Порядок проектирования магистральных нефте и газопроводов.

Нагрузки и воздействия на магистральные трубопроводы.

Все нагрузки и воздействия на трубопровод делятся на нормативные и расчетные. Нормативные нагрузки определяются в лабораторных условиях и рассчитаны на нормальные условия эксплуатации трубопровода. Расчетные нагрузки равны нормативным с учетом коэффициента надежности по нагрузке:

q^р=qⁿ·n.

По времени воздействия все нагрузки делятся на постоянные и временные.

1. Постоянные:

1.1. Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств, (Н/м):

q = n·g_ст·F_сеч,

где n – коэффициент перегрузки = 1,1;

g_ст – объемный вес стали, Н/м³;

F_сеч – площадь поперечного сечения трубы, м².

1.2. Воздействие предварительного напряже­ния трубопровода (упругий изгиб и др.):

s_и=±(Е·D_н)/(2·R)

Е – модуль Юнга, МПа;

D_н – наружный диаметр, м;

R – радиус упругого изгиба, (не менее 1000 диаметров, для расчетов R=1000D_н).

1.3. Давление (вес) грунта:

q_гр = n·q_гр^н= n·g_гр·h_ср·D_н,

где n = 1,2;

g_гр – объемный вес грунта, Н/м³;

h_ср – средняя глубина заложения трубопровода, м.

1.4. Гидростатическое давление воды:

q_гсв = n·q_гсв^н=n·g_в·h_в·D_н,

где n = 1;

g_в – объемный вес воды, Н/м³;

h_в – толщина слоя воды над трубой, м.

1.5. Воздействие выталкивающей силы воды:

q_вс = n·q_вс^н=n·g_в·π·D_н²/4,

где n = 1.

2. Временные длительные:

2.1. Внутреннее давление вызывает кольцевые и продольные напряжения:

s_кц=n·σ_кц=n(Р·D_вн)/(2·d),

где для МГ n = 1,1; для МН 1,1 или 1.15 для нефти;

D_н – наружный диаметр, м;

d - толщина стенки, м;

s_пр.р. = n·s_пр.р.^н = n·m·s_кц^н

где m = 0,3 – коэффициент перераспределения.

2.2. Воздействие от веса продукта:

q_пр = n·q_пр^н,

где n=1,0;

для газа: q_пр=100·Р·D_вн²

где Р – давление газа, МПа;

для нефти: q_пр =r_н·g·(pD_вн²)/4,

где r_н – плотность нефти при температуре перекачки, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g=9,81 м/с².

2.3. Температурные воздействия вызывают в трубе только продольные напряжения:

s_{пр t}=- a·E·Dt,

где a - коэффициент линейного расширения 1/°С;

Dt – температурный перепад, равный разности между температурой эксплуатации и температурой фиксации трубы.

2.4. Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры.

3. Кратковременные:

3.1. Снеговая нагрузка:

q_сн = Р_сн·С_сн,

где Р_сн – вес снегового покрова на 1 м² грунта;

С_сн – коэффициент снеговой нагрузки = 0,4 для одной нитки.

3.2. Ветровая нагрузка:

q_ветр = D_н·(q_стат+q_дин),

где q_стат и q_дин – статическая и динамическая нагрузки на трубу.

3.3. Гололедная нагрузка:

q_лед = 17·b·D_н,

где b – толщина слоя льда, мм.

3.4. Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта;

3.5. Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств;

3.6. Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов;

3.7. Воздействие селевых потоков и оползней.

4. Особые:

4.1. Воздействие деформаций земной поверх­ности в районах горных выработок и карс­товых районах;

4.2. Воздействие деформаций грунта, сопро­вождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых грунтов при оттаивании);

4.3. Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процес­сов.

4.4. воздействия от техногенной деятельности человека.

 

Комплексная внутритрубная диагностика трубопроводов.

Перед проведением ВТД необходимо провести очистку внутренней полости трубы от различных отложений.

Внутритрубную диагностику проводят в четыре этапа:

1. Обследование трубопровода с помощью снарядов – профилемеров. Они определяют дефекты геометрии стенки труб (гофры, овальность, вмятины).

2. Выявление дефектов стенки трубы с помощью ультразвуковых снарядов «Ультраскан WM».

3. С помощью магнитных снарядов (Магноскан MFL) выявляют дефекты поперечных сварных швов. Недостаток – намагничивание трубы.

4. Выявляются дефекты продольных сварных швов и дефектов, расположенных в продольном направлении. Определяются ультразвуковыми снарядами высокого разрешения «Ультраскан СД».

С помощью программ определяют степень опасности выявленных дефектов, которые делятся на три группы:

1. дефекты типа ПОР (первоочередного ремонта);

2. дефекты типа ДПР (дефекты, подлежащие ремонту);

3. дефекты, не требующие проведения ремонта. Заносятся в банк данных для последующего мониторинга.

По результатам диагностики проводится выборочный ремонт (при одиночных дефектах) и сплошной ремонт (при скоплении дефектов).

8 Переходы трубопроводов через водные преграды

ППР трубопроводов и капитальный ремонт трубопроводов.

Система ППР – это совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудования трубопроводов по заранее составленному плану.

Эта система способствует увеличению долговечности оборудования при номинальных рабочих параметрах, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта.

В систему ППР входят следующие виды планового ремонта: технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонт.

Для линейной части магистральных нефтепроводов ППР предусмотрены технический осмотр, текущий и капитальный ремонты.

1. Технический осмотр – осмотр запорной арматуры, охранной зоны, работы ЭХЗ, планирование сроков ТР и КР. К осмотровому ремонту, выполняемому без прекращения перекачки, относятся работы по ликвидации течи в сальниковых задвижках, подтеков во фланцевых уплотнениях, чистке колодцев от грязи, устранению захлестов проводов связи и др.

2. Текущий ремонт – это минимальный по объему предупредительный ремонт по систематическому и своевременному предохранению от разного рода отказов. При текущем ремонте, осуществляемом также без остановки перекачки, выполняют смену сальников задвижек, обварку хомутов, ремонт колодцев, окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, а также работы, связанные с подготовкой трубопровода к весенне-летнему и осенне-зимнему периодам.

3. Капитальный ремонт – самый большой по объему комплекс ремонтных работ, который проводится при достижении предельной величины износа оборудования. При капитальном ремонте чинят и заменяют дефектные участки трубопровода и запорной арматуры, восстанавливают трубы и заменяют изоляцию, очищают трубопровод от парафина и грязи, ремонтируют колодцы, устройства ЭХЗ, выполняют берегоукрепительные и подводные работы.

Для линейной части магистральных газопроводов ремонт газопровода делится на текущий (мелкий и средний) и капитальный.

Во время текущего ремонта, выполняемого без прекращения подачи газа силами работников линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС), производят окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, ремонт колодцев и ограждений, а также подъездных дорог и проездов вдоль трассы. Кроме того, выполняют работы, связанные с подготовкой газопровода к весеннему паводку и к зимней эксплуатации.

Капитальный ремонт проводят по графику, в процессе его осуществляют замену пришедшей в негодность арматуры и отдельных участков газопровода; продувку газопровода для очистки от грязи и конденсата; ремонт устройств ЭХЗ; ремонт переходов под шоссейными и железными дорогами; берегоукрепительные и другие работы, требующие капитальных затрат и длительной остановки газопровода.

Методы капитального ремонта:

1) на бровке траншеи. Планируют трассу вскрытий; приподнимают трубопровод; очищают от старой изоляции участок трубы; укладывают на бровку траншеи; выполняют восстановительные работы, сварочные работы; изолируют и укладывают назад; засыпают.

2) с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншею. Те же работы, только трубопровод укладывают на лежки в траншее.

3) с прокладкой новой нити параллельно действующей. Прокладывают новую нитку; действующий участок трубопровода отключают; врезают в него вновь проложенную нитку; отключенный участок вынимают из траншеи и если это возможно ремонтируют.

Тепловой и гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов,

Технологические схемы НПС.

Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основными вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков.

Характеристики насосов НПС.

Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насоса (напора, мощности, к.п.д., допустимого кавитационного запаса или высоты всасывания от подачи).

Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик – универсальную и комплексную, которая является основной.

 

Ее получают при стандартных условиях:

1. Частота оборотов ротора насосов постоянна и равна номинальным оборотам насоса;

2. Перекачиваемая жидкость: вода, плотностью 1000кг/м³ и вязкостью 1сСт.

3. Температура воды 20°С.

Кривая Q-H называется напорной характеристикой насоса, показывает зависимость напора развиваемого насосом от подачи насоса. Кривая N-Q – мощностная характеристика насоса. Она показывает зависимость мощности потребляемой насосом от подачи насоса. к.п.д.-Q показывает зависимость кпд насоса от его подачи; Δh_доп-Q показывает зависимость от подачи допустимого кавитационного запаса.

Рекомендуемая заводом-изготовителем область применения насосов по подаче (рабочая зона) отмечена на характеристике в виде обособленного поля. Рабочей зоне отвечают наиболее высокие значения к.п.д. насоса.

Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колес. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10%, т.к. при большем значении обточки рабочих колес наблюдается заметное снижение к.п.д. насосов. Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая Н-Q из двух приведенных на характеристике. Верхняя отвечает необточенному колесу.

Допустимый кавитационный запас Δh_доп, приводимый на характеристике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или кавитации.

При решении многих инженерных задач Н-Q характеристики насосов используются в аналитической форме, которую получают путем аппроксимации графической зависимости:

Н=a-bQ².

На H-Q характеристике в ее рабочей зоне берут две любые точки с координатами Q₁, H₁ и Q₂, H₂ соответственно. В результате получают систему уравнений с двумя неизвестными – a и b.

Н₁=a-bQ²₁.

Н₂=a-bQ²₂.

Решение данных уравнений дает зависимости для определения числа значений a и b, которые можно использовать для определения напора насоса в зависимости от его подачи.

 

Насосные станции нефтебаз.

Насосные станции являются один из важнейших объектов нефтебазы и предназначены для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов из одной группы резервуаров в другую, для налива и слива железнодорожных и автомобильных цистерн и наливных судов.

НС нефтебаз классифицируются по следующим признакам:

1. по расположению и мобильности (стационарные и передвижные);

2. по виду перекачиваемого продукта (станции светлых нефтепродуктов; станции темных нефтепродуктов);

3. по инженерному исполнению. Под инженерным исполнением НС подразумевают: защищенность в пожаро- и взрывоопасном исполнении; защищенность от негативных воздействий окружающей среды.

Стационарные НС присущи практически всем базам. Они возводятся на стационарных фундаментах, расположенное в них технологическое оборудование также имеет стационарные фундаменты. Для обеспечения насосам НС благоприятных условий всасывания станции стремятся устанавливать по возможности ближе к резервуарам и сливным эстакадам, а также в наиболее низких местах территории баз. Если отмеченные подходы не обеспечивают насосам НС благоприятных условий всасывания, то насосы и НС заглубляют. В результате станционные НС подразделяются на следующие разновидности: надземные; полуподземные; подземные.

Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапаны, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и систему управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением.

Конструктивно здания стационарных насосных станций выполняют с раздельной или совместной установкой насосов и электродвигателей. Совместную установку применяют при взрывозащищенном исполнении электродвигателей. Во всех остальных случаях помещения насосов и электродвигателей разделяются капитальной стеной с исковыми устройствами для промежуточных валов.

К передвижным НС можно отнести плавучие НС и передвижные насосные установки. Плавучие НС встречаются на нефтебазах, расположенных на берегах рек, озер и прочих водоемов в которых уровень воды подвержен значительным колебаниям (4м и более).

Баржи или понтоны с установленными насосами называются плавучими НС. Они соединяются с береговыми трубопроводами с помощью гибких шлангов или специальных шарнирных трубопроводов. Помимо технологических насосов, называемых грузовыми, на плавучих НС установлен целый ряд других насосов – это зачистные насосы, балластные насосы и пожарные насосы. Балластные насосы служат для закачки и выкачки воды в судно (балластные танки) с целью сохранения устойчивости судна при его разгрузке.

Передвижные насосные установки – это, как правило, насосы, установленные на шасси автомобиля или прицепа. Такие насосы могут приводится от двигателя автомобиля или от специально установленного двигателя, которым чаще бывает ДВС, иногда электродвигатель.

НС светлых нефтепродуктов перекачивают горючее (бензин, керосин, дизельное топливо и т. д.), которые отличаются низкой вязкостью, малой плотностью, но высоким давлением насыщенных паров. НС темных нефтепродуктов – перекачивают мазуты, масла, отличающиеся высокой вязкостью и плотностью и малым давлением насыщенных паров. Исходя из вышеперечисленного, НС светлых нефтепродуктов оснащаются в основном центробежными насосами, а НС темных нефтепродуктов – объемными насосами (поршневыми, винтовыми и шестеренчатыми).

По инженерно-строительному исполнению НС еще подразделяются на закрытые и открытые. Закрытые – это капитальные здания или блок. Открытые – это площадка с установленным на ней насосно-силовым оборудованием, расположенная под навесом или без него.

Основным оборудованием насосных станций являются насосы и привод к ним. К вспомогательному оборудованию относятся системы для подачи масла к узлам трения, охлаждения, пожаротушения, вентиляции, подачи сжатого воздуха к приборам и устройствам управления.

 

Технологические схемы КС.

Хранение СУГ.

Хранилища по назначению подразделяются:

1) Хранилища, находящиеся на ГПЗ и НПЗ;

2) Хранилища на кустовых базах и портовых базах, и резервуарных парках;

3) Хранилища у потребителей газа;

4) Хранилища для сглаживания сезонной неравномерности потребления.

В зависимости от температуры и давления СУГ хранятся следующими способами:

1) Под повышенным давлением и температуре окружающей среды;

2) Под давлением, близким к атмосферному и низкой температуре (изотермическое хранение);

3) В твердом состоянии.

Хранение под давлением осуществляется в баллонах, резервуарах, подземных хранилищах шахтного типа и хранилищах в соляных пластах (разрабатываются впрыскиванием или закачиванием воды; эксплуатируются с рассольной схемой и без нее).

Типы баллонов: 5-тилитровые без обечайки с воротником, 27-литровые баллоны с обечайкой и воротником, 50-литровые с обечайкой и колпаком.

Также используются резервуары стальные (вертикальные и горизонтальные, цилиндрические и сферические).

Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими имеют более совершенную геометрическую форму и требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости за счет уменьшения толщины стенки, благодаря равномерному распределению напряжений в сварных швах и, по контуру всей оболочки. Однако снабжение хранилищ этими резервуарами пока ограничено из-за трудностей, возникающих в процессе изготовления.

Сферические резервуары объемом 600 м³ применяются в основном для хранения бутана на хранилищах заводов-изготовителей.

Цилиндрические резервуары с эллиптическими днищами объемом 25, 50, 100, 175 и 200 м³ устанавливаются горизонтально и получили в нашей стране большее распространение и используются на всех видах хранилищ сжиженного углеводородного газа. Максимальное расчетное давление для пропановых резервуаров – 1,8 МПа, для бутановых – 0,7 МПа, что соответствует климатической зоне с самой высокой расчетной температурой (328 К). Минимальная температура в надземных резервуарах для территории РФ может достигать 233 К. Установку резервуаров следует предусматривать, как правило, наземную, подземная установка допускается при невозможности обеспечения установленных минимальных расстояний до зданий и сооружений, а также для районов с температурой наружного воздуха ниже минимально допустимой.

Применение изотермическое хранение достигается путем искусственного снижения упругости паров хранимого сжиженного газа, что, в свою очередь, приводит к его охлаждению или, наоборот, сжиженный газ искусственно охлаждается, что приводит к снижению упругости его паров. При температуре -42ºС сжиженный пропан можно хранить уже не при повышенном давлении, а при атмосферном, в результате чего уменьшается расчетное давление при определении толщины стенок резервуаров. Достаточно, чтобы стенки выдерживали только гидростатическое давление хранимого продукта, что дает возможность применять тонкостенные резервуары. Это позволяет сократить расход металла в 8¸15 раз в зависимости от хранимого продукта и объема резервуара.

Используются следующие технологические схемы: с комплексной холодильной установкой; с буферной емкостью; с промежуточным хладагентом и льдопородный резервуар.

Хранение в твердом состоянии осуществляется в брикетах, которые представляют собой ячеистую высококонцентрированную эмульсию, состоящую из полимера 5% и СУГ 95%. Полимер образует ячейки, в которых закупоривается СУГ. Для предохранения от воздействия внешних сил на его поверхность наносят слой раствора поливинилового спирта. После высыхания образуется твердая пленка. Брикеты выполняются весом 200, 400 и 800 грамм и упаковывается в коробки.

Межрельсовый желоб.

Для слива всех типов нефтепродуктов через нижние сливные приборы применяется нижний слив в межрельсовый желоб.

Сливной желоб круглого или прямоугольного сечения делается из листовой стали или железобетона. Желоб обычно укладывают с уклоном ко дну равным 0,005÷0,007 к отводным трубам. Отводные трубы укладываются с уклоном не менее 0,02 к приемным резервуарам и оборудуются гидрозатвором. Нулевой резервуар и желоб, предназначенные для слива нефти и нефтепродуктов, выполняют те же функции, что и обычные резервуары, т.е. прием нефти, ее хранение и последующую откачку. Все нулевые резервуары оборудуются системами улавливания паров, газоотводными трубками и дыхательной арматурой.

Слив масел, вследствие исключительной ценности их свойств требует выполнения особых требований и может производиться открытым и закрытым способами. В обоих случаях масла сливают в нулевые резервуары. Проектирование эстакад следует проводить таким образом, чтобы исключить смешивание различных сортов масел. В зависимости от расположения резервуаров и их специализации по отдельным сортам масел железнодорожные цистерны для слива устанавливают против соответствующего горизонтального резервуара.

В настоящее время создаются и осваиваются в производстве цистерны с максимально-возможными габаритами подвижного состава. Большое внимание при создании новых цистерн уделяется обеспечению экологических требований. Также не меньшее значение уделяется повышению надёжности узлов и деталей железнодорожных цистерн.

В целом, учитывая увеличение номенклатуры перевозимых грузов, следует ожидать роста выпуска специализированных цистерн по видам производимых продуктов

 

 

Одна из важнейших задач автомобильного транспорта нефтепродуктов – разгрузка железнодорожного транспорта от нерентабельных перевозок грузов на короткие расстояния, в первую очередь от перевозок мелкопорционных грузов.

Перевозки нефтепродуктов могут быть массовыми и мелкими отправками. Массовыми считаются перевозки больших количеств примерно однородных грузов, осуществляемых преимущественно методом централизованных перевозок. Перевозки мелкими отправками осуществляются как по договорам, так и по отдельным заявкам.

Бестарные перевозки жидких нефтепродуктов осуществляются в автомобилях-цистернах, у которых цистерна является одновременно кузовом и тарой для груза. Внутри цистерна обычно разделяется на отдельные, сообщающиеся между собой секции. Это делается для уменьшения гидравлических ударов на переднюю и заднюю стенки в момент резкого торможения или разгона. Для перевозки вязких нефтепродуктов внутри цистерны устанавливают подогреватели, чаще всего использующие тепло отработавших газов двигателя.

Автоцистерны можно классифицировать следующим образом:

- по назначению - для темных и светлых нефтепродуктов, газов;

- по размещению оборудования - на шасси, прицепах, полуприцепах;

- по вместимости - малой (до 5000 л), средней (5000-15000 л) и большой
вместимости (более 15000 л);

- по возможности заправки транспортных средств
(автотопливозаправщики).

Корпус цистерны выполняется в виде горизонтального резервуара, внутри которого установлены волнорезы. К верхней части резервуара приварена вертикальная цилиндрическая горловина, снабженная указателем уровня налива. На крыше горловины имеются смотровое окно с уплотненным стеклом, служащее для наблюдения за уровнем жидкости при заполнении цистерны до указателя уровня, наливной люк, снабженный фильтром с противовзрывными сетками, и дыхательный клапан.

Автоцистерна имеет воздухоотводящее устройство, исключающая возможность образования при ее заполнении жидкостью воздушных мешков.

Для обеспечения полного слива нефтепродукта автоцистерна в нижней части снабжена сливным патрубком с клиновой быстродействующей задвижкой.

Автоцистерны снабжаются противопожарным инвентарем и шлангами для приема и слива жидкости.

Налив нефтепродуктов в автоцистерны может осуществляться как через верхнюю горловину (верхний налив), так и через нижний патрубок цистерны (нижний налив).

В зависимости от мощности наливного пункта применяются наливные стояки с ручным управлением, установки автоматизированного налива с местным управлением и установки автоматизированного налива с дистанционным управлением.

Верхний налив автоцистерн имеет ряд существенных недостатков:

1. процесс налива может сопровождаться интенсивным образованием статического электричества;

2. необходимость ограничения подачи насосов;

3. большой удельный вес вспомогательных операций;

4. низкая производительность налива;

5. возможность засорения нефтепродукта механическими примесями, а также его испарения.

Нижний налив по сравнению с верхним более удобен: повышается производительность труда вследствие уменьшения трудоемкости, снижаются капитальные затраты на строительство эстакад и стояков, уменьшаются потери нефтепродуктов от испарения.

Нижний налив производится по трем схемам:

1. объем заливаемого нефтепродукта подается с помощью счетчика-дозатора, в процессе налива уровень нефтепродукта не контролируется;

2. внутри цистерны устанавливается автоматический клапан-отсекатель, прибор управления им и датчик уровня;

3. датчик уровня налива монтируется внутри цистерны, а клапан-отсекатель и прибор управления им – вне цистерны.

 

Резервуары нефтебаз.

Резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов и проведения некоторых технологических операций.

Все резервуары нефтебаз можно классифицировать:

1. По материалу (металлические, железобетонные, каменные, землянные, горные и т.д.);

2. По величине избыточного давления:

- резервуары повышенного давления (р_изб>0,002 МПа);

- резервуары пониженного давления (р_изб<0,002 МПа);

3. По технологическим операциям (хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов, хранения высоко вязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары отстойники, резервуары смесители, резервуары специальных конструкций для хранения нефтей с высоким давлением насыщенных паров);

4. По конструкции: стальные (вертикальные, горизонтальные, каплевидные, шаровые), железобетонные (вертикальные, горизонтальные, прямоугольные и траншейные);5. По высотному расположению (подземные, заглубленные, надземные);6. По наличию средств сокращения потерь (со средствами и без средств сокращения потерь).

Резервуары горизонтальные стальные представляют собой горизонтальные цилиндрические конструкции с системой внутренних опор, предназначенных для восприятия внутренних и наружных нагрузок на стенку резервуара, с целью сохранения его геометрической формы.

РГС оснащаются, как правило, резервуарные парки мелких распределительных нефтебаз и АЗС, также они используются как буферные и аварийные емкости на нефтебазах всех типов. Объемный ряд: 5, 10, 25, 50, 75, 100 м³.

Преимущества: простота конструкции, малый удельный вес, не требует сооружения массивного основания, ремонтопригодность, отсутствие потерь нефтепродуктов от больших и малых дыханий. Недостатком является невозможность сооружения резервуара большего объема. Основными резервуарами РП крупных и средних нефтебаз, а также небольшой части мелких распределительных нефтебаз и АЗС являются резервуары вертикальные стальные, основными конструктивными элементами которых являются основание, стенка, крыша.

Для РВС наиболее используемые объемы: 1, 2, 3, 5, 10, 15, 20, 30 и 50 тыс.м³. В отечественной разработке резервуары 100 тыс.м³.

Для нормальной эксплуатации РВС оборудуются: 1. Верхний световой люк предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. 2. Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Служат для постоянного сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара. 3. Механические дыхательные клапана устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот­вращения разрушения резервуара путем выравнивания внутреннего давления в газовой фазе резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра­зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. 4. Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. 5. Замерный люк устанавливается на крыше резервуара на замерной площадке, служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. 6. Прибор для замера уровня. 7. Нижний люк-лаз помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне­вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм. 8. Водоспускное устройство (сифонный кран), устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды. 9. Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу­чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок. 10. Гидравлический предохранительный клапан устанавливается на крыше резервуара и играет роль аварийного дыхательного клапана случае выхода из строя механического дыхательного клапана. 11. Приемо-раздаточные устройства монтируются в первом (втором) поясе резервуара и предназначены для проведения сливо-наливных операций. 12. Пробоотборник типа ПСР применяют для полуавтоматического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара. 13. Пеногенератор состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио­нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено­образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре­зервуара.

Существует два способа сооружения РВС :1. метод рулонирования заключается в развороте стенки резервуара из рулона, изготовленного на заводе, на месте установки резервуара. Преимущества: простата изготовления, высокие скорость и качество монтажа. 2. полистовый. Листы свариваются по поясам в стык. РВС более 20000 м3 сооружаются только этим методом из-за невозможности транспорта рулонов. Корпус РВС состоит из прямоугольных листов, имеющих определенный радиус изгиба. При проектировании стальных резервуаров стараются придерживаться стандартных размеров листа. В этом случае длина окружности резервуара кратна длине листа, а высота резервуара – высоте листа.

Железобетонные резервуары представляют собой заглубленную конструкцию прямоугольной или цилиндрической формы. По способу сооружения – монолитные или сборные. Для поддержания крыши резервуара во внутренней полости устанавливаются опорные стойки. Резервуары оборудуются дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа внутрь резервуара.

Железобетонные резервуары весьма широко применялись, т.к. обладают сравнительно невысокой стоимостью при сооружении и эксплуатации, простотой сооружения и эксплуатации, а также низкой теплопроводностью. Недостатки: неремонтопригодность, высокая паровлагопроницаемость бетона, интенсивность коррозионных процессов в напряженной арматуре, необходимость заглубления резервуара для компенсации давления жидкости давлением грунта.

Объемный ряд ЖБР аналогичен объемному ряду РВС.

Асимметричные резервуары (резервуары повышенного давления):1. Шаровидные (шарообразные) резервуары (маркировка ДиСи) были разработаны в 70-х гг. Днепропетровским инженерно-строительным институтом. Благодаря форме резервуара, в нем можно хранить нефтепродукт под избыточным давлением больше чем в других типах резервуаров. Шарообразный резервуар представляет собой шар, установленный на опорах на основании. Резервуар оснащается дыхательной и предохранительной арматурой, средствами замера уровня жидкости и доступа в резервуар. Резервуарные парки, оснащенные резервуарами этого типа, могут оборудоваться КС для создания избыточных давлений в резервуарах.

2. Каплевидный резервуар отличается от шарообразного только формой оболочки.

Преимущества: возможность хранения продукта под высоки избыточным давлением, что исключает потери от «малых» дыханий и существенно сокращает потери от «больших». Недостатки: сложная форма конструкции; сложность при эксплуатации и сооружении; высокая стоимость резервуара; невозможность создания резервуара объемом более 3000 м³.

Эксплуатация резервуаров.

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его техническому обслуживанию и ремонту.

Основными видами работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков являются:

– определение вместимости и градуировка резервуаров;

– оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков (техническое использование резервуаров);

– техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров;

– техническое диагностирование резервуаров;

– капитальный ремонт резервуаров.

Резервуары нельзя вводить в эксплуатацию до их полного оснащения оборудованием, арматурой и гарнитурой, предусмотренных проектами или соответствующим стандартом.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры корпусов, крыш и днищ резервуаров, а также резервуарного оборудования.

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уториого уголка при его наличии). В зимнее время швы первого и второго поясов проверяют ежедневно.

При осмотре резервуарного оборудования следят за состоянием прокладочных колец и шарнира замерного люка, плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, уровнем масла, чистотой сетки гидравлических клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пенно-сливной камеры, а так же прокладок на концах пеновводов, чистотой пакетов с гофрированными пластинами огневых предохранителе, положением приемного отвода сифонного крана (в нерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении).

Проверяют так же качество устройства заземления путем измерения его сопротивления растеканию тока. Следят за обвалованием, оно должно полностью устранять возможность затопления нефтепродуктами всех объектов.