Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются (рис. 12.24):

• оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

• противопожарное оборудование;

• приборы контроля и сигнализации.

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти

К этой группе оборудования относятся:

• дыхательная арматура;

• приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

• предохранительный клапан

• средства защиты от внутренней коррозии;

• оборудование для подогрева нефти.

Рис. 12.24.Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов:

1 - световой люк; 2 - вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный клапан:

4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; 6 - прибор для замера уровня:

7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управление хлопушкой;

13 - крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 – предохранительный клапан.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 клапаны. Они регулируют давление внутри резервуара. При этом предохранительные клапаны страхуют дыхательные. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происхо­дило, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вто­рых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются.

Приемо-раздаточные патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.

В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.

При транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применяют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.

Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для указанных целей используется следующее оборудование:

• люк-лаз;

• люк замерный;

• люк световой;

• лестница.

Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный 5 служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные и шахтные.

Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены.

Приборы контроля и сигнализации

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

• местные и дистанционные измерители уровня нефти;

• сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;

• дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

• местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

• сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также секционные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуаpa. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня: «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и др., местные уровнемеры типа УДУ, секционные пробоотборники типа ПСР.

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечи­вает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за пере­мещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ 6, принцип работы, которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа ПСР или типа «перфорированная труба».

Классификация магистральных газопроводов

Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы классифицируются по величине рабочего давления и по категориям.

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

I класс - рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;

II класс - рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным, это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.

В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В, I, II, III и IV. Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.

Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 15.2):

1. головные сооружения;

2. компрессорные станции;

3. газораспределительные станции (ГРС);

4. подземные хранилища газа;

5. линейные сооружения.

На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС).

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кро­ме того для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

Газоперекачивающие агрегаты

В качестве газоперекачивающих агрегатов применяются поршневые газомотокомпрессоры или центробежные нагнетатели.

Поршневые газомотокомпрессоры представляют собой агрегат, в котором объединены силовая часть (привод) и компрессор для сжатия газа. Принцип работы поршневого компрессора такой же, как у поршневого насоса.

Поршневые газомотокомпрессоры отличаются высокой эксплуатационной надежностью, способностью работать в широком диапазоне рабочих давлений, возможностью регулировать подачу за счет изменения «вредного» пространства и частоты вращения.

Область преимущественного применения поршневых газомотокомпрессоров - трубопроводы для перекачки нефтяного газа и станции подземного хранения газа.

На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн. м³/сут применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом или электроприводом.

Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе центробежных насосов.

ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА

Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации

Расходование газа промышленными и особенно коммунально-бытовыми потребителями, как правило, неравномерно и колеблется в течение суток, недели и года.

В часы приготовления и потребления пищи (рис. 16.1) расходование газа выше, чем в другое время суток. В выходные дни расход газа выше, чем в будни. Зимой расход газа всегда больше, чем летом, когда выключается отопительная система. Поскольку газ по газопроводу подается в одном и том же количестве, исходя из среднечасового расхода, то в одни периоды времени (днем, в выходные и воскресные дни) возможно возникновение его нехватки, а в другие (ночью, в будни) - появляется избыток газа.

Чтобы газоснабжение потребителей было надежным, избыток газа необходимо где-то аккумулировать с тем, чтобы выдавать его в га­зовую сеть в периоды пикового газопотребления.

Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток, недели широко используется метод его аккумулирования в последнем участке газопровода. В принципе газопровод представля­ет собой протяженную емкость большого геометрического объема. Чем больше давление, тем больше газа она вмещает. Увеличивая противодавление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, можно накапливать газ в трубопроводе, не прекращая при этом его перекачки.

Для компенсации суточной неравномерности газопотребления используют также газгольдеры высокого и низкого давления.

Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления требуются крупные хранилища. На газгольдеры в этом случае расходуется слишком много стали и требуются значительные площади для их установки. Поэтому компенсацию сезонной неравномерности газопотребления осуществляют с помощью подземных хранилищ, удельный расход металла на сооружение которых в 20...25 раз меньше.

Хранение газа в газгольдерах

Газгольдерами называют сосуды большого объема, предназначенные для хранения газов под давлением. Различают газгольдеры низкого (4000 Па) и высокого (от 710⁴ до 3010⁴ Па) давления.

Рис. 16.2. Принципиальная схема газгольдеров низкого давления:

а) мокрый; б) сухой;

1 - резервуар; 2 - колокол; 3 - ролики; 4 - газопровод; 5 - шайба;

6 - уплотнение; 7 - ограничитель хода.

В газгольдерах первого типа рабочий объем является переменным, а давление газа в процессе наполнения или опорожнения изменяется незначительно. Они бывают мокрые и сухие. Мокрые газгольдеры (рис. 16.2 а) состоят из двух основных частей - вертикального цилиндрического резервуара 1, заполненного водой (неподвижная часть) и колокола 2, помещенного внутри резервуара и представляющего со­бой цилиндр, открытый снизу и имеющий сферическую кровлю (подвижная часть). Для облегчения перемещения колокола служат ролики 3. Закачка и отбор газа осуществляются по газопроводу 4.

Принцип работы мокрого газгольдера следующий. При закач­ке газа в газгольдер давление под колоколом возрастает и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и колоколом. Она играет роль гидравлического уплотнения. Как толь­ко давление газа превысит нагрузку, создаваемую массой колокола, последний начинает перемещаться вверх, освобождая объем для но­вых количеств газа. При опорожнении газгольдера давление газа под колоколом уменьшается и он опускается.

Для более полного использования объема колокола его высо­та должна быть равна высоте резервуара. У газгольдеров большого (свыше 6000 м³) объема подвижную часть разбивают на несколько звеньев, вкладывающихся друг в друга подобно телескопу. Чтобы из­бежать перекосов при перемещении подвижных частей, а также для восприятия горизонтальных нагрузок (например, ветровых) к резер­вуару крепят направляющие, по которым перемещаются ролики, закрепленные в верхней части колокола (на рисунке не показаны).

Сухие газгольдеры (рис. 16.2 б) состоят из вертикального корпуса цилиндрической или многогранной формы с днищем и кров­лей, внутри которого находится подвижная шайба (поршень), снабженная специальным уплотнением. Принцип работы сухого газ­гольдера аналогичен работе паровой машины. Под давлением газа, подаваемого под шайбу, она поднимается вверх до определенного пре­дела, а при отборе газа - опускается вниз, поддерживая своей массой постоянное давление в газгольдере. Сухие газгольдеры менее надеж­ны, чем мокрые, но и менее металлоемки.

Недостатком газгольдеров низкого давления является то, что они обладают относительно низкой аккумулирующей способностью. Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геомет­рический объем, но давление в них по мере наполнения или опорожнения изменяется. Хотя геометрический объем газгольдеров этого класса много меньше объема газгольдеров низкого давления, количество хранимого в них газа может быть значительным, благода­ря высокому давлению. Так, если в мокром газгольдере объемом 100 м³ под давлением 4000 Па можно хранить 104 м³ газа, то в газгольдере с давлением 1,6 МПа того же геометрического объема - 1700 м³, т.е. почти в 17 раз больше.

Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрические и сферические. Цилиндрические газгольдеры (рис. 16.3) имеют геомет­рический объем от 50 до 270 м³. Поскольку у всех них внутренний диаметр равен 3,2 м, то различаются они лишь длиной цилиндричес­кой части. Для контроля за давлением газа в газ­гольдере используются манометры 3. Газгольдер устанавливается на фундамент 4 горизонтально, либо вертикально.

Цилиндрические газгольдеры рассчитаны на давление от 0,25 до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм.

Рис. 16.3. Цилиндрические газгольдеры высокого давления: а) горизонтальный; б) вертикальный.

Сферические газгольдеры в нашей стране имеют геометри­ческий объем от 300 до 4000 м³ и толщину стенки от 12 до 34 мм. Сферическая форма сосуда для хранения газа йод высоким давлени­ем является наиболее выгодной по металлозатратам и общей стоимости. Монтируют сферические газгольдеры из отдельных лепе­стков, раскроенных в виде апельсиновых долек, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих форму шарового сегмента. Опоры газголь­деров выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона со стальным опорным кольцом или в виде стоек-колонн, прикреплен­ных к шару по экваториальной линии и связанных между собой системой растяжек.

Подземные газохранилища

Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище газа, созданное в горных породах.

Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное рас­пространение. Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазо­вых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проница­емым пластом природа уже «изготовила».

Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его за­качкой в хранилище имеет очень большое значение, т.к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.

Оптимальная глубина, на которой создаются подземные га­зохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т.к. в хра­нилище создаются достаточно высокие давления.

Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, зака­чивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается.

Общий объем газа в хранилище складывается из двух состав­ляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный - это тот объем газа, которым можно оперировать.

Газораспределительные сети

Газораспределительной сетью называют систему трубопро­водов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в населенных пунктах.

Газ в газораспределительную сеть поступает из магистраль­ного газопровода через газораспределительную станцию.

В зависимости от давления различают следующие типы газопроводов систем газоснабжения:

1. высокого давления (0,3... 1,2 МПа);

2. среднего давления (0,005...0,3 МПа);

3. низкого давления (менее 0,005 МПа).

В зависимости от числа ступеней понижения давления в га­зопроводах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двух- и трехступенчатые.

При применении двух- и трехступенчатых систем газоснаб­жения дополнительное редуцирование газа производится на газорегуляторных пунктах (ГРП).

По назначению в системе газоснабжения различают распре­делительные газопроводы, газопроводы-вводы и внутренние газопроводы. Распределительные газопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Газопро­воды-вводы соединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внутренним называют газопро­вод, идущий от газопровода-ввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т.п.

По расположению в населенных пунктах различают наруж­ные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) га­зопроводы.

По местоположению относительно поверхности земли раз­личают подземные и надземные газопроводы.

По материалу труб различают газопроводы металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцемен­тные и др.).

Подключение и отключение отдельных участков газопрово­дов и потребителей газа осуществляют с помощью запорной арматуры - задвижек, кранов, вентилей. Кроме того, газопроводы оборудуют следующими устройствами: конденсатосборниками, линзовыми или гибкими компенсаторами, контрольно-измерительными пунктами и т.п.

Газорегуляторные пункты

Газорегуляторные пункты (ГРП) устанавливаются в местах соединения газопроводов различного давления. ГРП предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на задан­ном уровне.

Некоторые ГРП оборудуются приборами для измерения ко­личества газа: диафрагмами в комплекте с дифференциальными манометрами или ротационными счетчиками.

Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения

Наряду с природным газом в системе газоснабжения широко используются сжиженные газы (пропан, бутан и др.)

В зависимости от расхода газа, климатических условий и вида потребителей системы их снабжения сжиженными газами подразде­ляются на следующие типы:

1. индивидуальные и групповые баллонные;

2. групповые резервуарные с естественным или искусственным испарением;

3. групповые резервуарные установки по получению взрыво- безопасных смесей газа с воздухом.

Индивидуальной баллонной установкой называют установ­ку, имеющую не более 2-х баллонов со сжиженным газом. Данные установки предназначены, в основном, для газоснабжения потреби­телей с небольшим расходом газа, например, отдельных квартир, садовых домиков и т.п. Сжиженный газ в данном случае хранится в баллонах объемом 5,27 или 50 литров, которые размещаются либо на улице (в специальных шкафах), либо в помещении.

Групповые баллонные установки используются для газоснаб­жения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и промышленных предприятий. В их состав входит более 2-х балло­нов сжиженного газа. Суммарный объем баллонов не должен превышать 600 л при расположении шкафа с ними около зданий и 1000 л - при размещении шкафа вдали от зданий.

Групповые баллонные установки оснащаются регулятором давления газа, общим отключающим устройством, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном.

Групповые резервуарные установки с естественным испаре­нием состоят из нескольких емкостей, соединенных между собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами. Ре­зервуары оборудуются арматурой для их заполнения сжиженным газом, средствами замера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, регуляторами давления.

Резервуары устанавливаются на земле или под землей, стационарно или регулярно завозятся к месту размещения. При стационарной установке резервуаров сжиженный газ для них достав­ляется автоцистернами.

Емкость резервуаров в групповых установках достигает 50 м³, а суммарный объем резервуаров в установках - 300 м³.

Хранилища сжиженных углеводородных газов

Все хранилища для сжиженных углеводородных газов по свое­му назначению делятся на 4 группы:

1. хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, т.е. в местах производства СУГ;

2. хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резер­вуарные парки газонаполнительных станций, где осуществляется налив СУГ в транспортные средства и газовые баллоны;

3. хранилища у потребителей, предназначенные для их газоснаб­жения;

4. хранилища для сглаживания неравномерности газопотребле­ния.

Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуа­рах, подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах.

Стальные резервуары бывают горизонтальные цилиндрические и сферические, а в зависимости от способа установки - надземные, под­земные и с засыпкой.

Каждый резервуар оборудован запорной арма­турой, термометром, указателем уровня жидкой фазы, предохранительным клапаном, сигнализатором предельного уровня, вен­тиляционным люком и люком для внутреннего осмотра резервуара.

Надземная установка резервуаров наиболее дешева, но давление в них изменяется в соответствии с температурой окружающей среды: растет днем и уменьшается ночью. Подземная установка резервуаров обеспечивает стабильность температуры и соответственно давления в них, но требует дополнительных затрат. Близкий результат достигается, если резервуар установить надземно и присыпать грунтом, но он дешевле под­земной установки.

Размещаются горизонтальные цилиндрические резервуары груп­пами.

Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости, бла­годаря меньшей площади поверхности и меньшей толщине стенки резервуара.

Сферические резервуары рассчитаны на давление 1,8 МПа, имеют объем до 4000 м³ и толщину стенки до 34 мм. Устанавливаются они только на поверхности земли.

Внешний вид сферического резервуара объемом 600 м³ для хра­нения сжиженного пропана показан на рис. 16.9. Резервуар сварен из блоков-лепестков 1 и днищ 2 заводского изготовления. Опирается он на трубчатые стойки 5, соединенные крестовыми связями 6. Для подъе­ма на резервуар служит маршевая лестница 3, а для его обслуживания - площадка 4.

Конструкции хранилищ шахтного типа и в соляных пластах идентичны аналогичным хранилищам, применяемым для хранения нефтепродуктов.

Рис. 16.9. Сферический резервуар объемом 600 м³

для хранения сжиженного пропана:

1 -лепестки оболочки резервуара; 2- днище оболочки резервуара; 3 - маршевая лестница; 4 – площадка для обслуживания резервуара; 5 – трубчатые стойки;

6 - крестовые связи

39