ТРАНСПОРТ ГАЗА

Вопросы / ответыТРАНСПОРТ ГАЗА
0 +1 -1
antfiksa Админ. спросил 1 месяц назад
1 ответ
0 +1 -1
antfiksa Админ. ответил 1 месяц назад

13.1. Классификация и состав природных и искусственных газов
По способу получения и физико-химическим свойствам га­зы подразделяют на природные и искусственные. К природным (добываемым из недр земли) относятся: газы чисто газовых ме­сторождений (сухой газ), газы газоконденсатных месторождений (смесь сухого газа и конденсата) и попутные газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (сухой газ с пропанобутановой фракцией и газовым бензином).
Природные газы представляют химическую смесь отдель­ных газов (компонентов), химически инертных между собой (т.е. не действующих друг на друга) и состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Основная часть природ­ного газа метан (≈ 98 %), остальная часть смеси состоит из пре­дельных углеводородов, этана С2С4, пропана C3H8, бутана С4Н10 и пентана С5Н12. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входит азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород Н2S, водород H2 и др. В зависимости от содержания тяжелых углеводородов (от пропана и выше) при­родные газы делятся на сухие газы (тощие), промежуточной кате­гории и жирные. Сухие содержат тяжелые углеводороды в коли­честве менее 50 г/м3; газы промежуточной категории 50-150 г/м3 и жирные — более 150 г/м3.
Искусственные горючие газы подразделяются на две группы. К первой относятся газы, получаемые в результате на­гревания твердого или жидкого топлива без доступа воздуха, при температуре перегонки 500-1000 °С, например, на коксохимиче­ских заводах (в виде смеси водорода, метана и углерода) и на НПЗ (в виде смеси алканов, олефинов и диолефинов). Ко второй группе относятся газы без остаточной газификации, получаемые при частичном сжигании топлива в токе воздуха, кислорода или их смесей с водяным паром, а также путем подземной газифика­ции углей. Эти газы состоят преимущественно из окиси углерода, водорода и азота.
Сжиженные углеводородные газы представляют собой смесь углеводородов — пропана, пропилена, бутана, бутилена и небольших количеств метана, этана, этилена и пентана. Эта смесь при нормальных атмосферных условиях (0,1 МПа=760 мм рт.ст
и 0°С) находится в газообразном состоянии, а при повышенном! давлении и пониженной температуре превращается в жидкость.  Свойства газов зависят от свойств отдельных компонентов, вхо­дящих в данный газ.
Физико-химические свойства углеводородных газов
 
К основным параметрам газа относятся: молекулярная мас­са, плотность, сжимаемость, вязкость, а также упругость насы­щенных паров.
Газ является наиболее совершенным видом топлива. Он об­ладает высокой теплотой сгорания. Устройство топок для сжига­ния газа сравнительно простое. Воздух не загрязняется дымом и копотью.
Молекулярная масса газа представляет собой сумму мо­лекулярных масс атомов, входящих в молекулу газов. Масса газа в граммах, численно равная его молекулярной массе, называется молем. Если известен мольный, т.е. объемный, состав смеси газа в процентах, то средняя молекулярная масса его
где V1, …Vn — мольные (объемные) концентрации компонентов,
%; M1, … Mn  — молекулярные массы компонентов.
Плотность газа (кг/м3) определяется отношением массы к объему:
 
где т — масса газа, кг; V— объем данной массы газа, м3.
Большинство горючих газов (водород, метан и др.) легче воздуха, а некоторые газы (пропан, бутан и др.) тяжелее. Этот показатель характеризуется понятием относительной плотности. Относительной плотностью газа называется отношение массо­вой единицы объема газа к массе такой же единицы объема сухо­го воздуха при одинаковых условиях (t и р)
,
где 1,293 кг/м3 – плотность сухого воздуха.
Поскольку плотность р зависит от давления, температуры и сжимаемости газа, плотность p1 соответствует давлению Р1 и температуре Т1, то пересчет ее на другие давления Р2 и темпера­туру Т2 производится по формуле
где Т1, Т2 — температура; z1 и z2 — коэффициенты сжимаемо­сти газа соответственно при Р1 и Т1, а также при Р2 и Т2. Так как объем одного моля газа при данных значениях температуры и давления является величиной постоянной для всех газов (закон Авогадро), то плотности их прямо пропорциональны молекуляр­ным массам
Плотность газа при 0 °С и данном значении молекулярной массы определяют из выражения
где 22,414 м3 — объем 1 кмоля любого газа (0 °С и 760 мм рт. ст.).
Смеси газов. Плотность газовых смесей определяют по правилу смешения, согласно которому свойства смеси складыва­ются  пропорционально из свойств компонентов, входящих в смесь
РСМ  =  а1 · р1 + а2 · р2 + …+ аn · pn,
где рсм — плотность смеси газов, кг/м3; а1 ,…аn — объемные концентрации (в долях единицы) компонентов смеси; p1, … pn  —плотность компонентов.
Сжимаемость газов характеризуется коэффициентом, учи­тывающим отклонение реальных газов от законов идеального га­за. Коэффициент сжимаемости z газов определяют эксперимен­тально, а при отсутствии этих данных — по номограммам.
Критической температурой называют температуру, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни повысили его давление (бутан — 152 °С, воздух — 142 °С, метан — 82 °С).
Критическим давлением называют такое давление, ниже которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни пони­зили его температуру (воздух — 3,8 МПа, бутан — 3,5 МПа).
Среднекритические параметры газовой смеси определяют по правилам смешения:
—для среднекритической температуры (в К)
Tкр.см. = а1 · Ткр1 + а2 · Ткр2 + … + аn · Tкр.n;
— для среднекритического давления (вПа)
Ркр.см.=а1 · Ркр1 + а2 · Ркр2 + … + аn ·Pкр.п.
Вязкость газа характеризует свойство газа оказывать со­противление сдвигающим усилиям возникающим в результате сил трения между слоями движущееся газа Коэффициент, учи­тывающий это свойство реальных газов и характеризующий про­порциональное отношение действующей силы сдвига, отнесен­ной к единице поверхности соприкасающихся слоев, называется коэффициентом динамической вязкости (Па-с)
где τ — напряжение внутреннего трения, Па; n — расстояние по нормам к направлению линейной скорости газа, м; w — линейная скорость газа, м/с.
При гидравлических расчетах пользуются понятием кине­матической вязкости (м2/с)
 где р — плотность, кг/м3.
Вязкость газа не подчиняется правилу смешения, ее опре­деляют по эмпирическим формулам (при t = 20 °С):
— для динамической вязкости
— для кинематической вязкости
При температуре, отличающейся от + 20 °С (—10 до + 40 °С) кинематическая вязкость определяется из выражения
vr=v20  · [l + 0,006 · (t — 20)];
где v20 и vt — кинематические вязкости газовых смесей соот­ветственно при 20 °С и 0,1 МПа и при температуре газа t.
Теплоемкость. Теплоемкостью называется количество теп­ла, необходимого для нагревания на 1 К газа, взятого в количест­ве одной весовой или объемной единицы. Различают весовую и объемную теплоемкости газов. Весовая измеряется в килоджо­улях на килограмм-градус Кельвина кДж/(кг · К), объемная — в килоджоулях на кубический метр-градус Кельвина кДж/(м3 · К).
В зависимости от условий нагревания газа различают теп­лоемкость Ср при постоянном давлении (газ при нагревании в свободно расширяющемся сосуде расширяется, сохраняя посто­янное давление) и теплоемкость Cv при постоянном объеме (газ нагревается в сосуде постоянного объема). Эти две величины связаны между собой следующим соотношением
CpCV=A· R,
где А = 1/427 — тепловой эквивалент работы; R = 8,4 Дж/(моль · К) — газовая постоянная; Cp>Cv на величину внешней работы, ко­торую совершает нагреваемый газ при расширении.
Теплота сгорания оценивает газ как топливо. Она равна количеству тепла, выделяющегося при сжигании единицы веса или единицы объема газа.
Упругость насыщенных паров определяется по закону Дальтона — Рауля. Давление, при котором жидкость при данной температуре находится в равновесном состоянии со своими па­рами, называется упругостью насыщенных паров жидкости. Каж­дой жидкости соответствует своя упругость паров. Кривая изме­нения давления от температуры называется кривой испарения. По закону Дальтона (закону парциальных давлений) давление газо­вой смеси равно сумме давлений компонентов, входящих в смесь:
P = P1 + P2 + …+ Pn =
Каждый компонент, обладая собственной упругостью (дав­лением), по объему равен объему смеси и приводится к общему давлению по закону Бойля-Мариотта
vi · P = V·pi,
где vi — парциальный объем компонента; Р — общее давление газовой смеси; V — общий объем газовой смеси; pi  — парциальное давление компонента.
Парциальным называется давление каждого газа в смеси нескольких газов, которое он имел бы, если бы один занимал весь объем смеси.
Pi = xi · Pуi
где  — объемная или молекулярная концентрация.
13.2. Основные законы газового состояния
 
Физическое состояние газа зависит от основных парамет­ров: давления, объема и температуры, которые в процессе транс­портировки и хранения газа могут изменяться. Эти параметры взаимосвязаны следующими газовыми законами. При постоянной температуре произведение объема на давление есть величина по­стоянная (закон Бойля-Мариотта)
P1 · V1 = P2 · V2 = const,
где P1 и P2 — давление газа до и после изменения; V1 и V2 — объем газа до и после изменения.
Так как при сжатии или расширении газа изменяется только его плотность и объем, а масса остается постоянной:
 
то соответственно
т.е. объемы газа при постоянной температуре обратно пропор­циональны, а плотность газа прямо пропорциональна его давле­нию.
По закону Гей-Люссака объем газа при постоянном давле­нии пропорционален его абсолютной температуре, а плотности газа обратно пропорциональны
 
Обобщение законов Бойля-Мариотта и Гей-Люссака дает общее математическое уравнение состояния идеального газа (уравнение Клапейрона-Менделеева)
P· V = R·T,
где Р — абсолютное давление идеального газа, Па; V — объем идеального газа, м3; R — газовая постоянная (характеризует ра­боту расширения единицы количества газа (1 кг) при нагревании на 1 К при постоянном давлении); для газовой смеси R = 8314/ Мср, Дж/(кг· К); Т— абсолютная температура газа, К.
Для газов высокого давления (при транспорте по магист­ральным трубопроводам) вводится коэффициент сжимаемости газа z
P· V = z·R·T
В практике хранения и транспорта газа различают рабочие, нормальные и стандартные условия состояния газа в момент из­мерения газа при давлении Р и температуре t (°C).
Нормальными называют условия состояния газа при t = О °С и 760 мм рт. ст., стандартными называют условия состоя­ния газа при 20 °С и 760 мм рт. ст.
Объем газа к нормальным условиям приводят по уравне­нию
к стандартным условиям
где V0  — объем газа при 0 °С и 760 мм рт. ст, м3; V20 —  при  20 °С, м3; Vp— объем газа в рабочих условиях, м3; Р — абсолютное давление газа в рабочих условиях, мм рт. ст.; Т— абсолютная температура газа в рабочих условиях, К.
Пересчет объемов газа, приведенных к нормальным и стан­дартным условиям, в объемы при других (рабочих) условиях производят по формулам
13.3. Общие сведения о транспорте газа
 
В общее понятие «транспорт газа» входит транспорт газа в сжиженном и газообразном состоянии. Способы транспорта этих газов существенно отличаются друг от друга. Сжиженные угле­водородные газы (смесь пропана, бутана, изобутана) отличаются тем, что при небольшом давлении и нормальной температуре их можно транспортировать и хранить в жидком виде. Сжиженный газ занимает объем примерно 1/250 своего первоначального объ­ема, поэтому его можно транспортировать всеми видами транс­порта: железнодорожным, водным, автомобильным, трубопро­водным (в баллонах и съемных емкостях). На месте доставки ем­кости подключают к разводящим сетям.
В отличие от сжиженного природный газ сохраняет свои свойства при положительных температурах и различных давлениях и транспортируется исключительно по магистральным газо­проводам и разводящей газовой сети.
Однако при отрицательных температурах и давлении ~ 5 МПа (занимая при этом значительно меньший объем) техни­чески возможно и экономически выгодно транспортировать сжи­женный природный газ по магистральным трубопроводам. Для этого требуется сооружение заводов сжижения газов и примене­ние специальных трубных сталей для низкотемпературных жид­костных газопроводов, а также сооружение низкотемпературных хранилищ.
Магистральный газопровод во многом тождествен магист­ральному нефтепроводу. Конструкции трубопроводов почти оди­наковы. Что касается перекачивающих станций, то компрессор­ные станции газопровода во многом аналогичны насосным станциям нефтепровода. Диаметры газопроводов больше, чем нефте­проводов.
Особенностью магистрального газопровода является под­держание значительного давления в конце перегона. Если на нефтепроводе начальное давление нефти 5 МПа снижается к кон­цу перегона практически до нуля, то на газопроводе давление в конце поддерживается на уровне = 2 МПа.
К особенностям магистральных газопроводов относится также необходимость специальных мер по предотвращению об­разования гидратных пробок и мероприятий, связанных со взрывоопасностью газа, а также высокие требования к бесперебойно­сти перекачки, так как длительная остановка газопровода вызы­вает немедленную остановку добычи в начальном пункте.
13.4. Компрессорные станции газопроводов
 
На головной станции газопровода газ, поступающий с про­мысла, проходит обычно следующий путь:

  • сепараторы, в которых он очищается от жидкости, песка и других загрязнений;
  • регулятор давления «после себя», который поддерживает на всасывании компрессора расчетное давление, и счетчик для замера количества поступающего газа;
  • приемный коллектор;
  • компрессоры, которые сжимают газ до давления, необходимого для перекачки его до следующей станции; каждый компрессор снабжен предохранительным клапаном, обводом, от­водом для продувки и обратным клапаном на выкиде;

5)            выкидной коллектор;

  • маслоотделители, удаляющие из него смазочное масло, увлеченное газом из компрессора;
  • холодильники, охлаждающие газ, нагретый в компрессо­рах при сжатии;
  • сепараторы для удаления из газа жидкости, сконденсиро­вавшейся в холодильниках;
  • установка для сушки газа, где с помощью определенного поглотителя из газа удаляется  оставшаяся  после  сепаратора влага;
  • одоризатор, в котором сильно пахнущими веществами (одорантами) газу сообщается резкий запах, облегчающий его обнаружение;
  • диафрагмовый счетчик для учета перекачиваемого газа;
  • обводная линия для пропуска газа в обход компрессо­ров.

13.5. Удаление примесей из газа
 
Перед поступлением в магистральный газопровод газ дол­жен быть осушен и очищен от вредных примесей.
Природный и искусственный газы содержат различные примеси, находящиеся в газообразном, жидком и твердом со­стояниях. Состав этих примесей неодинаков для разных газовых месторождений и разных скважин одного месторождения.
К примесям относятся: влага, содержащаяся в газе в виде воды или водяного пара, конденсат и частицы рыхлых пород (в виде песка и пыли). Влага представляет большую опасность в отношении закупорки трубопровода ледяными и гидратными пробками или сужения живого сечения трубопровода из-за на­мерзания на его стенках льда.
Ядовитой примесью является сероводород, который вызы­вает отравление человека и является активным агентом внутрен­ней коррозии труб. Углекислота в газе также является коррозий­ным агентом для труб, особенно в присутствии кислорода.
 
Рис. 13.1. Вертикальный масляный пылеуловитель
 
 
 
 
 
 
 
 
Очистка газа от жидких и твердых примесей. Очистка осуществляется для предотвращения загрязнений и эрозии ли­нейной части газопроводов и оборудования компрессорных (КС) и газораспределительных (ГРС) станций. Для очистки природно­го газа от жидких (вода, конденсат) и распыленных твердых ве­ществ (песка, глины) применяют сепараторы. Попадая в сепара­тор, газ изменяет направление своего движения с горизонтально­го на вертикальное и резко уменьшает скорость вследствие того, что площадь поперечного сечения сепаратора в несколько раз больше, чем трубопровода. В резуль­тате уменьшения скорости частицы жидкости и твердых пород выпадают и собираются в нижней части сепара­тора, откуда они периодически удаля­ются путем продувки.
Для улучшения очистки газа применяют батарею из  нескольких сепараторов, соединяемых между со­бой последовательно и параллельно.
Кроме этого применяются вер­тикальные (рис. 13.1),  горизонталь­ные и сферические жидкостные пы­леуловители. В них используется барботажный принцип промывки газа.
В центробежном циклонном пылеуловителе (рис. 13.2) очистка газа происходит за счет отбра­сывания центробежной силой к периферии капельной влаги и твердых частиц. Отсепарированная влага и твердые частицы осаждаются
 
Рис. 13.2. Циклонный пылеуловитель:
а — схема циклонного пылеуловителя; б — элемент циклонно­го пылеуловителя; 1 — патрубок для выхода газа; 2 — корпус; 3 — верхняя решетка; 4 — патрубок для входа газа; 5 — эле­мент циклонного пылеуловителя; 6 — нижняя решетка; 7 — дренажный штуцер; 8 — наружные винтовые лопасти; 9 — вход газа; 10 — выход газа
 
 
 
 
 
по дренажному конусу циклона в нижнюю часть аппа­рата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер.
 
Очистка газа от газообразных примесей
 
Осушка газа. Полностью освободить газ от влаги при по­мощи сепараторов нельзя, так как весь водяной пар, содержа­щийся в газе, проходит через сепаратор, не задерживаясь в нем. В результате содержание влаги после сепараторов может оказать­ся достаточным для образования в трубопроводе гидратов и даже обычного льда. Поэтому газ подвергают специальной осушке или путем конденсации водяных паров (содержащихся в газе), или путем поглощения их специальными поглотителями.
Конденсация осуществляется путем охлаждения газа или комбинации охлаждения со сжатием. Газ охлаждается на холо­дильных установках, снижающих температуру до = -30 °С.
При осушке газа поглотителями применяют твердые и жидкие вещества, называемые сорбентами. Из твердых поглоти­телей наиболее распространены активная окись алюминия, акти­вированный уральский боксит, хлористый кальций в твердом ви­де и цеолиты. В качестве жидкого поглотителя применяют диэтиленгликоль.
 
Очистка газа от сероводорода и углекислоты
От сероводорода газ очищают, пропуская его через различ­ные поглотители, которые делятся на «сухие» (твердые) и «мок­рые» (жидкие). Некоторые из них просто поглощают сероводо­род, а другие вступают с ними в химические соединения, выпа­дающие из газа.
Сухие способы позволяют очистить газ от сероводорода практически полностью, но из-за периодичности циклов очистки и низких скоростей газа они требуют громоздкой дорогостоящей аппаратуры, что повышает себестоимость очистки газа.
После очистки газа мокрыми способами в нем остается от 1 до 20 % сероводорода, но вследствие непрерывности про­цесса и высоких скоростей газа такие очистные установки по­лучаются компактными и более дешевыми.
При сухих способах очистки применяют болотную руду (гидрат окиси железа), гашеную известь, активированный уголь. Болотная руда и известь очищают газ, вступая с сероводородом в химические соединения. Активированный уголь очищает газ пу­тем адсорбции сероводорода.
При мокрых способах очистки применяют раствор кальци­нированной соды (концентрацией 1…3 %) или поташа (концен­трацией 15…20 %) и другие реагенты.
Очистка газа от углекислоты проводится водой под давле­нием, которая абсорбирует углекислоту. Процесс абсорбции осуществляется в колоннах (скрубберах), заполненных керами­ческими кольцами, при давлении 1,5…2 МПа и температуре 20…30 °С. При выходе из скрубберов газ проходит сепаратор для отделения воды.
13.6. Одоризация газа
 
Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни запаха, ни цвета, поэтому обнаружить утечку его довольно труд­но. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т.е. придают ему неприятный запах. Для этой цели в газ вводят специальные компоненты — одоранты. Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должны обладать следующими свойствами:

  • сильным резким, характерным неприятным запахом;
  • физиологической безвредностью;
  • не должны агрессивно действовать на металлы газовых сетей;
  • возможно меньшей растворимостью в воде и других ве­ществах, способных конденсироваться в газопроводе;
  • не должны слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должны создавать стойкий, медленно исчезающий запах;
  • продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигиенические условия в кухнях и других поме­щениях, где газ сжигается открытым пламенем;

— не должны быть слишком дорогими.
Изложенным требованиям удовлетворяют следующие ве­щества: этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмер-каптан, колодорант, каптан, пенталарм. Все эти вещества в обыч­ных условиях являются жидкими. Наибольшее распространение получил этилмеркаптан (C2HsSH). Средняя норма этилмеркаптана = 16 г на 1000 м3 газа для получения необходимого резкого запа­ха. Одорант в газ вводят на одоризационных установках двух ви­дов: прямого действия и параллельно включенных. В первом случае одорант подается в газопровод непосредственно, а во вто­ром случае он вводится в параллельную ветвь газопровода, по которой течет часть газового потока. По способу действия одоризаторы разделяются на капельные, фитильные и барботажные.
Капельный одоризатор подает жидкий одорант каплями или тонкой струей в газопровод, где он и испаряется, смешиваясь с газом.
Фитильный одоризатор снабжен фитилями из фланели, частично погруженными в жидкий одорант. Поднимаясь по фи­тилю, одорант испаряется с наружной его части и в виде паров смешивается в одоризаторе с газом.
В барботажных одоризаторах газ проходит сквозь слой жидкого одоранта, что ведет к испарению последнего и к насы­щению газа его парами. В одоризаторах всех трех типов преду­сматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной дозировки смеси.
 
 
Промысловые резервуары
Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются резервуары. Они используются для хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, поступающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво­женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер­вуары бывают стальные и железобетонные.
Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического корпуса и покрытия (крыши).
Днище р е з е р в у а р а монтируется на специальных фун­даментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки, песчаной подушки  и гидрофобного слоя, предотвра­щающего поступление вод к днищу резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного  битумом, гудроном или вязкой нефтью. Основное назначение гидрофобного слоя – предотвращение коррозионного разрушения днищ резервуаров. Толщина гидрофобного слоя составляет 8-10 см, песчаной подушки – 30 см. слой уплотняют катком или вибратором. Днище укладывают на основание или горизонтально (для резервуаров вместимостью до 1000 м3), либо с уклоном 1:100 от центра к стенке. Минимальная толщина листов центральной части 4 мм. Для резервуаров вместимостью от 5 до 20 тыс.м3 толщина днища составляет 5 мм, а для резервуаров 20 тыс.м3 и более – 6 мм.
 Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м3 свора­чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре­зервуаров вместимостью 1000 м3) либо на 2—3 мм больше тол­щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью 5000 м3). Для резервуаров вместимостью более 5000 м3 окрайки изготовляют сегментными из отдельных -заготовок толщиной не менее 8 мм.
Толщину днища определяют, руководствуясь предполагаемой скоростью коррозии и прочностью конструкции узла сопряжения днища с корпусом.
Толщина днища  малых резервуаров 4—5 мм,  а для резер­вуаров  диаметром   более   15  м  листы  днища  имеют толщину 6—8 мм и более   (0,8—1  от толщины листов нижнего пояса). Листы днища сваривают встык и внахлестку со сплошным про­варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля­ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они недоступны осмотру.
Покрытие резервуара служит для восприятия избыточного внутреннего   давления и вакуума в резервуаре, возни­кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по­падания атмосферных осадков   (дождя и снега)  внутрь резер­вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива­ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры­вистым    внутренним швом, а к несущим элементам    покрытия (стропилам) — прихватками. При    давлении 0,2 кПа  покрытие приваривают только наружным сплошным швом.
Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов­реждения стенки в случае взрыва и газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м3 должен быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести­мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.
Корпус резервуара сваривают из отдельных    поясов. Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле­нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении резервуаров полистовым  методом  в отдельных  районах, в  ко­торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса,  воспринимающие гидростатические  нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе­их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари­вают внахлестку,  при этом наружные швы выполняют сплош­ными,   внутренние — сплошными   или  прерывистыми.  Величина нахлестки должна быть не    менее    86    (б — толщина    листа). Толщина листов корпуса резервуара изменяется    от    4    до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.
Оборудование резервуаров
Оборудование   резервуаров   предназначено  для   обеспечения их правильной  и  безопасной эксплуатации и,  в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепро­дуктов, замеру уровня  жидкости, отбору проб, зачистке и ре­монту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и    вакуума,    предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают спе­циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На кры­ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре­дохранительные  клапаны, огневые  предохранители  и  световые люки.
Замерный люк предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так­же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це­лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст­рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус­ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного клапана.
Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления над вакуумом. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток.
Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.
Дыхательный клапан типа ДК  состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора: один для работы на давление (верхний), а другой для работы на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещает­ся по направляющим штокам.
При повышении давления внутри резервуара клапан  поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапаны могут быть отре­гулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки, через которые вынимают клапаны для ос­мотра и ремонта.
В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пре­делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре­зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль­шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель­ное увеличение его пропускной способности.
Клапаны предохранительные гидравличе­ские предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности, дыхатель­ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха­тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про­пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав­ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо­хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер­вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма­ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего­родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост­ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею­щее плотность 0,86—0,88 г/см3. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повыше­нии давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.
Огневые предохранители служат для предохранения от вспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резер­вуара в. Случае проникновения огня, искр через дыхательный или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре­дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се­чением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф­рированные листы и т. п.
Кроме оборудования, расположенного на крыше, резервуар имеет следующие устройства.
Измерители уровня жидкости в резервуаре типа УДУ предназначены для оперативного контроля за заполнением и опорожнением резервуара. Указатели УДУ-5 предназначены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука­зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи­кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П с дистанционной потенциометрическои приставкой.
Принцип работы прибора основан на следящем действии по­плавка, плавающего на поверхности- жидкости и перемещающе­гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа­веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер­живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту­пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич­ный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью. Жидкость и колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про­никать в полость показывающего прибора при избыточном дав­лении в резервуаре до 2 кПа.
Для дистанционной передачи показании и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе­циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав­ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп­лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол­нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения при местном отсчете ±5 мм, при дистанционной передаче по­казаний ±15 мм.
Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой гер­метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати­ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис­темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см3 .
В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот­борника расположен’ на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на­ружной стенке резервуара в его нижней части. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме­ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высоте резервуара — 12 м.
Пробоотборные системы типа ПОР    работают    следующим образом. Проба отбирается и отделяется от    остальной    массы нефтепродукта   вертикальной  пробоотборной  колонкой,  собран­ий из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две пли три клапанные секции, соединительные грубы и концевую трубу с прокладками. Число секции и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш­ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой полости   и с насосом узла слипа пробы.
Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер­вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем .учтены особен­ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве­личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз­воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле­родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5
П е н о с л и в н ы е камеры предназначены для подачи пе­ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га­зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко­торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел­лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.
Для резервуаров большой единичной вместимости применяют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000. Такая установка скомпонована из пеногенератора высокократной пены и пенной камеры боль­шой производительности. Важ­ный элемент конструкции пенокамеры — герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от ис­парения в окружающую среду. Герметичное крепление крыш­ки к корпусу пенокамеры вы­полняется стяжками, снабжен­ными замками, состоящими из двух частей, спаянных легко­плавким сплавом (температу­ра плавления сплава не более 120СС). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре­зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту,
Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло­щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре­мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре­зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх­ность жидкого нефтепродукта.
Сифонный кран типа СК предназначен для спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен­ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена, сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают   в   первом
X л опушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают внутри резервуара на конце приемно-раздаточного патрубка. Хло­пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп­равления тросом.
При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправно­сти механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.
Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспе­чивается полимерным покрытием затвора. Преимущества поли­мерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.
В зависимости от размеров хлопушек применяются механиз­мы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника —для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоя­тельное дополнительное упорное устройство,— для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над: приемо-раздаточным патрубком.
Люки-лазы размещают в первом поясе стенки резервуа­ра. Через них рабочие проникают в резервуар при ремонте. Люки-лазы используют также для очистки резервуара от грязи и твердых отложений и для вентиляции резервуара, поэтому их располагают диаметрально противоположно верхним световым люкам.
Подъемная труба при помощи шарнира устанавливает­ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна­ченного для мазутов и масел. Она служит для отбора нефтепро­дукта из верхних слоев, где он наиболее чист и имеет наиболь­шую температуру. Труба поднимается тросом ручной лебедки, установленной снаружи на корпусе резервуара. От лебедки к подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид­кости в резервуаре подъемная труба    предотвращает    потери  нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-раздаточного трубопровода.