Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

С перепуСКОМ иез иерепуыш




Общий вид хлопуши ХП: 1 — корпуса; 2 — крышки; 3 — пробки; 4 — рычаг большой; 5 — рычаг

малый.

Рисунок 34. ППР с хлопушкой с боковым управлением. I -штурвал; 2-указатель; 3-защелка; 4 - фланец сальника; 5-набивка :альника; 6-вал; 7-барабан; 8 -трос; 9 -захлопка; 10-корпус хлопушки; II -приемораздаточный патрубок.

При установке ПРУ должны решаться следующие задачи:

• увеличить полезную вместимость стальных резервуаров;

• снизить интенсивность накопления парафинистых отложении;

• увеличить сроки службы первого пояса и днища резервуаров за счет уменьшения зоны коррозионной активности донного остатка.

ПРУ состоит из приемораздаточного патрубка (ППР) и поворотной за­слонки, заменяющей хлопушку. ПРП состоит из патрубка, отвода, специальной конструкции зонта, рассекателя, и соединительных фланцев. Монтируется внутри резервуара на фланец

Рисунок 35.Р В С- 20 000, оборудованный ПРУ. 1 —задвижка; 2 - поворотная заслонка; 3 - патрубок; 4 - отвод; 5 - на­правляющий односторонний зонт; 6 - рассекатель.

Рисунок 36.Приемораздаточное устройство разработки ОАО «МН «Дружба» (а) и традиционное (б). I - поворотная заслонка; 2 - приеморазда­точное устройство (ПРУ};3 - привод хлопушки; 4 - хлопушка ХП-600; 5 - за­движка; 6 - стенка резервуара.

Применение ПРУ позволяет увеличить до 20 % полезную вместимость стальных резервуаров всех типов, значительно снизить затраты и трудоем­кость по их зачистке.

На резервуарах, предназначенных для хранения мазутов и масел вме­сто хлопушек устанавливают подъемные трубы (см. рисунок 30). Подъем­ные трубы при помощи шарниров устанавливаются на приемораздаточных патрубках резервуаров и служат для отбора нефтепродуктов из верхних сло­ев, где они наиболее чистые и имеют наибольшую температуру. Подъем тру­бы выполняется через ролик ручной лебедкой, а опускание - под действием собственного веса. Входной конец подъемной трубы срезается под углом в 30° для уменьшения входной скорости нефтепродукта.

9.4.9. Сифонный кранпредназначен для спуска подтоварной воды из резервуара. Он представляет собой изогнутую трубу, пропущенную через сальниковое устройство внутрь резервуара. При помощи специальной рукоят­ки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый ко­нец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефти вода, выпавшая из нее и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы вытесняется выпуском части нефти. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищается специаль­ным кожухом'(см рисунок37).

Рисунок 37.Водоспускной сифонный кран.

1 - защитный чехол; 2 - сальниковое уплотнение;

3 - патрубок;

4 - защитная диафрагма;

5 - поворотная рукоятка;

6 - пробковый кран.

9.4.10. Система размыва донных отложенийпредназначена для раз­мыва и поддержания во взвешенном состоянии содержащихся в нефти приме­сей и удаления их из резервуара вместе с нефтью. Выходя из размывающих головок в виде веерной струи, нефть смывает с днища резервуара осадок, который равномерно распределяется во всем объеме нефти в резервуаре. Конструкция размывающей головки приведена на рисунке 38.

Рисунок 38.Общий вид сопла пригруженного веерного кольцевого типа

СПВК-100М. 1 - корпус; 2 - диск опорный; 3 - фланец присоединительный; 4 - обечай­ка; 5 - тройник крепежный; 6 - контргайка.

Нефть к размывающим головкам подают через приемораздаточные патрубки или по самостоятельной циркуляционной системе специальным на­сосом. Одновременно с размывом донных отложений производится откачка нефти из резервуара. На рисунках 39, 40, и 41 представлены схемы размыва донных отложений в резервуарах различного типа.

Рисунок 39. Система размыва и предотвращения накопления парафи-

нистого осадка в нефтяных резервуарах. А - наземный вертикальный стальной резервуар; Б -заглубленный желе­зобетонный резервуар; 1 - приемный патрубок системы; 2 - задвижка; 3 - фильтр;4 - манометр; 5 - веерные кольцевые сопла; 6 - обвязывающие трубопроводы; 7 -ввод стояка через световой люк перекрытия резервуара.

Рисунок 40 Схема системы размыва и Рисунок: 41. Схема системы

размыва предотвращения накопления парафи- и предотвращения накопления

пара-нистого осадка в нефтяном резервуаре финистого осадка в нефтяном

резер-РВС - 20000. вуаре РВС - 50000.

I - приемный патрубок; II - фильтр; III ~ задвижка; IV - манометр; V - ве­ерные сопла; VI - обвязывающие трубопроводы на днище резервуаров; VII -

резервуар.

9.4.11. Приборы для замера и дистанционной передачи уровня нефти устанавливаются на крыше резервуара и служат для оперативного контроля уровня взлива, учета количества нефти в резервуаре и защиты ре­зервуаров от перелива и нарушений минимально допустимых уровней с дис­танционной передачей информации в местный диспетчерский пункт. В на­стоящее время находят применение шесть различных систем измерения уровня жидкости в резервуарах: поплавкового типа, сервосистемы, радарные, гидростатические, на основе измерительного кабеля, комбинированные.

Устройства поплавкового типа характеризуются наименьшей стоимо­стью по сравнению с измерительными устройствами других типов, однако, и точность измерения у них наихудшая. Кроме того, они требуют тщательного ухода. Поплавковые устройства измеряют высоту парового пространства ре­зервуара. На рисунках 42 и 43 представлены уровнемеры поплавкового типа.

При измерении уровня жидкости в резервуаре с помощью системы «Кор -Вол» поплавок 1, уравновешенный пружиной 4, через шкив 3, перемещается соответственно изменению уровня жидкости. Дифференциальный трансформатор 6 преобразует перемещение рычага 5 в электрический сиг­нал соответствующей полярности. Этот сигнал усиливается усилителем 7 и воздействует на реверсивный электродвигатель 8, направление вращения которого зависит от полярности

Рисунок42. Схема работы уровнемера системы «Кор - Вол».

1 - поплавок;

2 - измерительный тросик;

3 - шкив;

4 - пружина;

5 - рычаг;

6 -дифференциальный трансформатор;

7 -усилитель;

8 - реверсивный электродвигатель;

9 - кодовый датчик;

10, 11 - червячная передача; 12 - измерительный барабан;

13 -счетный механизм; 14, 15 - сигнализаторы уровня;

16 -разделительная труба;

17 - кольцеобразный поплавок;

18 - неподвижные магниты;

19 -подвижный магнит.

управляющего сигнала. Реверсивный электродвигатель посредством червячной передачи 10 и 11 приводит во вращение измерительный барабан 12, закрепленный на оси червячного колеса. Двигатель вращает измеритель­ный барабан до тех пор, пока измерительный тросик 2 снова не приведет рычаг 5 в состояние равновесия. Червячная передача реверсивного электро­двигателя приводит в движение и счетный механизм 13, действие которого происходит одновременно с поворотом измерительного барабана. Высота уровня жидкости фиксируется счетным механизмом. Включение и отключение сигнализаторов уровня 14 и 15 осуществляется от оси счетного механизма посредством зубчатой передачи. Кодовый датчик 9 передает в диспетчерский пункт значения уровня жидкости. В уровнемерах, предназначенных для рабо­ты с резервуарами, находящимися под давлением, разделительная труба 16 охватывается кольцеобразным поплавком 17, внутри которого установлены магниты 18, магнитное поле которых воспринимается подвижным магнитом 19, укрепленным на измерительном тросике.

Из поплавковых приборов в нефтяной промышленности широкое при­менение получил уровнемер УДУ-10.

9 412 Стационарный пробоотборник сниженного типапозволяет автоматически отбирать пробу из резервуара, соответствующую составу неф­ти в резервуаре Это достигается путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте налива. Пробоотборник состоит из верхнего узла, пробоотборной колонны и узла слива пробы (см. рисунок 44).

Рисунок 44.Общий вид пробоотборника ПСР- 4.

1,2 - соединительные трубы пробоотборной колонны с клапанными сек­циями;

3 - верхний люк;

4 - фланцевое соединение;

5 - воздушная труба; 6 - узел управления и слива пробы.

Верхний узел устанавливается на крыше резервуара и служит для со­общения пробоотборной колонны с газовым пространством внутри резервуа­ра. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта про­боотборной колонной. Она выполнена в виде вертикальной колонны трубок из нержавеющей стали, состоящей из нескольких клапанных секций и воздушных трубок, соединенных между собой клапанами. Для отбора пробы нефти в воз­душной трубке при помощи ручного насоса создают давление, равное 3 кгс/см2. При этом открываются все клапаны на секциях пробоотборной колон-

ны, и нефть поступает в колонну. Конструкция клапанной секции пробоотбор­ной колонны представлена на рисунке 45.


Поможем в написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой





Дата добавления: 2015-08-12; просмотров: 2233. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!

Studopedia.info - Студопедия - 2014-2022 год . (0.023 сек.) русская версия | украинская версия
Поможем в написании
> Курсовые, контрольные, дипломные и другие работы со скидкой до 25%
3 569 лучших специалисов, готовы оказать помощь 24/7