Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов относятся к наиболее ответственным сооружениям на нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В них хранятся большие количества ценных жидкостей, сохранность которых зависит от типа резервуаров и их технического состояния.

Условия хранения нефти и нефтепродуктов существенно отличаются друг от друга: по номенклатуре подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу, из которого сооружаются резервуары, они подразделяются на две основные группы — на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали и иногда из алюминия или в сочетании этих материалов. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные и пластмассовые из различных синтетических материалов. Кроме того, резервуары каждой группы различают по форме: они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими, прямоугольными, каплевидными и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на следующие типы [12, 43]:

1) наземные, у которых днище находится на уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки;

2) подземные, когда максимальный уровень жидкости в резервуаре находится ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м) не менее чем на 0,2 м. К подземным резервуарам приравниваются также резервуары, имеющие обсыпку высотой не менее чем на 0,2 м выше допускаемого предельного уровня жидкости в резервуаре и шириной не менее 3 м, считая от стенки резервуара до бровки обсыпки.

Резервуары сооружают различных объемов — от 5 до 120 000 м³. Область применения резервуаров устанавливается в зависимости от физических свойств хранимой нефти или нефтепродуктов и от условий их взаимодействия с материалом, из которого сооружают хранилище. Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием — листовой стальной облицовкой или неметаллической изоляцией, стойкой к воздействию нефтепродуктов. Для нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранятся в стальных резервуарах. В подземных хранилищах, сооружаемых в горных выработках, также хранят нефть и нефтепродукты. По условиям пожарной безопасности подземные резервуары являются более надежными, так как в случае аварии практически исключается растекание нефтепродуктов по окружающей территории, что существенно для наземных резервуаров.

При проектировании резервуарных парков, т. е. группы однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями, как правило, применяют типовые проекты. Причем для хранения легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки паров 28 °С и ниже рекомендуются вертикальные резервуары с плавающими крышами (объемом до 120 000 м³) или с понтонами (объемом до 50 000 м³); используют также горизонтальные цилиндрические резервуары, конструкция и оборудование которых сокращают или не допускают потерь нефти и нефтепродукта от испарения. Максимальный объем подземного резервуара не ограничивается, однако его площадь не должна превышать 7000 м².

Расстояния между стенками наземных вертикальных и горизонтальных резервуаров, располагаемых в одной группе, принимают следующими:

1) для резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более 30 м;

2) для резервуаров со стационарными крышами и понтонами — 0,65 диаметра, но не более 30 м;

3) для резервуаров со стационарными крышами, но без понтонов — 0,75 диаметра, но не более 30 м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20 м при хранении горючих жидкостей.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы принимается не менее 1 м. Расстояние между стенками ближайших наземных резервуаров, расположенных в соседних группах, принимают 40 м, а между стенками подземных резервуаров —15 м.

Объем группы наземных резервуаров в одном обваловании не должен превышать 20 000 м³; объем группы подземных резервуаров не ограничивается пои условии, что площадь зеркала группы резервуаров не превышает 14 000 м².

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся нефти, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами обвалования или ограждающими стенками, принимается равным для отдельно стоящих резервуаров полному объему резервуара, а для группы резервуаров — объему большего резервуара. Оптимальные, наиболее экономичные типы резервуаров выбирают с учетом комплекса технологических и конструктивных решений, создающих возможность уменьшения расхода стали в резервуарах, снижения трудоемкости и стоимости их изготовления, а также сокращения потерь нефтепродуктов от испарения и повышение общей надежности и экономичности хранилищ.

СТАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Современные стальные резервуары в зависимости от формы и технологического назначения подразделяются на следующие типы [12]:

1) вертикальные цилиндрические;

2) каплевидные;

3) горизонтальные (цистерны).

В свою очередь вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары: 1) низкого давления (так называемые «атмосферные»); 2) с понтонами; 3) с плавающими крышами. Резервуары «атмосферного» типа характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и составляет 2 кПа. К ним относятся резервуары с коническим и сферическим щитовым покрытием. Резервуары «атмосферного» типа применяются в основном для хранения нефтепродуктов с низкой упругостью паров, т. е. мало испаряющихся (например, керосина, дизельного топлива). Однако в тех случаях, когда в этих резервуарах хранят легкоиспаряющиеся нефтепродукты, например бензин с высокой упругостью паров, то их оборудуют специальными устройствами (газовой обвязкой, отражательной изоляцией и т. д.).

Наиболее эффективно хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах специальных конструкций, т. е. с плавающими крышами и понтонами, или в резервуарах высокого давления, т. е. в каплевидных с давлением до 70 кПа.

Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов нефтепродуктов и применяют преимущественно в качестве расходных хранилищ промышленных предприятий и в сельском хозяйстве.

Типовые стальные резервуары в России сооружают сварными с применением индустриальных методов монтажа и использованием готовых рулонных заготовок и элементов заводского изготовления. Рулонные заготовки изготовляют из плоских стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для транспортировки в габаритные рулоны, которые затем при монтаже разворачивают до проектной кривизны. Высокая эффективность этого индустриального рулонного метода по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкций на месте монтажа создала условия для его широкого применения в резервуаростроении.

Основные размеры резервуаров — диаметр и высота — для данного объема резервуара могут быть различными. Однако существуют такие размеры этих параметров, при которых расходы по металлу будут наиболее рациональными. Кроме расхода металла на экономичность резервуара влияют еще и другие факторы. Например, повышенная площадь зеркала жидкости сопряжена с повышением объема испарения легкоиспаряющихся жидкостей и применением более мощных средств пожаротушения, а также с увеличением площади застройки и т. д. Наряду с этим при меньшей площади резервуара, а следовательно, и большей его высоте усложняются монтажные работы. Все эти факторы учитываются специальными расчетами при определении оптимальных размеров типовых резервуаров.

Вертикальные цилиндрические резервуары изготавливают следующих видов.

1. Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуара имеют толщину 4—10 м (снизу вверх). Резервуары с коническим покрытием (рис. 6.2) сооружают объемом 100 — 5000 м³, причем в центре резервуаров (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м³) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием (рис. 6.3) сооружают объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м³. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов стенки резервуара (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина листов покрытия — 3 мм. При хранении в наземных стальных резервуарах вязких подогреваемых нефтей и нефтепродуктов наблюдаются значительные потери тепла в окружающую среду, особенно в холодное время года. Для уменьшения расхода тепла на подогрев нефти и нефтепродуктов и, следовательно, для снижения затрат на подогревательные устройства осуществляют теплоизоляцию наружных поверхностей резервуаров [12].

Рис. 6.2. Резервуар объемом 5000 м³ с коническим щитовым покрытием: 1 — корпус; 2 — покрытие; 3 — опорная стойка; 4 — лестница; 5 — днище

На рис. 6.4 показано оборудование резервуара для нефти (светлых нефтепродуктов), оснащенного сливно-наливными, а также дыхательными и замерными устройствами. На резервуаре устанавливают следующее оборудование.

Клапан дыхательный. Предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры. Изменение давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта называется большим «дыханием», а при колебании температуры — малым «дыханием» резервуара.

Клапан предохранительный. Применяют обычно с гидравлическим затвором, служит для регулирования паров нефтепродуктов в резервуаре при неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха.

Прибор для замера уровня. Применяют уровнемеры типа УДУ, принцип действия которых основан на передаче величины вертикального перемещения поплавка с применением стальной ленты.

Пробоотборник. Предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высоте резервуара через специальные клапаны.

Люк-лаз. Предназначен для внутреннего ремонта, осмотра и очистки резервуара.

Кран сифонный. Предназначен для выпуска подтоварной воды из резервуара.

Люк световой. Установлен на крыше резервуара для проветривания и освещения.

Рис. 6.3. Резервуар объемом 20 000 м³ со сферическим покрытием

Пеногенератор. Предназначен для подачи пены при тушении пожара в резервуаре. Пеногенератор устанавливают стационарно на стальных вертикальных резервуарах (с понтоном или без) объемом 5000 м³ и более для хранения нефти и нефтепродуктов. При помощи этих установок воздушно-механическая пена подается в резервуары со стационарной крышей (с понтоном или без него) из расчета покрытия пеной всей площади зеркала продукта, а в резервуары с плавающей крышей — из расчета кольцевого пространства между стенкой резервуара и металлической диафрагмой плавающей крыши.

Механизм управления хлопушкой с перепуском. Обеспечивает открывание и закрывание хлопушки. Кроме того, он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопушкой ручное или автоматическое.

Хлопушка с перепуском. Предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопровода или выхода из строя резервуарной задвижки.

Рис. 6.4. Оборудование резервуара объемом 20 000 м³ для нефти: 1,2 — дыхательный и предохранительный клапаны; 3 — прибор для замера уровня; 4 — пробоотборник; 5 — сигнализатор уровня; 6 — люк-лаз; 7, 11 — монтажные люки; 8 — сифонный кран; 9 — световой люк; 10 — пеногенератор; 12 — механизм управления хлопушкой с перепуском; 13 — хлопушка с перепуском; 14 — размывающая головка; 15 — приемораздаточная труба

2. Резервуары с плавающим понтоном. Предназначены для резервуаров со щитовым покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются потери от испарения (в 4-45 раз). Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара предусмотрен зазор шириной 100 — 300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение получил затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.

Плавающие понтоны по применяемым материалам различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 6.5 показана схема металлического понтона в виде диска 3 с открытыми коробами 1 и 4. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со стационарном покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные конструкции из синтетических, пленочных материалов.

Рис. 6.5. Резервуар с металлическим понтоном

3. Резервуары с плавающей крышей. Эти резервуары не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости (рис. 6.6). Для создания плавучести по контуру диска располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметичные отсеки (коробки). Зазор между крышей и стенкой для большей герметичности выполняют из прорезиненных лент (мембран), прижимаемых к стенке рычажными устройствами.

Для осмотра и очистки плавающей крыши предусмотрена специальная катучая лестница, которая одним концом опирается на верхнюю площадку резервуара, а вторым — двигается горизонтально (при вертикальном перемещении крыши) по рельсам, уложенным на плавающей крыше. Предельное нижнее ее положение на высоте 1,8 м от днища резервуара фиксируется кронштейнами и стойками. Дождевая вода, попадающая на крышу, стекает к центру последней и через специальный приямок и отводящую шарнирную трубу выводится через слой хранимого продукта в канализационную сеть парка. Плавающая крыша оборудована воздушным клапаном, предназначенным для выпуска воздуха во время закачки нефти в резервуар при нижнем положении крыши до ее всплытия и для проникновения воздуха под плавающую крышу в нижнем ее положении во время опорожнения резервуара.

На рис. 6.6 показано оборудование резервуара объемом до 50 000 м³ с плавающей крышей, предназначенного для хранения нефти и снабженного устройством для предотвращения выпадения осадков и получения однородных смесей. С этой целью в резервуаре установлены размывающие головки на системе трубопроводов, создающих веерную струю нефти, смывающую с днища резервуара осадок, который смешивается с остальным объемом нефти в резервуаре. В резервуаре также размещены электроприводные винтовые мешалки, предназначенные для предотвращения выпадения осадков в «мертвых зонах» (площадях, находящихся за радиусом действия размывающих головок) и получения однородной смеси нефти.

Рис. 6.6. Резервуар с плавающей крышей: 1 — перила; 2, 3 — подвижная и неподвижная лестницы; 4 — плавающая крыша; 5 — затвор; 6 — опорная стойка

Резервуары с плавающей крышей рекомендуются преимущественно для строительства в районах с малой снеговой нагрузкой, так как скопление снега на крышах усложняет их эксплуатацию, связанную с необходимостью удаления снега (при слое выше 100 мм). Резервуары с плавающей крышей сооружают объемом 100 — 50 000 м³. Известны конструкции отдельных резервуаров, объем которых достигает 160 000 м³при диаметре резервуара 114 м и высоте 17,1 м. Плавающая крыша уменьшает площадь испарения по сравнению с площадью испарения обычного резервуара, благодаря чему резко снижаются потери нефтепродукта.

4. Каплевидные резервуары. Применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров, когда нецелесообразно использовать для этой цели обычные вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 2 кПа. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на смачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара. В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04 — 0,2 МПа и вакуум 5 кПа, легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранят почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу, главным образом при наполнении резервуаров (при больших «дыханиях»).

В зависимости от характера изготовления оболочки этих резервуаров различают два основных типа (рис. 6.7): каплевидные гладкие и многоторовые. К каплевидным гладким относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов кривой меридионального сечения. Такие резервуары сооружают объемом 5000 — 6000 м³ с внутренним давлением 75 кПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, из которых они образованы, называют многокупольными, или многоторовыми резервуарами. Резервуары этого типа сооружают объемом 5000 — 20 000 м³ на внутреннее давление до 0,37 МПа. Каплевидные резервуары оборудуют комплектом дыхательных и предохранительных клапанов, устройствами для слива-налива нефтепродуктов и удаления отстоя, приборами замера уровня, температуры и давления.

Рис. 6.7. Каплевидные резервуары: а — гладкий; б — многоторовый

5. Горизонтальные резервуары. В отличие от вертикальных их изготавливают, как правило, на заводах и поставляют на место установки в готовом виде. Резервуары этого типа имеют весьма широкое распространение при транспортировке и хранении нефтепродуктов на распределительных нефтебазах и в расходных хранилищах. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,07 МПа и вакуум 1 кПа; изготовляют их объемом 5—100 м³; габаритные размеры их принимают с учетом возможности транспортировки железнодорожным транспортом. Резервуары имеют конусное или плоское днище; устанавливают их над землей на опорах или под землей на глубину не более чем на 1,2 м от поверхности земли. На опорах горизонтальные резервуары устанавливают в том случае, когда требуется самотечная выдача нефтепродукта или когда затруднена подземная установка вследствие высокого стояния грунтовых вод. При высоких фундаментах для удобства обслуживания устраивают обслуживающие площадки с лестницами. На площадках с низким уровнем грунтовых вод при подземной установке фундаменты выполняют в виде песчаных подушек. При высоком стоянии грунтовых вод подземные резервуары устанавливают на бетонном фундаменте и во избежание всплывания крепят анкерными болтами. Оборудование резервуаров выполняется по типовым проектам в зависимости от хранимого нефтепродукта и схемы установки резервуара.