Понятие резервуара. Классификация.

В процессе добычи, транспортировки и переработки нефти появляется необходимость в использовании емкости для промежуточного или длительного хранения продукта. В качестве объектов такого назначения используют резервуары разной конструкции.

Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары — мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Первые нефтяные резервуары появились в России в 18 веке и представляли собой земляные ямы (амбары) глубиной 4-6 м с деревянной крышей, подземные каменные резервуары, а также деревянные чаны, стянутые железными обручами. Первый в мире стальной клёпанный резервуар был построен в России в 1878 по проекту В. Г. Шухова и А. В. Бари. С 1912 в России стали применяться железобетонные резервуары, в США — сборно-разборные резервуары вместимостью от 15 до 1600 м³. В 1921 в США впервые сооружён металлический сварной резервуар вместимостью 500 м³, в 1935 в CCCP — 1000 м³. [2]

С развитием нефтяной промышленности возросла потребность в сооружение различных типов резервуаров. В связи с этим, существует множество классификаций резервуаров по различным признакам.

Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510—84 (часть II, прил. 1, п. 3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

Чаще всего резервуары классифицируют по следующим характеристикам:

─ по назначению;

─ по расположению;

─ по материалу, из которого они изготовлены;

─ по месту расположения и объёму;

─ по величине избыточного давления;

─ по технологическим операциям;

─

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

по форме;

─ по виду соединений листовых конструкций;

─ по способу монтажа.

1. По назначению нефтяные резервуары подразделяются на:

Рисунок 1. – Схема технологического резервуара

Сброс пластовой воды

 

Технологический резервуар – это резервуар, предназначенный для разрушения нефтяной эмульсии и сброса пластовой воды (Рисунок 1.).

Рисунок 2. – Схема товарного резервуара

 

Товарный резервуар – это резервуар, предназначенный для хранения обезвоженной и обессоленной нефти (Рисунок 2.).

2. По расположению нефтяные резервуары подразделяют на:

- наземные;

-

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

подземные;

- полуподземные.

Наземным называют резервуар, у которого днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).

Наземные резервуары — это резервуары или смонтированные уже на месте или собранные на заводе. Обычно резервуар, вмещающий в себя до 50000 галлонов, собирается на заводе. В то время как монтаж резервуаров уже на месте более распространен, число готовых резервуаров составляет 89%, согласно Американскому институту нефти.

Резервуар называется подземным (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом), когда наивысший уровень нефтепродукта в нем находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м).

Резервуары подземные – основная часть технического оснащения на автозаправках и разных объектах, деятельность которых не обойдется без накопления продуктов переработки нефти. На сегодняшний день емкости подземные по большей части приобретают для АЗС, работающих в пределах города, потому, как только лишь такие подземные резервуары для нефтепродуктов обеспечивают все те технические критерии, которые считаются очень оптимальными для всевозможных автозаправочных станций.

Подземные резервуары, входящие в состав подземного комплекса хранилищ, подразделяются на следующие типы:

- бесшахтные, сооружаемые через буровые скважины геотехнологическим способом в каменной соли или вечномерзлых горных породах;

- шахтные, сооружаемые горным способом в породах с положительной температурой и в вечномерзлых горных породах;

- траншейные, сооружаемые открытым способом в вечномерзлых горных породах; низкотемпературные ледопородные, сооружаемые открытым способом в искусственно замороженных горных породах.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Полуподземные резервуары для нефтепродуктов сооружают обычно из железобетона ёмкостью от 500 до 30 000 м³. Конструктивно они выполняются цилиндрическими (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

3. По материалу, из которого изготовлен резервуар, выделяют следующие группы:

– металлические;

– железобетонные;

– каменные;

– земляные;

– синтетические;

– ледогрунтовые;

– горные.

4. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

класс 1 - особо опасные резервуары: объемом 10000 м³ и более, резервуары объемом 5000 м³, располагающиеся в непосредственной близости с реками и населенными пунктами;

класс 2 - резервуары повышенной опасности: объемом от 5000 до 10 000 м³;

класс 3 - опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м³. [1]

5. По величине избыточного давления можно выделить следующие группы:

– резервуары низкого давления, у которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Р_н ≤ 0,002 МПа);

– резервуары высокого давление (Р_н ≥ 0,002 МПа).

Резервуар атмосферного типа применяют в основном для хранения нефтепродуктов мало испаряющихся (керосина, дизельного топлива и др.)

6. По технологическим операциям:

– резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;

– резервуары–отстойники;

– резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким содержанием насыщенных паров.

7. Существую следующие конструкции резервуаров:

– вертикальные цилиндрические;

– горизонтальные цилиндрические;

– сфероидальные;

– специальные.

8.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Вертикальные, цилиндрические и стальные резервуары делят:

─ по вместимости — от 100 до 50 000 м³;

─ по расположению — наземные, подземные;

─ по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

─ по конструкции покрытия — со стационарным покрытием и плавающей крышей.

9. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

─ по вместимости — от 3 до 200 м³;

─ по расположению — наземные, подземные;

─ по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением.

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары существуют клепаные и сварные.

В связи с развитием электросварки получили наибольшее распространение сварные резервуары, дающие экономию металла до 20% по сравнению с клепаными. Клепаные резервуары в настоящее время не строятся, но в эксплуатации еще находится значительное их количество.

Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по способу монтажа:

─ полистовой;

─ рулонный.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

[3]

1.2. Общая конструкция резервуара и требования к прилегающей территории.

На рисунке 3 можно увидеть общую схему резервуара вертикального сварного.

Рисунок 3. – Общая конструкция вертикального сварного резервуара

 

1- рулонный корпус;

2- кровля;

3- опорная стойка;

4- маршевая лестница;

Сварное днище.

 

Основные элементы вертикального стального резервуара:

─ днище,

─ корпус,

─ крыша.

 

Днище резервуара сварное из листов толщиной до 8 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2% (Рисунок 4.).

Рисунок 4. – Схема днища резервуара

Днище резервуара

 

 

Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды.

Рисунок 5. – Схема конструкции резервуара

Корпус резервуара

Отмостка резервуара

Песчанная подушка

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

Корпус резервуара изготовляют в виде поясов. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.

Вокруг резервуара имеется бетонная отмостка, имеющая уклон от резервуара (Рисунок 5.).

Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:

─ плоские;

─ конические;

─ сферические.

Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.

Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях.

Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.

Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым приварен листовой настил толщиной 2,5-4,0 мм (Рисунок 6.).

Рисунок 6. – Схема щита

Листовой метал

Двутавр

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

 

Центральная стойка

В середине резервуара щиты опираются на центральную стойку (Рисунок 7.). [4]

Рисунок 7. – Центральная стойка

 

Технологическая характеристика вертикальных стальных резервуаров приведена в таблице 1. [3]

Таблица 1 - Резервуары вертикальные стальные. Технологические характеристики

Номинальный объем, м^3	Геометрические характеристики, мм	Общая масса, т
Диаметр	Высота
Расчетная температура -40°С и выше
			8,2 10,8 13,8 15,4 22,9 26,7 48,0 75,4 103,1 216,6 407,0 534,2
Расчетная температура -40°С до -65°С
			8,4 11,1 14,0 15,7 22,9 27,9 48,1 68,8 101,5 196,8 391,8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Устройство, расположение и расстояния между разными резервуарами и группами резервуаров должны отвечать требованиям СНиП 2.11.03 -93 «Склады нефти и нефтепродук­тов. Противопожарные нормы». [5]

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Рисунок 8. – Устройство территории между резервуарами

Земляной вал

РВС

Каре

 

Территория между резервуаром и обвалованием называется каре.

Резервуары (каждый или группа, в зависимости от объема) должны быть ограждены замк­нутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограж­дающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резер­вуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жид­кости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м³ и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более. (Рисунок 9,10.).

Уровень расчетного объема определяется расчетным путем исходя из максимально возможного количества жидкости в резервуаре. [3]

Рисунок 9. – Схема обвалования для резервуаров до 10000 м³

 

Резервуары объемом до 10000 м^3

Не менее 0,5 м

На 0,2 м выше уровня расчетного объема, но не менее 1 м

Не менее 3   м

 

Рисунок 9. – Схема обвалования для резервуаров более 10000 м³

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

На 0,2 м выше уровня расчетного объема, но не менее 1,5 м

Резервуары объемом 10000 м^3 и более

Не менее 0,5 м

Не менее 6 м

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м³ и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными ва­лами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м³ и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем ко­торых равен или менее 20000 м³. (Рисунок 11,12.).

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

- 1,3 м - для резервуаров объемом 20000 м³ и более;

- 0,8 м - для остальных резервуаров.

Рисунок 11. – Схема земляного вала для резервуаров менее 20000 м³

 

0,8 м

Внутренний земляной вал

 

Рисунок 12. – Схема земляного вала для резервуаров более 20000 м³

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1,3 м

Внутренний земляной вал

Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размеще­ние задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемр-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения. [5]

Оборудование резервуаров

Стандартные требования предписывают устанавливать на резервуар следующее оборудование:

─ хлопушки;

─ дыхательные клапаны;

─ предохранительные клапаны;

─ огневые предохранители;

─ зачистной патрубок;

─ приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

─ люк замерный.

─ противопожарное оборудование;

─ приемо-раздаточные патрубки;

─ оборудование для подогрева;

─ люк световой;

─ вентиляционные патрубки;

─ люки-лазы;

Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. [6]

В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. [7]