|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Автоматизация, контроль и управление технологическими процессами.Стр 1 из 36Следующая ⇒
Автоматизация, контроль и управление технологическими процессами. должно обеспечиваться: - контроль и управление технологическими процессами приема, хранения и отгрузки; - количественный учет нефтепродуктов как по резервуарной, емкости, так и с помощью поточных измерительных систем; - безопасная эксплуатация технологического оборудования и сооружений, своевременное обнаружение возникших аварий и создание условий для их локализации; - пожарная безопасность и зашита окружающей среды. Система управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта — операторной или диспетчерской. АСУ ТП РП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления резервуарным парком из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов. Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры: · уровень нефти в резервуарах; · температура нефти в резервуарах (при необходимости). В МДП контролируются: · достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений; · параметры работы резервуаров; · объем свободной емкости и нефти; · положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка; · состояние средств локальной автоматики и каналов связи. В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от: · перелива нефти в резервуарах; · повышенного давления в подводящих трубопроводах; · пожара. В МДП предусматривается сигнализация о: · пожаре; · максимально допустимом уровне нефти в резервуарах; · повышении давления в подводящих трубопроводах; · предельных уровнях в резервуарах; · положении задвижек резервуарного парка; · неисправности измерительных систем. Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций. Технические средства АСУ ТП РП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты. 7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей. Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем. При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться. Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП РП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений. Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства. Таблица 1.5 Таблица 1.6 Таблица 1.8 Состав сооружений СНН
Планировку площадок СНН, их благоустройство и проектирование подъездных и внутри площадочных дорог следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-89. Территория резервуарного парка СНН, как правило, должна размещаться на более низких отметках по отношению к другим зонам и участкам СНН. Узлы пуска и приема (приема-пуска) очистных устройств для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, размещаемые на территории CHH на отметках выше отметок зданий и сооружений склада, должны быть ограждены со стороны этих зданий и сооружений земляным валом (ограждающей стенкой) высотой не менее 0,5 м. СНН I и II категорий независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух рассредоточенных выездов на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути склада или предприятия. По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для подъезда к площадкам сливоналивных устройств, следует проектировать проезды, как минимум, с проезжей частью шириной 3,5 м и покрытием переходного типа. На территории резервуарного парка и на участках железнодорожного и автомобильного приема и отпуска нефти и нефтепродуктов планировочные отметки проезжей части внутренних автомобильных дорог должны быть выше планировочных отметок прилегающей территории не менее чем на 0,3 м. На территории CHH для озеленения следует применять деревья и кустарники лиственных пород. Не допускается использовать для озеленения территории лиственные породы деревьев и кустарников, выделяющие при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена. В производственной зоне на участках железно дорожного и автомобильного приема-отпуска, а также в зоне резервуарного парка для озеленения следует применять только газоны. Посадка газонов внутри обвалованной территории резервуарного парка не допускается. На территории СНН I и II категорий размещение зеленых насаждений от зданий и сооружений ближе 5 м не допускается. Минимальные расстояния по горизонтали в свету от трубопроводов для транспортирования нефти и нефтепродуктов до зданий, сооружений и инженерных сетей складов следует принимать по таблице 1.9. Таблица 1.9 Горизонтальные резервуары Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей (табл. 6.2) под избыточным давлением 0,04 МПа при плоских днищах и 0,07 МПа при конических днищах. Разработаны проекты резервуаров объемом 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100м3. Для обеспечения устойчивости пустых резервуаров под воздействием разрежения (вакуума), внешних нагрузок и давления грунта внутри резервуара устанавливают кольца (ребра) жесткости. В надземных двух опорных резервуарах в пределах опор устанавливают внутренние треугольные диафрагмы ( рис. 6.3). Горизонтальные резервуары по пространственному расположению подразделяют на надземные (выше планировочной отметки территории нефтебазы) и подземные (ниже уровня территории). По конструкции днищ горизонтальные резервуары в зависимости от объема и избыточного давления проектируют с плоскими, коническими или цилиндрическими днищами. Для обеспечения устойчивости цилиндрической оболочки внутри нее должны быть установлены опорные кольца жесткости. В зависимости от объема устанавливают и дополнительные кольца жесткости. (толщина оболочки 4 мм)
Рис.6.3 Горизонтальный резервуар объемом 50 м3 а – с плоским днищем; б – с цилиндрическим днищем Рис.6.5. Принципиальная схема отмывки железнодорожных и автоцистерн с применением традиционных технологий Классификация нефтебаз Таблица 1.2 Таблица 1.3 Таблица 1.8 Состав сооружений СНН
Планировку площадок СНН, их благоустройство и проектирование подъездных и внутри площадочных дорог следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-89. Территория резервуарного парка СНН, как правило, должна размещаться на более низких отметках по отношению к другим зонам и участкам СНН. Узлы пуска и приема (приема-пуска) очистных устройств для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, размещаемые на территории CHH на отметках выше отметок зданий и сооружений склада, должны быть ограждены со стороны этих зданий и сооружений земляным валом (ограждающей стенкой) высотой не менее 0,5 м. СНН I и II категорий независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух рассредоточенных выездов на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути склада или предприятия. По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для подъезда к площадкам сливоналивных устройств, следует проектировать проезды, как минимум, с проезжей частью шириной 3,5 м и покрытием переходного типа. На территории резервуарного парка и на участках железнодорожного и автомобильного приема и отпуска нефти и нефтепродуктов планировочные отметки проезжей части внутренних автомобильных дорог должны быть выше планировочных отметок прилегающей территории не менее чем на 0,3 м. На территории CHH для озеленения следует применять деревья и кустарники лиственных пород. Не допускается использовать для озеленения территории лиственные породы деревьев и кустарников, выделяющие при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена. В производственной зоне на участках железно дорожного и автомобильного приема-отпуска, а также в зоне резервуарного парка для озеленения следует применять только газоны. Посадка газонов внутри обвалованной территории резервуарного парка не допускается. На территории СНН I и II категорий размещение зеленых насаждений от зданий и сооружений ближе 5 м не допускается. Минимальные расстояния по горизонтали в свету от трубопроводов для транспортирования нефти и нефтепродуктов до зданий, сооружений и инженерных сетей складов следует принимать по таблице 1.9. Таблица 1.9 Таблица 1.10 Таблица 1.11 Таблица 7.1 Компенсаторы Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям (удлинению, укорочению). Вследствие теплового удлинения в трубопроводе возникают значительные продольные усилия, которые оказывают давление на конечные закрепленные точки (опоры), стремясь сдвинуть их с места. Эти усилия настолько значительны, что могут разрушить опоры 1 (рис. 7.14, а), вызвать продольный изгиб трубопровода 2 или привести к нарушению фланцевых и сварных соединений. Для защиты трубопровода от дополнительных нагрузок, возникающих при изменении температуры, его проектируют и конструктивно выполняют так, чтобы он мог свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала и соединительных труб. Способность трубопровода, к деформации под действием тепловых удлинений в пределах допускаемых напряжений в материале труб называется компенсацией тепловых удлинений. Способность трубопровода компенсировать тепловые удлинения за счет конфигурации участка линии к упругих свойств металла без специальных устройств, встраиваемых в трубопровод, называется самокомпенсацией (рис. 7.15, б). Самокомпенсация осуществляется благодаря тому, что в линии трубопровода 2, кроме прямых участков между неподвижными опорами 1, имеются повороты или изгибы (отводы). Расположенный между двумя прямыми участками поворот или отвод обеспечивает компенсацию значительной части удлинения благодаря эластичности конструкции, а остальная часть компенсируется за счет упругих свойств металла прямого участка трубопровода.
Рис. 7.15. Деформации трубопровода и их компенсация: а - трубопровода без компенсатора, б – самокомпенсация Z-образного трубопровода, в - трубопровода с П-образным компенсатором; 1 - неподвижная опора, 2 - трубопровод, 3 - направляющая опора, 4 - пружинная подвеска, 5 - П-образный компенсатор
В зависимости от конструкции, принципа работы компенсаторы делятся на П-образные, линзовые, волнистые и сальниковые. П-образные компенсаторы, обладающие большой компенсирующей способностью (до 700 мм), широко применяют при надземной прокладке технологических трубопроводов независимо от их диаметра. Преимущества таких компенсаторов - простота изготовления и удобство эксплуатация; недостатки - повышенное гидравлическое сопротивление, большой расход труб, значительные размеры к необходимость сооружения дополнительных опорных конструкций. П-образные компенсаторы изготовляют с применением гнутых (рис. 7.17, а), крутоизогнутых (рис. 7.17, б) и сварных (рис. 7.17, в) отводов. П-образные компенсаторы в зависимости от соотношения прямого участка спинки Р и прямого участка имеют различную компенсирующую способность.
Рис. 7.17. П-образные компенсаторы с отводами: а - гнутыми; б - крутоизогнутыми; в — сварными
Линзовые компенсаторы (рис. 7.18, а) состоят из нескольких последовательно включенных в трубопровод линз. Линза сварной конструкции состоит из двух тонкостенных стальных штампованных полулинз 1 и благодаря своей форме легко сжимается. Компенсирующая способность каждой линзы сравнительно небольшая (5÷8 мм). Число линз компенсатора выбирают в зависимости от его необходимой компенсирующей способности. Чаще всего применяют компенсаторы, состоящие из трех или четырех линз. Чтобы уменьшить сопротивление движению рабочей среды, внутри компенсатора помещают стаканы 3 (рис. 7.18, б). Компенсаторы со стаканами используют на прямых участках трубопроводов для восприятия только осевых нагрузок, а компенсаторы без стаканов применяют в тех случаях, когда они работают в качестве шарниров. На горизонтальных участках трубопроводов конденсаторы устанавливают с дренажными штуцерами 2, которые вваривают в нижних точках каждой линзы. Для восприятия распорных усилий, возникающих в трубопроводах, приваривают стяжки 5 (рис. 7.18, в).
Рис. 7.18. Линзовые компенсаторы: a - трехлинзовый без стакана, б - трехлинзовый со стаканом, в - сдвоенный со стяжкой; 1 - полулинза, 2 - штуцер, 3 - стакан, 4 - тяга, 5 - стяжка
Линзовые компенсаторы применяют на РУ до 2,5 МПа для трубопроводов Ду от 100 до 1600 мм, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества. К трубопроводам линзовые компенсаторы присоединяют на сварке или на фланцах. Преимущества линзовых компенсаторов по сравнению с П-образными - небольшие размеры и масса; недостатки - небольшие допускаемые давления, малая компенсирующая способность и большие распорные усилия, передаваемые на неподвижные опоры. Волнистые компенсаторы - наиболее совершенные устройства, обладающие большой компенсирующей способностью и небольшими габаритами. Основная отличительная особенность волнистых компенсаторов по сравнению с линзовыми - гибкий элемент, представляющий собой эластичную и прочную гофрированную оболочку. Гибкий элемент в зависимости от направления нагрузки, прикладываемой к его концам, получает деформации различного характера (рис. 7.19): сжатие, растяжение, изгиб, смещение оси.
Рис.7.19. Схемы деформации гибкого элемента волнистого компенсатора: а – начальное положение; б – сжатие по продольной оси; в - растяжение по продольной оси; г – изгиб под углом; д – смещение продольной оси при параллельности плоскостей
В зависимости от назначения и условий эксплуатации волнистые компенсаторы изготовляют различных типов: осевые, угловые, шарнирные и т.д. Компенсаторам каждого основного типа соответствует определенный характер деформации гибкого элемента. Гибкий элемент осевых компенсаторов работает на сжатие и растяжение вдоль продольной оси на величину Δ/2 по отношению к его начальному положению. Волнистые компенсаторы предназначены для работы при температуре от -70 до +7000С на РУ до 6,3 МПа. Применение волнистых компенсаторов вместо П-образных сокращает расход труб и тепловой изоляции на 15÷25% снижает гидравлическое сопротивление и уменьшает количество опор и опорных конструкций, поддерживающих трубопровод. По сравнению с линзовыми компенсаторами волнистые имеют более широкий диапазон допускаемых давлений, большую компенсирующую способность и значительно меньшие продольные усилия, передаваемые на неподвижные опоры. Сальниковые компенсаторы (рис. 7.20) представляют собой трубу 1, вставленную в корпус 4. В зазоре между ними установлено уплотнительное кольцо 3 с грундбуксой 2. По конструкции сальниковые конденсаторы подразделяют на одно- и двусторонние. Компенсаторы соединяются с трубопроводом на сварке или на фланцах. Сальниковые компенсаторы изготовляют на РУ до 1,6 МПа, температуру до 3000С и ДУ от 100 до 1000мм.
Рис. 7.20. Сальниковый компенсатор: 1 - труба; 2 - грундбукса; 3 - уплотнительное кольцо 4 - корпус компенсатора
Сальниковые компенсаторы отличаются высокой компенсирующей способностью, небольшими размерами. Однако из-за трудности герметизация сальниковых уплотнений в технологических трубопроводах их применяют редко, а для трубопроводов горючих, токсичных и сжиженных газов их использование не допускается. Основные недостатки сальниковых компенсаторов - необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации, сравнительно быстрый износ сальниковой набивки и. как следствие, отсутствие надежной герметичности. Отработанные нефтепродукты Прием отработанных нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 21046-86 должен производиться отдельно по группам: моторные масла (ММО), индустриальные (МИО) и смесей отработанных нефтепродуктов (СНО), для чего на нефтебазах должны быть организованы приемные пункты, располагаемые в зоне операций по отгрузке нефтепродуктов автомобильным транспортом и в тape. Приемные пункты оборудуются ёмкостями, камерами для разогрева бочек, насосной станцией, наливным устройством, а также грузовой платформой для накопления бочек со средствами механизации разгрузочных работ. Вновь принимаемые обводненные индустриальные масла должны проходить обработку в отдельном резервуаре с подогревом в целях разрушения эмульсии и выделения избытка воды. Пропускная способность камеры для разогрева бочек и размеры грузовой платформы должны обеспечивать прием не менее максимального суточного поступления отработанных нефтепродуктов в бочках. Приемные емкости каждой группы отработанных нефтепродуктов, а при соответствующем обосновании и отдельных марок отработанных масел, из числа указанных в группах, должны быть отдельными. Вместимость резервуаров для отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО должна определяться по норме сбора (в процентах от максимальной месячной реализации свежих масел) равной 35% и 50% соответственно. Вместимость резервуаров для группы СНО следует определять исходя из фактически достигнутого уровня сбора за прошедшие 2-3 года и с учетом перспективы. Вместимость резервуаров нефтебаз с сезонной отгрузкой отработанных нефтепродуктов следует определять исходя из сезонного поступления. Для отработанных нефтепродуктов следует предусматривать установку горизонтальных резервуаров единичной вместимостью, как правило, не более 75 м3 в количестве не менее двух для каждой группы. Резервуары для группы СНО следует оснащать оборудованием для легковоспламеняющихся жидкостей, а также подогревателями и устройствами для удаления воды и осадка. Отгрузку отработанных нефтепродуктов следует осуществлять отдельными партиями, но не менее грузоподъемности одной транспортной единицы (железнодорожные и автомобильные цистерны, бочки), через одиночные наливные устройства. Допускается отгрузка групп ММО и МИО по одному трубопроводу при условии его опорожнения. При сливо-наливных операциях температура отработанного нефтепродукта должна быть ниже температуры вспышки его паров не менее чем на 15°С. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить открытым паром с давлением не выше 0,05-0,1 МПа при условии обеспечения безопасности работ. Очистку и регенерацию отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО следует предусматривать на нефтебазах при условии, если поступление отработанных нефтепродуктов будет обеспечивать годовую загрузку регенерационных установок не менее чем на 80% от их номинальной производительности. Расходные емкости для топлива огневых печей должны быть рассчитаны на суточную потребность, но не более 5 м3 для хранения мазута и не более 1 м3 для легкого нефтяного топлива. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами. Отходы регенерационных установок (фильтровальные материалы, реагенты и пр.) должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов. Перекачка нефтепродуктов. Технология перекачки при автоматизации и механизации технологических операций должна предотвращать смешивание, загрязнение, обводнение и потери нефтепродуктов при соблюдении установленных правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и техники безопасности. Допускается перекачка по одному трубопроводу нескольких нефтепродуктов, сгруппированных согласно таблице 1.27 при условии его предварительного опорожнения. Для группировки нефтепродуктов, не предусмотренных таблицей 1.27, следует руководствоваться физико-химическими показателями этих нефтепродуктов по действующим ГОСТ или ТУ. Отдельные марки (сорта) нефтепродуктов, к качеству которых согласно ГОСТ 1510-84* предъявляются повышенные требования, следует транспортировать по отдельным трубопроводам. Технология перекачки нефтепродуктов должна предусматриваться по двухпроводной схеме трубопроводов (приемный и раздаточный), подсоединяемых к каждому резервуару. Допускается на нефтебазах 4-5 классов, а также в случаях установки под конкретную марку (сорта) нефтепродукта одного резервуара предусматривать однопроводную схему. За рабочее давление в системе трубопроводов нефтебазы следует принимать максимальное избыточное давление, приведенное к ближайшему наибольшему условному давлению согласно ГОСТ 356-80, но не выше 2,5 МПа. Подача нефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуаров с понтоном или плавающей крышей должна соответствовать следующей максимальной допустимой скорости подъема (опускания) понтона или плавающей крыши:' - для резервуаров 700 м3 и менее - 3,5 м/ч; - для резервуаров более 700 м3 - 6,0 м/ч. При этом скорость понтона или плавающей крыши при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч. Параметры максимальной безопасной скорости перекачки нефтепродуктов по трубопроводам следует принимать в соответствии с требованиями ВНТП 5-95. По назначению трубопроводы следует подразделять на внутренние, прокладываемые внутри технологических зданий и сооружений, наружные, прокладываемые между зданиями и сооружениями внутри территории нефтебазы, и внешние, прокладываемые вне территории нефтебазы (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельно стоящими железнодорожными эстакадами, АЗС и другими объектами). Для внешних трубопроводов, кроме требований, изложенных в настоящих нормах, следует также руководствоваться требованиями СНиП 2.05.13-90. Выбор диаметра трубопроводов должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемого нефтепродукта, а также рекомендуемых оптимальных скоростей. В зависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепродукта и нормативного срока эксплуатации трубопроводов значение расчетной толщины стенки труб следует принимать с поправкой, учитывающей глубину коррозионного разрушения стенки труб. Значения поправки на внутреннюю коррозию приведены в таблице 1.29. Пожаротушение. Для наземных резервуаров нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м3 и более, а также зданий и помещений склада, указанных в 292, следует предусматривать системы автоматического пожаротушения. На складах IIIa категории при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование. Для подземных резервуаров объемом 5000 м3 и более, сливоналивных эстакад и устройств для железнодорожных и автомобильных цистерн на складах I и II категорий следует предусматривать стационарные системы пожаротушения (неавтоматические). Здания и помещения СНН, подлежащие оборудованию стационарными установками автоматического пожаротушения, приведены в таблице 1.31. Таблица 5.1 Таблица 5.2 Рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в резервуарах, годы
Режим работы СНН В зависимости от функционального назначения и транспортных связей расчетное число рабочих дней в году следует принимать по таблице 1.13. Таблица 1.13 Таблица 1.14 Приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой; 2 - запасной трос хлопушки; 3 - кольца жесткости; 4 - стенка резервуара; 5 - кольцевая площадка жесткости; 6 - огневой предохранитель; 7 - трубопровод раствора пены; 8 - опорные стойки плавающей крыши; 9 - водоприемник атмосферных осадков; 10 — сухопровод орошения стенки резервуара; 11 - плавающая крыша; 12 - опорная ферма; 13 - катучая лестница; 14 - бортик удерживания пены; 15 - опорная ферма; 16 - периферийный кольцевой понтон плавающей крыши; 17 - уплотнитель (затвор) плавающей крыши;18 - переходная площадка; 19 - шахтная лестница; 20 -трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 - дренажная система; 22 - днище резервуара
Рис. 6.6 Дренажная система плавающей крыши: 1 - патрубок; 2 - задвижка; 3 - крыша; 4 - труба; 6 - поплавок; 7 - водоотводящий коллектор
Поплавок служит для уменьшения осевого усилия на трубы водоспуска при подъеме и опускании плавающей крыши. Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков. Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации. В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения - для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. В соответствии с рекомендациями по проектированию стальных резервуаров рекомендуется при наличии двух направляющих располагать их диаметрально противоположно - у шахтной и катучей лестниц. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши. Ступени, катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными. Плавающая крыша не имеет жестких связей с корпусом (стенкой и днищем) резервуара и как самостоятельный элемент работает (поднимается и опускается) при изменении уровня жидкости в резервуаре. Ее верхнее положение фиксируется максимальным уровнем жидкости, который должен быть на 600 мм ниже верха стенки. Нижнее положение плавающей крыши фиксируется опорными стойками, прикрепленными к крыше. Стойки трубчатого сечения диаметром 89 мм располагаются по концентрическим окружностям (для резервуара вместимостью 50 тыс. м3 устанавливается 152 стойки). Высота стоек переменна. Стойки, расположенные вблизи стенок резервуара, имеют высоту 1,8 м. Уменьшение высоты стоек в центральной части крыши обеспечивает ее уклон 1:100. Зазор между плавающей крышей и днищем резервуара необходим для размещения оборудования, обеспечения закачки нефти в резервуар без удара струи в вертикальную стенку понтонного кольца крыши, проведения монтажных и ремонтных работ. Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор - кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра - 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши. Основные, требования к затворам следующие: непроницаемость для продукта и его паров; износостойкость; холодо- и теплостойкость; устойчивость к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей; наличие минимального газового пространства; бензо - и коррозионностойкость; пожаробезопасность; простота, сборки и монтажа; надежность эксплуатации.
Рис.6.7 Классификация уплотняющих затворов плавающих крыш Уплотняющие затворы подразделяются по виду на линейные или щелевые и по конструкции - на механические и мягкие. Классификация типов затворов для резервуаров с плавающей крышей приведена на рис. 6.7. Затворы с механическим прижимным устройством снабжены элементом (обычно металлическим листом), который скользит по поверхности стенок резервуара, оказывая давление, необходимое для создания уплотнения. Плотный прижим листа к стенке резервуара осуществляется различными способами: подвесным рычажным устройством с пружиной и без нее; собственным весом; листовой или спиральной пружиной. Затворы с подвесным рычажным устройством (затворы Виггинса) широко используются в Англии, США, Германии, Японии и России для резервуаров вместимостью 50÷100 тыс. м3 и более. Существенными недостатками этих типов затворов являются; наличие значительного газового пространства над нефтепродуктом и неудобство обслуживания при эксплуатации (рис. 6.8).
Рис. 6.8 Уплотняющий затвор В Германии, Болгарии и Турции для резервуаров вместимостью 10÷50 тыс. м3 применяются затворы, в которых скользящий элемент прижимается под действием собственного веса. Затвор состоит из отдельных сегментов, наклонной поверхностью опирающихся на коническую обрамляющую полосу понтона плавающей крыши. Под действием своей массы сегменты скользят по поверхности понтона до прижатия уплотнения к стенке резервуара. Во Франции разработан и успешно применяется затвор с подвеской скользящего элемента на кронштейне и прижатием его пружиной. Конструкция прижимного устройства металлического скользящего элемента со спиральной пружиной применяется в Германии, Англии, Дании и других странах. Достоинством таких затворов является простота конструкции, недостатком - меньшая надежность в эксплуатации. Высокая амортизационная способность, прочность, стойкость к воздействию продукта и атмосферных осадков являются преимуществом затворов с мягким уплотнением, представляющим эластичные резинотканевые оболочки, наполненные жидкостью, сжатым воздухом, сыпучим зернистым материалом или эластичным пенополеуретаном. Из уплотнений, наполняемых жидкостью и сжатым воздухом, наибольшее распространение получили конструкции фирм «Хоммонд» (США) и «Гравер» (США). В последние годы в качестве наполнителя оболочек используют эластичные пенополеуретаны.
Рис. 6.9 Механические уплотнения с подвесным рычагом и пружиной
В резервуарах отечественной конструкции используют следующие типы затворов: ЦНИИПСК, РУРП-1, РУМ-1. Затворы ЦНИИПСК имеют рычажную систему прижатия уплотнения к стенке резервуара. Система приводится в действие грузами, расположенными над понтонным кольцом крыши. Вертикальный лист уплотнения прикрепляется к элементам, скользящим по стенке резервуара. Между стенкой резервуара и вертикальным листом имеется зазор, величина которого при плотном прилегании затвора составляет 10÷30 мм. Для защиты затвора от атмосферных осадков применяется покрытие из резинотканевого материала. Затвор РУРП-1 состоит из тонких стальных листов, закрепленных на шарнирных рычажных подвесках, спиральных пружин и кольцевой эластичной мембраны, выполненной из резинотканевого материала. Мембрана служит для герметизации кольцевого пространства между стальными листами и стенкой понтонного кольца. Над уплотняющим затвором установлены защитные металлические козырьки для предохранения уплотнения от атмосферных осадков. В затворе РУМ-1 каждая секция подвешивается на шарнирных кронштейнах, которые крепятся к плавающей крыше. Секция уплотнения состоит из гибкого металлического штампованного каркаса, к которому с двух сторон болтами крепятся взаимозаменяемые оболочки уплотнения с пенополиуретановыми блоками. Для защиты затвора от атмосферных осадков используются козырьки, опирающиеся на стенку резервуара Система пожаротушения АСУ ТП РП 5.6.1 АСУ ТП РП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления резервуарным парком из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов. 5.6.2 Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры: · уровень нефти в резервуарах; · температура нефти в резервуарах (при необходимости). 5.6.3 В МДП контролируются: · достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений; · параметры работы резервуаров; · объем свободной емкости и нефти; · положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка; · состояние средств локальной автоматики и каналов связи. 5.6.4 В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от: · перелива нефти в резервуарах; · повышенного давления в подводящих трубопроводах; · пожара. 5.6.5 В МДП предусматривается сигнализация о: · пожаре; · максимально допустимом уровне нефти в резервуарах; · повышении давления в подводящих трубопроводах; · предельных уровнях в резервуарах; · положении задвижек резервуарного парка; · неисправности измерительных систем. Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций. 5.6.6 Технические средства АСУ ТП РП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты. 5.6.7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей. Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем. 5.6.8 При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться. 5.6.9 Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП РП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений. 5.6.10 Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства. Таблица 1.9 Трубопроводная арматура Трубопроводной арматурой называют устанавливаемые на трубопроводах или оборудовании устройства, которые предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ. По назначению арматуру подразделяют на: · запорную - для отключения потока транспортируемого вещества (вентили, задвижки, краны и поворотные затворы); · регулирующую - для регулирования параметров вещества путем изменения его расхода (регулирующие вентили и клапаны, регуляторы давления прямого действия и смесительные клапаны); · предохранительную - для предохранения оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные, пропускные и обратные клапаны, а такжеразрывные мембраны); · функциональную - для выполнения различных функций (конденсатоотводники, смотровые фонари, ловушки и др.). По принципу действия арматура может быть: · управляемой, рабочий цикл которой выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями или приборами; управляемая арматура по способу управления подразделяется на арматуру с ручным приводом, приводную и дистанционное управление; · автономной, рабочий цикл которой совершается рабочей средой без каких-либо посторонних источников энергии (регуляторы давления прямого действия, конденсатоотводчики). Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насаженых на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или передающих движение через редуктор. Приводная арматура снабжена приводом, который установлен непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, с мембранным или электрическим исполнительным механизмом, пневматическим, сильфонным, пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим. Арматура под дистанционное управление имеет управление от привода, который не устанавливается непосредственно на ней. В зависимости от области и условий применения трубопроводную арматуру разделяют на две группы: · общетехнического назначения, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируют неагрессивные и малоагрессивные жидкости и газы, при рабочих температурах и давлениях, (корпусные детали такой арматуры изготовляют из серого и ковкого чугуна, латуни, углеродистой или легированной стали); · специального назначения для особых условий работы, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, транспортирующих продукты с такими свойствами или параметра, которые требуют применения легированных и высоколегированных сталей, бронзы, чугуна, обладающих высокой коррозионной I стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или неметаллических материалов. По способу присоединения к трубопроводам арматура подразделяется на: фланцевую, имеющую присоединительные патрубки с фланцами и применяемую для любых технологических трубопроводов; приварную, имеющую патрубки для сварки с трубопроводом и применяемую для трубопроводов с повышенными требованиями к плотности соединения; муфтовую, имеющую на присоединительных концах внутреннюю резьбу и цапковую - наружную; цапковая арматура иногда снабжается накидными гайками под отбортованные трубы. Муфтовую и цапковую арматуру из чугуна применяют для трубопроводов Ду до 100 мм, транспортирующих вещества группы Б, а из стали - для трубопроводов Ду до 40 мм, транспортирующих любые вещества. Арматуру из стали используют для любых давлений и температур и изготовляют из углеродистой, легированной и высоколегированной сталей, а также с внутреннем покрытием коррозионно-стойкими материалами. Арматуру из чугуна не допускается применять для трубопроводов, подвергаемых вибрации, работающих на растяжение, а также эксплуатируемых при резко переменном температурном режиме. Арматуру из цветных металлов и сплавов используют только в тех случаях, когда физико-химические свойства транспортируемого вещества не допускают использования арматуры из чугуна или стали. Трубопроводную арматуру поставляют с заводов-изготовителей испытанной на прочность и плотность, комплектно с ответными фланцами, прокладками и крепежными деталями. Хранение нефтепродуктов Норма запасов нефтепродуктов на расчетный период определяется как сумма текущего и страхового запасов:
где: Vi — норма запаса i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;
Нормы запаса каждой марки (сорта) нефтепродукта, независимо от функционального назначения нефтебазы, следует определять по графикам поступления и отгрузки, составленным на основании фактических данных за 2-3 года и включающих в себя сумму текущего и страхового запаса. При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродуктов нормы запаса должны определяться по следующим формулам: для распределительных железнодорожных нефтебаз:
где: Qi — среднее месячное потребление i-гo нефтепродукта, т Определяется из условия помесячного равномерного потребления в течение расчетного года; Кн — коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется по табл.1.18); Тц — транспортный цикл поставок нефтепродукта, сутки (определяется по табл.1.17); K1 — 1,1-1,3 — коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн); ρ — плотность нефтепродукта, т/м3; Ui ст - норма страхового запаса; 30 — среднее число суток в месяце. Таблица 1.17 Транспортный цикл поставок
Таблица 1.18 Электрохимическая защита Электрохимическая защита подземных металлических сооружений от коррозии должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89. Выбор принципиальных и схемных решений, а также расчеты параметров электрохимической защиты рекомендуется производить с использованием действующей нормативно-технической документации по электрохимической защите площадочных сооружений (компрессорных станций, промыслов и т.п.) или «Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии». Для катодной поляризации подземных сооружений следует использовать серийные преобразователи для катодной защиты, в том числе многоканальные, а также протекторы различных типов, в том числе ленточные. Для защиты от электрической коррозии следует использовать дренажные установки и поляризованные протекторы по ГОСТ 16149-70. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн и резервуарные парки, расположенные в зоне влияния электрифицированных железных дорог следует проектировать с учетом требований, изложенных в «Указаниях по проектированию зашиты от искрообразований на сооружениях с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями при электрификации железных дорог». При этом, принимаемые решения не должны снижать эффективность защиты от электрической коррозии. В проекте должны быть предусмотрены меры по сокращению прямых электрических связей катодно поляризуемых сооружений с защитными заземлениями технологического оборудования или выполнение таких заземлений из протекторов. Допускается электрохимическая защита подземных сооружений без применения указанных мероприятий при условии, если расчетный ток катодной защиты будет принят с коэффициентом не менее 5 против варианта с исключенным влиянием защитных заземлений. Для электрической изоляции подземных трубопроводов от заземленного оборудования и конструкций следует использовать изолирующие фланцы, выполненные по ГОСТ 25660-83. При этом изолирующие фланцы должны располагаться вне взрывоопасных зон или шунтироваться взрывобезопасными низковольтными искровыми разрядниками. Импульсное напряжение-срабатывания не должно превышать 50% от эффективного напряжения пробоя изолирующего фланца на частоте 50 Герц. В заземляющие проводники нейтралей трансформаторных подстанций должны быть встроены диодные группы из кремниевых вентилей, включенных встречно-параллельно, обеспечивающие сохранение защитного потенциала на заземленных (зануленных) сооружениях при свободном пропуске токов короткого замыкания. При этом каждое плечо (направление) диодной группы должно иметь не менее двух вентилей, устойчивых к расчетному току однофазного короткого замыкания в данной цепи. Электрические контактные соединения диодных групп при включении их в заземляющие цепи должны соответствовать классу 2 по ГОСТ 10434 - 82. Литые протекторы могут быть использованы в качестве электродов заземления, если они удовлетворяют требованиям ПУЭ предъявляемым к заземлителям и заземляющим проводникам. Расчетная величина мощности катодной станции по постоянному току для 10-летнего срока эксплуатации не должна превышать 60% номинальной мощности катодной станции. При этом, расчетная величина напряжения на выходе станции не должна превышать 75% величины выбранного предела (диапазона) напряжения СКЗ. Электрохимическая защита объектов нефтебазы должна выполняться с использованием кабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой. Допускается совместная прокладка кабелей электрохимзащиты с кабельными линиями других назначений в общих каналах, лотках или траншеях. Для определения сечения кабелей электрохимзащиты максимальную величину тока установки катодной защиты следует принимать на 20% больше расчетной величины тока, а плотности тока для кабеля АВВГ - 0,66 не должны превышать 0,4 А/мм2. Контрольные проводники должны иметь сечение не менее 10 мм2 по алюминию. Контрольно-измерительные пункты для, измерения защитных потенциалов должны быть установлены в точках дренажа, в местах изменения направления или пересечения защищаемых трубопроводов, в местах сближения защищаемых трубопроводов с сосредоточенными анодными заземлениями, в четырех диаметрально противоположных точках внешней поверхности подземных резервуаров. Расстояние между соседними контрольно-измерительными пунктами не должно превышать 50 м. Допускается не предусматривать контрольно-измерительные пункты (кроме точек дренажа установок катодной защиты), если обеспечен электрический контакт с сооружением в заданной точке. Автоматизация, контроль и управление технологическими процессами. должно обеспечиваться: - контроль и управление технологическими процессами приема, хранения и отгрузки; - количественный учет нефтепродуктов как по резервуарной, емкости, так и с помощью поточных измерительных систем; - безопасная эксплуатация технологического оборудования и сооружений, своевременное обнаружение возникших аварий и создание условий для их локализации; - пожарная безопасность и зашита окружающей среды. Система управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта — операторной или диспетчерской. АСУ ТП РП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления резервуарным парком из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов. Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры: · уровень нефти в резервуарах; · температура нефти в резервуарах (при необходимости). В МДП контролируются: · достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений; · параметры работы резервуаров; · объем свободной емкости и нефти; · положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка; · состояние средств локальной автоматики и каналов связи. В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от: · перелива нефти в резервуарах; · повышенного давления в подводящих трубопроводах; · пожара. В МДП предусматривается сигнализация о: · пожаре; · максимально допустимом уровне нефти в резервуарах; · повышении давления в подводящих трубопроводах; · предельных уровнях в резервуарах; · положении задвижек резервуарного парка; · неисправности измерительных систем. Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций. Технические средства АСУ ТП РП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты. 7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей. Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем. При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться. Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП РП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений. Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства. |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2019-04-11; Просмотров: 523; Нарушение авторского права страницы
(1.1)
— текущий запас i-гo нефтепродукта на расчетный период, м3;
— страховой запас i-гo нефтепродукта на расчетный период, м3.
(1.2)