4.0Борудование резервуаров.

Расчет средств пожаротушения:

Он сводится к определению расхода воды и пенообразователя на тушение и охлаждения резервуаров. Расчетное время системы пожара составляет 10 мин для стационарных систем пожаротушения и 15 мин для передвижных систем пожаротушения.

Для резервуаров более 5 000 тыс. м³, используется только стационарные системы пожаротушения, а для менее 5 000 тыс. м,³ используются передвижные системы. Интенсивность подачи воды устанавливается исходя на 1 м² на расчетную площадь резервуара тушения, за счетную площадь тушения принимается площадь резервуара в плане. Общий расход пенообразователя и воды н. пр. на 1 м² поверхностям для н. пр. с Стр. 24

температурой вспышки 28° С и ниже составляет 0,08 л сек/м² (раствор пенообразователя).

Вид резервуара РВС-10 ООО.

d = 29 м. h = 18м.

ГПСС - 2 ООО. Количество 3 шт.

S=

S = 3.14*841/4= 637,616м².

Q_P=I*S

Q_P- расход пенообразователя на один пожар.

I - интенсивность подачи раствора пенообразователя.

Q_p = 0,08 *637,616 = 51 л/с.

Применяем установку пеногенераторов с расходом 16-20 л/с, установим Генератор ГПСС - 2 000.

Необходимое количество воды для пеногенератора V=333,3333 л

В общем для всех резервуаров V_общ =30400 л

Генератор ГПСС - 2 000.

Производительность по пене, л/с 2000

Расход 4—6%-го раствора пенообразователя типа ПО-1Д, л/ 16,0—20,0 Давление перед распылителем,

МПа (кгс/см²) 0,4-0,6 (4-6)

Кратность пены 100 ± 30

Дальность подачи пены, м, не менее 13

Высота подачи пены, м, не менее 6

Габаритные размеры, мм, не более:

Стр. 2

Длина L 1060

Высота H 510

Масса, кг, не более 13

Для тушения пожаров в резервуарах применяют высокократную пену, получаемую с помочью генераторов инжекторного типа. Генератор устанавливают на верхнем поясе резервуара на фланце. Необходимая устойчивость пеногенератора достигается укреплением его в нижней части на опорном кронштейне, приваренном к стенке резервуара. Для проведения регламентных работ в зоне размещения смонтирована площадка. При возникновении пожара немедленно подъезжает автоцистерна, заполненная пенообразователем. Её шланг подсоединяют к трубопроводу, который подаётся в корпус, где при распыли пенообразователя образуется высокократная пена. Она поступает в пенокамеру, вследствие разности давлений в генераторе и в газовоздушном пространстве срывает герметизирующую крышку и заполняет газовоздушное пространство, изолируя поверхность топлива от воздуха.

Для получения высокократной пены применяют 6%-ый водный раствор пенообразователя ПО-1, который представляет собой темно-коричневую⁴ жидкость, состоящую из 4% керосинового контакта, 4-5% костного клея и 10- 12% этилового спирта сырца. Состав пены: 0,6% пенообразователя, 9,4% воды, 90% воздуха. Вода и пенообразователь смешиваются в смесители, установленном в автоцистерне, в результате чего получается эмульсия, которая подается к пеногенератору. В пеногенераторе эмульсия распыляется, подсасывается воздух и при их смешении образуется воздушно-механическая пена.

Эксплуатация:

ТО-1, включает осмотр пеногенератора. Проводя 1 раз в месяц. Убедиться в правильном положении герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), целостность кассет. Проверить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки (в случае обнаружения коррозии кассета подлежит замене)

Стр. 26

Резервуар РВС -10 ООО со щитовой кровлей.

Резервуар РВС -10 ООО со щитовой кровлей.

Возможно изготовление резервуара вертикального стального РВС из:

• нержавеющей стали - резервуар вертикальный из нержавеющей стали (нержавейки)

• ЯШ

  малоуглеродистой стали - резервуар вертикальный из малоуглеродистой стали

• низколегированной стали - резервуар вертикальный из низколегированной стали

Стр. 28

Технические характеристики РВС 10000 м³

Наименование параметра		Величина параметра
Номинальный объём,м3		10000
Внутренний диаметр стенки, мм		34200		28500
Высота стенки, мм		12000		17880
Плотность продукта, т/м3		0,9		0,9
Расчетная высота налива, мм		11200		17100
Стенка РВС-10000:
Количества поясов, шт		8		12
Пропуск на коррозию, мм	-		-
Толщина верхнего пояса, мм	8		8
Толщина нижнего пояса, мм	10		13
Днище РВС-10000:
Количество окраек, шт	18		16
Припуск на коррозию,мм	-		-
Толщина центральной части, мм	5		5
Толщина окраек, мм	9		10
Крыша РВС-10000:
Количество балок,шт	32		28
Припуск на коррозию,мм	-		-
Несущий элемент	I25Б1		I20Б1
Толщина настила,мм	5		5
Масса конструкций РВС-10000,кг
Стенка	86772		120924
Днище	42149		30898
Крыша	78607		54648
Лестница	6023		1680
Площадка на крыше	1214		5019
Люки и патрубки	2595		2595
Комплектующие конструкции	2986		2986
Каркасы и упаковка	14000		21484
Всего	234346		240243

Резервуар это емкость для хранения нефти и н/п. Современные стальные резервуары в зависимости от формы и технологического назначения подразделяются на вертикальные, цилиндрические, каплевидные, горизонтальные.

Остальные резервуары сооружают сварными с применениями индустриальных методов монтажа и использование готовых рулонных заготовок и элементов заводского изготовления. Рулонные заготовки изготавливают из плоских стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для транспортировки в габаритные рулоны которые затем при монтаже разворачиваются до проектной кривизны. Высокая эффективность этого индустриального рулонного метода по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкции на месте монтажа создала условия для его широкого применении в резервуаростроении.

Резервуары низкого давления со щитовым коническим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5мм. Пояса корпусов резервуаров имеют толщину 4-10 мм(снизу вверх). В центре резервуаров устанавливают центральную стойку, на которую опирается щиты покрытия.

Эксплуатация:

ЕО, проводят общий осмотр. Визуально убедиться в отсутствии подтеканий и отпотин топлива в сварных швах, особенно в местах примыкания арматуры к корпусу резервуара, а также в герметичности разъемных соединений, отсутствие конденсата в показывающем приборе в гидрозатворе уровнемера. У вертикального резервуара осмотреть сварные

швы нижних поясов корпуса, окрайки днища и уторного шва; убедиться в

*

отсутствии трещин, свищей, участков, пораженных коррозией, вмятин вследствие образования резервуаре недопустимого вакуума или по иным причинам; следить за состоянием отмостки, наличием отвода ливневых вод по лодку. При обнаружении течи подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки; принять соответствующие меры по устранению выявленных неисправностей сварных соединений.

ТО - 1.

Перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц проводят осмотр кровли, перил и лестницы, ограждения на крыше резервуара, состояние металла. Убедиться в отсутствии не плотностей в швах и местах врезки резервуарного оборудования.

Осмотр внутренней поверхности проводится при зачистки резервуара. Разъединить болтовые соединения люка-лаза и светового люка, снять крышки и при необходимости заменить прокладки. Осмотреть внутреннюю поверхность и проверить состояние противокоррозионного покрытия, убедиться в отсутствии трещин, свищей, пораженных коррозией участков.

Стр. 31

Выявленные неисправности устранить. При установки крышек люков затянуть болтовые соединения равномерно, «в разбежку» с противоположных сторон.

ТО -2.

Проверка состояния днища проводится после зачистки резервуара: не реже 1 раза в год - в первые 4 года эксплуатации до стабилизации осадки; не реже 1 раза в 5 лет - в последующие годы после стабилизации осадки. Проверить наличие «хлопунов» и других неровностей в днище резервуара с помочью нивелирной съёмки поверхности. Измерение производить не менее чем в 8-и точках по окрайкам, и не менее чем в 8-и точках по полотнищу днища. Высота «хлопунов» при диаметре днища нового резервуара до 400 мм не должна превышать 150 мм, а площадь - 2м, при диаметре днища свыше 12 м - соответственно 180 мм и 5 м².

Проверка базовой высоты проводится 1 раз в год. Измерить расстояние по вертикали от днища резервуара в точки касания лота рулетки до риски планки замерного люка в постоянной точке измерения. Результаты измерений сличить с установленной базовой высотой. В случае расхождения выяснить причини и наметить пути их устранения.

Проверка осадки основания: не реже 1 раза в год - в первые 4 года эксплуатации до стабилизации осадки; не реже 1 раза в 5 лет - в последующие годы после стабилизации осадки. Проверку производить с помощью нивелира или гидравлического уровнемера. Горизонтальность наружного контура днища для РВС проверять нивелированием не менее чем в 8-и точках, но не реже, чем через 6 м по наружным окрайкам днища или верха нижнего пояса.

Дистанционный указатель уровня УДУ - 10.

УДУ - 10 предназначен для определения высоты взлива нефтепродукта без использования открытого замера. УДУ - 10 состоит: показывающий прибор; защитные трубы с гидрозатвором; поплавок с направляющими.

В состав защитных труб с гидрозатвором входит компенсатор. Компенсатор представляет собой гофрированный резиновый патрубок, один

Стр. 32

конец которого крепится к коробу уровнемеру, а второй к защитной трубе. Компенсатор предназначен для исключения деформации и разрушения труб при линейных расширениях, возникающих при резких изменениях температур.

Показывающий прибор разделен на две полости: верхнюю и нижнею. В верхней полости размещен пружинный двигатель постоянного момента. Для его смазывания в верхнюю полость заливается масло или АМГ - 10 в объеме 1,8 л. Барабан накопитель мерной ленты выполнен отдельно от двигателя, закреплен на одной оси большим барабаном двигателя и расположен в верхней части показывающего прибора (маслом не смазывается). Показывающий прибор УДУ - 10 имеет механизм снятия момента статического трения, возникающего при движении мерной ленты по угловым роликам. Он состоит из молоточка, закрепленного на пружинном стержне и рукоятки с кулачком, расположенным на крышке прибора. Для снятия момента статического трения необходимо повернуть рукоятку, при этом молоточек будет ударять по мерной ленте, снимая тем самым момент трения. Для подъема поплавка и проверки правильности зацепления мерной ленты с мерным шкивом служит съемная рукоятка. Для удержания поплавка в верхнем положении сбоку корпуса прибора имеется рукоятка управления

Ч-

стопором, представляющая собой Г - образный стержень. При повороте стопорной рукоятки стопор входит в зацепление со шкивом двигателя постоянного момента, предотвращая его вращение.

Отсчетный механизм УДУ-10 циферблатного типа. Состоит из двух неподвижных шкал (внутренней и внешней), двух показывающих стрелок и шкалы, размещенной на подвижном диске.

Показание с уровнемера снимаются следующим образом: в окне неподвижной шкалы против указателя по шкале подвижного диска определяют количество сотен миллиметров, и при помощи большой стрелки по внешней шкале определяют количество миллиметров.

Мерный шкив связан с отсчетным механизмом при помощи фрикционного диска, прижимаемого к мерному шкиву двумя упорными планками. Поплавок уровнемера выполнен в виде полого цилиндра, внутри которого имеются ребра жёсткости. Диаметр поплавка равен диаметру его высоты. Материал изготовления - нержавеющая сталь. К поплавку привариваются проушины, при помощи которых он связан с направляющими струнами, для обеспечения перемещения поплавка строго вертикальном направлении.

Гидрозатвор служит для поддержания в резервуаре необходимого избыточного давления и предотвращает утечки паров нефтепродукта в показывающий прибор. Гидрозатвор представляет собой колено, в котором в зависимости от условий эксплуатации заливается дизельное топливо или АМГ - 10. Уровень залитой жидкости должен быть в пределах 200 - 300 мм. Защитные трубы предназначены для защиты мерной ленты от механических повреждений и вредных воздействий окружающей среды. Для свободного перемещениях мерной ленты внутри защитных труб имеют угловые ролики.

Эксплуатация:

При ЕО необходимо убедиться в правильности зацепления мерной ленты с мерным шкивом. Для этого предварительно записав показания уровнемера, при помощи съемной рукоятки повернуть по часовой стрелки на 90°. При этом проверяющий должен почувствовать вес поднимаемого поплавка, а показания уровнемера должны изменяться. При возврате рукоятки в исходное положение - принять прежнее положение (значение). Не реже 1 раза в 10 дней необходимо контролировать уровень жидкости в гидрозатворе, 1 раз в месяц необходимо производить проверку правильности показаний уровнемеров (при инвентаризации). Для этого замеряют уровень открытым способом и сверяют его значение с показателем УДУ . В случае расхождения показаний поступают так:

1. Снять крышку показывающего прибора, ослабив винты прижимных планок, оттянуть фрикционные диск на себя, разобщив тем самым его от мерного шкива;

2. Установка нужных значений показаний производится вращением фрикционного диска. Запрещается устанавливать нужное показанием вращением стрелок.

В зависимости от условий эксплуатации в УДУ используют следующие жидкости:

Температура, °С.	Гидрозатвор.	Показательный прибор.
0-50	ДЛ	Трансформаторное масло.

-20-0	ДЗ	Трансформаторное масло.
-50 - 20	АМГ-10	АМГ-10

Не реже 2 в год при подготовки к ВЛН и ОЗП проводят смазку подшипников угловых роликов и подшипников мерного шкива.

Уровнемер УДУ - 10.

1.защитные трубы

2.гидрозатвор

3.натяжное устройство

4.струны

5.трос

6.поплавок

7.отсчетное устройство

Люк-лаз ЛЛ-600.

Задвижки типа ЭКЛ 2 100-16. 1

Счетчики нефтепродуктов ППВ-100/1,6. 4

Расчет средств защиты от гидроударов. 9

t_ф= 2 I /C 12

п_ГА⁼0,0429/0,016=2,68~3 13

4.0борудование резервуаров. 13

Генератор ГПСС - 2 000. 15

Эксплуатация: 18

Возможно изготовление резервуара вертикального стального РВС из: 19

Технические характеристики РВС 10000 м³ 20

Наименование параметра 20

Эксплуатация: 22

Дистанционный указатель уровня УДУ - 10. 25

Эксплуатация: 29

Люк-лаз ЛЛ-600. 32

Эксплуатация: 37

Эксплуатация: 40

Эксплуатация: 50

Эксплуатация: 54

Основные параметры и характеристики 59

Эксплуатация: 61

Эксплуатация: 63

Люк замерный ЛЗ - 150. 63

Плавающий топливо заборник. 65

Эксплуатация: 66

СТ-500-2М 68

ФГН 69

Провидение ЕО, ТО-1, ТО-2 для фильтров. 70

5.Технологическая карта. 70

ВЫВОД: 72

При ЕО проверяют, нет ли подтеканий и отпотин во фланцевом соединении. При их наличии подтягивают болтовое соединение, а если этим подтекания и отпотины не устраняются, проверяют состояние прокладки и при необходимости её заменяют, освободив резервуар от нефтепродукта.

При ТО - 1 очищают поверхности крышки и фланца от старой прокладки, если нужно - зачищают их для устранения забоин и заусенсов, после чего поверхность протирают. Болты, гайки, шайбы промывают керосином и проверяют их состояние. При установки люка болтовые соединения затягивают равномерно. Люк после разборки красят два раза краской, которой покрыт корпус резервуара.

Люк-лаз ЛЛ-600.

I

Общий вид люка-лаза ЛЛ-600:

1-фланец, 2-корлус,3-усиливающая накладка, 4-болт. 5-гайка, 6-прокладка.

Общий вид люка-лаза ЛЛ-600х900: 1-фланец, 2-корпус ,3-усишваюицая накладка, 4-6олт_г 5-гайка, 6-прокладка.

й

Сифонный кран КС - 100.

Сифонный кран монтируют на нижнем поясе резервуара. Кран служит для удаления придонной воды и механических примесей, осевших на дно резервуара при отстое нефтепродукта, или для слива топлива при отказе хлопушки. В северных районах страны кран используют для закачки воды в случаях течи в нижней части резервуара. Основной элемент сифонного крана - изогнутая труба с1 = 100мм, пропущенная через сальник, закрепленный на стенки резервуара. Снаружи трубы размещены ручка поворота и перекрыв. На втором конце трубы, приварен козырёк, предназначенный предотвращения слива топлива из верхней зоны вместо воды в донной части, за счет образования зоны разряжения во второй части трубы. Снаружи оборудование сифонного крана защищено кожухом, снабжённым замком. В рабочем положении сифонный кран устанавливают козырьком в верх, что исключает случаи замерзания трубы крана в слои отстоявшейся воды. Для удаления из резервуара свободной воды снимают кожух и поворачивают сифонный кран ручкой в нижнее положение, при этом сливное отверстие сифона погружается в воду, затем открывают кран, вытекает отстоявшаяся вода или сливаемый нефтепродукт.

Эксплуатация:

ТО - 1 каждый раз при сливе отстоя, но не реже 2 раза в месяц.'* Осмотреть кран. Проверить герметичность сальника, крана, фланцевых и сварных соединений. Проверить плавность поворота крана. Следить, чтобы в не рабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запор.

ТО - 2 включает в себя замену сальниковой набивки сифонного крана. Проводят после зачистки и при ремонте резервуара: снять кожух, повернуть за рукоятку сифонную трубу. Снять кожух, отвернуть грунт - буксу, вынуть ее, уплотняющее кольцо и старую набивку.

Разъединить и снять корпус сальника. Разобрать кран, очистить его детали, проверить их состояние. Проверить пробку крана, собрать его. Заложить новую сальниковую набивку, вставить грунт - буксу. Надеть рукоятку: слегка проворачивая сифонную трубу, подтянуть сальниковую набивку.

Повернуть за рукоятку сифонную трубу в первоначальное положение и при необходимости окончательно подтянуть сальник. Проверить плавность поворачивания трубы, надеть и закрепить кожух.

1. - кожух

2. - сальниковое уплотнение

3. - патрубок

4. - козырек

5. - ручка поворота

- перекрывной кран

Хлопушка ХП-100.

Хлопушки устанавливаются внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке, предназначены для предотвращения потерь нефтепродуктов при неисправности задвижки или трубопровода. Управление хлопушками осуществляется через стенку или через световой люк резервуара. Хлопушки изготавливается из чугуна или алюминиевого сплава. Хлопушки изготовлены согласно ТУ У 24607422.008-2000.

На корпусе хлопушки с помощью планки закреплена крышка, в опущенном состоянии она плотно прилегает к венцу. Крышку хлопушки поднимают с помочью троса, наматываемого на барабан механизма управления, состоящего из горизонтального вала, на наружном конце которого закреплен штурвал, а на внутреннем - барабан, укрепленный на! кронштейне. Чтобы удержать хлопушку в открытом положении, штурвал фиксируют штопором. Управление хлопушками дублировано, на случай отказа механизма управления крышки хлопушки прикреплен трос. Его второй конец закреплен у светового люка на кровли резервуара.

Когда крышка хлопушки закрыта, на неё давят столб нефтепродукта и атмосферное давление. Для облегчения открытия крышки на резервуарах предусмотрено пропускное устройство для выравнивания давления жидкости по оби стороны. Это труба с1 = 25 мм с вентилем, которая одним концом вварена в ПРП, а другим в стенку резервуара.

Эксплуатация:

ТО - 1, проверка плавности открытия и закрытия хлопушки. Проводят каждый раз при приеме - отпуске топлива, но не реже 2 раза в месяц. С помощью управления поднять и опустить хлопушку, при этом не должно быть заеданий и перекосов в шарнирах. Указатель на штурвале должен совпадать с отметкой «открыто» - «закрыто», нанесенными на резервуарах.

ТО - 2, проводят после зачистки резервуара, включает замену сальниковой набивки. Осмотреть детали и узлы хлопушки внутри резервуара, крепление барабана управления, трос, аварийный трос. Исключать возможность попадания аварийного троса под крышки хлопушки к торцевой части корпуса.

Конструкция и основные размеры хлопушки: Выбран Х-100

обозначение	1, мм	Н, мм	В, мм	01, мм	N х с), мм	М, кг
Х-80	190	203	190	150	4x18	3,5
Х-100	202	234	210	170	4x16	4
Х-150	308	315	265	225	8x18	16,2
ХП-250	422	516	375	335	12x18	60,9
ХП-400	642	718	580	522	16x30	122,9
ХП-600	960	1029	938	770	20x36	400

1.-Корпус 5.-Рычаг

2.Крышка 6, 7, 8.-Оси