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 кран предназначен 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 отложений предназначена 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

Рисунок 42. 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 типа позволяет 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.