Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения

 

               Схематическое изображение конструкции типового надземного резервуара хранения СПГ .

Резервуары  для хранения сжиженного природного газа выполняются с двойными стенками: внешняя стенка предназначена для  задержки паров СПГ, а вокруг внутренней стенки имеется система изоляции, содержащая криогенную жидкость. Резервуары выполняются из металлов или сплавов  с низким коэффициентом теплового  расширения, которые не охрупчиваются  при соприкосновении с криогенными  текучими средами (то есть, из алюминия или стали с девятипроцентным содержанием никеля). Вокруг современных  резервуаров устраиваются насыпи, бермы, дамбы или обвалования, рассчитанные на прием утечек любого объема, а  именно до 110% от объема соответствующего резервуара.

                                  

 

                                         Конструкции резервуаров для хранения СПГ.

Конструкция широко применяемого в мире железобетонного  резервуара с замкнутой наружной оболочкой:

    

1-Подкладка  крыши; 2-Подвеска ; 3-Железобетонная крыша; 4-Боковая стенка из

портландцемента; 5-Железобетонная стена основания; 6-Железобетонные сваи;   7-Изоляция

крыши; 8-Подвесная платформа; 9-Внутренний корпус; 10-Теплоизоляция стенки резервуара;

11-Подкладка; 12-Вторичная перегородка.

Резервуары  для хранения СПГ могут отличаться по конструкциям применяемых крыш. В зарубежной практике наибольшее распространение  получили конструкции крыш, собираемые и свариваемые из отдельных элементов  на днище резервуара с последующим  пневмоподъемом в проектное положение. В конструкции с самонесущей  внутренней крышей избыточное давление газа воспринимается  внутренним резервуаром. В межстенное пространство подается  инертный газ, например азот, который  сушит теплоизоляцию в процессе эксплуатации. Для хранения азота  используют специальный газгольдер.

В мировой  практике также широко распространена конструкция подвесной плоской  крыши. Принципиальное отличие такой  конструкции от конструкции с  самонесущей внутренней крышей заключается  в том, что пары продукта свободно проникают в межстенное пространство через зазор между  крышей и  стенкой или через специальные  отверстия в подвесной крыше.

Разновидностью  наземных изотермических резервуаров  являются металлические вертикальные цилиндрические резервуары, заглубленные в грунт, обычно на высоту корпуса (это  делается по соображениям безопасности, для того, чтобы максимальный уровень  взлива продукта не превышал уровня поверхности  земли).  

С точки  зрения безопасности резервуары СПГ  с двойной стенкой, внутренний резервуар  которых изготовлен из стали с  содержанием никеля 9%, а внешний  из предварительно напряженного бетона, имеющий обкладку от утечек на внутренней поверхности, бетонную крышу и днище, с системой защиты углов и днища  – это эффективное, а также  долговечное экономическое решение.

Внутренний  резервуар выполнен из стали с 9%-ным  содержанием никеля, отличающейся высокой  упругостью, необходимой для хранения криогенных жидкостей. Внешний резервуар  представляет собой бетонное сооружение, состоящее из железобетонной фундаментной плиты, стенки из преднапряженного бетона и железобетонной крыши. Бетонный резервуар  дополнительно облицован изнутри  углеродистой сталью, для того чтобы  была возможность сбора жидкости в случае протечки. Нижняя часть  облицовки может быть выполнена  из стали с 9%-ным содержанием никеля (из соображений безопасности). Теплоизоляционный  слой между внутренней и внешней  стенкой предотвращает температурную  компенсацию.

Конструкция резервуаров обеспечивает поддержание  СПГ в холодном состоянии. Расчетная  температура хранения составляет –165°С. 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                    Контроль технического состояния резервуаров.

1. Контроль  технического состояния резервуаров  (обследование) проводится на основании  действующих технических условий,  государственных стандартов, СНиП, нормалей, типовых проектов и  в соответствии с разработанной  индивидуальной программой. Инструкциями  по диагностике и оценке остаточного  ресурса сварных вертикальных  резервуаров и Правилами устройства  стальных вертикальных цилиндрических  резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

2. При  нормальной эксплуатации резервуарного  парка, рекомендуется следующая  периодичность обследования резервуаров:

- частичное  обследование - не реже одного  раза в 5 лет;

- полное  обследование - не реже одного  раза в 10 лет.

Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы:

- частичное  обследование - не реже одного  раза в 4 года;

- полное  обследование - не реже одного  раза в 8 лет.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается  автором проекта или заводом-изготовителем. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается  равным 20 годам.

3. Частичное  обследование может проводиться  работниками нефтебазы или специалистами  служб дефектоскопии без вывода  резервуара из эксплуатации с  целью предварительной оценки  технического состояния.

4. Полное  обследование и комплексная дефектоскопия  резервуаров производится после  вывода из эксплуатации, удаления  нефтепродукта, вентилирования, зачистки  до санитарных норм в соответствии  с ГОСТ 12.1.005, «Предельно допустимые  концентрации вредных веществ  в воздухе рабочей зоны».

5. В  случае необходимости проводится  диагностика днища без опорожнения  резервуара, которая выполняется  по специальной технологии, путем  измерений сопротивления или  емкости грунта под днищем. Метод  позволяет выявить наличие и  координаты течи, хлопунов, коррозионных  повреждений днища со стороны  грунта.

6. Сочетание  частичного обследования с диагностикой  днища дает почти полное представление  о состоянии резервуара без  его опорожнения и зачистки  за исключением качества сварных  соединений и коррозионных повреждений  днища со стороны продукта. 

    

                                        Общие технические требования к резервуарам.

1. Каждый  эксплуатирующийся резервуар должен  соответствовать проекту, иметь  технический паспорт и быть  оснащен полным комплектом исправного  оборудования, предусмотренного проектом  и отвечающего соответствующим  нормативным документам.

На  понтон должен быть оформлен отдельный  паспорт, в составе паспорта на резервуар.

2. Для  каждого резервуара должна быть  определена базовая высота.

Базовую высоту проверяют:

- ежегодно  в летнее время;

- после  зачистки резервуара;

- после  капитального ремонта.

К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой  указывают:

- номер  резервуара;

- значение  базовой высоты;

- номер  свидетельства о поверке, после  которого через вертикальную  или горизонтальную черту указывают  год проведения поверки;

- сокращенное  название организации, выдавшей  свидетельство о поверке;

- надпись  «с понтоном» (при наличии понтона);

- оттиск  поверительного клейма.

3. Табличку  изготавливают из металла, устойчивого  к воздействию нефтепродуктов, атмосферных  осадков, и крепят таким образом,  чтобы ее невозможно было снять  без разрушения поверительного  клейма. Устанавливают табличку  после первичной поверки и  меняют после каждой периодической  поверки резервуара.

4. Резервуар  после окончания монтажных работ  и гидравлических испытаний подлежит  первичной калибровке (определению  вместимости и градуировке). Калибровка  резервуара проводится также  при внесении в резервуар конструктивных  изменений, влияющих на его  вместимость, после капитального  ремонта, а также по истечении  срока действия градуировочной  таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех  типов резервуаров должен быть  не более 5 лет. Результаты поверки  резервуара оформляются свидетельством  о поверке, к которому прилагается:

- градуировочная  таблица;

- протокол  калибровки;

- эскиз  резервуара;

- журнал  обработки результатов измерений  при калибровке.

5. Градуировочные  таблицы на резервуары утверждает  руководитель государственной метрологической  службы или руководитель аккредитованной  на право поверки метрологической  службы юридического лица.

6 Градуированные  резервуары являются мерами вместимости  и предназначены для проведения  государственных учетных и торговых  операций с нефтепродуктами и  их хранения, а также взаимных  расчетов между поставщиком и  потребителем нефтепродуктов.

7. Резервуары  подразделяются на типы в зависимости  от назначения и условий эксплуатации.

В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.

Вертикальные  стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м3:

- со  стационарной крышей, рассчитанные  на избыточное давление 0,002 МПа,  вакуум 0,001 МПа;

- со  стационарной крышей, рассчитанные  на повышенное давление 0,069 МПа,  вакуум 0,001 МПа;

- с  понтоном и плавающей крышей (без  давления);

- резервуары  с защитной (двойной) стенкой;

- резервуары  с двойной стенкой;

- резервуары, предназначенные для эксплуатации  в северных районах.

Горизонтальные  надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 200 м3.

8. Новые  типы резервуаров, предназначенные  для проведения учетных и торговых  операций с нефтепродуктами, а  также взаимных расчетов между  поставщиком и потребителем, для  целей утверждения их типа  должны подвергаться обязательным  испытаниям в соответствии с  ПР 50.2.009-94 ГСП. «Порядок проведения  испытаний и утверждение типа  средств измерений».

9. В  зависимости от объема и места  расположения резервуары подразделяются  на три класса:

Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более; резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно  по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 м3 до 1000 м3.

Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 м3 до 5000 м3.

10. Типы, основные размеры стальных горизонтальных  резервуаров должны соответствовать  ГОСТ 17032-71.

Горизонтальные  резервуары можно располагать на поверхности или под землей.

Горизонтальные  резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении  не возникали существенные изменения  вместимости, например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей.

11. Выбор  резервуара для хранения нефтепродукта  должен соответствовать требованиям  ГОСТ 1510-84* и быть обоснован технико-экономическими  расчетами в зависимости от  характеристик нефтепродукта, условий  эксплуатации, с учетом максимального  снижения потерь от испарения  при хранении.

12. На  каждом резервуаре должна быть  четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на  уровне шестого пояса), а также  должны быть указаны следующие  сведения:

- порядковый  номер резервуара (на уровне третьего  пояса);

- значение  допустимого уровня нефтепродукта  (внизу у маршевой лестницы  и у измерительного люка);

- положение  сифонного крана «Н», «С», «В»  (у сифонного крана);

- значение  базовой высоты (внизу около маршевой  лестницы и у измерительного  люка);

- при  наличии понтона надпись «С  понтоном».

Допускается не наносить на резервуар надпись  «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней  стороны ограждения.

13. Для  сокращения потерь легкоиспаряющихся  нефтепродуктов от испарения,  предотвращения загрязнения окружающей  среды углеводородами, уменьшения  пожарной опасности используются  резервуары с плавающими крышами  и понтонами.

14. Плавающие  крыши применяются в резервуарах  без стационарной крыши в районах  с нормативным весом снегового  покрова на 1 м2 горизонтальной  поверхности земли до 1,5 кПа включительно.

В процессе эксплуатации не должно происходить  потопление плавающей крыши или  повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов  и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при  заполнении и опорожнении резервуара.

15. Плавающая  крыша должна контактировать  с продуктом, чтобы исключить  наличие паровоздушной смеси  под ней.

16. Понтоны  применяются в резервуарах со  стационарной крышей и предназначены  для сокращения потерь продукта  от испарения.

Резервуары  с понтоном эксплуатируются без  внутреннего давления и вакуума.

Конструкция понтона должна обеспечивать его  работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов.

17. Понтон  должен в состоянии наплаву  или на опорных стойках безопасно  удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом  направлении; при этом понтон  не должен разрушаться, а продукт  не должен поступать на поверхность  понтона.

Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые  одновременно могут выполнять технологические  функции - в них располагаются  измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.