Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) со-

стоят из пучка труб с коллекторами (сборными трубами), венти-

лятора с электродвигателем, регулирующих устройств и опор-

ной части. Теплопередача в АВО происходит по принципу проти-

вотока. Вентилятором воздух прогоняется через межтрубпое

пространство. Пучок труб охлаждается снаружи. За счет теп-

лоотвода через поверхность охлаждается продукт, протекающий

внутри трубок. Чтобы воздух равномерно распределялся по всей

охлаждающей поверхности труб, вентилятор соединяется с труб-

ными пучками посредством диффузоров. Трубы, коллекторы и

рамы образуют секции. Коллекторы снабжаются съемными

крышками или пробками, что создает возможность очистки внут-

ренней поверхности труб.

Чтобы интенсифицировать теплоотдачу от поверхности труб

к воздуху, наружная поверхность труб увеличивается с помощью

сплошного и частичного оребрения. Отношение полной поверхно-

сти трубы к наружной поверхности гладкой трубы у основания

ребра называется коэффициентом оребрения. Чем

выше коэффициент оребрения, тем больше коэффициент тепло-

отдачи от наружной поверхности теплообменных труб к воздуху.

Промышленностью выпускаются нормализованные АВО с ко-

эффициентом оребрения 9 и 14,6.

Отечественной промышленностью выпускаются АВО различ-

ных конструкций, отличающиеся расположением трубных сек-

ций. Наиболее часто применяются горизонтальные (АВГ) и зиг-

загообразные (АВЗ) холодильники. Конструкция зигзагообраз-

ных аппаратов отличается простотой монтажа и обслуживания.

По сравнению с прочими типами АВО эти аппараты имеют наи-

большую поверхность теплообмена и занимают наименьшую

площадь.

На установках подготовки нефти применяются АВО горизон-

тального типа с поверхностью теплообмена до 1,8 тыс. м

и зиг-

загообразные с поверхностью 5—7,5 тыс. м

. Коэффициент теп-

лопередачи АВО равен 60—120 кВт/(м

-ч-°С) (в расчете на

оребренную поверхность).

НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ

Насосы и компрессоры применяются на нефтяных месторож-

дениях в том случае, если пластовой энергии или энергии сква-

жинных насосов недостаточно для транспортирования нефти и

газа до мест их подготовки.

Насосами оснащаются также товарные парки для подачи

нефти в магистральные нефтепроводы и проведения технологиче-

ских операций внутри товарных парков, а также на установках

подготовки нефти и очистки сточных вод.

Компрессорные станции на нефтяных месторождениях стро-

ятся для подачи газа на газоперерабатывающие заводы или

102

другим потребителям.

При двухтрубных систе-

мах сбора нефти и газа

на территории месторож-

дения может быть пост-

роено несколько компрес-

сорных станций.

НАСОСЫ

На нефтяных место-

рождениях для перекач-

ки нефти и нефтяных

эмульсий применяются в

основном центробежные

и поршневые насосы.

В центробежных

Рис. 39. Центробежный насос

^....^-«^.ЖЛИА насосах движение жидкости про-

исходит под действием центробежных сил, возникающих при

вращении жидкости лопатками рабочего колеса (рис. 39). Рабо-

чее колесо / с лопатками, насаженное на вал 3, вращается вну-

три корпуса 4. Жидкость, поступающая к центру колеса

по всасывающему патрубку 2, вращается вместе с колесом, от-

брасывается центробежной силой к периферии и выходит через

нагнетательный патрубок 5.

Центробежные насосы делятся на одноколесные (односту-

пенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступен-

чатых насосах каждая предыдущая ступень работает на прием

последующей, за счет чего увеличивается общий напор насоса.,

Основными технологическими характеристиками центробеж-

ного насоса являются развиваемый напор, подача, мощность на

валу насоса, к. п. д. насоса, число оборотов и допустимая вы-

сота всасывания. .

Подачей насоса называется количество жидкости, пода-

ваемой насосом в единицу времени. Она измеряется в литрах в;

секунду (л/с) или в кубических метрах в час (м

/ч).

Мощность на валу насоса, т. е. мощность, пере-

даваемая двигателем насосу, измеряется в кВт.

В нефтяной промышленности применяются в основном цент-

робежные насосы одно- и многоступенчатые, секционные типа:

МС и насосы многоступенчатые нефтяные типа НД и НК.

Основные технические данные наиболее распространенных

центробежных насосов приведены в табл. 4.

Если для обеспечения необходимой подачи или создания по-

требного напора одного насоса недостаточно, применяют парал-'

лельное или последовательное соединение насосов. Параллель-;

ная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих

нефть в один трубопровод, практикуется очень широко.

Обвязка насоса трубопроводами выполняется на фланцевых

соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необ-

ходимости. Перед всасывающим и нагнетательным патрубками;

Таблица 4

Марка

насоса

Подача,

/ч

Напор,

Мощность

электродви-

гателя, кВт

Частота

вращения,

мин

-1

Масса, кг

Насосы консольные одноступенчатые

1,5-К

2К-6

ЗК-6

ЗК-9

4К-6

НК-65/35

НК-200/120

НК-560/335

Насос

ЗМС-10Х2

змс-юхз

ЗМС-10Х4

ЗМС-10Х5

4МС-10Х2

4МС-10ХЗ

4МС-10Х4

4МС-10Х5

8НД-9Х2

8НД-9ХЗ

8НД-10Х5

6—14

10—30

30—54

65—35

200—180

560—335

л многое

Насосы м

150—180

200—250

300

20,3—14

34,5—24

34,8—27

2,2

Насосы типа НК

7—24

7—21,0

7—30

13—90

35—180

100—600

2900

3000

60,5

301

141

496

80—200

100—300

200—700

тупенчатые секционные типа МС

115

132

165

ного.ступ

95—140

210—305

420

енчатые

•29

500

2950

. 2950

2950

нефтяные

1500

2950

185

213

241

269

220

254

280

324

•!

",' J, . _ J

1837

3370

3492

устанавливаются задвижки. Если прием жидкости находится

ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающем

трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода

необходимо установить обратный клапан. На всасывающем тру-

бопроводе устанавливается фильтр из сетки, не допускающий

попадания в полость насоса механических примесей.

На нагнетательной линии должен быть установлен обрат-

ный клапан, который обеспечивает автоматический запуск и ра-

боту насосов. При отсутствии обратного клапана пуск центро-

бежного насоса и его остановка могут проводиться только вруч-

ную при постоянном наблюдении оператора за процессом откач-

ки, так как, например, при аварийном отключении электродвига-

теля жидкость из напорного коллектора будет свободно пере-

текать через насос обратно в емкость, откуда проводилась от-

качка.

Центробежные насосы имеют следующие преимущества: ма-

лые габариты, относительно небольшая стоимость, отсутствие

клапанов и деталей с возвратно-поступательным движением, воз-

можность прямого присоединения к быстроходным ддвигателям,

плавное изменение подачи насоса с изменением гидравлическо-

104

Рис. 40. Насос:

а — поршневой; 6 — плунжерный; / — цилиндр; 2 — поршень или плунжер; 3 — нагне-

тательный клапан; 4 — нагнетательный трубопровод; 5 — всасывающий клапан; б —

приемный трубопровод

го сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закры-

той задвижке на нагнетательной линии без угрозы порыва за-

движки или трубопровода, возможность перекачки, нефтей, со-

держащих механические примеси, простота автоматизации на-

сосных станций, оборудованных центробежными насосами.

Поршневые насосы. При перекачке вязких нефтей и

нефтяных эмульсий рабочие характеристики центробежных на-

сосов резко ухудшаются. В таких случаях рациональнее приме-

нять поршневые или плунжерные насосы.

Работа поршневых насосов основана на создании разреже-

ния во всасывающем и напора в нагнетательном трубопроводе

при прямолинейном возвратно-поступательном движении порш-

ня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные схемы

поршневого и плунжерного насосов аналогичны (рис. 40,а, б).

Разница состоит лишь в том, что поршни в первом насосе выпол-

няются в виде диска, снабженного уплотняющими кольцами,

а во втором — в виде плунжера.

Применяемые на нефтяных месторождениях поршневые на-

сосы имеют кривошипно-шатунный механизм и приводятся в

действие электродвигателем, соединенным с насосом ременной

передачей.

К основным техническим данным поршневых насосов отно-

сятся подача, давление нагнетания, высота всасывания, число

оборотов или двойных ходов и мощность на валу.

Поршневые насосы имеют следующие особенности: их пода-

ча при изменении напора остается постоянной; движение жидко-

сти характеризуется пульсацией, для устранения которой тре-

буется установка воздушных колпаков на нагнетательной ли-

нии. Воздушные колпаки обычно конструктивно связаны с са-

мим насосом. При увеличении подачи жидкости в единицу вре-

мени находящийся в воздушном колпаке воздух сжимается, а

при уменьшении подачи — расширяется. Таким образом, в кол-

Таблица 5

Показателя

Наибольшая подача (при цилиндре наибольшего

размера), дм

/с

Наибольший напор (при цилиндре наименьшего

размера), м

Полезная мощность, кВт

Масса, кг

9МГр

16,7

2670

15Гр

16,7

175

3660

паке создается упругая воздушная подушка, выравнивающая

подачу жидкости в нагнетательный трубопровод.

Подачу поршневых (плунжерных) насосов приближенно

можно определить по формуле (в л/с)

Q = r|

£FSn/(60.1000),

где т]о — коэффициент наполнения (обычно ц

= 0,9—0,95);

k — число рабочих цилиндров; F — площадь поршня (плунже-

ра), см

; S — длина хода поршня (плунжера), см; п — число

оборотов (двойных ходов) в минуту.

При выборе насоса необходимо иметь в виду, что подача

поршневого насоса прямо пропорциональна числу оборотов и

площади поршня. В табл. 5 приведена краткая техническая ха-

рактеристика насосов 9МГр и 15Гр.

Обвязка поршневых насосов трубопроводами обычно выпол-

няется так же, как и обвязка центробежных насосов.

Насосы других типов (шестеренчатые, ротационные или вин-

товые) на нефтяных месторождениях применяются редко.

КОМПРЕССОРЫ

При однотрубных системах сбора нефти и газа отделение

газа осуществляется на ЦПС. Во многих случаях на ЦПС стро-

ят установки по сепарации и подготовке нефти на одной пло-

щадке с установкой подготовки газа. При этом основные ком-

прессорные мощности обычно располагаются на установках под-

готовки газа. На прием этих компрессоров под собственным

давлением 0,3—0,5 МПа поступает газ первой ступени сепара-

ции. Газы второй и третьей ступеней при давлениях соответст-

венно 0,2—0,3 МПа и 0,1—0,2 МПа при близком расположении

установки подготовки газа можно также под собственным дав-

лением транспортировать на прием компрессоров установки под-

готовки газа. Если давления второй и третьей ступеней сепара-

ции недостаточно для транспортирования газа до компрессор-

ной станции установки подготовки газа, то строят компрессорную

станцию непосредственно у пункта сепарации, и газы второй и

третьей ступеней при помощи компрессоров можно закачивать

в газопровод первой ступени сепарации или по самостоятельно-

Рис. 41. Поперечный разрез газомоторного компрессора 8ГК

му газопроводу транспортировать до установки подготовки

газа.

Для жирных газов концевой или горячей ступеней сепарации

необходима установка компрессоров непосредственно у сепа-

раторов. В некоторых случаях с этих ступеней сепарации газ

отбирают под вакуумом, и требуется установка у сепараторов

вакуум-компрессоров.

На многих нефтяных месторождениях возникает необходи-

мость в компрессорных станциях для компримирования газа

первой ступени сепарации и транспортирования его до ближай-

шего газобензинового завода или другого потребителя. На не-

которых месторождениях компрессорные станции высокого дав-

ления необходимы в связи с внедрением газлифтной добычи

нефти.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях

получили компрессоры следующих типов: газомоторные, турбо-

компрессоры и ротационные с электроприводом. В стадии широ-

кого внедрения находятся винтовые компрессоры.

Газомоторными называются компрессоры поршневого

типа, соединенные в один агрегат с двигателем (газомотором),

использующим в качестве топлива перекачиваемый газ (рис. 41).

Основными узлами газомоторного компрессора являются

блок силовых цилиндров 2 с поршнем 3, шатуны двигателя /

и компрессора 4, крейцкопф 5, поршень 7 компрессора со што-

ком, цилиндр компрессора 6, приемные 8 и выкидные 9 клапа-

ны. Коленчатый вал 11 и картер 10 являются общими для дви-

гателя и компрессора.

Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый

воздух, который дает первоначальный толчок поршню двига-

теля. Вращательное движение коленчатого вала преобразуется

кривошипно-шатунным механизмом и крейцкопфом в возвратно-

поступательное движение штока и поршня.

Таблица 6

Марка компрессора

8ГК1/1-4

8ГК2/1-14

8ГКЗ/1-50

ГМ-8/1-5

ГМ-8/1-17

ГМ-8/1-33

ГМ-8/1-50

ГМ-8/1-100

ГМ-8/5-17

ГМ-8/б-ЗЗ

ГМ-8/5-51

ГМ-8/5-65

ГМ-8/5-100

10ГК-1

10ГК1-5

10ГК1/3.5-14

Мощность .

на валу ком-

прессора,

кВт

220

400

400 .

400

736

Частота

вращения,

мин-

350

660

300

Подача,

мЗ/мин

121

370

250

177

Число

ступе-

ней

Давление,

МПа

на при-

еме

0,1

0,5

2,5

1,1

0,35

на вы-

киде

0,4

1,4

0,5

1,7

3,3

1,7

3,3

5,1

6,5

5,5

2,6

1,4

Газ поступает в полость рабочего цилиндра компрессора че-

рез приемные клапаны, установленные в верхней части цилинд-

ра, сжатый газ выходит через выкидные клапаны, расположен-

ные 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, ко-

торый поддерживает постоянным установленное для компрессо-

ра 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 компрессор-

ные 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, вто-

рой и третьей ступенях в зависимости от условий. В табл. 6

приведены основные технические данные газомоторных компрес-

соров.

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 часто-

той вращения до 14 000 мин-

. Число оборотов турбокомпрессо-

ра увеличивается при помощи редуктора, в то время как рота-

ционные машины могут непосредственно подсоединяться к низ-

кооборотному двигателю.

шя

Ротационный ком-

прессор в отличие от турбо-

компрессора работает по прин-

ципу поршневых машин, но от-

личается от них тем, что сжа-

тие газа происходит не при

возвратно-поступательном дви-

жении поршня, а в результате

вращательного движения ци-

линдрического Поршня, назы-

ваемого ро Т О р О м (рис. 42). р

ис

. 42. Поперечный разрез ротацион-

Вращающийся ротор 1 имеет ного компрессора

выдвижные пластинки 3, кото-

рые скользят по внутренней поверхности цилиндрического кор-

пуса 2, называемого статором. Ротор расположен эксцентрич-

но по отношению к статору, так что между ними образуется

серповидное пространство 4. При вращении ротора пластин-

ки 3 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 выдвину-

тых — максимальному значению. Таким образом, между плас-

тинками образуются камеры с изменяющимися при вращении

объемами. Камеры во время сообщения с приемным патруб-

ком 6 постепенно увеличиваются в объеме и заполняются газом.

Достигнув максимума своего объема, камеры перекрываются

цилиндрической поверхностью статора, и при дальнейшем пово-

роте ротора их объем начинает постепенно уменьшаться, а газ,

находящийся в камерах,— сжиматься. По достижении миниму-

ма объема камер сжатый газ, находящийся в них, поступает в

выкидной патрубок 5. Все это обеспечивает большую плавность

подачи газа в ротационных компрессорах по сравнению с порш-

невыми. Ротационные компрессоры — низкооборотные (до

500 мин-').

На нефтяных месторождениях применяются в основном тур-

бокомпрессоры ГТК-7/5 и ротационные" компрессоры РСК-50/7,

техническая характеристика которых приведена в табл. 7.

Таблица 7

Подача,

/мин

Показатели

Давление нагнетания, МПа

Расход

Частота

воды для охлаждения, м

/ч

вращения

вала электродвигателя, мин

-1

•

вала компрессора,

Мощность электродвигателя, кВт

мин

-1

ГТК-7/5

116,6

0,5

2975

13 640

630

РСК-50/7

0,7

485

330

та

^т

X'' j Рис. 43. Схема газокомпрессорной ус-

I—ф-*- тановки на базе винтовых компрес-

соров:

—

газ;

компрессор; С-1 £ ?еп

ра?ор'

'— холодильник газа- Г-о

масла ~

смесь;

ник

2 — винтовой

«масло—газ»;

холодиль-

К преимуществам турбокомпрессоров и ротационных ком-

прессоров перед поршневыми относятся малые габариты и мас-

са, простота конструкции, уравновешенность машины, прямо-

точность процесса и равномерность подачи газа, к недостат-

кам — повышенные требования к точности изготовления и экс-

плуатации.

В последнее время для компримирования газов концевых

ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все боль-

шее применение получают винтовые компрессоры (в основном

используются компрессоры 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7). По принци-

пу 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 вра-

щающимися ведущим и ведомым винтами, которые находятся в

зацеплении друг с другом и заключены в обойму корпуса ма-

шины. В компрессорах 7ВК.Г сжатый газ охлаждается путем

принудительного впрыскивания масла или нефти в рабочую по-

лость компрессора в процессе сжатия. Компримируемый газ и

нефть (масло) движутся поступательно, и равномерное враще-

ние винтов обеспечивает непрерывную подачу газа и нефти без

завихрений и пульсаций. Помимо охлаждения газа впрыскивае-

мая в рабочую полость нефть (масло) смазывает подшипники

качения и шестерни связи.

На базе компрессора 7ВКТ разработаны блочные автомати-

зированные компрессорные станции для сбора и транспортиро-

Таблица 8

Подача по условиям вса-

сывания, м

/мин

Давление газа, МПа:

на всасывании

на нагнетании

Температура газа, °С

на приеме

на нагнетании

Мощность электродвига-

теля, кВт

0,08—0,12

0,6

80—100

0,6

1,7

15-45

100

400

0,08—0,12

0,7

5—45

100

200

0,08-0,12

0,7

5—45

100

400

110

•вания газа концевых ступеней и горячевакуумной сепарации

(рис. 43). В комплект поставки входят элементы системы авто-

•матики: щит дистанционного управления, реле давления и др.

В целом компрессорная установка является автономной и транс-

портабельной.

Основные технические данные винтовых компрессоров приве-

дены в табл. 8.

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, не-

обходимого для управления работой приборов и средств авто-

матики, регулирующих технологические параметры в процессах

сепарации, обезвоживания, обессоливания и стабилизации

нефти.

ПРОМЫСЛОВЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш-

ленности применяются резервуары. Они используются для

хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, посту-

пающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво-

женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер-

вуары бывают стальные и железобетонные. Основные техниче-

ские данные резервуаров стальных вертикальных типа РВС при-

ведены в табл. 9.

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического кор-

пуса и покрытия (крыши).

Днище резервуара монтируется на специальных фун-

даментах (рис. 44), состоящих из трех слоев: грунтовой подсып-

ки /, песчаной подушки 2 и гидрофобного слоя 3, предотвра-

щающего поступление вод к днищу 4 резервуара и затрудняю-

щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из

Таблица 9

Резервуар

РВС

РВС-

-100

-200

-300

-400

•700

•1000

2000

3000

5000

10000

2000О

Фактический

объем, м

104

204

332

421

757

1056

2136

3340

4832

10 950

19 500

Диаметр внут-

реннего пояса,

мм

4730

6630

7580

8530

430

330

15180

980

790

200

600

Высота кор-

пуса, мм

5920

7375

8845

11805

11825

11845

11920

11860

Масса резер-

вуара, т

4,98

7,51

9,93

11,05

16,87

21,57

36,07

54,54

78,37

174,44

380,21

/ г

Рис. 44. Схема основания резервуара:

/ — грунтовая подсыпка; 2 — песчаная подуш-

ка; 3 — гидрофобный слой; 4 — днище резер-

вуара; 5—-нижний пояс резервуара; б —дре-

нажный лоток

песка или песчаного грун-

та, пропитанного битумом,

гудроном или вязкой неф-

тью. Основное назначение

гидрофобного слоя — пред-

отвращение коррозионного

разрушения днищ резервуа-

ров. Толщина гидрофобно-

го слоя составляет 8—

10 см, песчаной подушки —

30 см. Слой уплотняют кат-

ком или вибратором.

Днище укладывают на

основание либо горизон-

тально (для резервуаров

вместимостью до 1000 м

либо с уклоном 1 :1100 от

центра к стенке. Минималь-

ная толщина листов цент-

ральной части днища 4 мм. Для резервуаров вместимостью от

5 до 20 тыс. м

толщина днища составляет 5 мм, а для резер-

вуаров 20 тыс. м

и более -— 6 мй.

Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м

свора-

чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с

центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре-

зервуаров вместимостью 1000 м

) либо на 2—3 мм больше тол-

щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью

5000 м

). Для резервуаров вместимостью более 5000 м

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 резер-

вуаров 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 про-

варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля-

ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они

недоступны осмотру.

Покрытие резервуара служит для восприятия избы-

точного внутреннего давления и вакуума в резервуаре, возни-

кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по-

падания атмосферных осадков (дождя и снега) внутрь резер-

вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива-

ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры-

вистым внутренним швом, а к несущим элементам покрытия

(стропилам)—прихватками. При давлении 0,2 кПа покрытие

приваривают только наружным сплошным швом.

112

Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему

поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов-

реждения стенки в случае взрыва в газовом пространстве. Уклон

стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м

должен

быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как

правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести-

мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.

Корпус резервуара сваривают из отдельных поясов.

Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле-

нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем

флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении

резервуаров полистовым методом в отдельных районах, в ко-

торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно-

габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред-

ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы

корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны

быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе-

их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари-

вают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплош-

ными, 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 нефтепро-

дуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ре-

монту 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 спе-

циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема

на крышу резервуар оборудуется лестницей. На рис. 45 приве-

дена схема расположения оборудования на резервуаре. На кры-

ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре-

дохранительные клапаны, огневые предохранители и световые

люки.

Замерный люк (рис. 46) предназначен для измерения

уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так-

же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с

рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного

болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це-

лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст-

рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус-

ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы

а то

Рис. 46. Люк замерный: Рис. 47. Дыхательный механический

/ — прокладка из цветного металла; 2 — Клапан

болт откидной; 3 — маховичок; 4 — крыш-

ка; 5 — корпус; 6 — педаль

исключить искрение при движении ленты, устройство изготовля-

ют из цветного металла.

Дыхательные клапаны (рис. 47) устанавливают на

резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания

в газовом пространстве расчетного давления или вакуума. Они

предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испа-

рения, что достигается ограничением выхода газов при закачи-

вании 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.

1 1 Л

Уровень

маспп

Рис. 48. Гидравлический предохранительный клапан:

/ — патрубок; 2 — стакан для масла; 3 — сливная трубка;

уровня масла; 5 — шпилька; 6 — растяжка

! — щуп для определения

Дыхательный клапан типа ДК состоит из корпуса, внутри ко-

торого находятся седла и тарелки, образующие два затвора:

один для работы на давление (верхний), а другой для работы

на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещают-

ся по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан 3 (см.

рис. 47) поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при

понижении давления внутри резервуара открывается клапан / и

в резервуар поступает воздух. Клапаны / и 3 могут быть отре-

гулированы на определенное давление и поднимутся только в

том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара

достигнет определенной величины. Над клапанами имеются

съемные крышки 2, через которые вынимают клапаны для ос-

мотра 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 пре-

делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре-

зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль-

шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель-

ное увеличение его пропускной способности.

Клапаны предохранительные гидравличе-

ские (рис. 48) предназначены для регулирования давления в

1К

газовом пространстве резервуара при неисправности дыхатель-

ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха-

тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про-

пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав-

ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо-

хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление

2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер-

вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец,

центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма-

ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего-

родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост-

ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический

затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею-

щее плотность 0,86—0,88 г/см

. 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 повыше-

нии 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 резер-

вуара в случае проникновения огня, искр через дыхательный

или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре-

дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых

смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се-

чением. В качестве огнепреградительного материала применяют

алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф-

рированные листы и т. п.

Световые люки монтируют на крыше резервуара для

проветривания; их также используют при подготовке к ремонту,

для подъема хлопушек и подъемных труб в случае их повреж-

дения; для этой операции пользуются аварийным тросом, при-

крепленным к люку.

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 (рис. 49) предна-

значены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука-

зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний

на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи-

кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П

с дистанционной потенциометрической приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии по-

плавка, плавающего на поверхности жидкости и. перемещающе-

гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа-

веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем

116

Рис. 50. Пробоотборник ПСР-4:

/— клапанная секция пробоотборной колонки; 2 — концевая секция с

люк; 4 — фланец: 5 —воздушная трубка; 6 — панель управления

движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер-

живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами.

Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту-

пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора.

Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич-

ный 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, соединен-

ных защитными трубами и образующих колено, которое на

200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью (этиленгли-

колем или дизельным топливом). Жидкость в колене образует

затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про-

никать в полость показывающего прибора при избыточном дав-

лении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показаний и сигнализации

крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе-

циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего

прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав-

ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп-

лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол-

нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения

при местном отсчете +5 мм, при дистанционной передаче по-

казаний + 15 мм.

Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой гер-

метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати-

ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных

резервуаров, определения их качества и измерения плотности.

Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис-

темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см

(рис. 50).

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство

для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра-

нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания

вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном

открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот-

борника расположен на крыше резервуара. Он предназначен

для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с га-

зовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с си-

стемой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива про-

бы, в котором осуществляется управление операциями отбора

и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на-

ружной стенке резервуара в его нижней части. Для удобства

работы на панели расположены ручной насос и узел воздушной

линии. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме-

ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух.

Для успешного использования пробоотборника давление в ре-

зервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высо-

та резервуара — 12 м.

Пробоотборник для отбора средней пробы нефтепродуктов

типа ПСР-7 предназначен для установки на резервуары с пон-

тонами. Расстояние между точками отбора проб составляет

1000 мм, давление открытия клапанов — 0,25—0,3 МПа, рабочая

температура — от —30 до 50 °С.

Пробоотборные системы типа ПСР работают следующим

образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы

нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран-

ной из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка вклю-

118

чает две или три клапанные секции, соединительные трубы и

концевую трубу с прокладками. Число секций и соединительных

труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка

присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш-

ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой

между собой и с насосом узла слива пробы.

Для отбора пробы нефтепродукта в системе ручным насосом

создают давление 0,3 МПа. В этот момент открываются все кла-

паны на секциях пробоотборной колонки, и нефтепродукт по-

ступает в нее. После ее заполнения и смешения нефтепродукта в

колонке (когда распределение нефтепродукта в колонке по плот-

ности станет таким же, как и в резервуаре) давление в системе

снижают до атмосферного клапаном сброса давления. В этот

момент клапаны закрываются, и столб нефтепродукта отсекает-

ся от его основной массы. После этого, нажимая на рукоятку

клапана слива пробы, нефтепродукт сливают в пробоотборную

посуду.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пнев-

мокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи

насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер-

вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6

конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем учтены особен-

ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая

необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве-

личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз-

воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле-

родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5.

Технические данные пробоотборников типа ПСР приведены в

табл. 10.

Пеносливные камеры предназначены для подачи пе-

ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га-

зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко-

торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел-

лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.

Для резервуаров большой единичной вместимости применя-

ют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000 (рис. 51). Такая ус-

Таблица 10

Показатели

Максимальная высота резервуара, м

Объем пробы, приходящейся на 1 м

высоты продукта, см

Максимальное рабочее давление в

пневмосистеме, МПа

Максимальное давление в системе

клапанных узлов, МПа

Максимальное давление внутри ре-

зервуара, кПа

ПСР-4

150

0,35

ПСР-5

180

0,8

0,3

ПСР-6

100

0,8

ГГш

Рис. 51. Схема установки ГВПС-2000

на резервуаре:

1 — певогенератор; 2 —• стенка корпуса ре-

зервуара; 3 — фланец; 4 — люк для ос-

мотра; 5—пенокамера; 6 — площадка для

обслуживания; 7 — вставка; 8 — пенопро-

вод

Рис. 52. Сифонный кран:

/ — защитный чехол; 2 — сальниковое уп-

лотнение; 3 — патрубок; 4 — защитная

диафрагма; 5 — поворотная ручка; 6 —

пробковый кран

Рис. 53. Хлопушка:

/ — стопор; 2 — втулка сальника; 3 — уплот-

нительная набивка; 4 — корпус сальника;

5 — вал подъемника; 6 — барабан; 7 — трос

подъемника; 8 — запасной трос, закрепляе-

мый на крышке светового люка; 9 — кор-

пус хлопушки; 10 — перепускное устройст-

во; // — штурвал

тановка скомпонована из пе-

ногенератора высокократной

пены и пенной камеры боль-

шой производительности. Важ-

ный элемент конструкции пе-

нокамеры — герметизирующая

крышка, предотвращающая

потери нефтепродуктов от ис-

парения в окружающую среду.

Герметичное крепление крыш-

ки к корпусу пенока|Меры вы-

полняется стяжками, снабжен-

ными замками, состоящими из

двух частей, спаянных легко-

плавким сплавом (температу-

ра плавления сплава не более ' -

120 °С). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре-

зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей-

ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к

горящему нефтепродукту.

ч- Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло-

щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре-

мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре-

зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх-

ность жидкого нефтепродукта.

Сифонный кран типа СК (рис. 52) предназначен для

спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран

представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен-

ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена сальниковым

муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом

поясе корпуса резервуара на высоте 350 мм от дна.

При отрицательной температуре окружающего воздуха пос-

ле слива подтоварной воды сифонный кран поворачивают так,

чтобы внутренний отвод с козырьком находился в верхнем по-

ложении и излишняя вода была вытеснена из него нефтепродук-

том. В рабочем положении крана отвод с козырьком повернут

книзу. Расстояние от козырька до дна 10 мм. В зависимости

от условного прохода трубы различают сифонные краны марок

СК-50, СК-80, СК-ЮО.

Хлопушка (рис. 53) предназначена для предотвращения

утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо-

проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну-