Файл: Брейман, М. И. Инженерные решения по технике безопасности в пожаро- и взрывоопасных производствах.pdf

ми усложняет организацию замера уровня в них и надежность

контроля уровня. Бесспорно, увеличение емкости единичного ре­ зервуара имеет большие экономические преимущества. За рубе­ жом для хранения бутана применяют сферические резервуары емкостью до 5000 и даже 6000 м3.

В нашей стране с 1 июня 1972 г. введена нормаль ОН

26-02-151—69 на сосуды для сжиженных углеводородных газов,

разработанная Всесоюзным научно-исследовательским и проект­ но-конструкторским институтом нефтяного машиностроения

(ВНИИнефтемаш). По указанной нормали изготовляют сосуды,

предназначенные для стационарного наземного хранения сжи­

женных углеводородных газов и легких фракций бензина. Корпу­

са типовых сосудов изготовляют из высокопрочной стали 16ГС,

которая обеспечивает эксплуатацию емкостей при температурах рабочей среды от 250 до —40 0C.

На некоторых нефтехимических предприятиях до настоящего

времени эксплуатируются стальные резервуары, изготовленные из

«кипящей» стали, которая сохраняет свои прочные свойства при

температуре не ниже —IO0C. Для повышения безопасности экс­

плуатации таких резервуаров в зимнее время в климатических

зонах с более низкой температурой применяют обогрев емкостей.

Схема масляного обогрева резервуара для хранения сжижен­ ных газов показана на рис. IV.12.

Заданная температура корпуса резервуара по проекту должна поддерживаться автоматически подачей нагретого масла в зме­

евик (термопары установлены на корпусе изолированного резер­

230

вуара). К сожалению, при этом не исключается местное пере­

охлаждение корпуса резервуара при низком уровне продукта в нем вследствие малой теплопроводности углеводородов. По обо­ снованным требованиям органов государственного надзора емко­

сти, изготовленные из «кипящей» стали, должны быть удалены из хранилищ для сжиженных углеводородов.

Для работы в условиях сероводородной коррозии корпуса со­

судов изготовляют из двухслойной стали 16ГС+ОХ13 или защи­ щают изнутри покрытием из неметаллического материала. Защи­

та корпуса сосуда от коррозии производится в тех случаях, когда

IZ Z -Ю

На рис. IV.13 показан общий вид горизонтального сосуда для сжиженных газов по нормали ОН 26-02-151—69. Муфты и шту­

цера, не предусмотренные нормалью, могут быть установлены по

чертежам проектных организаций, согласованным с ВНИИнефте-

машем.

Принятое в нормали расположение штуцеров оптимально в

случае использования сосуда в качестве приемной емкости. Когда

аппарат включен в технологическую схему и работает на потоке

(одновременный прием и откачка продукта), расположение неко­ торых штуцеров в сосуде не обеспечивает нормального ведения технологического процесса. Так, например, в состав агрегата

ректификации углеводородов входила емкость для дистиллята

объемом 25 м3. Штуцера в емкости были выполнены по нормали.

В связи с тем, что в дистилляте содержалась вода, для контроля

231

за разделом фаз и автоматического вывода воды в штуцер 8

установили прибор ИУВЦ-ШК, а замер уровня смонтировали в штуцере 7. Трубопровод дренирования воды подсоединили к муф­

те 10.

На практике эта схема оказалась неработоспособной. Поток

продукта, поступающего в емкость по спускной трубе штуцера 1,

препятствовал расслаиванию жидкостей, поэтому прибор контро­

ля и регулирования раздела фаз, расположенный рядом с спуск­

ной трубой, работал с большой погрешностью. По этой же при­ чине через муфту 10 дренировался увлажненный углеводород.

По технической схеме сдренированная вода из емкости пода­

валась в отпарную колонну, рассчитанную на атмосферное дав­

ление. Поскольку вместе с водой дренировалось большое количе­ ство углеводородов, давление в отпарной колонне часто завыша­

лось, при этом углеводороды стравливались в атмосферу.

В процессе эксплуатации агрегата ректификации частично из­

менили обвязку емкости, а именно:

вход продукта в емкость осуществили в штуцер 3, при этом установили соответствующую впускную трубу;

во избежание уноса воды с потоком продукта в штуцере 2

внутрь емкости установили патрубок длиной 150 мм.

Эти мероприятия обеспечили надежный отстой и удаление во­

портировании его по трубопроводам в зимнее время.

В табл. ІѴ.З приведены основные технические данные для

сосудов, изготовляемых по нормали ОН 26-02-151—69. Макси­ мальный объем сосудов для сжиженных углеводородных газов по

Таблица ІѴ.З. Основные технические данные сосудов для сжиженных газов по нормали ОН 26-02-151—69

232

Таблица IV.4. Основные параметры предохранительных клапанов, устанавливаемых на сосудах для сжиженных газов

по нормали ОН 26-02-151—69

Примечания: 1. клапаны типа ППКДМ с резиновой диафрагмой и мягким уплотнением на золотнике.

2. Клапаны типа ППКД с резиновой диафрагмой, отделяющей пружину от воздействия среды. 3. Для районов, в которых минимальные температуры окружающей среды ниже —30 0C (до

—40 °С), на сосудах должны быть установлены клапаны типа CΠ∏K∙

этой нормали составляет 200 м3. В таблице приняты следующие

233

—60 °С, изготовляются по отдельным рабочим чертежам. При этих температурных условиях у сосудов для хранения бутана и легких фракций бензина объемом 200 м3 толщина стенок цилин­

дрической части корпуса принимается равной 14 мм вместо 12 мм. Сосуды для пропана нельзя использовать для хранения бутана или легких фракций бензина. Вследствие низкого давления паров

бутана и легких фракций при указанных выше температурах в

сосудах может создаться опасный вакуум, на который сосуды не

рассчитаны. При необходимости заполнения сосудов для пропана

Рис. IV.14. Схема установки предохранительных клапанов на сосудах:

/ — рабочие и контрольные предохранительные клапаны; 2 — резервные предохранительные клапаны; 3 — переключающее устройство; 4 — коллектор.

бутаном или легкими фракциями бензина снаружи сосуда долж­

ны быть приварены кольца жесткости в количествах и с профи­

лями, указанными в отраслевой нормали ОН 26-02-151—69. Для

безопасной эксплуатации сосудов при температурах стенки от

—40 до —60oC требуется, чтобы арматура и корпуса предохра­

нительных клапанов были обеспечены местным обогревом и теп­ ловой изоляцией.

В качестве уровнемера рекомендуется установка прибора ти­ па УБ-11-ОТ-44 конструкции СКВ AAH.

Если в сосудах для хранения сжиженных углеводородных га­ зов возможно появление воды, то во избежание ее замерзания

необходимо предусмотреть следующее:

покрытие сосудов тепловой изоляцией с обогревом нижней части на дуге не менее 120 °С;

обеспечение своевременного удаления воды из сосуда; местный

подогрев, чтобы температура продукта внутри сосуда не превы­

шала 50 °С.

Нормаль ВНИИнефтемаш предусматривает технические ре­ шения по надежной защите сосудов от опасного завышения дав­ ления. На каждом сосуде через переключающий трехходовой кран устанавливаются предохранительные клапаны (рабочие и

234

контрольные). В табл. IV.4 приведены основные параметры пре­

разно максимально ограничить заме­

ну трехходовых кранов Гипронефтемаша типов KTC и КТРП ком­

поновкой из двух вентилей.

В исключительных случаях такая замена должна быть согла­ сована с местными органами Госгортехнадзора.

Контроль и замер уровня сжиженных углеводородных газов в резервуарах

Учитывая высокий объемный коэффициент термического рас­

ширения сжиженных углеводородных газов, наполнение ими ре­

зервуаров должно производиться с таким расчетом, чтобы над

жидкой фазой всегда оставалась определенная паровая подуш­

ка, величина которой зависит от состава жидкости и возможных

колебании температуры. Это требование можно обеспечить толь­ ко при условии надежного контроля верхнего предела уровня в

резервуаре.

235