1.4 Технологическое оборудование азс
Технологическое оборудование АЗС по своему функциональному назначение подразделяется на следующие группы:
̶ оборудование для хранения топлива и масел на АЗС;
̶ выдачи топлива и масел потребителям;
̶ управление колонками и автоматизации технологических процессов;
̶ количественного и качественного учета нефтепродуктов;
̶ вспомогательное технологическое оборудование;
̶ для технического обслуживания и ремонта автомобилей;
̶ очистки ливневых и бытовых стоков;
̶ экологической и пожарной безопасности АЗС;
̶ оборудование противопожарное;
1.4.1 Резервуары азс
Резервуары предназначены для приемки, хранения и учета нефтепродуктов, являются ответственными инженерными сооружениями, должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510.
Стальные резервуары для хранения нефтепродуктов различаются:
- по конструкции: одностенные, двустенные, с перегородками и т.д.;
- по расположению: наземные, подземные;
- по форме: горизонтально-цилиндрические и вертикально-цилиндрические.
Резервуары, изготавливаемые по ТУ-4034588-097-96, имеют вместимость 40 м3, 20 + 20 м3, 10 + 30 м3, 49 м3, 24 + 25 м3, 10 + 19 + 20 м3, 15 + 34 м3, 25 м3, предназначены для хранения нефтепродуктов, плотность которых не превышает 1100 кг/м3.
Климатические условия для эксплуатации:
̶ температура наружного воздуха не ниже -40 °С (233 К).
̶ Сейсмостойкость не более 7 баллов.
Резервуар устанавливается в горизонтальном положении с уклоном в сторону люка 1%.
Котлован для установки и монтажа резервуара изготавливается по специальному проекту в зависимости от типа грунта, уровня грунтовых вод и т. д. При засыпке резервуара грунтом необходимо со всех сторон резервуара уложить слой песка зернистостью до 19 мм без острых кромок толщиной минимум 200 мм. Глубина залегания резервуара в грунте до его обечайки 0,8... 1,2 м. При минусовой температуре слой прилегающего грунта должен быть сухим, без включений льда и смерзшихся комков.
1 ̶ датчик верхнего уровня горючего; 2 ̶ предохранительный клапан системы герметичности резервуара; 3 ̶ кран шаровой линии выдачи; 4 ̶ муфта соединительная линии выдачи; 5 ̶ крышка зачистной трубы; 6 ̶ замерная труба; 7 ̶ люк технологического лаза; 8 – манометр системы герметичности резервуара; 9 ̶ кран трехходовой системы герметичности резервуара; 10 ̶ технологический отсек; 11 ̶ сливная труба; 12 ̶ обратный клапан линии выдачи; 13 ̶ заборная труба; 14 ̶ зачистная труба; 15 ̶ линия деаэрации; 16 ̶ дыхательный клапан; 17 ̶ огнепреградитель; 18 ̶ крышка замерной трубы; 19 ̶ обратный клапан слива.
Рисунок 4 ̶ Резервуар горизонтальный, двустенный
На АЗС используется в основном горизонтально – цилиндрические резервуары, которые рассчитаны на избыточное давление 0,4 атмосферы. Они выдерживают более высокие внутренние избыточное давления и разряжения по сравнению с вертикальными.
Горизонтально – цилиндрические резервуары могут быть с плоскими, сферическими, коническими днищами.
Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом.
Все оборудование резервуара расположено на 4 линиях:
1 – линия слива (сливная труба);
2 – линия всасывания (выдачи);
3 – линия диаэрации;
4 – линия обесшламливания.
Линия слива
-
̶ резервуар; 2 ̶ корпус; 3 ̶ крышка; 4- приемные патрубки; 5 ̶ прижимная пружина; 6 ̶ фильтр; 7 ̶ сливная труба.
Рисунок 7 – Схема сливного устройства с двумя приемными патрубками
Каждый резервуар оборудуется сливным устройством для слива топлива из автоцистерн.
Сливное устройство состоит из приемного патрубка с быстроразъемной муфтой, сливного фильтра с гидравлическим затвором, задвижки, огневого предохранителя и сливной трубы.
Линия всасывания
1 ̶ корпус; 2 – фильтр; 3 – пружина; 4 ̶ крышка; 5 ̶ прижим.
Рисунок 8 – Угловой предохранитель
Через мелкую латунную сетку фильтруются нефтепродукты, поступающие из резервуара в топливораздаточные колонки. Теплоемкость этой сетки, ее малое проходное сечение обеспечивают гашение пламени в случае его возникновения в трубопроводе.
Всасывающее устройство резервуара или линия выдачи состоит из приемного клапана, всасывающего трубопровода и углового огневого предохранителя. Приемный клапан, устанавливаемый в начале линии выдачи внутри резервуара, служит для предотвращения слива топлива из линии выдачи обратно в резервуар при выключении насоса топливораздаточной колонки.
Линия деаэрации оборудуется дыхательным трубопроводом (Ду50), на который устанавливается дыхательный клапан и запорный вентиль.
При падении или превышении давления во внутреннем пространстве резервуара, выходящими за установленный диапазон срабатывания дыхательного клапана на 20 Па, обеспечивается автоматическое выключение насоса перекачивания, а также отключение ТРК. По шкале мановаккумметра дополнительно осуществляется визуальный контроль давления паров нефтепродукта при проверке исправности данной системы и проведении пневматических испытаний резервуара.
1 ̶ клапан давления; 2 ̶ клапан ваккума; 3 ̶ вставка из фторопласта; 4 ̶ патрон огнепреградителя; 5 ̶ сетка; 6 – крышка; 7 ̶ корпус.
Рисунок 9 ̶ Совмещенный дыхательный клапан(СМДК)
Дыхательный клапан (СМДК) предназначен для регулирования давления в газовом пространстве резервуара и защиты от попадания пламени и искр внутрь резервуара.
Дыхательный клапан состоит из корпуса, имеющего две камеры: камеру давления и камеру ваккума, в которых располагаются тарелки. В корпус вставляется патрон огнепреградителя. Кассета огнепреградителя состоит из гофрированной алюминиевой или стальной ленты. Сечение гофр рассчитано так, чтобы предотвратить попадание пламени и искр внутрь резервуара.
При сливе нефтепродукта в резервуар создается избыточное давление, которое срабатывается через тарелку давления (большое дыхание).
При отпуске нефтепродукта из резервуара, при падении уровня нефтепродукта, создается разряжение, и воздух через тарелку вакума проходит в резервуар.
Работа дыхательного клапана должна проверяться:
̶ в весенний – летний период – не реже двух раз в месяц;
̶ при температуре ниже 0 – не реже одного раза в 10 дней.
Системы контроля герметичности и противоаварийной защиты.
Контроль герметичности подземных резервуаров может быть постоянным или периодическим. Постоянный контроль ведется при наличии двустенного резервуара.
Контроль герметичности одностенных резервуаров проводится путем периодического отбора газовых или жидкостных проб из специального патрубка, расположенного в около резервуарном пространстве.
Кроме того, контроль герметичности может осуществляться путем слежения за паданием уровня в резервуаре в период его простоя.