Для зберігання нафти та нафтопродуктів в Україні використовуються металеві та залізобетонні резервуари.
Найбільш поширеними як в нашій країні, так і за кордоном є вертикальні сталеві резервуари (“РВС”). За конструктивними особливостями вертикальні сталеві резервуари для зберігання нафти та нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа поділяються на резервуари таких типів:
- з плаваючою покрівлею (“ПП”);
- з стаціонарною покрівлею без понтона (“СП”);
- з стаціонарною покрівлею з понтоном (“СПП”).
У залежності від температури спалаху нафти (нафтопродукту) та тиску насичених парів при температурі зберігання приймаються такі типи резервуарів.
1. Для ЛЗР з тиском насичених парів понад 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) до 93,3 кПа (700 мм рт.ст.) при температурі зберігання в залежності від умов експлуатації:
- резервуари з плаваючою покрівлею або понтоном;
- резервуари зі стаціонарною покрівлею, обладнані газовою обв’язкою або установкою уловлювання легких фракцій (УЛФ).
Зберігання авіаційних бензинів і палив для реактивних двигунів у резервуарах з плаваючою покрівлею не допускається.
2. Для ЛЗР з тиском насичених парів менше 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) при температурі зберігання, а також для ГР – резервуари зі стаціонарною покрівлею без газової обв’язки.
Геометричні характеристики основних типів сталевих вертикальних резервуарів наведено в табл. 4.1.
Стінки вертикальних сталевих резервуарів складаються з металевих листів, як правило, розміром 1,5 ´ 3 м або 1,5 ´ 6 м, причому товщина нижнього поясу стінок резервуара коливається в межах від 6 мм (“РВС-1000”) до 25 мм (“РВС-120000”) у зале-жності від місткості резервуара. Товщина верхнього поясу складає від 4 до 10 мм. Верхній зварювальний шов з покрівлею резервуара виконується послабленим з метою запобігання руйнуванню резервуара у випадку вибуху пароповітряної суміші всередині замкненого об’єму резервуара.
Для зберігання відносно невеликих кількостей нафтопродуктів використовуються горизонтальні сталеві резервуари місткістю до 1000 м3. Крім сталевих резервуарів, у деяких випадках використовують також залізобетонні.
Таблиця 4.1 – Геометричні характеристики резервуарів типу РВС
| Об’єм резервуара (типорозмір) м3 | Діаметр (Д) і висота (Н) вертикальних сталевих резервуарів | |||
| зі стаціонарною покрівлею (з понтоном або без понтона) (“СПП” або “СП”) | з плаваючою покрівлею (“ПП”) | |||
| Д | Н | Д | Н | |
| 4,7 6,6 7,6 8,5 10,4 10,4 15,2 19,0 21,0 28,5 40,0 45,6 56,9 60,7 | 6,0 6,0 7,5 7,5 9,0 12,0 12,0 12,0 15,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 | 12,3 15,2 19,0 22,8 28,5 40,0 45,6 56,9 60,7 |
Резервуари можуть установлюватися на землі або під землею. Підземними називають резервуари, що заглиблені в ґрунт чи обсипані ґрунтом, коли найвищий рівень рідини, що в ньому зберігається, знаходиться не менше ніж на 0,2 м нижче мінімальної планувальної відмітки прилеглої площадки, а також резервуари, що мають насипку не менше ніж на 0,2 м вище припустимого рівня нафтопродукту в резервуарі та ширину не менше ніж 3 м. Наземними називають резервуари, у яких днище знаходиться на одному рівні або вище мінімальної планувальної відмітки прилеглої площадки в межах 3 м від стінки резервуара. Усі резервуари обладнують дихальною арматурою для зрівняння тиску всередині резервуара з тиском у навколишньому середовищі під час закачування або відкачування нафти (нафтопродукту) приймально-роздавальними пристроями, а за необхідності, особливо у разі зберігання нафти і темних нафтопродуктів, системами розмивання донних відкладень.
Приймально-роздавальні пристрої резервуарів для зберігання світлих і темних нафтопродуктів можуть відрізнятися за конструкцією. У першому випадку приймально-роздавальний пристрій складається з приймально-роздавального патрубка, хлопавки, механізму відкриття та закриття хлопавки, до якого входять лебідка і трос, перепускного пристрою та трубопроводу. У другому випадку замість хлопавки використовується підйомна труба, яка є продовженням приймально-роздавального патрубка і з’єднана з останнім за допомогою шарніру.
Хлопавка – це металева заслінка, що встановлена на приймально-роздавальному патрубку. Заслінка приєднується на шарнірі та перекриває патрубок під дією власної ваги. Відкриття заслінки відбувається або під тиском рідини, що закачується, або за допомогою механічного приводу. Механізм керування складається з тросу і лебідки, яка може бути з ручним приводом для трубопроводів з невеликими діаметрами (до 350 мм), або електричним у вибухобезпечному виконанні для трубопроводів діаметром більше 350 мм. Тиск відчинення заслінки хлопавки визначається вагою самої заслінки та гідростатичним тиском стовпчика рідини в резервуарі. Центр вісі механізму керування хлопавкою розміщується зазвичай на 900 мм вище вісі приймально-роздавального патрубка, на якому закріплена хлопавка.
Резервуари, що призначені для зберігання в’язких нафтопродуктів, обладнуються системами обігрівання та покриваються теплоізоляційним негорючим матеріалом. Як теплоізоляційний матеріал можуть використовуватися цегла, азбоцемент, мінеральна вата, піноскло. Підігрівання рідини в резервуарах за допомогою внутрішніх обігрівачів здійснюється насиченою водяною парою або гарячою водою.
На покрівлях резервуарів, крім дихальної арматури, розміщуються також світлові та технологічні люки для проведення вимірювання рівня рідини та технічного обслуговування, а на плаваючих покрівлях, крім цього – пристрої для видалення атмосферних опадів через гнучкий шланг або шарнірну трубу та рухомі сходи.
Резервуарні парки для зберігання нафти та нафтопродуктів є складними інженерно-технічними спорудами і складаються з резервуарів, як правило, об’єднаних по групах, систем трубопроводів та інших споруд. Для скорочення втрат нафтопродуктів під час закачування чи відкачування нафти (нафтопродуктів) групи резервуарів зі стаціонарними покрівлями можуть бути обладнані газозрівнювальними системами. Ці системи складаються з мережі трубопроводів, яка з’єднує через вогнеперешкоджувачі пароповітряні простори резервуарів між собою. До газозрівнювальної системи входять також газгольдер, збірник конденсату, насос для перекачування конденсату та конденсатопровід. Для відключення газового простору окремих резервуарів від загальної мережі застосовуються вентилі і засувки на лініях газоводів, що відходять від резервуарів.
Резервуари, в яких можливе утворення донних відкладень, наявність яких призводить до зменшення їх корисного об’єму, обладнуються системами гідророзмивання. Системи гідророзмивання донних відкладень складаються з насосної установки для подавання води в систему, трубопроводу діаметром 150-300 мм, гідроежекторної установки (складається з ежектора, пересувної електропомпи та гідромоніторів), а також трубопроводу для відведення парафіноводяної суміші.
Склади нафти та нафтопродуктів залежно від загальної місткості поділяються на такі категорії та підкатегорії (табл. 4.2).
Таблиця 4.2 – Категорії складів для зберігання нафти та нафтопродуктів.
| Категорія СНН | Підкатегорія СНН | Загальна місткість за під категоріями, м3 |
| І ІІ ІІІ | І-а І-б ІІ-а ІІ-б ІІІ-а ІІІ-б ІІІ-в | Понад 300000 Понад 100000 до 300000 включно Понад 50000 до 100000 включно Понад 20000 до 50000 включно Понад 10000 до 20000 включно Понад 2000 до 10000 включно До 2000 включно |
Загальна місткість групи наземних резервуарів залежно від типу та номінального об’єму резервуарів, що в ній розміщуються, виду нафти та нафтопродуктів, що зберігаються, а також відстані між стінками резервуарів залежно від діаметра резервуарів, що розташовуються в одній групі, визначаються за ВБН.В.2.2-58.1-94. Основні характеристики груп резервуарів відповідно до цього документа представлені в табл. 4.3.
Таблиця 4.3 – Основні характеристики груп резервуарів
| Тип сталевих резервуарів | Одиничний номінальний об’єм резервуарів в групі, м3 | Вид рідин, що зберігаються | Допустима загальна номінальна місткість групи, м3 | Відстань між резервуарами в групі залежно від діаметра Д або в метрах |
| Вертикальні резервуари: 1. З плаваючою покрівлею 2. З понтоном 3. Зі стаціонарною покрівлею Горизонтальні резервуари | 50000 і більше менше 50000 менше 50000 до 400 від 100 до 400 включно від 50000 до 400 від 50000 до 400 до 100 включно від 100 до 400 включно більше 400 | ЛЗР, ГР ЛЗР, ГР ЛЗР, ГР ГР, ЛЗР, крім бензину бензин ЛЗР ГР дизпаливо, ГР ЛЗР ЛЗР, ГР ЛЗР, ГР ЛЗР, ГР | один блок 4000 див. п. 17.1.31 одним блоком 4000 див. п. 17.1.31 одним блоком 4000 див. п. 17.1.31 | 0,5 Д, але не більше 30 м 0,5 Д 30 м 0,5 Д 0,65 Д не нормується 0,5 Д, але не більше 30 м 0,7 Д, але не більше 30 м не нормується не нормується 0,5 Д |
Згідно з ВБН.В.2.2-58.1-94 для гасіння пожеж у резервуарах передбачається застосування стаціонарних установок автоматичного пожежогасіння, стаціонарних установок неавтоматичного пожежогасіння, пересувних установок (пожежні автомобілі, мотопомпи, а також засоби для подавання піни). Стаціонарні установки автоматичного пожежогасіння передбачаються, як правило, для гасіння пожеж у наземних резервуарах номінальним об’ємом 5000 м3 і більше. Наземні резервуари об’ємом від 1000 до 3000 м3 і резервуари об’ємом 5000 м3 на складах ІІ-б, ІІІ категорій з наземними резервуарами об’ємом 5000 м3 і менше допускається обладнувати стаціонарно встановленими піногенераторами у верхній або нижній частині резервуара в залежності від прийнятих засобів пожежогасіння, сухими трубопроводами (із з’єднувальними головками для підключення пожежної техніки і заглушками), виведеними за межі обвалування.
Стаціонарною установкою охолодження обладнуються наземні резервуари зі стаціонарною покрівлею або понтоном об’ємом 5000 м3 і більше (крім наземних резервуарів із теплоізоляцією з негорючих матеріалів) та резервуари з плаваючою покрівлею об’ємом 50000 м3 і більше. Стаціонарні установки охолодження резервуарів із стаціонарною покрівлею та понтоном об’ємом 10000 м3 і більше повинні забезпечувати створення водяної завіси для захисту дихальних клапанів.
Принципові схеми захисту резервуарів і обладнання представлено на рис. 4.1 – 4.9.
 |
 | |||
 |
 | |||
 |
Додаток 5
до Інструкції щодо гасіння
пожеж у резервуарах із нафтою
та нафтопродуктами
