ООО «ОЗРМ» изготавливает и монтирует металлоконструкции стальных вертикальных цилиндрических резервуаров (вертикальные резервуары РВС), а также ремонтные комплекты для вертикальных резервуаров, секционные подогреватели для стальных цилиндрических резервуаров, металлоконструкции (трубопроводы) систем пожаротушения вертикальных резервуаров РВС.
Резервуары вертикальные стальные (РВС) объёмом от 100 до 300000 м3 и более выполняются по индивидуальным проектам КМ. Они могут быть выполнены рулонным, полистовым или комбинированным методом с учётом требований всех норм и правил.
Изготовление и приемка вертикальных стальных резервуаров (типа РВС) производится по ТУ 5265-001-67029533-2010.
Вертикальные резервуары стальные могут выполняться со стационарной крышей (типа РВС), вертикальные резервуары стальные с плавающей крыше(типа РВСПК) или вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей и с алюминиевым понтоном (типа РВСП или РВСПА); могут быть вертикальные одностенные стальные резервуары и вертикальные двустенные резервуары (типа ДР или РД) («стакан в стакане», «вертикальный резервуар с защитной стенкой»).

Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 100 м3 до 1000 м3:

Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 2000 м3 до 5000 м3:

Вертикальные резервуары объемом от 10000 м3 до 30000 м3:

Примеры условных обозначений стальных вертикальных резервуаров РВС:
Резервуар вертикальный РВС-100, Резервуар вертикальный РВС-150, Резервуар вертикальный РВС-200, Резервуар вертикальный РВС-300, Резервуар вертикальный РВС-400, Резервуар вертикальный РВС-500, Резервуар вертикальный РВС-630, Резервуар вертикальный РВС-700, Резервуар вертикальный РВС-1000, Резервуар вертикальный РВС-2000, Резервуар вертикальный РВС-3000, РВС-4900, Резервуар вертикальный РВС-5000, Резервуар вертикальный РВС-10000, Резервуар вертикальный РВС-15000, Резервуар вертикальный РВС-20000, Резервуар вертикальный РВС-25000, Резервуар вертикальный РВС-30000.

Классификация резервуаров, технические требования к ним:

Каждый эксплуатирующийся вертикальный резервуар должен соответствовать проекту КМ, иметь технический паспорт и быть оснащен полным комплектом исправного резервуарного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.

На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар.

Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.

Базовую высоту проверяют:

— ежегодно в летнее время;

— после зачистки вертикального резервуара;

— после капитального ремонта вертикального резервуара;

К измерительному люку, установленному на крыше вертикального резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:

— номер резервуара вертикального стального;

— значение базовой высоты вертикального стального;

— номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки;

— сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке;

— надпись «с понтоном» (при наличии понтона);

— оттиск поверительного клейма.

Резервуар вертикальный стальной после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка вертикального резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.

Градуированные вертикальные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.

Резервуары вертикальные стальные подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации.

В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м 3 :

— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;

— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;

— резервуары с понтоном и плавающей крышей (без давления);

— резервуары с защитной (двойной) стенкой;

— резервуары с двойной стенкой;

— резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.

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

Класс I - особо опасные вертикальные резервуары: объемами 10000 м 3 и более; резервуары объемами 5000 м 3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

Класс II - резервуары вертикальные повышенной опасности: объемами от 5000 м 3 до 10000 м 3 .

Класс III - опасные резервуары вертикальные: объемами от 100 м 3 до 5000 м 3 .

Выбор резервуара вертикального для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

На каждом вертикальном резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения:

— порядковый номер вертикального резервуара (на уровне третьего пояса);

— значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка вертикального РВС);

— положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана);

— значение базовой высоты вертикального резервуара (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка);

— при наличии понтона надпись «С понтоном».

Допускается не наносить на вертикальный резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения.

Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются вертикальные резервуары с плавающими крышами и понтонами.

Плавающие крыши применяются в вертикальных резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м 2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.

В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении вертикального резервуара.

Понтоны применяются в вертикальных резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения.

Резервуары вертикальные с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.

Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте вертикального резервуара без перекосов.

В вертикальном резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.

При первом заполнении вертикального резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию.

Запрещается эксплуатация вертикальных резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.

Резервуары вертикальные с защитной и с двойной стенкой.

Резервуары вертикальные с защитной стенкой.

Резервуары вертикальные с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

Резервуары вертикальные с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего вертикального резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного вертикального резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.

Основной вертикальный резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.

Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.

Высота стенки защитного вертикального резервуара должна составлять не менее 80% от высоты стенки основного резервуара.

Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.

Доступ в межстеное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара.

Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.

Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.

Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара.

При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.

Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.

Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:

— первый - испытание основного резервуара;

— второй - испытание защитного резервуара.

Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.

По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.

Резервуары вертикальные для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы.

Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).

Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.

Требования к оборудовании и автоматизации резервуаров

Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.

Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.

Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:

— дыхательные клапаны;

— предохранительные клапаны;

— стационарные сниженные пробоотборники;

— огневые предохранители;

— приборы контроля и сигнализации;

— противопожарное оборудование;

— сифонный водоспускной кран;

— вентиляционные патрубки;

— приемораздаточные патрубки;

— люки-лазы;

— люки световые;

— люки измерительные;

— диски-отражатели.

Резервуары вертикальные, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0  С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.

В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.

Диаметр диска выбирают, исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.

Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках.

Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.

Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).

Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса хранения, приема и отпуска нефтепродуктов.

Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческого учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112 ТНП-028-97.

местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;
сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;
сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;
дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;
пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
сниженным пробоотборником;
сигнализатором верхнего положения понтона.

Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Ростехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия по взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.

Вертикальные цилиндрические резервуары

Цилиндрические резервуары являются наиболее распространёнными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают:

Вертикальные цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с пространственными днищами (применяются как отстойники), с плавающими крышами и понтонами;

Горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные.

Цилиндрические резервуары представляют собой сварную конструкцию из стальных листов.

Вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления. Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление, вызывающее растягивающее усилие, равное весу столба жидкости над рассматриваемым сечением.

Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резервуара должен быть усилен кольцами жёсткости. Покрытие резервуара коническое с уклоном 1:20. Вследствие трудоёмкости изготовления и монтажа конической крышки, несущие конструкции которой состоят из ферм, прогонов, радиальных балок и связей, разработана и применяется кровля, собираемая из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на оголовок центральной стойки. На рис. 9.1.1 представлена типовая конструкция резервуара со щитовой кровлей, рулонным корпусом и днищем, а в табл. 9.1.1 приведены их основные данные. Днище резервуара сварное, расположено на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии, равный 2%. Уклон днища необходим для стока и удаления подтоварной воды.

Таблица 9.1.1.Основные данные типовых стальных вертикальных резервуаров (РВС) объёмом 100-5000 м 3 со щитовой крышей.

Марка резервуара	Фактический объём, м 3	Внутренний D нижнего пояса, мм	Высота корпуса, мм	Число поясов	Число щитков кровли	Масса резервуара, кг
с лестницей	На 1 м 3
РВС-5000							18,7
РВС-3000							18,9
РВС-2000							20,1
РВС-1000							23,8
РВС-700							24,3
РВС-400							30,2
РВС-300							33,5
РВС-200							36,0
РВС-100							47,2

Фактический объём этих резервуаров определяется по внутреннему диаметру нижнего пояса и высоте корпуса от поверхности днища до обушка верхнего обвязочного уголка.

Рис. 9.1.1. Стальной цилиндрический резервуар со щитовой кровлей объемом 5000 м 3 .

1 – корпус; 2 – покрытие; 3 – опорная стойка; 4 – лестница; 5 – днище.

Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь следующее оборудование:

Верхний световой люк – для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего пояса;

Замерной люк – служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. Отбор пробы из резервуара может также осуществляться из специальных пробоотборных систем;

Пеногенератор – служит для тушения пожаров высокократной воздушной механической пеной (генератор высокократной пены ГВП). Пеногенератор стационарно укреплён на верхнем поясе резервуара, куда подаётся раствор пенообразователя. Образующаяся пена через пенокамеру специальной конструкции вводится внутрь резервуара;

Вентиляционный патрубок – устанавливается в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара;

Люк-лаз – помещается в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм;

Подъемная труба – устанавливается на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя горючих нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, и вращается вокруг шарнира. Будучи поднятой выше уровня нефтепродукта, предотвращает утечки. Подъем трубы производится специальной лебедкой, а опускание - под собственным весом. Но поднимать трубу можно до определенной высоты, так как при угле с горизонтальной плоскостью 70 – 75° она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не сможет.

Водоспускное устройство – устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды. Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей и нефтепродуктов.

Рис. 9.1.2. Спускной клапан.

В процессе хранения нефтепродуктов в нижней части резервуара скапливается подтоварная вода, которую необходимо периодически удалять. Для этой цели используются спускные клапаны и сифонные краны. Спускной клапан, показанный на рис. 9.1.2, имеет компактную конструкцию и состоит из корпуса 5, приваренного к днищу резервуара, спускной пробки 4, ходового винта 3, тарелки 1 и уплотнительной прокладки 2. При вращении винта 3 тарелка 1 поднимается или опускается на седло клапана в зависимости от направления вращения. При выпуске подтоварной воды необходимо освободить выпускное отверстие от пробки 4.

Для выпуска подтоварной воды из резервуаров большого объема применяются сифонные краны с Д У = 80 и 100 мм. Они монтируются на вертикальной стенке резервуара. Представляют собой горизонтальную трубу, проходящую через сальниковое устройство в стенке резервуара, к которой с одной стороны присоединен пробковый кран, с другой – отводное изогнутое колено с козырьком. При помощи рукоятки сифонный кран можно установить в трех положениях: нижнее – для спуска воды; нерабочее (горизонтальное) и верхнее – для промывки крана чистым продуктом во избежание замерзания в зимнее время.

Хлопушка – предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Если в резервуаре имеются две специализированные приемораздаточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приёмо-раздаточный патрубок.

Рис. 9.1.3. Хлопушка с боковым управлением.

Хлопушки с боковым управлением (рис. 9.1.3) представляют собой расположенный внутри резервуара управляемый поворотный обратный клапан. Предназначены для отключения резервуара от приемно-раздаточной линии в случае повреждения (ремонта) трубопровода или запорной арматуры. В отличие от обыкновенного обратного клапана, хлопушка не создает постоянного гидравлического сопротивления, так как затвор из зоны потока выводится принудительно.

Рис. 9.1.4. Огневой предохранитель.

1 – фланец; 2 – прижимной болт; 3 – корпус; 4 – крепежный болт; 5 – кассета; 6 – кожух; 7 – уплотняющая прокладка.

К приемному патрубку трубы, входящему в резервуар, присоединяется корпус хлопушки с наклонным седлом и захлопкой, шарнирно подвешенной к корпусу хлопушки. Подъем и опускание захлопки производится с помощью троса, наматывающегося на барабан при вращении вала барабана. Вал проходит через сальниковое устройство в стенке резервура и снабжен маховиком для ручного управления. Хлопушки с Д у ≥350 мм снабжаются электроприводом.

Огневые предохранители – препятствуют проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, их устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

На рис. 9.1.4 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой фольговой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов. Эти заградители пламени обладают малым гидравлическим сопротивлением р оп и наиболее устойчивы против обледенения.

Дыхательные клапаны – Под действием непрерывного изменения температуры окружающего воздуха непрерывно меняются объемы жидкости и воздуха внутри емкости. Кроме того, при изменении температуры из жидкости может выделяться растворенный в ней воздух или, наоборот, растворяться воздух, находящийся в емкости. Чтобы избежать образования повышенного давления воздуха или вакуума, необходимо в зависимости от создавшихся условий выпускать избыточное количество воздуха или впускать его из окружающей атмосферы, тем самым равнять внутреннее давление с наружным.

Таким образом происходит «малое дыхание». «Большое дыхание» имеет место при больших изменениях объема жидкости, вызываемых ее поступлением или расходом. Соединить резервуары непосредственно с атмосферой при помощи открытой трубы во многих случаях нецелесообразно, а иногда и недопустимо, во избежание испарения больших количеств жидкости (бензин, керосин). В связи с этим на резервуарах и цистернах большого объема устанавливаются дыхательные клапаны, впускающие и выпускающие воздух в зависимости от его давления в резервуаре.

Рис. 9.1.5. Дыхательный клапан.

В дыхательном клапане (рис. 9.1.5) конструктивно объединены два предохранительных клапана, действие которых направлено в противоположные стороны. Оба клапана имеют вид действия НЗ (нормально закрыт), но один из них соединен с воздушным пространством резервуара подклапанной полостью, другой – надклапанной. Соответственно один клапан открывается при превышении внутреннего давления над наружным, другой – при превышении внешнего над внутренним. Таким образом, в обычных условиях оба клапана закрыты и лишь при разности внутреннего и внешнего давления один из клапанов открывается. Выпуск избыточного воздуха может производиться в открытое пространство или в соответствующую емкость.

Основной задачей в процессе эксплуатации дыхательных клапанов является поддержание их запорных органов в работоспособном состоянии. Наибольшее внимание должно быть уделено обеспечению условий, при которых клапаны не примерзали бы к седлам в зимнее время года. Существует ряд конструкций, предусматривающих меры против примерзания. В основном это применение незамерзающей жидкости в уплотнении запорного органа. Клапан давления и клапан вакуума должны открываться при заданных изменениях давления внутри резервуара. Так, для некоторых резервуаров принимают максимальное избыточное давление 2,5 кПа и максимальный вакуум 1,5 кПа. Для этих условий могут применяться дыхательные клапаны типа КД с Д У ≤ 350 мм в различном исполнении по началу подъема золотника при давлении и вакууме.

Работа дыхательных клапанов должна периодически проверяться, т.к. при длительном бездействии тарелка клапана прилипает к уплотнительному кольцу седла, в связи с чем повышается давление открытия.

Параллельно дыхательным клапанам устанавливаются предохранительные клапаны или гидравлические затворы . Они предназначены для выпуска паров и воздуха в случае возникновения повышенного давления. На стационарных резервуарах часто устанавливаются гидравлические затворы, принцип действия которых основан на том, что воздушное пространство резервуара соединяется патрубком с наружным пространством через масляную ванну, которая разъединяет их. На рис. 9.1.6 показан гидравлический затвор типа КПСА. Нижняя часть конструкции заполнена маслом. Гидравлический затвор рассчитан на срабатывание при избыточном давлении 2 кПа и вакууме 0,3 кПа.

Рис. 9.1.6. Гидравлический предохранитель типа КПСА.

1 – приемный патрубок; 2 – пробка; 3 – корпус; 4 – масло; 5 – насадка; 6 – колпак; 7 – крышка; 8 – конус; 9 – перегородка; 10 – указатель уровня масла.

При повышении давления в обслуживаемом резервуаре паровоздушная смесь вытесняет масло из средней части в кольцевое пространство до тех пор, пока уровень масла не достигнет зубчатого края колоколообразного цилиндра, после чего паровоздушная смесь начинает выходить в атмосферу. Нижний край сделан зубчатым для более спокойного прохода паровоздушной смеси или воздуха и спокойной работы клапана.

В верхней части конструкции предусмотрена крышка с отражателем. В процессе эксплуатации должен поддерживаться необходимый уровень масла. Контроль уровня производится с помощью щупа, находящегося в специальной трубке, снабженной спускной пробкой.

Рис. 9.1.7. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре.

· а – для хранения маловязких нефтепродуктов: 1 – верхний световой люк, 2 – вентиляционный патрубок, 3 – огневой предохранитель, 4 – основной механический дыхательный клапан, 5 – замерный люк, 6 – уровнемер, 7 – нижний люк-лаз, 8 – водоспускной кран, 9 – хлопушка, 10 – грузовой патрубок, 11 – перепускное устройство, 12 – подъемник хлопушки, 13 – предохранительный гидравлический дыхательный клапан;

· б – для хранения высоковязких нефтепродуктов: 1 – верхний световой люк, 2 – вентиляционный патрубок, 3 – замерный люк, 4 – уровнемер, 5 – нижний люк-лаз, 6 – водоспускной кран, 7 – шарнирная подъемная труба, в – перепускное устройство, 9 – грузовой патрубок.

Точный и своевременный учет нефтепродуктов в резервуарных парках при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах и в резервуарных парках производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным.

При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах. По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера.

Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей:

1. с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный (замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой емкости;

2. при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объемный расходомер с известной шкалой погрешности;

3. путем непосредственного обмера резервуаров.

Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие), то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты Н и внутреннего диаметра каждого пояса D.

Для измерения уровня нефтепродуктов в емкостях применяются приборы различных типов. Наиболее старый и простой способ измерения уровня в резервуарах большой ёмкости – применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжёлый лот. В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других ёмкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метрштоков – тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мм, длиной 3-3,5 м складной и телескопической конструкции.

На сегодня имеются более совершенные методы измерения уровня нефтепродуктов, в которых используется способность веществ отражать сигналы, посланные специальными датчиками, с дальнейшей их обработкой и преобразованием в электронный формат.

В связи с относительно малыми объемами годовой реализации общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 м 3 .

Резервуары для хранения нефтепродуктов бывают подземными и наземными. К подземным относят резервуары, наивысший уровень жидкости в которых не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3 м от стенки резервуара или от стен здания или сооружения). Остальные резервуары считаются наземными.

На нефтебазах применяются следующие типы резервуаров:

вертикальные стальные;
горизонтальные стальные;
железобетонные.

Резервуары вертикальные стальные

Тип РВС

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой цилиндрический корпус 1, сваренный из стальных листов размером 1,5 × 6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля 2 опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку 3.

Днище резервуара 5 сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 100 000 м 3 . Они рассчитаны на избыточное давление около 2000 Па и вакуум около 200 Па.

Тип РВСП

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности бензина понтоном. Понтоны перемещаются по двум направляющим трубам, одна из которых одновременно используется для ручного отбора проб (4), а другая служит кожухом пробоотборника (5), снабжены уплотняющим затвором 3, тщательно заземлены.

Понтоны представляют собой жесткую газонепроницаемую конструкцию, закрывающую не менее 95% поверхности нефтепродукта, снабженную кольцевым затвором, герметизирующим оставшуюся поверхность.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлический понтон состоит из металлических коробов сегментов, расположенных по окружности и соединенных металлическим настилом (ковром). Короба бывают открытого (без верхней крышки) и закрытого типа. Понтоны с коробами второго типа более металлоемки, но зато и более надежны - они не могут быть перекошены и даже затоплены изза попадания в них нефтепродуктов через верхнюю крышку.

Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они различны по конструкции. Например, понтон, разработанный ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается поплавками, выполненными из химически стойкого к нефтепродуктам плиточного пенопласта. Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана. Они монтируются из предварительно изготовленных жестких пенополиуретановых сегментов.

Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены направляющими (чтобы избежать вращения под воздействием струй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонта резервуара, а также предотвратить «прилипание» понтона к днищу).

Тип РВСПК

Вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей (типа РВСПК). Стенка 4 резервуара укреплена кольцами жесткости 3, а также кольцевой площадкой жесткости 5, которые обеспечивают общую устойчивость сооружения.

Плавающая крыша состоит из плоской центральной части и периферийного кольцевого понтона 16 с герметичными коробами. Каждый короб сверху имеет люк размером 600 мм, закрываемый съемной крышкой, который позволяет контролировать герметичность сварных швов во время эксплуатации резервуара.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на опорные стойки 8 (у резервуара РВСПК 50000 их 152 шт. диаметром 89 мм). Стойки закреплены на плавающей крыше и перемещаются вместе с ней. Высота стоек (1,8…2 м) обеспечивает возможность ведения работ в резервуаре под плавающей крышей.

Для предотвращения ее поворота при движении имеется две диаметрально расположенные трубчатые направляющие из труб диаметром 530 мм.

Резервуары горизонтальные стальные

Горизонтальные цилиндрические резервуары (типа РГС) представляют собой горизонтально расположенный цилиндр с плоским или коническим днищем. Корпус резервуара сооружают на заводе из стальных листов шириной от 1000 до 2000 мм. Они устанавливаются либо подземно (в сухих грунтах с заглублением на 1,2 м до верхней образующей), либо надземно (на опорах из сборного железобетона высотой 0,8…3 м и шириной 0,3…0,4 м).

Резервуары типа РГС изготавливаются объемом от 3 до 100 м 3 и рассчитаны на избыточное давление от 40 000 (для резервуаров с плоским днищем) до 70 000 Па (для резервуаров с коническим днищем) и на вакуум до 1000 Па.

Резервуары железобетонные

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, хотя прямоугольные резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между которыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев - и на балки. Днище, в основном, изготавливается монолитным бетонным, толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40 000 м 3 . Они рассчитаны на избыточное давление около 200 Па и вакуум около 100 Па.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Наконец, существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Резервуары типов РВСП и РВСПК используются только для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов, типа РВС - как для светлых, так и для темных нефтепродуктов, а типа ЖБР (существующие) - только для темных.

Вместимость резервуарного парка

Статья о вертикальных стальных резервуарах РВС, особенностях их производства типах РВС и сферах применения резервуаров вертикальных стальных.

Стальные вертикальные резервуары сегодня используются не только для хранения нефтепродуктов. Они нашли применение в самых разных отраслях промышленности. И все это благодаря тем преимуществам, которые создает сама конструкция вертикального резервуара . А их стоит рассмотреть подробнее.

Вертикальные резервуары РВС: сфера применения

Такие конструкции могут использоваться для хранения не только нефтепродуктов, но и других жидкостей. Это могут быть аммиачная вода, технический спирт, сжиженные газы, сахарный сироп и даже некоторые другие пищевые жидкости. Кроме того, вертикальные резервуары объемом в 50 и 100 куб.м могут использоваться в качестве пожарных емкостей. В таких случаях в них хранится определенный запас воды. Таким образом, сфера применения такой конструкции достаточно широка и включает в себя:

нефтегазовую промышленность,
энергетику,
химическую промышленность,
сельское хозяйство,
строительство,
транспорт (здесь они чаще используются для хранения топлива),
пожарные станции.

Типы вертикальных резервуаров

Существует несколько типов таких емкостей. Выбор конкретного типа осуществляется с учетом особенностей хранимых продуктов, а также нюансов технологических процессов на самом предприятии. В расчет также берутся характеристики площадки, на которой будет установлен резервуар. Это основные критерии. В соответствии с ними делают выбор, ориентируясь на такие виды вертикальных резервуаров :

РВС (расшифровывается как резервуар вертикальный стальной). Такие конструкции делаются без понтона и оснащены стационарной крышей. Они предназначены для хранения жидкостей с относительно низкой летучестью, температура воспламенения которых более 61 градуса. Чаще всего в этих емкостях держат дизельное топливо или мазут, а также масла, в том числе и пищевые, иди даже обычную воду. Теоретически в емкостях такого типа могут храниться и легко воспламеняемые продукты. Но в таком случае нужно, чтобы оборудование вертикального резервуара соответствовало этим условиям. В частности, нужна газовая обвязка или специальная установка, предназначенная для улавливания легких фракций;
РВСП (аббревиатура обозначает вертикальные резервуары со стационарной крышей и понтоном). Такие емкости имеют цилиндрическую форму. Отличаются сферой применения, поскольку позволяют хранить легковоспламеняющиеся жидкости, в том числе нефть, керосин, обычный бензин или реактивное топливо. Их понтон представляет собой особое плавающее покрытие, характеризующееся жесткостью и газонепроницаемостью. Понтон закрывает не менее 90% площади емкости. Устройство вертикальных резервуаров этого типа таково, что между понтоном и стенкой остается зазор, но его герметизируют с помощью специального уплотняющего затвора. Понтон используется для того, чтобы снизить скорость насыщения воздушного пространства парами нефтепродктов;
РВСПк, то есть вертикальный резервуар с плавающей крышей. Она располагается фактически на поверхности хранимой жидкости. Плавучесть обеспечивается с помощью коробов или герметичных отсеков. Когда резервуар пуст, крыша держится на особых опорах, которые монтируют на днище. Чтобы исключить вращение крыши, используют направляющие трубы. Недостатком этого типа конструкции является потенциальное загрязнение хранимой жидкости атмосферными осадками, а также возможное примерзание затвора к стенкам емкость. Преимуществом же является снижение естественной потери продукта, происходящей от испарения;
резервуары цилиндрические с защитной стенкой. Такие конструкции также называют «стакан в стакане». Используются они там, где установка резервуара исключает возможность защитной обваловки. Также изготовление вертикальных резервуаров такого типа заказывают тогда, когда устанавливать конструкцию будут вблизи жилых домов или водоемов, чтобы обеспечить безопасность окружающей среды.

Производство вертикальных резервуаров

Изготовление таких конструкций осуществляется двумя основными методами:

рулонирования,
полистовой сборки.

И в том, и в другом случае действует на резервуары вертикальные ГОСТ . При рулонировании прямо на площадку поставляются отдельно днище, стенка и крыша конструкции, причем в виде сварных полотнищ, свернутых в рулон. Основным преимуществом метода является сокращение времени установки конструкции в несколько раз. Ведь в данном случае сварка резервуаров вертикальных производится автоматически, с помощью специального оборудования и в заводских условиях.

Предварительно, конечно, выполняется расчет вертикальных резервуаров . И если для такой конструкции нужны листы размером больше, чем 1500х6000 мм, то применяется метод полистовой сборки. В данном случае на заводе изготавливаются листы, которые в разобранном виде привозят на монтажную площадку. Здесь и собирают сварные резервуары , причем сварка осуществляется на месте. Это требует больших затрат времени, но конфигурация изделия может быть более сложной.

Вертикальные сварные резервуары: преимущества и особенности проектирования

Достоинства таких конструкций очевидны. Они занимают меньше места, чем горизонтальные резервуары, причем вместимость у них ничуть не меньше, а возводить их проще. Кроме того, их легче обслуживать. Именно поэтому они считаются самым простым, практичным и относительно недорогим вариантом хранения наливных продуктов. Разумеется, если вам нужны резервуары вертикальные, вес и прочие параметры нужно рассчитать заранее. Как правило, проект такой конструкции разрабатывают фирмы, занимающиеся их изготовлением, а в дальнейшем – и обслуживанием. Помимо уже упомянутых компонентов, в проект будут входить и другие элементы. Это молниеотводы, конструкции, обеспечивающие заземление, комплектующие для обслуживания пеногенератора, придонные очистные люки и другие детали. Их перечень должен утвердить заказчик.

1. Введение……………………………………………………………….…..3

2. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей…………………………………………………………………......4

3. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей………………………………………………………………….….5

4. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном…….6

5. Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары……………….7

6. Оборудование резервуаров………………………………………………..7

6.1 Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти…………………………………………………...8

6.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров……...….9

6.3 Противопожарное оборудование………………………………...….9

6.4 Приборы контроля и сигнализации………………..……………….10

7. Особенности оборудования резервуаров с плавающими крышами..10

8. Список использованных источников

Введение

Резервуары в системе магистральных трубопроводов устанавливаются группами, которые называются резервуарными парками. Резервуарные парки служат:

Для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

Для учета нефти;

Для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и механических примесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

На головной НПС;

На границах эксплуатационных участков;

В местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. Последние в настоящее время используются редко.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже низшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС)

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м! . Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Рис. 12.19. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом с щитовой кровлей:

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница, 5 – днище

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей

(типа РВСПК)

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 12.20). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двухслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двухслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов 1 различных конструкций (рис. 12.20).

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.

Рис. 12.20. Резервуар с плавающей крышей:

1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба;7 - стойки; 8 - люк

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП)

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 12.22). Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

Рис. 12.21. Схемы основных типов плавающих крыш: а - дисковая; б - однослойная с кольцевым коробом;

в - однослойная с кольцевым и центральным коробами; г – двухслойная

Рис. 1 2.22. Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

1 - уплотняющий затвор; 2 - периферийный короб понтона; 3 - мембрана из листового металла; 4 - стяжка; 5 - центральный короб понтона; 6 - направляющая труба; 7 - уплотнение направляющей трубы; 8 - люк-лаз; 9 - опоры для понтона; 10 - приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС)

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м 3 . На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.

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.

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; б - прибор для замера уровня; 7 - люк - лаз; 8 - сифонный кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточный патрубок; 1 - перепускное устройство; 12 – управление хлопушкой; 13 - крайнее положение приеме - раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти

К этой группе оборудования относятся:

Дыхательная арматура;

Приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

Средства защиты от внутренней коррозии;

Оборудование для подогрева нефти.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. 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. 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.

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 (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60", снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.