История развития хранилищ для нефти

Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м в глинистых грунтах или подземные каменные резервуары, зацементированные особым цементом. Их емкость составляла 50 000 м ³ . Первоначально для хранения и транспортирования использовались деревянные бочки – barrel ( 159 литров ). Земляные резервуары были пригодны для храненеия низкоиспаряющихся жидкостей: мазутов, гудронов и т.п. В настоящее время земляные резервуары используются для временного хранения при ликвидации аварий на магистральных трубопроводах.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были источниками значительных потерь нефтепродуктов от испарения. В зимнее время стенки таких резервуаров разрушались вследствие расширения промерзающего грунта и их стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление железобетонных резервуаров объемом 100...7 000 м ³ . Их кровля была проницаема для паров углеводородных жидкостей.

Первый металлический цилиндрический резервуар был построен в России в 1878 г. по проекту В.Г.Шухова. Листы металла соединялись с помощью заклепок. Данная технология применялась до начала 50-х годов. Первые сварные появились в конце 30-х годов объемом 4 600 м ³ , а к 1951 г. максимальный объем достиг 10 500 м ³. В последующем сооружались только сварные резервуары с максимальным объемом до 50 000 м ³.

Рост добычи нефти дал мощный импульс развитию системы нефтепродуктообеспечения. Суммарная емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров в России составляет более 28 млн. м ³, а потребительский грузооборот отрасли – 320 млн. т.

Нефтебазы – это предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные, 76,4 % - железнодорожные, 14,2 % - водные и 3,9 – глубинные распределительные нефтебазы.

Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать ее эффективную работу, длина основных и вспомогательных трубопроводов должна быть минимальна. Вся территория делится на ряд технологических зон ( железнодорожные и водные операции, хранения и т.д. ).

Единичная мощность резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5 000 м ³. Для каждого нефтепродукта предусматривается не менее 2-х резервуаров, с целью возможности проведения ремонтов. Применяются обычно:

1. резервуары вертикальные стальные ( РВС );

2. резервуары горизонтальные стальные ( РГС, Рис. 3.1 );

3. железобетонные резервуары ( типа ЖБР ).

Резервуары типа РВС и РГС используются для хранениия как светлых, так и темных продуктов, а типа ЖБР –только для темных.

Оборудование у резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтянных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет винтиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую, что возможно благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев (Рис. 3.2).

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно – для темных.

3.2. Хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах

Для хранения используются следующие типы резервуаров:

- с плаваючим покрытием ( ПП );

- с стационарным покрытием и понтоном ( СПП );

- с стационарным покрытием ( СП ).

Типы резервуаров выбираются в зависимости от температуры вспышки и давления насыщенных паров при температуре хранения

1. Для легко возгораемых (ЛВР ) и давлении насыщенных паров 26,6 кПа – 93,3 кПа ( 200-700 мм рт.ст.):

- резервуаоы с ПП или СПП;

- резервуары с СП, оборудованные газовой обвязкой или установкой уловите лей легких фракций.

Хранение авиабензинов и реактивного топлива в резервуарах с СП не допускается..

2. Для легко возгораемых (ЛВР ) и давлении насыщенных паров меньше 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст.) при температуре хранения резервуары СПбез газовой обвязки.

Общие и конструктивне требования к резервуаров изложены в: ВБН В.2.2-58.2-94. Резервуары вертикальне стальне для хранения нефти и нефтепродуктов с давленим насыщенных паров не выше 93,3 кПа. Бабин Л.А. и др.. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М.: Недра, 1979

Оборудование резервуаров

Резервуары должны иметь следующее оборудование:

- приемно-раздаточные устройства с местным либо дистанционным управленим;

- дыхательную и предохранительную арматуру;

- устройства обора проб;

- устройства для удаления подтарной воды;

- устройства для подогрева вязких жидкостей;

- светловые и монтажне люки, люки-лазы, патрубки для установления оборудовния;

- систему пожаротушения;

- молнееотводы, заземление и систему защиты от статического электричества.

Конструкции резервуаров

Исполььзование исправного резервуарного оборудования для хранения нефтепродуктов, правильный монтаж и эксплуатация позволяют снизить потери и обеспечить условия пожарной и техники безопасности. Особенностью работы стальных герметичных резервуаров является повышение давления в газовом пространстве от испарения нефтепродуктов при хранении и наполнении, а также увеличение вакуума при охлаждении и опрожнении.

Резервуары со стационарной крышей ( типа РВС ) представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из листов 4…25 х 1500 х 6000 мм с конической или сферической кровлей. Днище располагается на песчаной подушке, обработанной битумом и имеет уклон от центра к периферии. Стенки выполняются по поясам ( 6…12 поясов ), выполняемых ступенчато, телескопичеки или встык. Щитовая кровля опирается на ферму или на центральную стойку.

Для сокращения потерь легких фракций резервуары оснащаются плавающими крышками ( диаметром на 100…400 мм меньше диаметра резервуара и уплотнителями ) и понтонами (РВСПК). У РВСПК плавающие крыши имеют уклон к центру для сбора ливневых вод и их заземляют. недостатком является заклинивание крышек при неравномерности снежного покрова.

В комплекс оборудования и конструктивных элементов резервуаров входят (РД 153-39.4-078-01 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтеаз»:

Наименование оборудования	Наличие в резервуаре
РВС	РВСП	РВСПК	ЖБР
Дыхательный клапан	+	-	-	+
Предохранительный клапан	+	-	-	+
Вентиляционный патрубок	-	+	+	-
Огневой предохранитель	+	+	+	+
Приемо-раздаточное устройство	-	-	-	+
Приемо-раздаточный патрубок	+	+	+	-
Пеногенератор	+	+	+	-
Система подслойного пенотушения	+	+	+	+
Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков	+	+	+	+
Пробоотборник	+	+	+	+
Водоспуск с плавающей крыши	-	-	+	-
Система орошения резервуара	+	+	+	-
Кран сифонный	+	+	+	-
Система размыва осадка	+	+	+	+
Погружной насос (для откачки остатков нефти и подтоварной воды)	-	-	-	+
Люки	+	+	+	+
Уравнемер	+	+	+	+
Приборы контроля, сигнализации, защиты	+	+	+	+

Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляется согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны ( ГОСТ 16350). Тип определяется в зависимости от размеров крыши и давления насыщенных паров:

- на РВС(без понтона) и Р _{НАС.ПАРОВ} ≤ 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст. ) должны быть установлены вентеляционные патрубки с огневыми предохранителями;

- на них же при Р _{НАС.ПАРОВ} ≥ 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст. ) должны быть установлены дыхательные и предохранительные клапана с огневыми предохранителями;

- на резервуарах с плавающей крышей или понтонами должны быть установлены вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Предохранительный клапан должен быть настроен на повышенное давление и пониженный вакуум на отклонение 5…10 % по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравличесий клапан должен быть залит незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

Огневые предохранители устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 ⁰ С в осеннее-зимний период их необходимо демонтировать.

В состав оборудования резервуара входят замерный, световой люки. Люк-лаз и другие люки для установки оборудования. Их количество устанавливается проектом.

Резервуары для вязких продуктов ( с температурой вспышки паров выше 45 ⁰ С) оборудуются различного типа подогревателями. Они могут проводить как местный обогрев в отдельной камере, так и всего резервуара.

Резервуары для нефтепродуктов могут быть оборудованы следующими контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики:

- местными и дистанционными измерителями уровня жидкости;

- сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости;

- сигнализаторами максимального ( аварийного ) уровня жидкости;

- дистанционными измерителями средней температуры жидкости;

- местными и дистанционными измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева жидкости;

- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

- дистанционными сигнализаторами загазованности над плавающей крышей;

- сниженным пробоотборником;

- сигнализаторами верхнего положения понтона;

- датчиком утечек.

Дыхательная арматура резервуаров для хранения светлых продуктов (Рис. 3.3) включает в себя дыхательные и предохранительные клапана. Дыхательные клапана срабатывают, когда избыточное давление в газовом пространстве достигает 2000 Па. Предел срабатывания предохранительных на 5…10 % выше, они предназначены для страховки. Дыхательный клапан имеет две тарелки ( клапана ), одна из которых срабатывает при повышения давления. Вторая срабатывает при образовании вакуума при опоржнении резервуара ( Рис. 3.4 ). Для предотвращения коррозии и искрообразования тарелки изготавливаются из специальных пластмасс.

Для сокращения потерь при « больших » дыханиях, под дыхательными клапанами устанавливаются диски-отражатели. Их задача изменить направление движения газа с вертикального на почти горизонтальное. При этом в первую очередь из резервуара будет вытеснятся паровоздушная смесь с меньшей концентрацией нефтепродуктов.

Снижению потерь могут также способствовать следующие мероприятия:

1. хранение в больших емкостях.

2. сокращение внутризаводских перекачек.

3. Хранение легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах, заполненных на 95…97 %.

4. хранение легкоиспаряющихся жидкостей в резервуарах специальной конструкции ( с плавающей крышкой, с газоуравнительной системой ).

5. проводить заполнение в ночное время, когда температура ниже.

Приемо-радаточные устройства ( ПРУ ),устанавливаемые на резервуарах,предназначены для предотвращения потерь в случае разрыва технологических трубопроводов или выхода из строя размещенных на них запорных устройств, а также закачки ( откачки ) нефтепродуктов в резервуар. Подсоединяются с помощью приемо-раздаточных патрубков (ПРП). Количество и их диаметр определяются производительностью закачки-выкачки. На конце ППР, обращенного внутрь резервуара монтируется хлопушка, которая также служит для предотвращения потерь при разрыве трудопровода.

Противопожарное оборудование включает в себя: огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения. Монтируются в верхней части резервуаров. Более эффективны системы подслойного пожаротушения.

Конструктивно резервуары для темных нефтепродуктов отличаются следующим: (стр.76)

- приемо-раздаточное устройство снабжено подъемной трубой;

- имеется подогревательная система;

- имеются система сигнализации минимального и максимального уровней, измерения температуры, автоматического регулирования подогрева нефтепродуктов;

- отсутствуют дыхатальный и предохранительный клапана, их роль выполняет вентиляционный патрубок.