3.1.5 Резервуари для зберігання нафти і нафтопродуктів

Для збору, зберігання і обліку нафти та нафто-продуктів на нафтопромислах, нафтопереробних заводах, нафтобазах і станціях магістральних нафтопроводів і нафтопродуктопроводів служать резервуари – посудини різноманітної форми і розмірів, побудовані з різних матеріалів.

За призначенням ці посудини поділяються на резервуари для зберігання нафти, світлих і темних нафтопродуктів.

За матеріалом – на металеві і неметалеві посудини. Металеві резервуари споруджують переважно із сталі. До неметалевих резервуарів відносяться, в основному, залізобетонні резервуари.

Резервуари кожної групи відрізняються за формою: вертикальні циліндричні, горизонтальні циліндричні, краплеподібні та інших форм.

За схемою установки резервуари поділяються на:

- наземні, у яких днище розташоване на рівні, або вище за нижчу відмітку прилеглого майданчика;

- підземні, коли найвищий рівень рідини в резервуарі є нижчим, за найнижчу відмітку прилеглого майданчика, не менше ніж на 0,2 м.

Резервуари споруджують різних об’ємів – від 10 м³ до 120000 м³.

Для зберігання світлих нафтопродуктів застосовують переважно сталеві резервуари, а також залізобетонні з внутрішнім покриттям – листовим сталевим облицюванням, або неметалевими ізоляціями, стійкими до дії нафтопродуктів.

Для зберігання великої кількості нафти і темних нафтопродуктів рекомендують застосовувати, в основному, залізобетонні резервуари. Змащувальні оливи, зазвичай, зберігають у сталевих резервуарах.

Група однотипних резервуарів, об’єднаних трубопровідними комунікаціями, називається резервуарним парком. Кожна група наземних резервуарів захищається земляним валом або стінкою, висота яких на 0,2 м вища за розрахунковий рівень імовірно розлитої рідини, але не менша від 1 м, при ширині земляного валу на верху 0,5 м.

Вертикальні циліндричні резервуари поділяються на: сталеві, зі стаціонарним дахом, без понтона (рис. 3.14, а), зі стаціонарним дахом з понтоном (рис. 3.14, б), з плаваючим дахом (рис. 3.14, в).

а б в

Рисунок 3.14 – Типи резервуарів:

а – резервуар вертикальний зі стаціонарним дахом без понтона;

б – резервуар вертикальний зі стаціонарним дахом з понтоном;

в – резервуар вертикальний з плаваючою покрівлею з коробами по периметру; 1– пояси стінки; 2 – каркас даху; 3 – проміжні кільця жорсткості; 4 – кільце облямівки; 5 – центральна частина днища; 6 – понтон; 7 – опорні стійки; 8 – ущільнюючий затвор;

9 – верхнє кільце жорсткості (кільцева площадка обслуговування); 10 – ковзна драбина; 11 – плаваючий дах

Резервуари низького тиску з щитовою конічною, або кулястою покрівлею відрізняються тим, що покрівля вмонтовується з готових щитів, виконаних з листової сталі завтовшки 2,5 мм. Пояси корпуса резервуарів мають товщину 5...14 мм (зверху до низу).

На рис. 3.15 показана конструкція сучасного резервуара з комплектуючим обладнанням. Обладнання має забезпечувати надійну експлуатацію резервуарів та зниження втрат нафти і нафтопродуктів.

Резервуари з конічною покрівлею споруджують об’ємом 100...10000 м³, причому в центрі їх (за винятком резервуарів об’ємом 100 і 200 м³) встановлюють центральну стійку, на яку спираються щити покрівлі.

Резервуари з сферичною покрівлею споруджують об’ємом 10000, 15000 і 20000 м³. Щити покрівлі по контуру спираються на кільце, встановлене на корпусі резервуара.

Резервуари залежно від їх призначення і ступеня автоматизації повинні бути обладнані: пристроями приймання і видачі продукції, які мають місцеве, або дистанційне керування; дихальною і запобіжною арматурою; приладами місцевого, або дистанційного вимірювання рівня і температури рідин, що зберігаються, автоматичною сигналізацією верхнього і нижнього граничних рівнів; пристроями відбору середньої проби; пристроями для видалення підтоварної води; пристроями для підігрівання в резервуарах високов’язких і застигаючих нафти і нафтопродуктів; пристроями для запобігання накопичення відкладів у резервуарі; пристроями для очищення; світловими і монтажними люками, люками-лазами і патрубками для встановлення обладнання; пристроями і засобами виявлення і гасіння пожеж, відповідно до заданих норм; пристроями захисту від блискавки, заземлення та захисту від статичної електрики.

Резервуар оснащується люками, дихальною арматурою і вимірними пристроями. Окремі з них описані нижче.

Клапан дихальний суміщеної дії 19 КДС-4 служить для автоматичного комплексного керування тиском газового простору резервуара в нормальному й аварійному режимах.

Рисунок 3.15 – Сучасна конструкція резервуара з комплектуючим обладнанням:

1 – механізм керування пробовідбірником стаціонарним секційним резервуарним; 2 – люк-лаз круглий;

3 – хлопавка; 4 – механізм керування боковий; 5 – кран сифонний (КС); 6 – механізм керування плаваючим пробовідбірником;

7 – приймально-роздавальний пристрій; 8 – плаваючий пробовідбірник; 9 – плаваючий забірний пристрій;

10 – камера піни низької кратності; 11 – незамерзаючий дихальний клапан мембранний; 12 – вогневий запобіжник;

13 – клапан дихальний механічний; 14 – люк світловий;

15 – механізм керування верхній; 16 – люк вимірний;

17 – аварійний клапан; 18 – патрубок вентиляційний; 19 – клапан дихальний сумісної дії (КДС-4); 20 – суміщений механічний дихальний клапан; 21 – клапан дихальний сумісної дії (КДС-3);

22 – пробовідбірник секційний; 23 – генератор піни середньої кратності стаціонарний; 24 – пробовідбірник секційний органного типу; 25 – суміщений приймально-роздавальний пристрій; 26 – приймально-роздавальний патрубок; 27 – люк-лаз овальний; 28 – механізм керування пробовідбірником секційним органного типу

Будь-який з модулів клапана легко знімається і замінюється на резервний. Всі елементи розташовані один над одним і мають поворотні кріплення. Клапан КДС-4 – багатофункціональний, виконує функції дихального і аварійного клапана одночасно. У режимі дихального клапана забезпечується підвищена пропускна здатність завдяки установці вогневих запобіжників зі зниженим опором потоку повітря. У разі пожежі верхня частина кришки клапана відкидається – полум’я стабілізується над вогневим запобіжником без безпосереднього контакту, надаючи додатковий час на гасіння резервуара. При інтенсивному зростанні повітряного тиску в резервуарі (при закипанні підтоварної води) клапан спрацьовує в режимі запобігання аварії. Скидання тиску запобігає розриву і деформації стінки резервуара, запобігає розливу палаючих нафтопродуктів, зберігає цілісність систем пожежогасіння. За необхідності простий механізм перемикання режимів роботи клапана дозволяє переналаштовувати клапан з дихального режиму в запобіжний, безпосередньо на місці установки. Регламентні роботи з перевірки пропускної здатності на КДС-4 можна проводити без демонтажу всього клапана. На клапан можлива установка давачів тиску і температури.

Клапани дихальні суміщеної дії 21 КДС-3 і КДС-3-УО заощаджують товарний продукт, скорочуючи втрати від випаровування нафтопродуктів та нафти. КДС-3 вирівнює повітряний тиск у резервуарі, доводить його до атмосферного, після чого герметизує газовий простір резервуара. Вбудований вогневий запобіжник виконаний знімним для зручності його обслуговування.

Для забезпечення надійної роботи, в особливо складних зимових умовах, розроблена модифікація КДС-3 ПО (пристрій обігріву). Ця модель клапана забезпечена вбудованою системою обігрівання, яка підтримує задану температуру касети вогневого запобіжника. Система обігрівання захищає вбудований вогневий запобіжник від накопичення інею і, як наслідок, зменшення об’єму повітря, що пропускається клапаном. КДС-3 ПО не вимагає постійної підвищеної уваги технічної служби в зимовий період. Клапан КДС-3 можна налаштувати для роботи і в режимі роботи запобіжного клапана, роблячи застосування на резервуарі клапанів інших систем зайвим. Пропускна здатність КДС-3 відповідає пропускній здатності аналогічних клапанів колишніх поколінь, що дозволяє відмовитися від них на користь клапана КДС-3, з огляду на вищу надійність та економічність останнього.

Клапан аварійний 8 призначений для аварійного скидання внутрішнього тиску в резервуарі, що виникає в результаті інтенсивного нагрівання газового простору резервуара від пожежі сусідніх резервуарів, кипіння продукту всередині резервуара. Аварійні клапани працюють тільки в аварійному режимі. Установка аварійних клапанів на резервуарі запобігає його руйнуванню, вузла з’єднання стінки з днищем і забезпечує збереження продукту від викиду в довкілля.

Патрубок вентиляційний 18 (ПВ) захищає резервуар від деформації і руйнування, забезпечуючи його вентиляцію. Патрубки вентиляційні встановлюються на вертикальних циліндричних резервуарах зі стаціонарною покрівлею і понтоном. Всі патрубки ПВ містять нержавіючу захисну сітку, яка запобігає попадання в резервуар сторонніх предметів.

Суміщений механічний дихальний клапан 20 (СМДК) герметизує газовий простір резервуара, зменшуючи втрати від випаровування нафтопродуктів. Через обмежену пропускну здатність тепер СМДК практично не використовується, натомість впроваджений клапан КДС-3. СМДК здебільшого використовується на горизонтальних сталевих резервуарах. Для запобігання можливого проникнення полум’я в резервуар крізь клапан, передбачено вбудований вогневий запобіжник.

Люк-лази 2, 27 розміщені біля нижнього пояса резервуара, призначені для внутрішнього огляду, ремонту і очищення резервуара.

Люк світловий 14, розміщений на покрівлі резервуара, призначений для провітрювання і освітлення резервуара. Люк вимірний 16, призначений для відбору проб і замірювання рівня рідини в резервуарі з нафтою і нафтопродуктами.

Хлопавка 3 (корпус з похилим зрізом і щільно прилеглою до нього кришкою), призначена для запобігання втратам нафтопродуктів у разі розриву трубопроводів, або виходу з ладу резервуарного засуву.

Сифонний водоспускний кран 5, який встановлюється для випуску підтоварної води з резервуара; він вмонтовується зовні резервуара на кінці труби із зігнутим відведенням усередині резервуара біля його днища.

Генератор піни 16 призначений для подачі її при гасінні пожежі в резервуарі. Піна вводиться в резервуар через камери, змонтовані у верхньому поясі резервуара. Піна розриває мембрану (крихку посудину) з промасленого картону, або листового свинцю, поступає на поверхню нафтопродукту і зупиняє горіння. Зазвичай, встановлюють 3…5 піногенераторів.

Піногенератор встановлюють на сталевих верти-кальних резервуарах об’ємом 1000 м³ і більше. Піна подається в резервуари зі стаціонарною покрівлею, з розрахунку покриття піною всієї площі дзеркала продукту, а в резервуари з плаваючою покрівлею – з розрахунку кільцевого простору між стінкою резервуара і металевою діафрагмою плаваючої покрівлі. Генератори піни з відкидними захисними кришками ефективніші – забезпечують підвищену ежекцію повітря всередину піногенератора і стійку якісну структуру піни.

Пробовідбірник плаваючий резервуарний 8 призначений для пошарового відбору середньої і порційної проби товарного продукту з трьох і більше рівнів. При заборі проб немає втрат продукту. Модифікації використовуються в резервуарах з понтонами, або плаваючими покрівлями. Конструкція пробовідбірника містить зворотну магістраль, що забезпечує повернення залишку продукту назад у резервуар перед відбором проби. Завдяки установці зворотного клапана і використання насоса, який працює винятково в порційному режимі, можливість викрадення продукту самопливом неможлива. Встановлені обмежувачі переміщення в горизонтальній площині – розтяжки для плаваючої частини пробовідбірника. Розтяжки запобігають коливанню плаваючої труби пробовідбірника і збільшують термін його надійної роботи.

Резервуарний парк представляє комплекс компактно розташованих різних або однотипних резервуарів. За призначенням резервуарні парки поділяються на:

- товарно-сировинні бази для зберігання нафтопро-дуктів і нафти;

- парки перекачувальних станцій нафто- і нафтопро-дуктопроводів;

- резервуарні парки зберігання нафтопродуктів.

На рис. 3.16 показано загальний вигляд резервуарного парку вертикальних резервуарів.

Рисунок 3.16 – Резервуарний парк вертикальних резервуарів

Для зниження втрат нафти і нафтопродуктів, які легко випаровуються, застосовують резервуари з плаваючим понтоном (рис. 3.17).

Рисунок 3.17 – Схема вертикального резервуара зі стаціонарним дахом і алюмінієвим плаваючим понтоном:

1 – направляюча резервуара; 2 – стаціонарна опора; 3 – поплавок; 4 – периферійна юбка; 5– периферійний затвор; 6 – люк-лаз;

7 – кабель заземлення; 8 – нижня балка; 9 – верхня балка;

10 – настил; 11 – дренажний пристрій; 12 – протиповоротний пристрій; 13 – затвор направляючий

Понтон, що плаває на поверхні рідини, зменшує площу випаровування, завдяки чому різко знижуються (у 4...5 разів) втрати від випаровування. Понтоном є диск з поплавками, які забезпечують його плавучість. Між понтоном і стінкою резервуара залишається проміжок завширшки 100...300 мм, який перекривається ущільнюючими затворами (рис. 3.18).

Рисунок 3.18 – Затвори для понтона:

1 – первинне ущільнення (струмопровідна гума); 2 – притискна алюмінієва планка; 3 – вторинне ущільнення (струмопровідна гума); 4 – шина вторинного ущільнення (з нержавіючої сталі);

5 – ковзний лист (з нержавіючої сталі); 6 – важіль алюмінієвий;

7 – стінка резервуара; 8 – пружина кручення; 9 – понтон

Відомо декілька конструкцій затворів, проте, в основ-ному, застосовують затвори з прогумованої тканини, профілі якої мають форму петлі з внутрішнім заповненням затвору (петлі) пружним матеріалом.

На рис. 3.19 показана схема алюмінієвого підвісного понтона контактного типу для вертикальних циліндричних резервуарів об’ємом від 100 до 50 000 м³.

Рисунок 3.19 – Алюмінієвий підвісний понтон

Над алюмінієвим підвісним понтоном розміщена ортогональна система балок підвіски, яка має п’ять вузлів кріплення понтона за допомогою підвісних ланцюгів до стаціонарної покрівлі резервуара. Чотири вузли кріплення розташовані по периметру резервуара, під встановленими в покрівлі світловими люками. Один вузол кріплення розташований у центрі понтона під центральним світловим люком. Довжина ланцюгів дозволяє встановлювати підвісний понтон у двох нижніх положеннях: робоче – на висоті 1,5 м над днищем резервуара і ремонтне – на висоті 2,0 м.

Резервуари з плаваючою покрівлею не мають стаціонарної покрівлі, а роль покрівлі у них виконує диск із сталевих листів, що плаває на поверхні рідини. Плаваючі покрівлі (рис. 3.20) застосовують у районах з нормативним сніговим навантаженням до 1,5 кПа. Їх виготовляють з коробами по периметру покрівлі (рис. 3.20, а) і з радіальними коробами, розподіленими по всій площі резервуара (рис. 3.20, б).

Перші рекомендують застосовувати для резервуарів діаметром не більше 50 м і в районах, де швидкість вітру не перевищує 100 км/год. За більших діаметрів і більшої швидкості вітру застосовують другі – здатні витримувати значні динамічні навантаження.

Переваги плаваючої покрівлі – це можливість збільшення об’єму резервуарів у порівнянні з резервуарами зі стаціонарною покрівлею і зменшення втрат продукту від випаровування. Крім того, резервуар з плаваючою покрів-лею надійніший з погляду пожежної безпеки. Адже резервуари є об’єктом постійної уваги органів державного нагляду за дотриманням пожежної і екологічної безпеки.

Рисунок 3.20 – Плаваючі покрівлі резервуара:

а – з коробами по периметру покрівлі; б – з радіальними коробами, розподіленими по всій площі покрівлі;

1 – днище резервуара; 2 – система зливу води; 3 – відсіки або короби; 4 – кільцеві короби; 5– листова мембрана; 6 – стінка резервуара

Недоліками плаваючої покрівлі є можливість забруднення продукту атмосферними осадами та примерзання ущільнюючого затвора до стінки резервуара.

В Україні вперше запроектований і зводиться унікальний сталевий вертикальний резервуар з плаваючою покрівлею, подвійною стінкою і подвійним вакуумним днищем місткістю 75000 м³ (рис. 3.21).

Рисунок 3.21 – Сталевий вертикальний резервуар з подвійною стінкою і подвійним вакуумним днищем

місткістю 75000 м³

Краплеподібні резервуари застосовують для збері-гання нафтопродуктів з високою пружністю парів, які легко випаровуються. Оболонці резервуара надають контур краплі рідини, що вільно лежить на площині, яка не змочується, і перебуває під дією сил поверхневого натягу. Завдяки такій формі резервуара створюються умови, за яких всі елементи поверхні корпуса, під дією тиску рідини, розтягуються приблизно з однаковою силою, зазнаючи одних і тих самих напружень, що забезпечує мінімальну витрату сталі на виготовлення резервуара.

У зв’язку з тим, що краплеподібні резервуари розраховують на внутрішній тиск у газовому просторі 0,04...0,2 МПа і вакуум 0,005 МПа, нафтопродукти, які легко випаровуються, зберігаються майже повністю без втрат від малих “дихань” і пари випускають в атмосферу, головним чином, при наповненні резервуарів (при великих “диханнях”).

Залежно від характеру виготовлення оболонки, розрізняють два основні типи цих резервуарів: гладкі і багатоторові (рис. 3.22). До краплеподібних відносяться резервуари з гладким корпусом, який не має зламів. Такі резервуари споруджують об’ємом 5000...6000 м³, розрахо-вані на тиск до 0,075 МПа. Резервуари, корпус яких утворюється перетином декількох оболонок подвійної кривизни, називаються багатошатровими або багатото-ровими. Резервуари цього типу споруджують об’ємом 5000...20000 м³, вони розраховані на тиск до 0,37 МПа.

Неметалеві резервуари – це такі, у яких несучі конструкції виконані з неметалевих матеріалів. До неметалевих резервуарів, в основному, відносяться залізо-бетонні і резервуари з гумовотканинних, або синтетичних матеріалів (вживаних переважно як пересувні посудини).

а б

Рисунок 3.22 – Краплеподібні резервуари:

а – гладкий; б – багатоторовий

Залізобетонні резервуари за видом нафтопродукту для зберігання, поділяються на резервуари для: мазуту, нафти, олив і світлих нафтопродуктів. Оскільки нафта і мазут практично не зумовлюють хімічної дії на бетон і спроможні через свої важкі фракції та смоли тампонувати (кальматувати) дрібнопористі матеріали, зменшуючи з часом їх просочуваність і проникність. При їх зберіганні в залізобетонних резервуарах немає потреби спеціального захисту стінок, днищ і покрівель резервуарів. При зберіганні олив, щоб уникнути їх забруднення, внутрішні поверхні резервуарів захищають різними покриттями або облицьовуваннями. Те ж стосується і резервуарів для світлих нафтопродуктів, які мають незначну в’язкість і легко фільтруються через бетон. Крім того, покриття в цьому випадку мусить мати підвищену герметичність (газонепроникність), для зменшення втрат від випаровування.

Залізобетонні резервуари, окрім заощадження металу, мають ще інші технологічні переваги. При зберіганні в них в’язкої нафти і нафтопродуктів, які підігріваються, повільніше відбувається їх охолодження за рахунок малих тепловтрат, а при зберіганні світлих нафтопродуктів зменшуються втрати від випаровування, оскільки резервуари при підземній установці менше зазнають сонячного опромінювання. Резервуари цього типу за формою в плані споруджують круглими (вертикальні і циліндричні) і прямокутними. Економні резервуари круглої форми, проте, резервуари прямокутної форми простіші у виготовленні.