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 СП без 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.