Хранилищ газа и нефти

Вид материала

Методические указания

Содержание Методические указания Магнитные дефектоскопы Методические указания Методические указания Методические указания

Подобный материал:

• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах*1 пб 08-621-03, 484.04kb.
• Разработка технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах, 402.61kb.
• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах I. Область, 575.4kb.
• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах Настоящим, 537.31kb.
• Положение о научно-образовательном центре «Нефтегазовое дело», 89.57kb.
• История кафедры геологии нефти и газа, 289.6kb.
• Цифровые инженерно-геологические картографические модели планирования подземных хранилищ, 237.94kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины ен. Р. 02 Математическое моделирование процессов, 353.5kb.
• Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа содержание учебной дисциплины, 74.47kb.
• «Об административной ответственности за правонарушения в сфере использования нефти, 9.48kb.

Тема 1.6. Эксплуатация участков магистральных трубопроводов в

особых условиях

Студент должен:

3 н а т ь: способы снижения уровня стояния грунтовых вод, работу дре­нажных систем, определение просадки грунта на участках с многолетнемерзлыми грунтами;

У м е т ь: проводить анализ состояния грунтовой засыпки, определять просадку грунта.

Общее положение по выявлению состояния грунтовой засыпки, дренажных систем, уровня состояния грунтовых вод и способов снижения этого уров­ня. Выявление состояния опор и берегов на переходах с неустойчивыми русла­ми рек. Определение просадки грунта на участках с многолетнемерзлыми грун­тами.

Прокладку трубопровода на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотов. В местах поворотов следует применять упругий изгиб трубопроводов.

Участки нефтепроводов большого диаметра, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливные поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения).

При строительстве трубопроводов на болотах применяют все существу­ющие в настоящее время конструктивные схемы укладки трубопроводов.

Подземная схема. Трубопровод укладывают в грунт на глубину, превыша­ющую диаметр труб.

Полуподземная и наземная схемы. Трубопровод укладывают в грунт на глу­бину менее диаметра, а выступающую часть труб засыпают грунтом.

При наземной — трубопровод укладывают на поверхности спланирован­ного грунта.

Надземная схема. Трубопровод укладывают выше поверхности грунта на опорах. На переходах трубопроводов через болота обычно укладывают одну нитку трубопровода. Однако на болотах II и III типов (классификацию болот см. в § 44) при ширине болота более 500 м допускается прокладка резервной нитки.

Возможность применения той или иной схемы в конкретных условиях определяется типом болота, его естественным состоянием, а также изменением физико-механических свойств грунта под воздействием трубопровода. Необ­ходимо иметь в виду, что и технология строительства может оказать сущест­венное положительное или отрицательное влияние на взаимодействие труб и окружающего их грунта.

В отличие от трубопроводов, уложенных в плотных грунтах, трубопроводы, уложенные на болотах по подземной или наземной схемам, с течением времени изменяют свое первоначальное положение. Это объясняется чрезвычайно силь­ной сжимаемостью болотистых (торфяных) грунтов под воздействием даже незначительных уплотняющих нагрузок. Поскольку в период эксплуатации в трубопроводе возникают продольные усилия, то они обусловливают более значительные поперечные перемещения труб.

Вопросы для самоконтроля

1. Схемы прокладки трубопроводов на болотах и в условиях вечной мерзлоты
   
2. Выявление состояния опор и берегов на переходах с неустойчивыми русла­ми рек.
   
3. Определение состояния грунтовой засыпки, дренажных систем
   

Тема 1.7. Обследование и диагностика состояния линейной части трубо­проводов

Студент должен:

знать: задачи и методы диагностирования;

уметь: проводить электрохимические измерения.

Задачи технической диагностики трубопроводных систем, методы диаг­ностирования. Структура системы технической диагностики трубопроводных магистралей. Организация отраслевой системы диагностического обеспечения трубопроводных систем. Определение технического состояния трубопровода по результатам электротехнических измерений, шурфования, обследования с воздуха и т.д.

Применение внутритрубных авто-, электромагнитных и ультразвуковых зондов для обследования линейной части магистральных трубопроводов. Акустико-эмиссионные приводы для обнаружения развивающихся дефектов метал­ла и сквозных повреждений.

Методические указания

Трубопроводы представляют собой сложные технические системы с восстанавливаемыми и резервируемыми элементами и комбинированным техническим обслуживанием.

Контроль дефектов линейной части трубопро­водов заключается в проверке соответствия показателей структурных элементов трубопровода установленным норма­тивно-техническим требованиям. Главными критериями оценки являются физические, геометрические и функцио­нальные показатели, а также технологические признаки ка­чества, например, отсутствие недопустимых дефектов типа нарушения сплошности материала, соответствие физико-механических свойств и структуры материала, геометриче­ских размеров и чистоты состояния внутренней поверхности требованиям технической документации и др.

При проведении диагностических работ применяют раз­рушающие и неразрушающие виды контроля.

К разрушающим методам контроля относятся:

механические испытания образцов, предназначенные для оценки прочностных свойств материалов; гидроиспытания отдельных труб или участков трубопрово­да, предназначенные для оценки прочностных свойств трубо­провода и его герметичности.

Разрушающие методы контроля применяются во время приемосдаточных операций и расследования аварий.

Неразрушающие виды контроля, позволяющие проверить качество продукции без нарушения ее пригодности к исполь­зованию, применяются в следующих целях: выявление дефектов типа нарушения сплошности мате­риала изделий; контроль геометрических параметров изделий; оценка физико-химических свойств материала изделий.

Неразрушающий контроль основан на получении инфор­мации в виде электрических, световых, звуковых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодейст­вии их с физическими полями (электрическим, магнитным, акустическим и др.) и (или) веществами.

В зависимости от принципа работы средств контроля все известные в промышленности методы неразрушающего кон­троля подразделяются на акустические, ультразвуковые, магнитные, вихретоковые, электрические, радиационные и др.

Современные диагностические устройства (внутреннего контроля за состоянием трубопроводов) можно подразделить на средства, приводящиеся в движение транспортируемой нефтью и самодвижущие, или буксируемые аппараты. Использование систем первой группы не требует остановки перекачки и дополнительных источников энергии. Скорость выявления дефектов этими системами соответствует скорости потока перекачиваемой по трубопроводу среды. Системы второй группы выгодны при контролировании коротких трубопроводов. Они имеют собственные источники энергии или получают ее по кабелю. При их применении получаемая информация не накапливается в аппарате, а передается сразу по кабелю. Скорость дефектоскопии таких аппаратов обычно меньше, чем у аппаратов первой группы, но в случае сомнительных результатов они могут сразу же производить повторные измерения.

В настоящее время более десяти компаний эксплуатируют свыше 30 различных типов внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС). Для применения на отечественных трубопроводах приобретаются снаряды третьего поколения. По цели использования диагностические снаряды можно разделить на профилемеры, использующиеся для определения отклонений геометрической формы от проектной, и дефектоскопы, определяющие наличие дефектов стенок трубопровода.

Дефектоскопы по принципу действия можно разделить на магнитные и ультразвуковые. Магнитные дефектоскопы работают на принципе искажения магнитных линий в местах дефектов, а работа ультразвуковых дефектоскопов основана на рассеивании ультразвуковых волн на дефектах.

В настоящее время на отечественных нефтепроводах в качестве диагностических приборов внутритрубного контроля используются: профилемер «Калипер», магнитный дефектоскоп «Магнескан», ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан» и «Крот» для труб диаметром 1200 мм.

Вопросы для самоконтроля

1. Задачи технической диагностики трубопроводных систем
   
2. Какие методы применяют при проведении диагностических работ
   
3. Типы внутритрубных инспекционных снарядов
   

Тема 1.8. Техническая эксплуатация запорной арматуры

Студент должен:

з н а т ь: условное обозначение арматуры, требования к ней; влияние ар­матуры на работу трубопровода; правила технической эксплуатации кранов и задвижек;

уметь: подбирать трубопроводную арматуру.

Требования к запорной арматуре, ее условное обозначение. Подбор за­порной арматуры к трубопроводу. Проверка герметичности линейной армату­ры. Влияние состояния арматуры на работу трубопровода. Схемы управления кранами. Оборудование узла управления крана и его работа. Правила техниче­ской эксплуатации кранов и задвижек

Методические указания

Запорная арматура, узлы пуска и приема очистных и ди­агностических устройств должны быть легкодоступны для обслуживания персоналом и защищены от повреждения и управления посторонними лицами. Вантузы, а также отдельно стоящие манометры и сигнализаторы прохождения средств очистки и диагностики должны быть ограждены, обозначены, находиться в колодцах с обеспечением защиты от несанк­ционированного доступа. Запорная арматура должна быть пронумерована в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели положения затвора и содержаться в исправ­ном состоянии. На арматуре должны быть надписи, пояс­няющие управлению ею. Площадки расположения запорной арматуры линейной части внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами и иметь твердое покрытие (гравий, ще­бень и т.п.). К площадкам необходимо предусмотреть воз­можность подъезда транспортных средств.

Техническое обслуживание запорной арматуры проводит­ся не менее 1 раза в месяц и включает: внешний осмотр запорной арматуры для выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, наруше­ний герметичности кабеля и электродвигателя; проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, гря­зи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока); устранение всех выявленных при внешнем осмотре недос­татков; устранение при необходимости с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.

Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не реже 2 раз в год.

Протяжка всех фланцевых соединений проводится не ре­же 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны.

Контроль герметичности линейных и береговых задвижек производит­ся по изменению давления в отсеченном участке не менее 6 ч и акустическим течеискателем при перепаде давления на за­крытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсе­ченном участке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа.

Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и нали­чие акустического шума в задвижке характеризуют негерме­тичность задвижки.

Обследования узлов пуска и приема очистных и диагно­стических устройств должны выполняться 2 раза в год — весной и осенью с целью определения возможных переме­щений обвязки узлов.

Вопросы для самоконтроля

1. Правила содержания запорной арматуры
   
2. Техническое обслуживание запорной арматуры
   
3. Периодичность проведения технического обслуживания запорной арматуры
   

Тема 1.9. Аварийные ситуации и их предупреждение

Студент д о л ж е н:

з н а т ь: характерные повреждения трубопроводов и способы их ликви­дации, ABC и АВП, их назначение, состав, оснащение;

уметь: определять повреждения на трубопроводах и изображать (схе­матично) последовательность ликвидации аварий на линейной части трубопро­вода.

Характерные повреждения линейной части трубопроводов и вероятность возникновения аварий при этом. Время ликвидации аварии, ликвидация по­следствий аварии и убытки при авариях. Аварийно-восстановительная служба (ABC) на магистральных трубопроводах. Аварийно-восстановительные поезда (АВП), их назначение, состав, оснащение. Мероприятия по предупреждению аварий.

Методические указания

Отказом называют нарушение работоспособности линейной части, приводящее к отключению участка МТ между линейной арматурой для восстановления его работоспособности. За критерий отказа технологического объекта МТ принимаются наличие и величина утечки продукта через разрывы, трещины, свищи, др. повреждения и факт простоя, недопустимые по условиям эксплуатация объекта МТ в целом.

Авария на объекте магистрального нефтепровода – внезапный вылив или истечение нефти в результате полного или частичного разрушения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых одним или несколькими из следующих событий: воспламенение нефти или взрыв ее паров; загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега; объем утечки составил 10 м³ и более.

Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств на объектах МН - отклонения от режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности с утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

Ликвидация аварий и последствий стихийных бедствий на объектах МН должны выполняться силами АВС с привлечением, в необходимых случаях, сил и средств местных органов власти, штабов ГО, МЧС и МВД в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных ее последствий.

Аварийно-восстановительная служба включает: аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на ЛПДС (НПС) или нефтебазах; специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные поезда.

Структура и система организации аварийно-восстановительных служб на объектах МН, вид подразделений и место их расположения устанавливаются ОАО МН в зависимости от: диаметра и количества параллельно проложенных ниток; наличия переходов через искусственные и естественные препятствия; географического положения объектов МН и схемы грузопотоков; расположения и наличия автомобильных, железнодорожных и водных путей сообщения и других параметров.

Для проведения аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания участок трассы магистрального нефтепровода, база приема и отгрузки или ЛДПС (НПС) должны быть закреплены за АВС приказами ОАО МН или филиала ОАО МН.

Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым АВП, определяется в зависимости от диаметра и количества ниток трубопроводов, природно-климатических и местных условий и должна составлять не более 250 км.

Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие функции: проводить плановые работы по графику на своем участке с целью предотвращения аварий; оперативно ликвидировать аварии и их последствия; содержать в постоянной готовности все технические средства; повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений; содержать все объекты линейной части в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов; осуществлять контроль за состоянием трассы на своем участке; своевременно пополнять аварийный запас труб, запчастей, горюче-смазочных материалов; комплектовать свои службы технической документацией на обслуживаемый участок, должностными и производственными инструкциями, нормами и правилами согласно установленному перечню.

Подразделения АВС должны быть укомплектованы штатом и обслуживающим персоналом с учетом объема выполняемых работ.

Аварийно-восстановительные пункты должны быть оснащены в соответствии с Табелем технического оснащения аварийно - восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов, разработанным и утвержденным в установленном порядке.

При возникновении аварии на линейной части, НПС, нефтебазе, базе смешения каждая АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и планом тушения пожаров, разработанных для закрепленных за АВС объектов МН, с уточнением планов в зависимости от тяжести и возможных последствий аварии.

Руководством ОАО МН или его филиала при возникновении аварий создается штаб, который осуществляет руководство работами по ликвидации аварии. Персональный состав штаба утверждается приказом.

Руководство работами по ликвидации инцидента должен осуществлять начальник или технический руководитель структурного подразделения филиала ОАО МН.

Все аварии и инциденты на магистральных нефтепроводах подлежат расследованию.

Техническое расследование причин аварии с травматизмом или со смертельным исходом и взрывом паров нефти, приведшим к тяжелым последствиям, проводится специальной комиссией, возглавляемой представителем Федерального государственного органа надзора или его территориального органа, специально уполномоченного в области промышленной безопасности.

Все работы по локализации и ликвидации аварий на МН должны производиться на основе планов ликвидации возможных аварий, планов тушения пожаров и в соответствии с Инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН, Правилами безопасности при эксплуатации МН, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации МН.

Последствия аварии в виде нарушения ландшафта механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности и водоемов должны быть ликвидированы в сроки, согласованные с местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического надзора, других надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены.

Для оперативного и организованного принятия мер по восстановлению объектов - линейной части МН, подводных переходов через судоходные реки, НПС (ЛПДС), ППН, ССН, нефтебаз - службами эксплуатации филиалов ОАО МН или привлеченными организациями должны быть разработаны планы ликвидации возможных аварий (ПЛВА).

Вопросы для самоконтроля

1. Что является отказом,аварией на нефтепроводе
   
2. Характерные повреждения линейной части трубопроводов
   
3. Состав АВС
   
4. Задачи АВС
   
5. Назначение плана ликвидации возможных аварий
   

Раздел 2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И НЕФТИ

Тема 2.1. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков

Студент д о л ж е н:

знать: правила эксплуатации резервуаров, резервуарного оборудования и резервуарных парков;

уметь: производить расчеты дыхательной и предохранительной арма­туры и потерь от испарения из резервуаров.

Составление графиков плановых осмотров резервуаров. Эксплуатация ре­зервуарного оборудования. Технологические карты на эксплуатацию резервуа­ров. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними. Эксплуатация сис­тем размыва твердых осадков, плавающих крыш и понтонов. Контроль за осадкой оснований резервуаров.

Меры по обеспечению безаварийной работы резервуарных парков в па­водковый и зимний периоды Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистых нефтей. Особенности эксплуатации автоматизированных резервуарных парков. План ликвидации аварий в резервуарных парках.

Методические указания

В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приводила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п.

Для предохранения оснований от размыва следует обеспечивать отвод от них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность представляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или резервуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уторного уголка при его наличии).

При обнаружении трещин в швах или в основном металле необходимо принять меры к сохранению нефтепродуктов – резервуар должен быть срочно опорожнен и поставлен на ремонт.

Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил.

При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Малейшая неплотность швов и металла корпуса, крышки или днища резервуара, равно как и неполадки и неисправности оборудования резервуаров могут служить причиной потерь нефтепродуктов и изменения их качества.

Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.

Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.

Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.

Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.

Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.

При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы: освобождение резервуара от нефтепродуктов; длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации; промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара; удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре; протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.

Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают металлические заглушки на прокладках.

Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 45 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.

Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво- и пожароопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом. К ремонтным работам можно приступать после получения разрешения руководства и после уведомления местной пожарной охраны.

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения приходится на резервуары. Выделяют две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками.

Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного клапана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на почти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насыщенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания.

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испаре­ния жидкости.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Они пере­мещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понто­ны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней по­верхности резервуара, перемещение понтона происходит по на­правляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового по­крытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и под­нимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плаваю­щей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольце­вое пространство между диском-коробом и внутренней поверхно­стью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плаваю­щая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удале­ния дождевой воды.

Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами.

Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприёмник , к которому присоединена дренажная система.

Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается патрубком с запорной задвижкой. При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков.

Дренажные системы бывают трех типов конструкций: гибкие, выполненные из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука; жесткие, состоящие из стальных труб, соединенных между собой сальниковыми шарнирами; комбинированные, изготовленные из стальных труб с гибкими сочленениями. Водоспуски гибкой конструкции очень удобны для монтажа, но недолговечны при эксплуатации.

В местах прохода стойки через понтонные короба устанавливаются направляющие ролики, ограничивающие минимум смещения крыши, и резиновые уплотнения – для герметизации оставшегося зазора между стойкой и патрубком крыши. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу, переход и катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме, прикрепленной к настилу плавающей крыши.

Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор – кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра – 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши.

Вопросы для самоконтроля

1. Эксплуатация ре­зервуарного оборудования.
   
2. Виды потерь углеводородного сырья
   
3. Потери от испарения и мероприятия по борьбе с ними.
   
4. Особенности эксплуатации резервуаров для хранения высокосернистых нефтей.
   
5. Эксплуатация резервуаров с плавающей крышей