Материал: 2482

6. Поскольку в сутки на нефтебазу поступает 922 т дизтоплива, что больше, чем 800 т, то эстакада должна быть двусторонней. По таблице 10.15 выбираем тип эстакады КС-2 (комбинированный). Для перевозки 922 т дизельного топлива необходимо 7 цистерн модели 15–150 объемом 156 м3.

Пример 2. Определить количество наливных устройств для подачи в автоцистерны 300 т/сут дизтоплива плотностью 850 кг/м3. Станция налива работает 8 часов в сутки.

Решение:

1.По таблице 10.8 находим величину коэффициента неравномерности потребления нефтепродуктов КНП = 1,1.

2.Полагая расчетную производительность наливных устройств равной 50 м3/ч, по формуле (10.38) находим их необходимое число [53]:

300 1,1

nн.у 0,85 50 0,7 8 1,39.

Округляя в большую сторону, принимаем два наливных устройства. Характеристики автомобильных цистерн представлены в таблице 10.18.

Таблица 10.18

Технические характеристики автомобилей-цистерн для транспортировки светлых нефтепродуктов

186

Контрольно-измерительное оборудование совершенствуется. В последних вариантах приборов используются автоматика, электроника, микропроцессорная техника. Длительность контроля сократилась, а качество и точность повысились.

На рис. 10.10 показан анализатор содержания серы в нефти и нефтепродуктах АСЭ-1. Содержание серы в нефтепродуктах определяется в соответствии с ГОСТ Р 51947-2002. Принцип действия прибора – энергодисперсионный анализ рентгеновской флуоресценции серы. Время измерения одного образца нефтепродукта до 1 мин.

Рис. 10.10. Анализатор содержания серы в нефтепродуктах АСЭ-1

На рис. 10.11 показан октанометр ПЭ-7300 с дополнительной программой определения цетанового числа в дизельных топливах. При помощи данного прибора за 1 – 2 мин определяют октановое число бензина моторным и исследовательским методами.

Рис. 10.11. Октанометр типа ПЭ-7300

Лаборатории нефтебаз, кроме указанных в таблице 10.19 приборов и оборудования, могут иметь вытяжные шкафы типа ШВ-2РА, столы титровальные и весовые, столы лабораторные, шкафы сушильные, термостаты, магнитные мешалки, электронные весы, хроматографы, приборы для автоматического измерения вязкости и плотности нефтепродуктов, набор колб, цилиндров, пробоотборников.

188

10.5.8. Молниезащита и автоматическое пожаротушение резервуарных парков

Всоответствии с назначением резервуарные парки нефтеперекачивающих станций и нефтебаз, согласно Правилам устройства электроустановок, относятся к зонам класса В – 1г, подлежат оборудованию устройствами молниезащиты не ниже II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений и статического электричества [39, 56].

Защита от прямых ударов молнии резервуарных парков нефтеперекачивающих станций (НПС) и нефтебаз (НБ) должна выполняться отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами. Не допускается использование стержневых молниеотводов, установленных на крышах резервуаров.

Отдельно стоящие стержневые молниеотводы выполняются из стали любой марки сечением не менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищаются от

коррозии оцинкованием или покраской.

Конструктивное исполнение устройств защиты от ударов молний определяется проектом.

Взону защиты молниеотвода резервуаров должны входить газоотводные и дыхательные трубы, дыхательные клапаны резервуаров и пространство над обрезом дыхательных труб, ограниченное полусферой с радиусом 5 м. Для вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей, с понтоном и плавающей крышей, а также для железобетонных резервуаров, расположенных в группах, зона защиты должна определяться границами обвалования.

Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм2.

При техническом обслуживании проверяется целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей комплексной системы защиты и контактов между ними. Особое внимание обращается на состояние мест соединения элементов заземляющего устройства.

При уменьшении сечения элементов заземляющих устройств (вследствие коррозии, надлома, оплавлений) больше чем на 30 % необходимо заменять их полностью либо заменять отдельные дефектные места.

Болтовые контактные соединения проверяются измерением переходного сопротивления (не более 0,05 Ом).

Устройства защиты от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений, защиты от статического электричества и заноса высокого потенциала должны быть испытаны, приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью.

На складах нефти и нефтепродуктов необходимо предусматривать пожаро-

тушение воздушно-механической пеной и водяное охлаждение резервуаров.

Основным средством тушения пожаров в резервуарах является пена средней и низкой кратности, подаваемая на поверхность горящей жидкости.

189

Обеспечение пожарной безопасности резервуарных парков в последние годы связывают с новой системой тушения пожаров, когда пену низкой кратности подают в основание резервуара, непосредственно в горящую жидкость.

Система подслойного пожаротушения пожаров в резервуарах – это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющая генерировать, транспортировать и вводить пену низкой кратности в слой горючего или подтоварную воду через проем в стенке резервуара через систему пенных насадок [56], что позволяет обеспечивать быстрое тушение пожара (рис. 10.12).

Рис. 10.12. Тушение пожара при помощи пены, автоматически подаваемой на поверхность горящего факела через нефтепродукт, находящийся в резервуаре

На рис. 10.13 показана система подслойного подвода пены к горящему факелу в резервуаре.

Рис. 10.13. Система подслойного тушения пожара в резервуаре:

1 – задвижка подачи пены в резервуар (показана в открытом состоянии); 2 – предохранительная мембрана; 3 – обратный клапан;

4 – высоконапорный пеногенератор

190