Характеристика сферических резервуаров
Номинальная вместимость, м3 |
Внутренний диаметр, м |
Внутреннее давление, 105 Па |
Марка стали
|
Толщина стенки, мм
|
Масса одного резервуара, т |
Число стоек
|
300 |
9 |
2,5 |
09Г2С(М) |
12 |
24 |
6 |
600 |
10,6 |
2,5 |
09Г2С(М) |
12 |
33,3 |
8 |
600 |
10,5 |
6 |
09Г2С(М) |
16 |
43,3 |
8 |
600 |
10,5 |
10 |
09Г2С(М) |
22 |
60 |
8-9 |
600 |
10,5 |
10 |
09Г2С(М) |
34 |
94,6 |
8 |
600 |
10,5 |
18 |
12Г2СМФ |
25 |
69,5 |
8 |
900 |
12 |
18 |
ООГ2С(М) |
38 |
140 |
8 |
900 |
12 |
18 |
12Г2СМФ |
28 |
101,5 |
8 |
2000 |
16 |
2,5 |
09Г2С(М) |
16 |
101,2 |
12 |
2000 |
16 |
6 |
09Г2С(М) |
22 |
143 |
10 |
4000 |
20 |
2,5 |
09Г2С(М) |
20 |
218 |
16 |
4000 |
20 |
6 |
09Г2С(М) |
28 |
305 |
14 |
Резервуары базы хранения оборудуют следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями наличия паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды, тяжелых остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы. Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара устанавливают скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, приводящей к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводят отдельный наполнительный трубопровод, то на нем необходимо установить обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы.
Для оперативного определения уровня сжиженного углеводородного газа в резервуаре используют указатели уровня (уровнемеры). Применяют уровнемеры следующих типов: с постоянными трубками, с мерным стеклом, с поворотной или скользящей трубкой, поплавковые, магнитные, электронные, радиоактивные и др.
Уровнемеры используют также для оценки учета количества газа. Наиболее распространен уровнемер с постоянными трубками, погруженными внутрь резервуара на разную глубину, одна из них - трубка предельного уровня. Во время заполнения резервуара вентиль на трубке предельного уровня каждые 3-5 мин. открывают полностью и жидкость наливается до тех пор, пока из трубки не появится туманообразная струя жидкости.
Считается, что жидкая фаза не должна полностью занимать объем надземного резервуара при температуре 55 °С, а подземного резервуара - при температуре 41 °С. Практически степень заполнения принимают для наземных резервуаров = 0,85, для подземных резервуаров = 0,9. Остальные трубки ставят через 25 % заполнения или через 10 % заполнения.
Цилиндрические резервуары на прочность рассчитывают по давлению, которое определяют по компоненту сжиженного углеводородного газа с большей упругостью паров, если его количество в смеси превышает 5 %, при абсолютной максимальной температуре окружающей среды для определенного района строительства.
Резервуары, предусматриваемые для районов со средней температурой
наиболее холодной пятидневки до 233 К включительно, изготавливают из стали с гарантируемой ударной вязкостью при этой температуре не менее 0,3 МПа м.
Подземные резервуары рассчитывают на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже 298 К. Толщину стенки цилиндрической части резервуара определяют по формуле
где р - расчетное давление;
Dbh - внутренний диаметр резервуара;
kс - коэффициент прочности сварного шва;
-
расчетное напряжение стали;
SK - запас толщины на коррозию, который принимается для наземных резервуаров 0,1 см, для подземных резервуаров - 0,3 см.
Толщину стенок эллиптических днищ цилиндрических резервуаров определяют из соотношения
где R - радиус закругления;
г - радиус сферы.
Наполнительные, сливные и парофазные патрубки резервуаров обвязывают общими трубопроводами (коллекторами). Парофазный коллектор используют для выравнивания давления или для создания избыточного давления в резервуарах при их опорожнении. Технологическая схема хранилища сжиженного газа высокого давления изображена на рис.7.2. В ней предусмотрено выполнение следующих операций:
—слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в резервуары хранения;
—хранение запасов сжиженного газа, заполнение сжиженным газом подвижных емкостей - баллонов, цистерн;
—если
имеется регазификационная установка
- обеспечение возможности
подачи сжиженного газа на установку
регазификации и далее в газораспределительную
сеть. В
данной схеме парофазный объем
железнодорожных цистерн используют
для создания дополнительного давления
при подаче компрессором
15 паров пропана и бутана, забираемых из
парофазного объема резервуаров хранилища
и подаваемых по технологическим
трубопроводам
12 и 9.
Слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн происходит через коллектор сливных устройств 2 по трубопроводу 8. Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или располагают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и засыпают песком. Перепад давления в цистерне и резервуаре может достигать (1,5-2) 105 Па, что обеспечивает слив из цистерн в течение 3 ч. Слив производят при температуре СУГ, находящегося в цистерне, которая близка к температуре окружающего воздуха.
При выдаче сжиженные газы по трубопроводу 17 подают на вход насосных агрегатов 18 и далее на налив передвижных автоцистерн 19 - по трубопроводу 20, для налива баллонов 22 - по трубопроводу 21, на установку ре газификации 24 - по трубопроводу 23. Пары сжиженных газов от
автоцистерн по трубопроводу 16 поступают на компрессор 15 и далее в паровое пространство резервуара 4.
Рис.8.2. Технологическая схема хранилища сжиженного углеводородного газа высокого давления