Хлопуша ХП

ТУ 3689-020-10524112-03

Рисунок 26. Общий вид хлопуши ХП в сборе: 1 — корпус; 2 — большой рычаг; 3 — крышка; 4 — малый рычаг 5 — пробка;

Таблица 3.52 - Основные технические характеристики хлопушек ХП

Наименование показателей	ХП-80	ХП-150	ХП-250	ХП-400
Диаметр условного прохода,мм
Условное давление, МПа (кгс/см2)	0,1 (1)	-	-	-
Диаметр условного прохода перепускного отверстия, мм	-
Габаритные размеры, мм:
длина
ширина
высота
Масса, кг
Диаметр ответного фланца, мм
Диаметр условного прохода,мм
Диаметр межцентрового расстояния, мм
Количество отверстий, щт.

РВС являются объектами повышенной пожарной опасности, они в обязательном порядке оснащаются протовопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения. [35]

Встроенные в корпус огневые предохранители устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Выпускаются по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды У и Т, УХЛ категории размещения Ι по ГОСТ 15150-69.[41]

Таблица 3.53 - Основные технические характеристики огневых предохранителей

Наименование показателей	ПО-	ПО-	ПО-	ПО-	ПО-	ПО-	ПО-	ПО-
Условный проход, мм
Производительность, м3/час
Габаритные размеры, мм
D
H
Присоединительные размеры, мм, не более
D
d
n
Масса, кг		4,5

Пеносливные камеры предназначены для подачи пены в резервуар с горящим нефтепродуктом и представляют собой конструкцию, скомпанованную из пеногенератора и пенной камеры. Для резервуаров большой вместимости применяют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000.

Системы автоматического пожаротушения с размещением пеногенераторов в верхней части резервуара не достаточно эффективны. Система подслойного тушения пожаров (СПТ) более защищена от разрушения. Она представляет собой комплекс устройств, которые обеспечивают получение низкократной пены с помощью высоконапорного пеногенератора, ее транспортировку по пенопроводу в резервуар, ввод пены в нефтепродукт с расчетной скоростью и равномерное орошение поверхности «зеркала» нефтепродукта пеной. Напорный трубопровод оборудуется обратным клапаном или мембраной, управляется задвижкой с электроприводом,выполненной в взрывозащищенном исполнении, которая устанавливается у входа пенопровода в резервуар.

В качестве пенообразующих устройств для системы пожаротушения следует применять пеногенераторы типа:

— ГПСС – в резервуарах со стационарными крышами и понтоном;

— ГПС – в резервуарах с плавающими крышами и помещениях.

Раствор пенообразователя подоется к ВПГ(высоконапорный пеногенератор), работающим при высоком противодавлении для получения низкократной пленкообразующей пены. После ВПГ низкократная пена поступает в напорные трубопроводы, на которых обратные клапаны. Предохранительные мембраны установливаются между коренной задвижкой с электроприводом (расположены на расстоянии 250 мм от стенки резервуара и закреплены на опорах) и обратным клапаном. Пена подается по напорным трубопроводам в нижний пояс резервуара и распределяется через ее внутреннюю разводку, образованную пенными Т-образными насадками.[41]

Высоконапорные пеногенераторы ВПГ-10, 20, 30, 40 «Алфей» являются

автономными усторойствами, предназначенными для использования в системах подслойного тушения пожаров в резервуарах. Вырабатывают пену низкой кратности из водного раствора пенообразователя путем смешивания его с атмосферным воздухом. Эксплуатируются во взрывоопасных зонах класса В-1а, В-1г.

Таблица 3.54 - Основные параметры пеногенераторов

Рабочее давление, МПа (кгс·см-2)	0,9±0,1 (9±1)
Коэффициент преобразования давления, % не менее
Производительность по раствору пенообразователя, л/с, не менее
Кратность пены, не менее

Таблица 3.55 - Технические характеристики ВПГ

Наименование показателей	ВПГ-10	ВПГ-20	ВПГ-30	ВПГ-40
Давление на выходе пеногенератора, МПа	0,9±0,1	0,9±0,1	0,9±0,1	0,9±0,1
Коэффициент преобразования давления, %
Кратность пены при коэффициенте преобразования давления 30%
Производительность по раствору пенообразователя, л/с, не менее
Масса, кг
Габаритные размеры, мм	215×310 ×1048	280×365 ×1288	335×460 ×1859	335×460 ×1859
Климатическое исполнение	У1	У1	У1	У1
Срок службы, лет

Патрубок пеногенератора ВПГ направлен вниз и имеет сетчатый фильтр.

Таблица 3.56 - Основные технические характеристики ГПНПС-50

Наименование показателей	ГПНПС-50
Производительность по раствору ПО, л/мин	180…700
Вес, кг
Присоединение (фланцевое)	ДУ 50
Коэффициент кратности	1˸7*
Материал:
корпус	нержавеющая сталь
Внутренние части	латунь
Рабочий диапазон, МПа (Бар)	0,4…0,6 (4…16)

Камеры низкократной пены предназначены для комбинированных автоматических систем пожаротушения в резервуарах с ЛВЖ. Они используются для оснащения резервуаров со стационарной, плавающей крыщами и понтоном. Также устанавливаются камеры КНТ-5, КНТ-10. Работающие на 6%-м водном растворе фторсодержащих пенообразователей типа «Подслойный», Мульпена». Технические характеристики камер преставлены в таблицце 3.57

Таблица 3.57 - Основные технические характеристики камеры низкократной пены (КНП) «Афрос»

Наименование показателей	КНП-5/5Г	КНП-10/10Г
Рабочее давление раствора пенообразователя, Мпа	0,9±0.1	0,9±0.1
Расход по раствору пенообразователя, л/с, не менее
Кратность пены, не менее
Угол веерной подачи пены, уг. град., не менее
Масса, кг	40/45	40/45
Габаритные размеры, мм	700×450×1200 900×1200×450	700×450×1200 900×1200×450
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	У1	У1

Таблица 3.58 - Основные технические характеристики предохранительных разрывных мембран

Наименование показателей	МПР-150	МПР-200	МПР-250	МПР-300
Максимально допустимое давление со стороны резервуара, МПа	0,3	0,3	0,3	0,3
Минимальный перепад давлений для разрыва диафрагмы с полным раскрытием мембраны, МПа	0,02	0,02	0,02	0,02
Габаритные размеры, мм	214×23	270×23	322×23	372×23
Масса, кг	3,6	5,0	7,3	9,4
Климатическое исполнение	У1	У1	У1	У1
Минимальный срок слжбы, лет

К подборам контроля и сигнализации за работой резервуара относятся:

— местные и дистанционные измерители уровня нефти и нефтепродуктов;

— приборы сигнализации оперативного и аварийного уровня;

— пробоотборники и др.

Указатели уровня УДУ-5 предназначены для оперативного контроля

заполнения и опорожнения резервуара, выпускаются двух модификаций:

— УДУ-5М – с местным отсчетом уровня;

— УДУ-5П – с дистанционной потенциометрической приставкой.

Переносные электронные уровнемеры «HERMetic» приненяются на нефтяных, химических резервуарах и морских танкерах. Они предназначены для учета продукции. Установка электронных уровнемеров осуществляется на замерный люк. Рулетки этой серии имеют негерметичный корпус и ленту с тефлоновым покрытием (табл.3.59).

Переносные рулетки используются для проведения измерений уровня на герметичных нефтяных и химических резервуарах. Герметичное присоединение к контрольному клапану предотвращает утечки паров. Они имеют пробник и ленту из нержавеющей стали, а также функцию измерения трафаретной высоты резервуара (табл. 3.60).

Таблица 3.59 - Основное характеристики уровнемера «HERMetic»

Наименование показателей	Показатели
Точность измерения уровня, мм	±2
Длина ленты уровнемера, м (фут)	15 (50) 30 (100)
Цена деления ленты уровнемера, мм (дюйм)	1 (1/16)
Диапазон температур окружающей среды при эксплуатации, ºС	-20…+60
Диапазон измеряемых пробником температур, ºС	-40…+90
Точность в пределах диапазона калибровки, ºС	±0,2
Питание, В
Масса, кг	3,8

Переносные рулетки используются для проведения измерений уровня на герметичных нефтяных и химических резервуарах. Герметичное присоединение к контрольному клапану предотвращает утечки паров. Они имеют пробник и ленту из нержавеющей стали, а также функцию измерения трафаретной высоты резервуара.[32]

Таблица 3.60 - Основные техничексие характеристики погружной рулетки

Наименование показателей	Показатели
Точность измерения уровня, мм	±1
Представление показателей	Звуковое/визуальное
Длина ленты уровнемера, мм (фут)	30 (100)
Цена деления ленты уровнемера, мм (дюйм)	1 (1/16)
Вес пробника, кг (оz)	0,9 (32)
Мин. определяемый уровень жидкости, мм (дюйм)	6 (1/4)
Диапазон температур окружающей среды при эксплуатации, ºС	-20…+50
Диапазон измеряемых пробником температур, ºС	-40…+85
Точность в пределах диапазона калибровки, ºС	±0,1
Жидкокристаллический дисплей, знаков	2×16
Питание прибора (на 50 часов), В
Масса, кг	3,8

Применяются также радарные уровнемеры и автоматизированные системы бесконтактного определения объемов жидких веществ. К ним относятся радарные уровнемеры УЛМ-11, УЛМ-31 и уровнемер «ЛАЗУРЬ-2». Уровнемер «ЛАЗУРЬ-2» относится к новому классу измерительных приборов и позволяет измерять уровень запасов жидких, вязкопластичных, сыпучих материалов. Принцип действия прибора основан на отражении модулированного лазерного излучения от границы раздела жидкой (твердой) и газообразной сред с последующим анализом фазы отраженного луча. Данный уровнемер служит станцией сбора и передачи цифровой и аналоговой информации с других емкостей, удаленных от места определения на десятки километров.

Таблица 3.61 - Основные технические характеристики уровнемера «ЛАЗУРЬ-2 »

Наименование показателей	Показатели
Диапазон измерения, мм	0…26000
Точность измерений, мм	±1
Время измерения, сек. не более
Температура окружающей среды, ºС	-50…+45
Электропитание, в	-220 (̴36 по желанию заказчика)
Передача данных	Интерфейс RS-485
Скорость передачи данных, бод	1200…2400 (программируется)
Изолирующее напряжение, В, не менее
Безопасность	Взрывонепроницаемая оболочка по 1EхdΙΙВТ5
Измерение температуры	Три входа, токовая петля 0-5 мА (число входов может быть увеличено)
Точность измерения температуры, ºС	±0,2
Диапазон измерения температур, ºС	-50…+120
Измерение давления	Три входа, токовая петля 4-20 мА (число входов может быть увеличено)
Габариты, мм	320×730
Присоединительный фланец	ДУ 100
Масса, кг

Сигнализаторы уровня ультразвукового типа ССУЗ предназначены для контроля верхнего, аварийного, нижнего уровней нефтепродуктов в резервуарах типа РВС. Акустические преобразователи приборов построены по схеме «излучатель-приемник». Преобразователи играют роль чувствительных элементов, пенредающих в прибор данные об изменении уровня жидкости в резервуаре в виде электрических сигналов. [35]

СУУЗ-1 контролирует заполнение резервуара до максимально допустимого уровня в соответствии с технологической картой.

СУУЗ-2 имеет два датчика и контролирует максимально допустимый и аварийный уровень нефтепродуктов в резервуаре, а также позволяет с диспетчерского пункта контролировать исправность сигнализации аварийного уровня.

СУУЗ-3 имеет три датчика, третий установлен выше нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка на 25 мм в резервуарах емкостью 100…400 м³.

Сигнализаторы типа СУРС-16 предназначены для контроля уровня раздела двух сред: нефтепродуктов и подтоварной воды. Сброс подтоварной воды контролируется устройством СГРУ-3.

Сигнализаторы уровня наполнения универсальные САУ-М7 предназначены для автоматического контроля и регулирования уровней жидких или сыпучих материалов в резервуарах и технологических емкостях.

Пробоотборники секционные типа ПСР, ПСРП, ПСРП1 представляют собой герметизированное устройство, предназначенное для полуавтоматического отбора проб для определения качества нефтепродуктов и измерения плотности. [34]

Пробоотборники секционные типа ПСР предназначены для отбора проб по всей высоте наземных резервуаров с нормальным и повышенным давлением. Варианты климатических исполнений У, УХЛ и Т категории размещения Ι по ГОСТ 15150-69.

Таблица 3.62 - Технические характеристики пробоотборника ПСР

Наименование показателей	Показатели
Диаметр условного прохода, мм
Объем пробы 1 м пробоотборной колонны, л	0,150 +0,005
Время забора образца, мин, не более
Максимальная вязкость продукта, сСт
Температура продукта, ºС	-40…+80
Гидростатическое давление в резервуаре, МПа, не более	0,16
Количество средних секций, шт.
Высота резервуара, м
Габаритные размеры, мм
длина
ширина
высота
Масса, кг, не более

Проботборники секционные ПСРП и ПСРП1 предназначены для резервуаров с понтоном и плавающей крышей. устанавливаются внутри направляющей трубы понтона или плавающей крыши. варианты климатических исполнений У, УХЛ и Т категории размещения Ι по ГОСТ 15150-69.

Таблица 3.63 - Технические характеристики пробоотборников ПСРП и ПСРП1

Наименование показателей	ПСРП	ПСРП1
Диаметр условного прохода, мм
Объем пробы 1 м пробоотборной колонны, л	0,150 +0,005
Время забора образца, мин,
Максимальная вязкость продукта, сСт
Температура продукта, ºС	-40…+80
Гидростатическое давление в резервуаре, МПа	0,16
Количество средних секций, шт.
Высота резервуара, м
Габаритные размеры, мм
длина
ширина
высота
Масса, кг, не более
Внутренний диаметр направляющей трубы, мм

Таблица 3.64 - Основные технические характеристики отечественных систем измерения уровня нефтепродукта в резервуаре для светлых нефтепродуктов

Наименование показателей	УДУ-10	ДДИ-1	САПФИР 22ДУ	ДУУ-1	РУ.ПТ-02	УЭМ-1	УГР-1М
Принцип действия	Поплавковый механический	Поплав- Ковый индуктив- нвй	Буйковый	Ультразвуковой	Электро- механический
Диапазон измерения уровня, м	0…12	0,3…12	0,25…1	0,25…1	0,4…12	0…20	0…20
Погрешность измерения уровня, м
Температура воздуха, ºС	-50…+50	-45…+75	-45…+50	-40… +75	-40… +55	-30... +50	-45… +50
Срок службы, лет

В учетных операциях применяют массовые, объемно-массовые (статические и динамические) методы измерений. При использовании объемно-массового статического метода измерения массы объема залитого продукта в градуированных емкостях определяются по градуировочным таблицам с помощью метрштока, измерительной рулетки или уровнемера с использованием инструкций. Технические данные отечественных систем измерения уровня нефтепродукта приведены в таблице 3.65

Таблица 3.65 - Основные характеристики отечественных информационно-измерительных систем (ИИС) учета количества нефтепродуктов

Наименование показателей	На базе РУ «ЗОНД-01»	На базе УМ-ПО1	АСУН УИР
Диапазон измерения:
уровня, м	0,4…18	0,4…18	0,3…18
температуры, ºС	-60…+60	-60…+60	-50…+50
плотности, г/см3	0,7…0,9	0,7…0,9	0,69…0,95
Уровень подтоварной воды, м	0…0,4	0…0,4	0…0,3
Погрешность измерения:
уровня, мм
плотности, г/см3, %	0,0012 (0,15)	0,0012 (0,15)	0,0015 (0,2)
температуры, ºС	0,5	0,5	0,5
массы, %	До 0,5	До 0,5	До 0,5
Рабочая температура, ºС	-40…+55	-30…+50	-45…+50
Нефтепродукты	Светлые темные	Светлые	Светлые
Питание (основное/ резервное):
напряжение, В	220/24
Ток	Переменный частотой 50 Гц
Место монтажа на резервуаре	крыша	крыша	Днище
Неблагоприятные факторы	Конденсат на антенне излучателя	Отложения смолистых соединений на стержнеи поплаке, кристаллизация воды	Кристаллизация воды
Срок службы, лет

Таблица 3.66 - Технические характеристики счетчиков жидкости

Счетчик жидкости	Показатели
Тип	Марка	ДУ, мм	Расход жидкос- ти, м3./ч	Рраб., МПа	Относи- тельная погреш- ность, %	Меж- пове-рочный интер- вал, лет	Габарит- ные размеры, мм	Масса, кг
Винто- вой	ППВ-100- 1,6СУ (ВЖУ-100-1,6)		18..180
	ППВ-150- 6,4СУ (ВЖУ-150-6,4)		30..420
Турбин- ный	«Турбоквант»-		27..270
«Турбоквант»-		55..550
ТП-150-ФВ		40..400
ТПР-20-3-1		18..216
НОРД-М		25..250
Вихре- вой	СЖ-100-1,6		20..200
СЖ-150-6,3		50..500
Парци- альный	ПРСН-100-1,6		30..120
ПРСН-150-1,6		50..30

Для размыва и борьбы с отложениями парафина в настоящее время используются устройства предотвращения и размыва осадка, такие как «Диоген», «Тайфун» и размывочные головки. Рисунки некоторого оборудования резервуаров представлены в приложении 1.