Основы научно-теоретических знаний по модулю «Резервуары»

Модуль 3

«РЕЗЕРВУАРЫ»

Введение

Резервуары являются одними из важнейших сооружений НПС и нефтебаз предназначены для хранения нефти и нефтепродуктов.

Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

- по материалу, из которого они изготовлены, - металлические, железобетонные, земляные, синтетические, ледогрунтовые и в горных выработках;

- по величине избыточного давления – резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (р_и ≤ 0,02 МПа), и резервуары высокого давления (р_и ≥ 0,02 МПа);

- по технологическим операциям – резервуары для хранения маловязких и высоковязких нефти и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, буферные резервуары и резервуары специальных конструкция для хранения нефти и нефтепродуктов с особыми свойствами;

- по конструкции – вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами и плоским или пространственным днищами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые, резервуары-цилиндроиды, прямоугольные и траншейные.

Резервуар называется подземным (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом), когда наивысший уровень нефтепродукта в нем находится не менее чем на 0,2м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2м выше допустимого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3м).

Наземным называют резервуар, у которого днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).

Схема изучения материала

№	Тема занятия	Тип занятия	Вид (форма) занятия	Количество часов
1.	Эксплуатация резервуаров.	Изучение нового материала	Лекция
2.	Оборудование резервуаров.	Изучение нового материала	Лекция
	Назначение, устройство и принцип действия оборудования резервуаров	Изучение нового материала	Лекция
4.	Системы защиты резервуаров и их обслуживание. Очистка резервуаров. Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению испытаний резервуаров.	Изучение нового материала	Самостоятельная подготовка
5.	Подбор оборудования резервуаров. Изучение конструкции клапана НДКМ.	Углубление и систематизация учебного материала	Практическое занятие
6.	Резервуары.	Предварительный контроль	Практическое занятие

Основы научно-теоретических знаний по модулю «Резервуары»

2.1. Эксплуатация резервуаров

Резервуарные парки НПС

Полезный объём резервуарных парков нефтепроводов определяется в соответствии с требованиями ВНТП 2-86.

Полезный суммарный объём резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, приниматься не менее размеров, указанных в таблице 3.1 (в единицах расчетной суточной производительности)

Таблица 3.1.

Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов (в зависимости от протяженности нефтепровода)

Протяженность нефтепровода (участка), км.	Диаметр нефтепровода, мм
630 и менее	720, 820
до 200	1,5
св. 200-400		2,5	2,5	2,5
св. 400-600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
св. 600-800		3/3,5	3/4	3,5/4,5
св. 800-1000	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5

Примечание: 1.При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к размеру емкости, приведенному в табл. 3.1., добавляться объем резервуарного парка участка, соответствующего длине остатка.

2.Емкость резервуарного парка конечного пункта, определяется проектом в пределах указанной суммарной емкости парка.

Полезный (фактический) объем резервуарных парков определяется по табл. 3.2. с учетом коэффициента использования емкости, учитывающий неиспользуемые зоны и технологический остаток.

Таблица 3.2.

Технологическая карта

До заполнения резервуаров и подключения их технологический процесс транспортировки нефти должна быть составлена технологическая карта эксплуатации резервуаров.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров составляется на основе:

- требований нормативных и руководящих документов;

- данных о характеристиках резервуаров и их оборудования;

- технологического состояния резервуаров;

- схем перекачки нефти, высотных отметок резервуаров и откачивающих агрегатов;

- свойств нефти;

- диаметра и протяженности трубопроводов технологической обвязки на участке « резервуары – насосная»;

- производительности трубопровода и количества резервуаров, подключенных к данному трубопроводу;

- температуры воздуха и т.д.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров должна отражать наиболее вероятные условия его работы обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером предприятия и пересматривается по мере необходимости.

Технологические карты хранятся в отделах предприятий и их филиала, которые участвуют в эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, на перекачивающих и наливных пунктах морских и речных терминалов и нефтебаз.

Технологические карты должны, находиться в диспетчерских пунктах предприятий, филиалов и в операторных перекачивающих и наливных станций, морских и речных терминалов, нефтебаз.

Заполнение резервуаров и их оперативное обслуживание осуществляются диспетчерскими службами предприятий, филиалов и операторами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз. Оперативное обслуживание заключается в обеспечении режима работы резервуаров в пределах параметров, установленных технологическими картами эксплуатации резервуаров, с отражением в диспетчерских листах уровней нефти в резервуарах с заданной периодичностью.

Оборудование резервуаров

Основные требования к выбору и размещению оборудования стальных резервуаров

Для технического использования и проведения технологических операций резервуар оснащается оборудованием. Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуар должен быть оснащен системами безопасности.

Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией.

На резервуарах должны монтироваться следующее оборудование и системы:

- приемо-раздаточные устройства с внутренней стороны резервуара;

- устройства для размыва донных отложений;

- кран сифонный, водоспуск;

- замерный люк, световой, смотровой, люк-лаз, монтажный;

- дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями для РВС;

- вентиляционные патрубки для РВСП;

- оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара;

- трубопроводы и генераторы систем пожаротушения;

- трубопроводы системы охлаждения резервуара;

- система защиты резервуара от коррозии;

- система молниезащиты, защиты от статического электричества и заземления.

Резервуарное оборудование и системы устанавливаются на резервуарах в зависимости от его типа (РВС, РВСП и РВСПК). Перечень оборудования приведен в табл. 3.4-3.8

Срок службы резервуарного оборудования, устанавливаемого на резервуаре, должен быть не менее 20 лет. Оборудование должно заменяться по истечении срока службы, его морального устаревания. Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования должно быть в климатическом исполнении в соответствии с ГОСТ 15150-69.

На резервуарах должно устанавливаться оборудование во взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению органами Госпромнадзора РБ.

Установку патрубков для оборудования на корпусе и крыше резервуара необходимо производить в соответствии с требованиями промышленной безопасности (ПБ).

Оборудование, располагаемое на резервуаре, должно быть доступным для обслуживания. С этой целью необходимо предусматривать обслуживающие площадки с лестницами.

Система компенсации

Строительный объем резервуара, м3	Количество и условный диаметр патрубка	Компенсационная система
Диаметр, мм	Кол-во патрубков, шт.	Тип	Кол-во компенсаторов, шт.
	500; 700		С	6* (для резервуара аварийного сброса 3 шт.)
			С	6*
			С	6*
			С	12*
Примечание: - С - система сильфонных компенсаторов. * По три компенсатора на одном подводящем трубопроводе.

Трубопроводная обвязка резервуаров с использованием системы из трех сильфонных компенсаторов и пружинных подвесок для компенсации температурных расширений, осадки и «дыхания» резервуара и труб должна быть рассчитана на прочность Рисунок 3.2, 3.3.

Нагрузки, приходящие от этой обвязки на патрубки резервуара, должны быть меньше допускаемых, величины которых определяются из условия прочности врезки в резервуар патрубков.

Исходными данными для расчета на прочность трубной обвязки резервуара являются:

- жесткостные характеристики резервуара;

- перемещения и углы поворота патрубков в вертикальной и горизонтальной плоскостях, возникающие от «дыхания», осадки и температурного расширения резервуара;

- жесткостные характеристики карданных сильфонных компенсаторов – изгибная жесткость сильфонов и момент трения в кардане (сдвиговой момент);

- жесткостные характеристики пружинных подвесок (опор) и их предварительное напряжение;

- параметры трубной обвязки (диаметр и толщина труб);

- характеристики перекачиваемого продукта (плотность, температура, давление);

- характеристики задвижки.

Рис. 3.2. Компенсаторы приемо-раздаточных патрубков

Рис. 3.3. Компенсаторы грузовых патрубков

На патрубке водоспускного устройства с плавающей крышей на наружной стороне резервуара должна быть установлена задвижка. Отвод воды от водоспускного устройства должен осуществляться в систему производственно-дождевой канализации. Нормальное положение задвижки водоспуска плавающей крыши – открытое.

Пожарные водопроводы и растворопроводы, в пределах защитного обвалования резервуара прокладываются подземно.

Задвижки, кроме коренных, устанавливаемые непосредственно на патрубки резервуара должны опираться на фундаменты, выполненные совместно с фундаментом резервуара.

Дыхательная арматура

Дыхательная и предохранительная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума, а для резервуаров типа РВСПК - их отсутствие.

Дыхательная арматура должна включать дыхательный и предохранительный клапаны, вентиляционные патрубки.

Суммарная пропускная способность дыхательных клапанов определяется в зависимости от максимальной подачи нефти (нефтепродуктов) при заполнении (или опорожнении) резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.

Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не меньше, чем дыхательных клапанов.

Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление и пониженный вакуум на 5-10% по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравлический клапан должен быть залит незамерзающей слабоиспоряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

Дыхательные и предохранительные клапана типа НДКМ, КПГ, СМДК, КПР следует заменить универсальными клапаны типа КДС.

Замена предохранительных клапанов КПГ и КПР проводится только с одновременной заменой дыхательных клапанов.

Универсальные клапаны КДС, КДС-2 работают как в режиме дыхательного, так и предохранительного клапана.

Огневые предохранители (огнепреградители) устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 ⁰С в осенне-зимний период огневые предохранители необходимо демонтировать.

Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяется в зависимости от конструкции крыши резервуара и давления насыщенных паров хранимой нефти (нефтепродуктов):

- на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти (нефтепродуктов) ниже 26,6 кПа (200 мм. рт. ст.) должны быть установлены дыхательные вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями;

- на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимой нефти (нефтепродуктов) свыше 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предохранителями.

- на резервуарах с плавающей крышей (или понтоном) должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляется согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны (по ГОСТ 16350).

Диаметр, количество, производительность дыхательных и предохранительных клапанов должны выбираться по максимальной производительности заполнения – опорожнения резервуара и техническим характеристикам клапанов. Количество предохранительных клапанов принимается равным количеству дыхательных клапанов. При этом расход газо-воздушной смеси через все дыхательные клапаны, установленные на резервуаре, не должен превышать 85 % от их максимальной пропускной способности, установленной разработчиком и изготовителем клапанов. Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннею давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

- пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м³/час

Q=2,71 M₁+0,026·V;

- пропускная способность клапана по вакууму, м³/час

Q = М₂ + 0,22·V;

- пропускная способность вентиляционного патрубка, м³/час

Q = M₁+0,02·V

или

Q = M₂ + 0,22·V,

что больше,

где М₁ - производительность залива продукта в резервуар, м³/час;

М₂ - производительность слива продукта из резервуара, м³/час;

V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

Примечания:

Не допускается изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыха­тельной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

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

В стационарной крыше или стенке резервуара с понтоном должны быть предусмотрены вентиляционные патрубки (отверстия), равномерно расположенные по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга (но не менее двух), и один патрубок в центре. Общая открытая площадь этих патрубков (отверстий) должна быть больше или равна 0,06 м² на 1 м диаметра резервуара. При эксплуатации резервуара отверстия, вентиляционных патрубков должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10x10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных осадков.

Приборы контроля

Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны бытьпредусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

В резервуарных парках, суммарным объемом по строительному номиналу более 40 000 м³, резервуары должны быть оснащены уровнемерами (измерителями уровня) совместно с многоточечным датчиком средней температуры нефти (нефтепродукта), обеспечивающими основную погрешность измерения уровня нефти (нефтепродукта), в резервуаре не более 3 мм, основную погрешность измерения средней температуры нефти (нефтепродукта) - не более 0,2 ⁰С.

Резервуары типа РВС должны быть оснащены двумя сигнализаторами максимально допустимого (аварийного) уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами максимально допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара.

Устройства пожаротушения

Устройства пожарной безопасности подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

Выбор устройства пожарной безопасности предусматривается в зависимости от температуры вспышки хранимых нефти и нефтепродуктов, конструкционных видов и объемов единичных резервуаров, общей вместимости резервуарного парка, расположением площадки строительства и характеристик операционной деятельности, организации пожарной охраны на предприятии и размещение резервуаров.

Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в виде стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Стационарные установки пенотушения по способу подачи пены в резервуар выполняются по двум технологическим схемам:

- верхняя подача пены на слой жидкости, понтон или плавающую крышу;

- нижняя подача пены под слой жидкости.

Предпочтительно должна использоваться система подслойного пожаротушения.

Стационарные установки пенотушения с верхней подачей пены состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуара со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенкам резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования по расстояниям между сварными швами и швами крепления постоянных конструктивных элементов, присоединяемых к стенке.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с плавающей крышей по периметру плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

Резервуары РВСПК объемом 5000м³ и более должны оборудоваться пеногенераторами (пеносливами), равно размещаемыми по периметру резервуара на расстоянии не более 25 метров (для тушения кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для ограждения пены пенообразующими составляющими).

Для стока из кольцевого пространства, образованного барьером и стенкой резервуара, раствора пенообразователя после пожаротушения пенообразующими веществами, в нижней части барьера устраиваются дренажные отверстия, расположенные равномерно по периметру.

Количество пеногенераторов, устанавливаемых на резервуарах определяется расчетом, но должно быть не менее 2-х.

Для обслуживания пеногенераторов должны быть предусмотрены площадки обслуживания и стремянки, а для подачи раствора – сухие стояки.

Стационарные установки пенотушения с нижней подачей пены включают пенопроводы, присоединяемые к резервуару в нижнем слое.

Устройства охлаждения выполняются в виде стационарных или передвижных.

Стационарной установкой охлаждения должны оснащаться:

- резервуары РВС и РВСП (кроме резервуаров с негорючей теплоизоляцией) объемом 5000 м³ и более;

- резервуары РВСПК объемом 5000 м³ и более.

Выбор установок производится в зависимости от категории склада нефти и нефтепродуктов, компоновки резервуарного парка и общей системы охлаждения резервуарного парка.

Стационарные установки охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения – оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы и сухие стояки должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепления трубопроводов осуществляется на болтовых хомутах или скобах.

Средства обнаружения пожара (пожарные извещатели) должны устанавливаться:

- на резервуарах РВС и РВСП – на боковой стенке рядом с пенообразующими устройствами (пеногенераторами) на одной отметке при подаче пены на слой нефти и нефтепродукта и равномерно по периметру резервуара (число соответствует количеству врезок в резервуар), но не менее 2-х при подаче пены под слой нефтепродукта;

- на резервуарах РВСПК – на общей конструкции с пеногенераторами или равномерно по периметру на расстоянии не более 25м независимо от применяемых средств пожаротушения.

Число пожарных извещателей должно соответствовать количеству пеногенераторов на резервуаре, но во всех случаях не менее 2-х.

Пожарные извещатели устанавливаются на резервуарах, объемом 5000м³ и больше.

Устройства молниезащиты

Резервуары с легковоспламеняющимися и горючими нефтепродуктами по устройству молниезащиты относятся:

- ко II категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса В-1г);

- к III категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса П-III).

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитных индукций и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.

Резервуары, отнесенные ко II категории молниезащиты, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, от прямых ударов молнии должны защищаться следующим образом:

- Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм должны быть оборудованы молниеотводами, установленными на самом резервуаре или отдельно стоящими;

- Резервуары с толщиной металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м³ независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителю;

- Резервуары с корпусами из металла, из железобетона, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м³ должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами.

При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям, к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

Если в резервуарах (наземных или подземных), содержащих легковоспламеняющиеся жидкости, имеются газоотводные или дыхательные трубы, независимо от наличия на них огнепреградителей, для свободного отвода в атмосферу газов и паров взрывоопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должны входить пространство над обрезом труб, ограниченное полушарием радиусом 5м.

При наличии газоотводных и дыхательных труб, оборудованных колпаками или «гусаками», в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой Н и радиусом R:

- Для газов тяжелее воздуха при избыточном давлении внутри резервуара менее 5,05 кПа Н=1 м, R= 2 м, при избыточном давлении 5,05- 25,25 кПа Н=2,5м, R=5м;

- Для газов легче воздуха при избыточном давлении внутри резервуара:

- до 25,25 кПа Н=2,5м, R= 5 м;

- свыше 25,25 кПа Н=5м, R=5м.

Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-1г дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5м и радиусом 5м.

Для резервуаров с плавающими крышами или понтонами в зону защиты молниеотводов должно входить пространство, ограниченное поверхностью, любая точка которой отстоит на 5 м от легковоспламеняющейся жидкости в кольцевом зазоре.

Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50м по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух.

Для защиты от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие мероприятия:

- Металлические корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания;

- Между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их сближения на расстояние менее 10 м через каждые 30м должны быть металлические перемычки.

Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или других протяженных конструкций не требуется.

Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные конструкции при вводе последних в резервуар необходимо присоединять их к любому из заземлителей.

Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциалов через внешние трубопроводы, проложенные на опорах, необходимо:

- На вводе в резервуар трубопроводы должны быть присоединены к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резервуаров II категории, не более 20 Ом для резервуаров III категории;

- На ближайшей к резервуару опоре трубопроводы должны быть присоединены к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуаров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории;

- Вдоль трассы эстакады через каждые 250-300м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61⁰С и ниже должны присоединяться к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом.

Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах.

Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм², длиной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской.

Соединения молниепремников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться, как правило, сваркой, а при недопустимости проведения огневых работ разрешается применение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при обязательном ежегодном контроле последнего перед началом грозового сезона.

Токоотводы, соединяющие молниеприемники всех видов с заземлителями, должны быть выполнены из стали размерами указанными в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Технические характеристики

Параметры	ПСРт-1	ПСРпт-1
Диаметр отборных труб, мм
Длина секций:
Нижней	1,25 Н	0,625 Н
Верхней (троссовой)	-	0,625 H
Н - высота стенки резервуара, м	до 20	до 20
Диаметр кранов, мм
Диаметр патрубка кранового узла, мм
Температура окружающей среды, °С	- 50 / +60	-50 /+60
Вес, кг, не более

Приемораздаточное устройство ПРУ-Д и ПРУм-Д

Назначение:

- увеличение (до 15%) полезной емкости РВС;

- снижение интенсивности осадкообразования;

- увеличение срока службы 1-го пояса и днища резервуаров за счет снижения зоны коррозионной активности донного осадка;

ПРУ-Дустанавливается на действующих или вновь строя­щихся РВС емкостью от 700 до 100 000 куб, м. взамен «хлопу­шек».

ПРУ-Дсостоит из приемного и раздаточного патрубков (ПРП),направляющих зонтов с рассекателями («левым» и «пра­вым»), двух поворотных заслонок и двух кранов – «воздухоспускников». Узлы ПРУ-Д: ПРП и поворотные заслонки монтируются на существующие приеме-раздаточные патрубки резервуара (рис. 3.9, 3.10).

Усовершенствованным вариантом ПРУ-Дявляется уст­ройство ПРУм-Д, особенностью которого является наличие на «напорном коллекторе» трёх патрубков с зонтами и рассекателя­ми, два из которых располагаются по периферии у противопо­ложных стенок резервуара и один в центральной части.

Центральный патрубок с зонтом создает кольцевую веерную струю жидкости, а периферийные патрубки - направленные ве­ерные струи, обеспечивающие не только размыв донных отло­жений, но и вращение всей массы жидкости в резервуаре, взму­чивая и более эффективней размывая осадки.

Для снятия нагрузок на стенку РВС от воздействия взаимно компенсирующих реактивных струй создаваемых периферий­ными патрубками, а так же от температурных деформаций «на­порного коллектора», рассекатели имеют специальный крепёж к днищу со свободой вдоль осевого перемещения.

Выбор типа ПРУм-Д, соответственно оптимальной произ­водительности заполнения резервуара, позволит исключить необходимость проектирования и монтажа специальных сис­тем размыва донных отложений (типа «винтовые мешалки», СПВК-ЮО и т.п.) Высота щели между зонтом и рассекателем ПРУ-Д устанавливается равной высоте щели ПРУм -Д «раздаточного» патрубка. Высота щелей также зависит от вязкости жидкости и производи­тельности «откачки-закач­ки».

При различных диаме­трах приемного и разда­точного патрубков резер­вуара, предприятие по­ставляет соответствующе­го диаметра полукомплек­ты ПРУ-Д и ПРУм - Д. На­пример, приемный патру­бок резервуара равен 250мм и раздаточный - 500мм, завод изготовляет соответственно на напорный патрубок полукомплект ПРУ (м)-250 и на разда­точный - полукомплект ПРУ (м)-500.

ПРУ-Д и ПРУм - Д поставляются как с заслонками, так и без заслонок. Максимальные диаметры, выпускаемых изделий по­лукомплектов ПРУ-Д и ПРУм - Д:

- напорный патрубок резервуара до ДУ-800;

- раздаточный до Ду-1200.

При заказе ПРУ (м)-Д указывается:

- тип устройства;

- высота от днища до оси ПРП;

- тип РВС;

- вид привода поворотной заслонки (ручной или с электроприводом)

Рис. 3.9. Приемо-раздаточное устройство до монтажа поворотных заслонок

Рис. 3.10. Приемо-раздаточное устройство с поворотной заслонкой

Рекомендуемые оптимальные параметры и основные технические характеристики ПРУм-Д приведены в табл. 3.11 -3.12.

Таблица 3.11

Назначение

Генератор пены средней кратности предназначен для получения из водного раствора пенообразователя воздушно-механической пены средней кратности, формирования струи и подачи ее для тушения пожаров легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Выпускаются следующие типоразмеры генераторов: ГПС-200, ГПС-600, ГПС-2000 соответственно с подачей пены 200, 600 и 2000 л/с.

Устройство

Генераторы ГПС по конструкции и принципу работы идентичны и отличаются только геометрическими размерами распылителя и корпуса. Генератор состоит из корпуса с направляющим устройством 3, распылителя 2, пакета сеток 4 и напорной соединительной головки 1. Сетка имеет ячейки 0,8-1 мм, которые изготовлены из проволоки толщиной 0,3-0,4 мм. Для получения пены используют раствор пенообразователя.

Принцип действия

Водный раствор пенообразователя через распылитель 2 выбрасывается под давлением на пакет сеток 4, создавая в корпусе 3 разрежение. Воздух через заднюю открытую часть корпуса устремляется в зону пониженного давления. В корпусе водный раствор пенообразователя интенсивно перемешивается с воздухом, образуя пузырьки примерно одинакового размера воздушно-механической пены.

Таблица 3.13

Рекомендации по СВК-ЭН для нефтяных резервуаров

Тип резервуара	Количество сопел в системе размыва	Производительность системы размыва, м3/час
СВК-ЭН-100	СВК-ЭН-150	СВК-ЭН-400
РВС-1000			-	200-300
РВС-2000				> 360-600
РВС-5000				900-1250
РВС-10000				1800-2500
РВС-20000				2500-3600
РВС-50000	-			3600-7000
ЖБР-30000	-	-		3000-3600

На рис. 3.17 представлены схемы систем размыва донных отложений в РВС с веерными соплами СВК- ЭН150.

Рис. 3.17. Схемы систем размыва донных отложений в РВС с веерными соплами СВК – ЭН150

Плавающее покрытие для вертикальных цилиндрических резервуаров с нефтепродуктами.

Понтон Алюминиевый «КонТЭК»

Понтон предназначендля снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении в вертикальных цилиндрических резервуарах, повышения пожарной безопасности эксплуатации резервуаров, снижения вредного воздействия на окружающую среду (рис.3.18).

Рис. 3.18. Понтон алюминиевый «КонТЭК»

Тип понтона – поплавковый с герметичным настилом, что обеспечивает минимальные потери полезного объема резервуара.

Конструктивные особенности:

- сборная конструкция на болтовых соединениях, позволяющая производить загрузку сборочных единиц через имеющиеся в резервуаре люки-лазы;

- выполнен из алюминиевых профилей и листопроката;

- затвор (периферийное уплотнение) механического типа – набор по периферии подпружиненных щеток с фартуком, выполнен из лакоткани (стеклоткань, эмульгированная фторопластом).

Особенности затвора:

- пояс обтюрации расположен над уровнем настила на расстоянии 200…250 мм для снижения испарения продукта за сче