Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуарных парков

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.

Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам. Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно).

Потери нефтепродуктов и нефти

Источники потерь	Потери, %
В резервуарах	64,8
в том числе:
от «больших дыханий»	54,0
от выдуваний	4,6
от газового сифона	0,9
при зачистке	5,3
в насосных станциях	2,3
с канализационными стоками	7,5
В линейной части	23,5
в том числе:
от утечек	22,3
от аварий	1,2
при наливе железнодорожных цистерн	1,84

Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.

В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.

Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.

Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4/0,6% и достигают 120000 т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.

Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн.

В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5/3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. 2.

Состав нефтяного газа

Углеводороды	Объемная доля по массе, %
СН4	19,28
С2Н6	8,26
С3Н8	32,37
i-С4Н10	10,00
n-С4Н10	18,70
i-С5Н12	5,25
n-С5Н12	6,14

Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода.

Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По данным СибНИИНП в 1м³ товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м³ растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 3. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3/4 года, а алюминиевой – 1,5/2 г.

Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности

Вид краски	Потери из резервуара РВС в долях единицы	Сокращение потерь от вида окраски, %
1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар)	1,00	0
2. Белая краска (МЛ - 12 ПХБ - 1)	0,46	54
3. Алюминиевая старая обветренная после 2/3 лет эксплуатации	0,82	18
4. Алюминиевая после 0,5/1 года эксплуатации	0,63	37
5. Алюминиевая свежая со сроком эксплуатации до 0,5 года	0,56	44

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.

ПРИЕМО-РАЗДАТОЧНЫЙ ПАТРУБОК

Устройство и принцип работы

Патрубок ППР состоит из следующих основных частей: фланца 1 для подсоединения запорной арматуры, кольца опорного 2 для усиления места установки патрубка на резервуаре, трубы патрубка 3, фланца 4 для подсоединения хлопуши внутри резервуара, усиливающих косынок 5.

Общий вид (ППР–80…ППР–350): 1 — фланец наружный; 2 — усиливающая накладка; 3 — труба; 4 — фланец внутренний.

Общий вид (ППР–400…ППР–600): 1 — фланец наружный; 2 — усиливающая накладка; 3 — труба; 4 — фланец внутренний; 5 — косынка.

Технические характеристики

Обозначение изделия	Условный проход, DN, мм	h, мм	Присоединительные размеры фланцев на условное давление МПа, (кг/см²)						Габаритные размеры, мм, не более		Масса, кг, не более
			D1, мм	d, мм	n, шт	D2, мм	d1, мм	n1, мм
			для запорной арматуры 1,0 (10)			для хлопуш 0,6 (6)			длина L, мм	диаметр D, мм
ППР–80	80	200	160	18	8	150	18	4	300	180	9,5
ППР–100	100	200	180	18	8	170	18	4	300	220	14,6
ППР–150	150	200	240	18	8	225	18	8	300	320	22,5
ППР–200	200	250	295	22	8	280	18	8	350	440	29
ППР–250	250	250	350	22	12	335	18	12	380	550	50,7
ППР–300	300	250	400	22	12	395	22	12	380	650	66,8
ППР–350	350	300	460	22	16	445	22	12	380	760	96
			для запорной арматуры 1,6 (16)			для хлопуш 1,6 (16)
ППР–400	400	300	525	30	16	525	30	16	565	860	172
ППР–500	500	400	650	33	20	650	33	20	625	1060	270
ППР–600	600	400	770	36	20	770	36	20	705	1260	370

Кран сифонный КС

Назначение

Кран сифонный КС (далее по тексту — кран КС) входит в состав оборудования вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефтепродуктов и предназначается для забора и спуска отстоявшейся воды.

Кран КС выпускается двух типов размеров:

• кран КС с условным проходом 50 мм;

• кран КС с условным проходом 80 мм.

Климатическое исполнение крана КС У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Технические условия

ТУ 3689-050-10524112-2006 соответствует:

• АОМЗ ТУ 3689-012-03467856-2000;

• НГМ Групп ТУ 3689-029-79167039-2006.

Устройство и принцип работы

Кран сифонный КС (см. рис. 1) состоит из следующих основных частей: крана шарового проходного 6, кожуха с защелкой, трубы горизонтальной 1, отвода 2, ручки 5, корпуса 4, втулки  3 и т. д.

Горизонтальная труба в сборе с втулкой сальника, корпусом сальника, фланцем и ручкой является затвором, который укрепляется на стенке резервуара через приваренный к ней фланец. С наружной стороны затвора крепится кран шаровый проходной, а с внутренней стороны — отвод (см. рис. 2).

С помощью ручки горизонтальная труба вращается вместе с отводом и в соответствии с метками на втулке сальника занимает три положения:

• рабочее — отвод обращен вниз: происходит сброс отстоявшейся под  нефтепродуктами воды;

• промывки — отвод обращен вверх: осуществляется сброс воды, находящейся в отводе;

• нерабочее — отвод расположен горизонтально. В нерабочем состоянии затвор вместе с проходным краном закрывается кожухом 7 и фиксируется защелкой.

Рис. 1. Общий вид крана сифонного КС: 1 — труба; 2 — отвод; 3 — втулка сальника; 4 — корпус; 5 — ручка; 6 — кран шаровый проходной.

Рис. 2. Схема монтажа.

Технические характеристики

Наименование параметров	КС–50	КС–50*	КС–80	КС–80К*
Условный проход DN	50	50	80	80
Рабочее давление сифонного крана, МПа, не более	0,15		0,15	0,15
Рабочее давление проходного крана, МПа, не более	0,15		0,15	0,15
Габаритные размеры, мм, не более:
длина L	870	980	1136	1136
ширина	390	542	470	690
высота Н	570	650	615	786
Масса, кг, не более	21	49	38	75

* с клиновой задвижкой

Люк световой ЛС

Назначение

Люк световой  предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке, а также для подъема крышки хлопушки при обрыве рабочего троса.

Люк световой ЛС устанавливается на крыше резервуара над хлопушой, монтируемой на приемно-раздаточном патрубке.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды люк световой ЛС изготавливается в исполнении У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150–69.

Технические условия

ТУ 3689-054-10524112-2006 соответствует:

• АОМЗ ТУ 3689-018-03467856-2001.

Устройство и принцип работы

Общий вид люка светового ЛС: 1 — крышка; 2 — прокладка; 3 — корпус; 4 — гайка; 5 — болт; 6 — усиливающая накладка.

Технические характеристики

Наименование параметров	ЛС–400	ЛС–500
Условный проход DN	400	500
Габаритные размеры, мм, не более
диаметр D	535	640
высота B	460	562
Масса, кг, не более	57	95

Хлопуша и механизмы управления

Хлопуша предназначена для налива слива нефтепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из  вертикального резервуара при неисправном трубопроводе. Хлопуша ХП, а также хлопуша ЭХ–700 с электроприводом являются надежным резервуарным оборудованием при аварийных ситуациях на нефтебазах.

Хлопуша ХП

Назначение

Хлопуша устанавливается внутри вертикального резервуара на приемо-раздаточном патрубке и служит для налива и слива нефтепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из вертикального резервуара при неисправном трубопроводе. Хлопуша состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом. При наполнении вертикального резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопуши. При остановке перекачки крышка хлопуши под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу. При выдаче нефтепродукта из вертикального резервуара крышка хлопуши открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды хлопуша изготовляется в исполнениях У (умеренный климат) и УХЛ (холодный климат с нижним пределом температуры эксплуатации до –60°С), категория размещения 3 по ГОСТ 15150-69.

Крышки хлопуши изготовляются из искробезопасных материалов (алюминиевых сплавов), корпусы хлопуши ХП–80, ХП–150 также изготовляются из алюминиевых сплавов, а корпусы хлопуши с условным проходом 200 мм и более — из стали. Хлопуша с условным проходом 80 мм изготовляется без перепуска, а с условным проходом более 80 мм — с перепуском, что позволяет снижать усилия открытия-закрытия хлопуши.

Наименование параметра	ХП–80	ХП–150	ХП–200	ХП–250	ХП–300	ХП–400	ХП–500	ХП–600
Условный проход	80	150	200	250	300	400	500	600
Условное давление, МПа (кгс/см²)	0,17 (1,7)
Условный проход, Dy	–	25	25	25	25	100	100	100
Диаметр условного прохода перепускного отверстия dy, мм	80	150	200	250	300	400	500	600
Габаритные размеры, мм, не более:
длина L	160	306	328	380	442	606	700	770
ширина	185	260	315	370	435	580	710	840
высота H	212	308	370	385	504	686	840	960
Присоединительные размеры, мм:
D	185	260	315	370	435	580	710	840
D1	150	225	280	335	395	525	650	770
d	18	18	18	18	22	30	33	36
n, шт.	4	8	8	12	12	16	20	20
Масса, кг, не более	2,3	7,5	17,6	28	46,9	91,5	135	205

ТУ 3689-020-10524112-2003 соответствует:

• Сапкон ТУ 3689-001-0217636-93;

• АОМЗ ТУ 3689-005-0347856-98;

• НГМ Групп ТУ 3689-012-79167039-2006.

Устройство и принцип работы

Хлопуша состоит из: корпуса 1, крышки 2, пробки 3, рычага большого 4 и рычага малого 5. Хлопуша устанавливается внутрь резервуара. К петле рычага малого 5 крепится тросик, второй конец которого зафиксирован на механизме управления хлопушей. При перекачке нефтепродукта крышка хлопуши поднимается механизмом управления, обеспечивая свободный проход. В случае отказа запорных устройств или аварии крышка хлопуши может быть быстро опущена механизмом, перекрывая проход нефтепродукта в трубопровод.

Общий вид хлопуши ХП: 1 — корпуса; 2 — крышки; 3 — пробки; 4 — рычаг большой; 5 — рычаг малый.

Люк-лаз

Назначение

Люк-лаз предназначен для внутреннего осмотра, ремонта или зачистки вертикального стального резервуара.

Люк-лаз изготавливается в 2-х исполнениях: круглый и овальный. Люк-лаз устанавливается на вертикальной стенке стального резервуара и приваривается к корпусу через усиливающую накладку. По требованию заказчика люк-лаз может комплектоваться поворотным устройством.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды люки-лазы изготавливаются в исполнении У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150–69.

Технические условия

ТУ 3689-058-10524112-2006 соответствует:

• АОМЗ ТУ 3689-019-034-67856-2001.

Устройство и принцип работы

Общий вид люка-лаза ЛЛ–600: 1 — фланец; 2 — корпус; 3 — усиливающая накладка; 4 — болт; 5 — гайка; 6 — прокладка.

Общий вид люка-лаза ЛЛ–600×900: 1 — фланец; 2 — корпус; 3 — усиливающая накладка; 4 — болт; 5 — гайка; 6 — прокладка.

Технические характеристики

Наименование параметров	ЛЛ–500	ЛЛ–600	ЛЛ–800	ЛЛ–600×900
Размеры лаза, мм	500	600	800	600×900
Габаритные размеры, мм не более
диаметр наружный, D	640	755	975	–
длина	–	–	–	1058
ширина	–	–	–	758
высота	440	440	440	440
Размеры усиливающей накладки, мм, не более	1260	1260	1640	1800×1260
Масса, кг, не более	165	157	424	290

Люк замерный

Назначение

Люк замерный ЛЗ предназначен для отбора пробы и замера уровня нефтепродуктов в резервуарах нефтебаз и АЗС.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды люк замерный ЛЗ изготовляется в исполнениях У (умеренный климат) и УХЛ (холодный климат с нижним пределом температуры эксплуатации до –60°С), категория размещения 1 по ГОСТ 15150–69.

Технические условия

ТУ 3689-002-10524112-99 соответствует:

• АОМЗ ТУ 3689-010-03467856-2001;

• НГМ Групп ТУ 3689-017-79167039-2006.

Устройство и принцип работы

Люк замерный ЛЗ состоит из корпуса 1, крышки 2, педали 3, прокладки резиновой 4 и откидного блока с гайкой 5.

Корпус люка замерного ЛЗ в нижней части имеет фланец, которым он крепится на резервуар через прокладку. В проушине корпуса расположен рычаг, на котором установлена крышка 2 с резиновым уплотнением, обеспечивающим герметичность люка замерного ЛЗ в закрытом состоянии. Фиксация крышки в закрытом положении осуществляется гайкой откидного болта.

Общий вид люка замерного ЛЗ: 1 — корпус; 2 — крышка; 3 — педаль; 4 — резиновая прокладка; 5 — откидной блок с гайкой

Технические характеристики

Наименование параметра	ЛЗ–80	ЛЗ–150
Условный проход (диаметр горловины), мм	80	150
Габаритные размеры, мм:
диаметр, D	185	260
ширина, L	226	285
высота, Н	185	240
Присоединительные размеры, мм:
D1	150	225
d	18	18
n	4	8
Масса, кг, не более	2,3	5

Дыхательный клапан

Назначение

Клапан дыхательный КДС (далее клапан КДС) предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в вертикальном резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры.

Для уменьшения потерь от испарения продукта под клапаном КДС рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

Минимальная пропускная способность клапанов КДС определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по установленным формулам.

После того как вертикальный резервуар был введен в эксплуатацию без пересчета пропускной способности клапана КДС не допускается.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения вертикального резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности клапана КДС, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапан КДС изготовляется в исполнениях У (умеренный климат) и УХЛ (холодный климат с нижним пределом температуры эксплуатации до –60°С), категория размещения 1 по ГОСТ 15150–69.

Установленный срок службы клапана дыхательного КДС 15 лет. По его истечении клапан КДС должен быть заменен на новый или проведены его испытания в объеме периодических по методике предприятия-изготовителя.

Клапан дыхательный имеет необходимую документацию и соответствующую сертификацию.

Технические условия

КДС–1500 ТУ 3689-038-10524112-2001 соответствует:

• Сапкон ТУ 26-02-1009-93;

• АОМЗ ТУ 3689-021-03467856-2001;

• НГМ Групп ТУ 3689-007-79167039-2006.

КДС–3000 ТУ 3689-038-10524112-2001 соответствует:

• АОМЗ ТУ 3689-022-03467856-2003;

• НГМ Групп ТУ 3689-011-79167039-2006.

Устройство и принцип работы

Штампосварной корпус 1 дыхательного клапана выполнен в виде четырехугольного бункера, на боковых поверхностях, которого выкатаны седла для вакуумных затворов. Затвор вакуума состоит из тарелки вакуума 2, прикрывающей седло вакуума в корпусе дыхательного клапана, и кронштейна с фторопластовым хлястиком, которые крепятся к корпусу и ограничивают смещение тарелки относительно седла. Герметичное соединение «затвор-седло» предотвращает поступление воздуха в резервуар. Горловина клапана КДС–1500 заканчивается седлом, на котором устанавливается тарелка давления 3, а на верхней части корпуса КДС–3000 раскатаны два седла давления 3, предназначенные для выхода паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности тарелок и седел покрыты фторопластовой пленкой, препятствующей примерзанию сопрягающихся поверхностей.

Дыхательный клапан КДС устанавливается на резервуар крепежным фланцем 4 или переходником. На крепежный фланец (переходник) устанавливается кассета огневого предохранителя 5. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку 6 и четыре воздуховода 7 для вакуумных затворов.

При «вдохе» резервуара в полости создается вакуум, равный вакууму в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума (вакуума срабатывания) в полости клапана тарелки вакуумных затворов открываются, сообщая газовое пространство резервуара с атмосферой, обеспечивая пропуск воздуха в резервуар. При снижении вакуума ниже расчетного значения затвор закрывается и резервуар герметизируется.

Наименование параметра	КДС–1500					КДС–3000
Условный проход, Ду, мм	150	200	250	350	500	250	350	500
Рабочее давление, Па (мм вод. ст.), не более	2000 (200)
Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.), не более	250 (25)
Давление срабатывания, Па (мм вод. ст.), не более	1500–1600 (150–160)
Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.), не более	100–150 (10–15)
Максимальная пропускная способность, м³/ч	450	750	1000	1300	1500	1100	2400	3000
Габаритные размеры, мм, не более:
высота Н	940	940	900	900	800	1130	1097	1067
ширина В	930	930	930	930	930	1300	1300	1300
Присоединительные размеры:
диаметр присоединительного фланца D, мм	260	315	370	485	640	370	485	640
диаметр окружности D1, мм	225	280	335	445	600	335	445	600
диаметр крепежных отверстий d, мм	18	18	18	22	22	18	22	22
Количество крепежных отверстий n, шт.	8	8	12	12	16	12	12	16
Масса клапана, кг, не более	85	85	85	85	85	140	140	140

Общий вид КДС–1500 (слева), КДС–3000 (справа):

1 — корпус; 2 — тарелка вакуума; 3 — тарелка давления у КДС–1500 (два седла давления у КДС–3000);4 — переходник; 5 — кассета огневого предохранителя; 6 — крышка; 7 — воздуховод.

Для надежной работы дыхательного клапана КДС при отрицательных температурах направляющий стержень снабжают фторопластовой оболочкой квадратного сечения, а уплотнительную поверхность тарелок дыхательного клапана КДС обтягивают фторопластовой пленкой, которая может деформироваться, предотвращая образования льда. Дыхательный клапан КДС устанавливают на крыше резервуара.

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

6. - перекрывной кран