65.Определение технического состояния резервуаров.

Оценка технического состояния резервуаров проводится:

• планово;

• перед ремонтом или модернизацией резервуара;

• после монтажа новых резервуаров.

 Обязательному техническому диагностированию подвергаются резервуары:

• находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

• изготовленные из кипящих сталей;

• сваренные электродами с меловой обмазкой;

• находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

• хранящие агрессивные продукты.

 При проведении оценки технического состояния резервуаров, как правило, руководствуются РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», введенным в действие 1 сентября 1995 г. и утвержденным Госгортехнадзором России постановлением № 38 от 25 июля 1995 года.

Целью оценки технического состояния резервуара является выработка рекомендаций об условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации и расчет остаточного ресурса.

Также в результате технического диагностирования определяются сроки последующих обследований, либо определяются необходимость проведения ремонта или вывода резервуаров из эксплуатации.

 1. Виды технического диагностирования резервуаров:

Различают 2 вида технического диагностирования резервуаров:

1. частичное техническое диагностирование проводится с наружной стороны без выведения его из эксплуатации.

2. полное техническое диагностирование проводится с обеих сторон и требует выведения резервуара из эксплуатации, опорожнения, зачистки и дегазации.

вид хранимого нефтепродукта	срок эксплуатации резервуара	частичное техническое диагностирование без вывода из эксплуатации	полное техническое диагностирование с выводом из эксплуатации
нефть товарная	более 20 лет	через 4 года	через 8 лет
бензин, дизельное топливо	менее 25 лет	через 5 лет	через 10 лет

 Если резервуарный парк предприятия состоит из групп конструктивно одинаковых резервуаров, работающих в одинаковых условиях (производительность приемо-раздаточных операций, агрессивность продукта и пр.), прослуживших одинаковый срок в пределах 20 лет, применяется репрезентативный метод диагностирования. То есть полное техническое диагностирование проводится на одном резервуаре-представителе, случайно выбранном из данной группы. На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

Также возможно частичное техническое диагностирование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.

66.Наземные хранилища газообразных углеводородов. Газгольдеры. Устройство и принцип их действия. Правила безопасной эксплуатации.

1. Наземные хранилища газообразных углеводородов. Газгольдеры. Устройство и принцип их действия. Правила безопасной эксплуатации.

Газгольдерами называют сосуды большого объема, пред­назначенные для хранения под давлением газов. При помощи газгольдеров производится также смешение и регулирование расхода газа. По принципу работы газгольдеры различают переменного и постоянного объема, а по форме — сферичес­кие и цилиндрические. Газгольдеры переменного объема рас­считаны на хранение газа при низком давлении до 4 кПа. В резервуарах постоянного объема газ хранят при высоком давлении — в пределах 4 кПа — 3 МПа. Отличительная особенность газгольдеров низкого давления заключается в том, что рабочий объем у них является переменным, а давле­ние газа в процессе наполнения или опорожнения остается неизменным (или меняется незначительно). У газгольдеров высокого давления, наоборот, геометрический объем посто­янный, а давление при наполнении меняется от первоначаль­ного до рабочего; кроме того, они имеют движущиеся части.

Газгольдеры переменного объема разделяют на сухие и мокрые. Сухие газгольдеры (рис. 8.4) работают по принципу поршня и оборудованы затворами. Мокрые газгольдеры име­ют верхнюю подвижную часть и внизу водяной бассейн; изготовляют их объемом 100 — 30 000 м³ одно-, двух- и трехзвенными. На рис. 8.5 показана схема мокрого двухзвенного газгольдера. Под воздействием давления газа, поступающего под колокол по подводящему трубопроводу, колокол подни­мается. На определенной высоте колокол входит в зацепле­ние с затвором телескопа и далее движется вверх вместе с ним. При этом затвор колокола захватывает с собой воду из бассейна, в результате чего образуется газонепроницаемая гидравлическая подушка, противостоящая давлению газа в газгольдере. Правильное движение колокола и телескопа и ограничение их перекоса во время движения осуществляется с помощью наружных верхних и внутренних нижних роли­ков, которые катятся соответственно по наружным и внут­ренним направляющим. При отсутствии давления в газголь­дере колокол и телескоп опираются на подставки, установ­ленные на дне бассейна. При максимальном давлении газа внутри колокола он занимает наивысшее положение; величи­на давления зависит от массы телескопа, пригрузов, находя­щихся в затворах воды, объема и плотности газа, хранимого в газгольдере. Полезный объем газгольдера соответствует объему газа, заключенному в газгольдере при верхнем поло­жении всех его звеньев.

Газгольдеры высокого давления подразделяются на сферические и горизонтальные цилиндрические.

Сферические газгольдеры в виде шаровых резервуаров (рис. 4.6) используются в основном для хранения сжиженных газов (изопентана, бутана, бутилена, пропана и смесей этих газов) и рассчитаны на внутреннее давление, соответствую­щее величине упругости паров (давлению насыщения) храни­мых жидкостей. Сферическая форма резервуаров по сравне­нию с другими формами, например цилиндрическими, наибо­лее эффективна по расходу стали и стоимости. Разработана серия таких газгольдеров объемом 300 — 4000 м³ с внутрен­ним давлением 0,25 — 1,8 МПа диаметром 9 — 20 м. Сферичес­кие газгольдеры оборудуют предохранительными клапанами, приборами для отбора проб и замера уровня, незамерзающи­ми клапанами, термометрами и приемораздаточными устройствами. Цилиндрические газгольдеры, обычно ограничиваемые по концам полусферами, устанавливают горизонтально или на опорах. Газгольдеры этого типа объемом 50 — 270 м³ (причем диаметр у всех газгольдеров одинаковый), различаются лишь длиной, что облегчает их изготовление и транспортировку к месту монтажа в готовом виде. Рабочее давление в газгольде­рах 0,25 — 2 МПа. Газгольдеры оснащают комплектом запорной и предохранительной аппаратуры, а также патрубками для удаления конденсата и газа.

Рис.4.6. Сухой газгольдер объемом 100 000 м3 с жидкостным затвором: / — кровля; 2 — верхнее положение шайбы (поршня); 3 — лестница-стремянка; 4 — подъемная клеть; 5 — стенка газгольдера; 6 — шайба; 7 — наружный подъемник; 8 — газопровод