками, при вдвинутых в ротор пластинках равен нулю, а при выдвину­тых — максимальному значению. Таким образом, между плас­тинками образуются камеры с изменяющимися при вращении объемами. Камеры во время сообщения с приемным патруб­ком 6 постепенно увеличиваются в объеме и заполняются газом. Достигнув максимума своего объема, камеры перекрываются цилиндрической поверхностью статора, и при дальнейшем пово­роте ротора их объем начинает постепенно уменьшаться, а газ, находящийся в камерах,— сжиматься. По достижении миниму­ма объема камер сжатый газ, находящийся в них, поступает в выкидной патрубок. Все это обеспечивает большую плавность подачи газа в ротационных компрессорах по сравнению с порш­невыми. Ротационные компрессоры — низкооборотные (до 500 мин-¹).

На нефтяных месторождениях применяются в основном тур­бокомпрессоры ГТК-7/5 и ротационные компрессоры РСК-50/7.

К преимуществам турбокомпрессоров и ротационных ком­прессоров перед поршневыми относятся малые габариты и мас­са, простота конструкции, уравновешенность машины, прямоточность процесса и равномерность подачи газа, к недостат­кам — повышенные требования к точности изготовления и экс­плуатации.

В последнее время для компримирования газов концевых ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все боль­шее применение получают винтовые компрессоры (в основном используются компрессоры 7ВКГ-30/7 и 7ВКХ-50/7). По принци­пу действия они относятся к объемным (поршневым) машинам, позволяющим перекачивать газожидкостные смеси, т. е. газ с некоторым содержанием жидкой фазы.

В винтовом компрессоре подача газа осуществляется вра­щающимися ведущим и ведомым винтами, которые находятся в зацеплении друг с другом и заключены в обойму корпуса ма­шины. В компрессорах 7ВК.Г сжатый газ охлаждается путем принудительного впрыскивания масла или нефти в рабочую по­лость компрессора в процессе сжатия. Компримируемый газ и нефть (масло) движутся поступательно, и равномерное враще­ние винтов обеспечивает непрерывную подачу газа и нефти без завихрений и пульсаций. Помимо охлаждения газа впрыскивае­мая в рабочую полость нефть (масло) смазывает подшипники качения и шестерни связи. На базе компрессора 7ВКГ разработаны блочные автоматизированные компрессорные станции для сбора и транспортирования газа концевых ступеней и горячевакуумной сепарации. В комплект поставки входят элементы системы авто­матики: щит дистанционного управления, реле давлении и др. В целом компрессорная установка является автономной и транс­портабельной.

Обслуживающему персоналу, работающему на установках подготовки нефти, приходится иметь дело также с воздушными компрессорами.

Воздушные компрессоры применяются на объектах подготовки нефти в качестве генераторов сжатого воздуха, не­обходимого для управления работой приборов и средств авто­матики, регулирующих технологические параметры в процессах сепарации, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

 

Промысловые резервуары

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются резервуары. Они используются для хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, поступающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво­женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер­вуары бывают стальные и железобетонные.

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического корпуса и покрытия (крыши).

Днище р е з е р в у а р а монтируется на специальных фун­даментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки, песчаной подушки и гидрофобного слоя, предотвра­щающего поступление вод к днищу резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного битумом, гудроном или вязкой нефтью. Основное назначение гидрофобного слоя – предотвращение коррозионного разрушения днищ резервуаров. Толщина гидрофобного слоя составляет 8-10 см, песчаной подушки – 30 см. слой уплотняют катком или вибратором. Днище укладывают на основание или горизонтально (для резервуаров вместимостью до 1000 м³), либо с уклоном 1:100 от центра к стенке. Минимальная толщина листов центральной части 4 мм. Для резервуаров вместимостью от 5 до 20 тыс.м³ толщина днища составляет 5 мм, а для резервуаров 20 тыс.м³ и более – 6 мм.

Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м³ свора­чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре­зервуаров вместимостью 1000 м³) либо на 2—3 мм больше тол­щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью 5000 м³). Для резервуаров вместимостью более 5000 м³ окрайки изготовляют сегментными из отдельных -заготовок толщиной не менее 8 мм.

Толщину днища определяют, руководствуясь предполагаемой скоростью коррозии и прочностью конструкции узла сопряжения днища с корпусом.

Толщина днища малых резервуаров 4—5 мм, а для резер­вуаров диаметром более 15 м листы днища имеют толщину 6—8 мм и более (0,8—1 от толщины листов нижнего пояса). Листы днища сваривают встык и внахлестку со сплошным про­варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля­ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они недоступны осмотру.

Покрытие резервуара служит для восприятия избыточного внутреннего давления и вакуума в резервуаре, возни­кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по­падания атмосферных осадков (дождя и снега) внутрь резер­вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива­ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры­вистым внутренним швом, а к несущим элементам покрытия (стропилам) — прихватками. При давлении 0,2 кПа покрытие приваривают только наружным сплошным швом.

Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов­реждения стенки в случае взрыва и газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м³ должен быть не менее 1: 20 и не более 1: 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести­мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.

Корпус резервуара сваривают из отдельных поясов. Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле­нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении резервуаров полистовым методом в отдельных районах, в ко­торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе­их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари­вают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплош­ными, внутренние — сплошными или прерывистыми. Величина нахлестки должна быть не менее 86 (б — толщина листа). Толщина листов корпуса резервуара изменяется от 4 до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепро­дуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ре­монту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают спе­циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На кры­ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре­дохранительные клапаны, огневые предохранители и световые люки.

Замерный люк предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так­же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це­лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст­рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус­ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного клапана.

Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления над вакуумом. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток.

Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

Дыхательный клапан типа ДК состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора: один для работы на давление (верхний), а другой для работы на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещает­ся по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапаны могут быть отре­гулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки, через которые вынимают клапаны для ос­мотра и ремонта.

В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пре­делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре­зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль­шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель­ное увеличение его пропускной способности.

Клапаны предохранительные гидравличе­ские предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности, дыхатель­ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха­тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про­пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав­ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо­хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер­вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма­ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего­родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост­ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею­щее плотность 0,86—0,88 г/см³. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повыше­нии давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.

Огневые предохранители служат для предохранения от вспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резер­вуара в. Случае проникновения огня, искр через дыхательный или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре­дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се­чением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф­рированные листы и т. п.

Кроме оборудования, расположенного на крыше, резервуар имеет следующие устройства.

Измерители уровня жидкости в резервуаре типа УДУ предназначены для оперативного контроля за заполнением и опорожнением резервуара. Указатели УДУ-5 предназначены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука­зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи­кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П с дистанционной потенциометрическои приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии по­плавка, плавающего на поверхности- жидкости и перемещающе­гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа­веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер­живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту­пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич­ный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью. Жидкость и колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про­никать в полость показывающего прибора при избыточном дав­лении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показании и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе­циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав­ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп­лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол­нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения при местном отсчете ±5 мм, при дистанционной передаче по­казаний ±15 мм.

Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой гер­метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати­ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис­темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см³ .

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот­борника расположен' на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на­ружной стенке резервуара в его нижней части. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме­ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высоте резервуара — 12 м.

Пробоотборные системы типа ПОР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран­ий из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две пли три клапанные секции, соединительные грубы и концевую трубу с прокладками. Число секции и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш­ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой полости и с насосом узла слипа пробы.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер­вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем.учтены особен­ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве­личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз­воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле­родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5

П е н о с л и в н ы е камеры предназначены для подачи пе­ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га­зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко­торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел­лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.

Для резервуаров большой единичной вместимости применяют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000. Такая установка скомпонована из пеногенератора высокократной пены и пенной камеры боль­шой производительности. Важ­ный элемент конструкции пенокамеры — герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от ис­парения в окружающую среду. Герметичное крепление крыш­ки к корпусу пенокамеры вы­полняется стяжками, снабжен­ными замками, состоящими из двух частей, спаянных легко­плавким сплавом (температу­ра плавления сплава не более 120^СС). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре­зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту,

Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло­щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре­мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре­зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх­ность жидкого нефтепродукта.

Сифонный кран типа СК предназначен для спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен­ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена, сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом

X л опушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну три резервуара на конце приемно-раздаточного патрубка. Хло­пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп­равления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механи

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: