Изучение основных типов резервуаров для хранения нефти

метки: Резервуар, Нефтепродукт, Хранение, Оборудование, Давление, Вертикальный, Отдельный, Горизонтальный

История возникновения резервуаров в России связана с развитием Бакинской нефтяной промышленности. В 17 в. с увеличением добычи нефти в Баку начали возникать нефтяные склады — земляные резервуары (ямы) в глиняных грунтах.

В 1935 впервые в России был сооружен металлический сварной резервуар емкостью 1000 м³. Этот прогрессивный метод сооружения приобрёл известность и позволил в дальнейшем перейти на индустриальный метод изготовления основных частей резервуаров. Емкость отдельных резервуаров, построенных в России, достигает 50000 м³. Ведутся работы по созданию резервуаров емкостью до 100000 м³.

За рубежом наряду со строительством металлических резервуаров емкостью до 100000 м³ решается проблема хранения большого количества нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов путем создания новых типов емкостей с использованием естественных и искусственных пустот в земной толще.

Первое подземное хранилище в искусственных выработках залежей каменной соли для сжиженных газов построено в США в 1950. Емкость отдельных резервуаров в соляных пластах и куполах достигает 1,5 млн. м³.

Крупные хранилища обычно состоят из нескольких камер. Например, подземное хранилище в штате Техас емкостью 905,7 тыс. м³ имеет шесть камер. Наблюдается тенденция строить резервуары значительных объемов с большим количеством камер. Сооружаются подземные изотермические хранилища для сжиженных газов.

Целью данной работы является изучение основных типов резервуаров для хранения нефти.

При написании реферата использовались учебные пособия, нормативные документы и периодические издания.

Нефтяной резервуар — ёмкость для хранения нефти и продуктов её переработки.

Первые нефтяные резервуары появились в России в 18 в. и представляли собой земляные ямы (амбары) глубиной 4-6 м. c деревянной крышей, подземные каменные резервуары, a также деревянные чаны, стянутые железными обручами.

Первый в мире стальной клёпанный резервуар был построен в России в 1878 по проекту B.Г. Шухова и A.B. Бари.1912 в России стали применяться железобетонные резервуары, в США — сборно-разборные резервуары вместимостью от 15 до 1600 м ³ .

Нефтяные резервуары подразделяются:

• по расположению на наземные, подземные (включая заглубленные резервуары) и подводные;
• по материалам, из которых изготовляются, — на металлические (из сталей, цветных металлов и их сплавов), железобетонные, каменные, земляные (амбары), деревянные, стеклопластиковые, пластмассовые, резинотканевые;

• по величине избыточного давления — на резервуары низкого (0,002 МПa), повышенного (0,0020,067 МПa) давления;

• по форме оболочки — на вертикальные и горизонтальные цилиндрические резервуары, каплевидные резервуары, шаровые резервуары, прямоугольные;

• по состоянию хранимого продукта — для маловязких нефтей и нефтепродуктов (применяются также резервуары c гибкими разделит, оболочками — мембранами для хранения нескольких нефтепродуктов в одном резервуаре), для высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов, требующих подогрева, для сжиженных газов;

• по способу установки — стационарные и передвижные.

Наземные нефтяные резервуары сооружаются главным образом из стали и железобетона.

Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном ...

... прoвести анализ результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и предлoжить мероприятия по пoвышению эффективности использования нефтянoго газа. 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕРХТАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ... 59 до 73 м. К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно-серыми аргиллитами георгиевской свиты, ...

Последние изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища резервуара, свариваемых на специализированных заводах и доставляемых к месту монтажа в свёрнутом виде, или из готовых элементов (сборные резервуары, a также нефтяные резервуары большого объёма), полистовым способом из отдельных листов, свариваемых на монтажной площадке.

Подземные нефтяные резервуары подразделяют на:

• шахтные, сооружаемые в специально создаваемых горных выработках или в отработанных выработках шахт и рудников;
• бесшахтные, создаваемые в пластах каменной соли путём выщелачивания, a также уплотнением пород взрывом;
• траншейные, сооружаемые открытым горным способом.полускальных, крупнообломочных, песчаных и глинистых грунтах траншейные нефтяные резервуары строятся металлическими c щитовой крышей, опирающейся на несущие фермы.

Недостатки подземных (в т.ч. и заглублённых) нефтяных резервуаров: трудность определения утечек, ремонта и эксплуатации, a в шахтных, кроме того, необходимость заглубления насосной станции и др.

При подводном хранении нефти и нефтепродуктов (подвижныe нефтяные резервуары) эластичную ёмкость или металлическую оболочку погружают на дно, c помощью подвешиваемых дополнительно грузов-якорей.

Кроме того, нефтяные резервуары размещают в бетонных фундаментах морских буровых платформ. Конструкция резервуара должна обеспечивать герметичность, коррозионную и химическую стойкость по отношению к хранимому продукту, долговечность, безопасность эксплуатации и др.

Выбор конструкции нефтяных резервуаров производится на основе технико-экономического анализа, c учётом необходимости сокращения потерь хранимых продуктов, их физико-химических свойств и требований, предъявляемых к технологии хранения.

Нефтяной резервуар или группа нефтяных резервуаров, как правило, входят в состав нефтехранилища.

Для хранения большинства нефтей и нефтепродуктов (имеющих при температуре 37,8В°C давление насыщенных паров до 2,67В·* 104 Пa) используют резервуары co стационарной крышей, опирающейся на корпус (сферическая крыша) или, кроме того, на центральную стойку-опору (коническая крыша).

Резервуары вместимостью от 100 до 5000 м ³ изготовляют c конической крышей, от 10000 до 30000 м³ — co сферической крышей, выполненной из радиальных щитов.

Для хранения мазута и тёмных нефтепродуктов применяют также резервуары вместимостью до 5000 м ³ c «безмоментной» крышей, требующей меньших затрат металла.

Проект сферического резервуара для хранения нефтепродуктов

... Поэтому конструкции резервуаров несколько схожи. 2 Выбор материала Для хранения дизеля проектируем сферический резервуар. Обычно используют ... позволило основной объем сварочных работ при монтаже резервуара выполнить автоматической сваркой. Однако очевидны и серьезные ... сборку всей сферы последовательным наращиванием. Резервуар объемом 2000м3 собирают «вертикальным методом». Основной для временного ...

Бензины и нефти c давлением насыщенных паров до 0,067 МПa в целях сокращения потерь от испарения хранят в вертикальных цилиндрических резервуарах co стационарными крышами, оборудованных понтонами вместимостью до 20000 м ³ , или резервуарах c плавающими крышами — вместимостью до 100000 м³ .

Для уменьшения потерь нефтепродуктов от «Большого дыхания» резервуара и «Малого дыхания» резервуара применяют вертикальные цилиндрические стальные резервуары c торосферической и сфероцилиндрической крышей, c «дышащей» крышей (устройство и принцип действия, аналогичные газгольдеру переменного объёма), a также каплевидные и шаровые резервуары, используемые, кроме того, для хранения сжиженных газов и их смесей (бутана, пропана, бутилена и др.).

1 Вертикальные и горизонтальные резервуары

Вертикальные резервуары, изготовленные из стали, как правило, применяются для кратко или долгосрочного хранения нефти и нефтепродуктов. Сегодня резервуары подобного типа изготовляются с применением современных технологий, что позволяет существенно удешевить производственный процесс. Вертикальные резервуары производство предусматривает применение метода рулонирования.

Этот метод оптимален применительно к производству вертикальных стальных цилиндрических емкостей. Суть метода заключается в следующем: заранее сваренное из отдельных стальных листов полотнище скатывается в рулон, который уже на этом этапе принимает окончательную цилиндрическую форму. После этого, резервуары под нефтепродукты получают сварной шов по протяжению всей боковой стены. На следующем этапе происходит пристыковка крыши и днища. И, в заключении, вертикальные резервуары оснащаются различными конструкционными элементами, способствующими эффективной эксплуатации емкостей в качестве нефтехранилищ.

Резервуары вертикальные для нефтепродуктов, изготовленные методом рулонирования, дешевле емкостей того же типа, произведенных по традиционной технологии. Проведение сварочных работ посредством автоматического оборудования позволяет не только снизить себестоимость конечного продукта, но и существенно сократить сроки, необходимые для его производства.

Учитывая тот факт, что стальные вертикальные резервуары применяются для хранения нефти и нефтепродуктов, особенно важными эксплуатационными аспектами становятся надежность, долговечность и безопасность емкостей такого типа.

Именно поэтому, имея в виду вертикальные резервуары, производство их предусматривает использование высококачественных и высокопрочных сталей.

Рис. 1. Вертикальные резервуары для хранения нефти

Вертикальные емкости для создания оптимальных условий хранения огнеопасных и агрессивных жидкостей дополнительно комплектуются вспомогательными элементами и оборудованием, что, в конечном счете, становится причиной для некоторого увеличения стоимости продукта. Более того, в зависимости от типа жидкости, предназначенной для краткосрочного или длительного хранения, а также в соответствии со сложными эксплуатационными условиями, вертикальные резервуары под нефтепродукты, на производственном этапе, получают дополнительное усиление корпуса и более эффективную теплоизоляцию.

Цилиндрические вертикальные стальные емкости, на сегодняшний день, представляются наиболее экономичным и эффективным решением для хранения больших объемов различных жидкостей.

Стальные резервуары вертикальные для нефтепродуктов производятся в соответствии с ГОСТ Р52910-2008 и с «Правилами устройства цилиндрических вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов» (ПБ 03-605-03).

Все стальные вертикальные резервуары для хранения нефтепродуктов эксплуатируются в следующих условиях:

• Плотность содержимого продукта 0,99 тс/м?;
• Рабочее избыточное внутреннее давление (мм./вод./ст.) 2,0 кПа;
• Рабочий вакуум (мм./вод./ст.) 0,2 кПа;
• Температура содержимого продукта не более +95С°;
• Снеговая нагрузка не более 200 кг/м?;
• Нагрузка ветра не более 100 кг/м?;
• Сейсмичность не более 9 балл;
• Температура внешней среды до -60С°;
• Нагрузка верхней тепловой изоляции (крыша) до 0,127 кПа;
• Нагрузка боковой тепловой изоляции (стены) до 0,17 кПа.

Вертикальные резервуары для хранения нефтепродуктов оборудуются:

• Специальными ограждениями и площадками на крыше;
• Шахтной или наружной кольцевой лестницей;
• Люками в I поясе стенок;
• Системой молниеприемников.

Наиболее распространены стальные резервуары. Применяются следующие типы стальных резервуаров:

вертикальные цилиндрические со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м ³ (при хранении ЛВЖ) и до 50000 м³ (при хранении ГЖ);

• вертикальные цилиндрические со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м3;

вертикальные цилиндрические с плавающей крышей вместимостью до 120000 м ³

Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в табл. 1.

Таблица 1: Геометрические характеристики резервуаров типа РВС

№ п/п	Тип резервуара	Высота резервуара, м	Диаметр резервуара, м	Площадь зеркала продукта, м2	Периметр резервуара, м
1	РВС-1000	9	12	120	39
2	РВС-2000	12	15	181	48
3	РВС-3000	12	19	283	60
4	PBC-5000	12	23	408	72
5	РВС-5000	15	21	344	65
6	РВС-10000	12	34	918	107
7	РВС-10000	18	29	637	89
8	РВС-15000	12	40	1250	126
9	РВС-15000	18	34	918	107
10	РВС-20000	12	1632	143
11	РВС-20000	18	40	1250	125
12	РВС-30000	18	46	1632	143
13	РВС-50000	18	61	2892	190
14	РВС-100000	18	85,3	5715	268
15	РВС-120000	18	92,3	6691	290

Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов, как правило, размером 1,5х3 м или 1,5х6 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм.

Верхний, сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара,

Резервуары типа РГС в отличие от вертикальных изготовляют, как правило, на заводах объёмом 3-100 м ³ и поставляют на место установки в готовом виде; используют для хранения различных нефтепродуктов и малых количествах. По сравнению с резервуарами типа PBC они более металлоёмки, но хранить нефтепродукты в них можно под высоким избыточным давлением и вакуумом.

Типовые резервуары РГС выдерживают избыточное давление до 0,07 МПа и вакуум до 0,001 МПа; их габаритные размеры принимаются с учётом возможности транспортировки в готовом виде железнодорожным транспортом. Резервуары устанавливают под землёй на глубину не более 1,2 м от поверхности площадки. При необходимости самотёчного отпуска нефтепродукта или когда затруднена подземная установка из-за высокого стояния грунтовых вод, их монтируют на опорах и фундаментах.

Для хранения относительно небольших количеств нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м ³ . Кроме стальных резервуаров в ряде случаев применяются также железобетонные.

Резервуар горизонтальный стальной РГС состоит из корпуса (стенки), двух днищ, опорных диафрагм, промежуточных колец жесткости, опор.

Рис. 2. Схема горизонтального резервуара РГС

Стенка горизонтального резервуара РГС выполняется из нескольких листовых обечаек. Каждая обечайка изготавливается из листовой или рулонной стали. Ширину листов принимают в пределах 1500-2000 мм. Листы и обечайки соединяются между собой сварными стыковыми швами, за исключением монтажных стыков, которые могут свариваться внахлестку.

Для повышения жесткости стенки горизонтального резервуара РГС ее укрепляют опорными и промежуточными кольцами жесткости.

Опорные кольца жесткости имеют дополнительную, чаще всего треугольную диафрагму. Днище горизонтального резервуара РГС конструируют плоским при избыточном давлении до 40 кПа и коническим — до 70 кПа.

Плоское днище может быть безреберным и ребристым. Для обеспечения жесткости при транспортировке и монтаже, восприятия вакуума и ветровой нагрузки стенку резервуара горизонтального РГС усиливают кольцами жесткости из прокатных уголков, свальцованных на перо и приваренных пером к стенке.

Рекомендуемая толщина стенки рассматриваемого горизонтального резервуара РГС повышенного давления принимается равной 4 или 5 мм в зависимости от объема и избыточного давления в горизонтальном резервуаре РГС. В типовых резервуарах величина радиуса сечения колеблется в пределах от 1,0 м до 1,62 м.

Наземные горизонтальные резервуары РГС опираются на две седловидные опоры, расположенные на расстоянии 0,586хlр друг от друга, или на две опоры стоечного типа. Угол охвата седловидной опоры изменяется от 60 до 120°. Корпус горизонтального резервуара стального РГС оборудуется штуцерами для загрузки, забора и вентиляции, горловиной с лазом и крыкой для осмотра, очистки и ремонта резервуара, а также наружной лестницей и заземлением.

2 Устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов

Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции.

В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод.

Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке.

Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления.

Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре.

Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша. Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

3 Резервуары повышенного давления

К резервуарам повышенного давления относятся вертикальные цилиндрические резервуары, в которых внутреннее давление выше 200 мм вод. ст., но не превышает 0,7 кгс/см ² , в результате чего на них не распространяются правила по котлонадзору.

Отличительная особенность резервуаров повышенного давления заключается в том, что в них достигается полное устранение потерь от «малых дыханий» при внутреннем давлении в газовом пространстве 1000-2500 мм вод. ст.

Каплевидный резервуар применяется для хранения нефтепродуктов, обладающих значительной упругостью паров. Он рассчитан на давление 0,4 кгс/см ² и более и на вакуум до 500 мм вод. ст. Помимо обычных каплевидных резервуаров используются многоторовые резервуары.

Днище каплевидного резервуара укладывают на плотно утрамбованную песчаную подушку. Оболочку резервуара сваривают встык из отдельных лепестков, имеющих двоякую кривизну. При помощи радиальных ребер нижняя часть оболочки (корпуса) опирается на кольцевую плиту. Жесткость оболочке придается внутренним каркасом, состоящим из ферм и косынок.

Каплевидные резервуары имеют напорный дыхательный и тарельчатый клапаны, пружинный вакуум-клапан с откидным шарнирным седлом, герметическую камеру для опускания лота с ручным приводом, прибор для отбора проб, огневой предохранитель, пружинный обратный клапан на сливной и расходной линиях, поплавкойвый прибор замера уровня, задвижку на зачистной линии, три газовые задвижки, паровой вентиль, термопару для жидкой и газовой среды, мановакууметр, нижний и верхний лазы.

Разработаны проекты резервуаров повышенного давления, из которых наиболее экономичны цилиндрический металлический резервуар с плоским днищем, анкерами и торосферической кровлей вместимостью до 5000 м ³ и внутренним давлением до 2500 мм вод. ст. (типа «гибрид»), каплевидный цилиндрический резервуар вместимостью до 12000 м³ и давлением 4000 и 7000 мм вод. ст. (типа «цилиндроид»).

Резервуары с тросферической кровлей типа «гибрид» имеют плавное сопряжение кровли с корпусом, осуществленное за счет образования торовой вставки двоякой кривизны сферической кровлей и цилиндрическим корпусом. Такая конструкция узла сопряжения кровли с корпусом создает наилучшие условия в работе, снижая дополнительные напряжения, так как в месте перехода возникают только осевые усилия при отсутствии изгибных напряжений. Корпус и днище резервуара типа «гибрид» монтируется из заводских рулонных заготовок. Кровлю можно монтировать отдельными лепестками, включающими торовую вставку.

Наиболее перспективны резервуары типа «цилиндроид». Оболочка такого резервуара при избыточном давлении и полном взливе продуктом работает только на растяжение, в результате чего при большей вместимости можно пррименять листы толщиной 4-5 мм. В отличие от конструкции каплевидных резервуаров типа «гибрид» конструкция резервуаров типа «цилиндроид» имеет неоспоримые преимущества:

При изменении объема все основные сечения остаются без изменения, увеличение объема происходит за счет добавления однотипных вставок в средней части (вместимость одной вставки около 1000 м ³ ).

В каплевидном резервуаре типа «гибрид» при изменении давления и объема меняются все основные параметры резервуара (диаметр, высота) и каждому объему соответствуют свои тип и сечение ребер каркаса и оболочки.

В резервуаре типа «цилиндроид» только два разнотипных элемента: торец и средняя вставка.

Монтаж цилиндрических каплевидных резервуаров можно вести индустриальном методом (метод рулонирования оболочки).

Основные геометрические размеры вертикальных цилиндрических и каплевидных резервуаров повышенного давления приведены в табл. 2. Резервуары повышенного давления наиболее экономичны для длительного хранения нефтепродуктов при небольшой их оборачиваемости (не более 10-12 раз в год).

К числу резервуаров повышенного давления относятся изотермические резервуары для хранения сжиженных газов. Обычно они представляют собой двухслойную конструкцию (резервуар в резервуаре).

Для обеспечения постоянной, отрицательной температуры пространство между наружным и внутренним кольцом заполняют теплоизоляционным материалом.

Таблица 2:Резервуары повышенного давления

Показатель	Вертикальные цилиндрические резервуары объемом, м3
Номинальный объем, м3	400	700	1000	2000	3000	2000
Геометрический объем, м3	420	770	1235	2050	3100	1700
Диаметр, м	8,53	10,43	12,3	15,2	18,3	18,45
Высота стенки, м	7,5	9	9	9,30	10,37	10,49
Высота торосферической кровли, м	2	2,08	2,95	2,97	3,542	—
Избыточное давление, МПа	0,02	0,018	0,015	0,013	0,025	0,03
Вакуум, МПа	0,0015	0,001	0,0005	0,0005	0,001	0,003

Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,07 МПа — при конических днищах и 0,04 МПа — при плоских днищах, также являются резервуарами повышенного давления.

В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в вертикальных цилиндрических резервуарах повышенного давления не требуется никаких движущихся конструкций и уплотняющих устройств, в них сохраняется возможность рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Эксплуатация таких резервуаров сравнительно проста. Рациональная область применения резервуаров этого типа — объем до 3 тыс. м ³ . При больших объемах усложняются конструкции крыши и анкерных устройств.

Таким образом, отечественное резервуаростроение охватывает большую номенклатуру резервуаров различных типов и назначений. Однако число типоразмеров, например, в пределах 5/100 м ³ , в нашей стране значительно меньше, чем в развитых зарубежных странах. В отношении взаимозаменяемости, применительно к большим объёмам резервуаров наша номенклатура более чёткая, чем зарубежная.

Климатические условия России вызывают необходимость дифференцированного подхода к применению тех или иных типов резервуаров с учетом специфических условий их эксплуатации, значительных температурных колебаний, больших снеговых и ветровых нагрузок, сейсмических воздействий, вечномерзлых и просадочных грунтов и т.д.

Например, резервуары с понтоном и со стационарной крышей по расходу стали более металлоемки (на 15/20%), чем резервуары тех же объемов с плавающей крышей. Однако в районах с большими снеговыми нагрузками или песчаными бурями приходится применять резервуары с понтоном. По аналогичным причинам в северных районах с большими снеговыми и ветровыми нагрузками в целях обеспечения устойчивости стенок резервуаров предпочтительнее резервуары высотой не 18м (экономически более выгодные), а до 12 м.

В дальнейшем целесообразно ограничить применение резервуаров больших объемов (50 тыс. м3 и более) в северных районах во избежание возможных хрупких разрушений.

Отечественный индустриальный метод рулонирования применительно к резервуарам больших объемов в связи с ограничением толщины листов требует иногда применения новых конструктивных форм, например двухслойной или предварительно напряженной стенки, усиления бандажами и других решений.

Перечисленные выше специфические условия проектирования, изготовления и монтажа, а также эксплуатации резервуаров отражаются и в методике расчета. В России за основу принят метод расчета конструкций по предельным состояниям.

1 Резервуары на АЗС

Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные (засыпные) резервуары, горизонтальные резервуары и вертикальные металлические резервуары (табл. 1 и 3).

Резервуары оснащаются устройствами и приборами, обеспечивающими их безопасную и эффективную эксплуатацию.

Резервуары для хранения нефтепродуктов на АЗС отвечают следующим требованиям:

плотность хранимого продукта, не более 1 т/м ³ ;

• внутреннее давление (избыточное), не более 0,07 МПа;
• вакуум, не более 0,001 МПа;
• максимальное допустимое заглубление 1,2 м;

допускаемые геометрические отклонения резервуара, мм:

по длине (высоте) +-10

по длине окружности цилиндра +-20

образующей прямой линии, не более 1/150.

Герметичность резервуаров проверяется избыточным давлением воздуха равным 0,025 МПа или гидравлическим давлением, превышающим рабочее в 1,25 раза в течение 3 мин.

Резервуары АЗС оснащаются следующими устройствами:

• сливным (для приёма нефтепродуктов из автоцистерн);
• замерным (для измерения уровня жидкости в резервуарах);
• дыхательным (для сообщения резервуара с атмосферой).

При зачистке и ремонте резервуаров из-под нефтепродуктов не реже одного раза в год на АЗС должны соблюдаться следующие правила:

• работы должны выполняться специализированной бригадой в составе не менее 3 человек;
• перед началом работы должны быть проверены знания рабочих бригады правил техники безопасности и первой медицинской помощи;
• руководитель работы на рабочем месте должен провести инструктаж рабочих, проверить исправность противогазов, шлангов, предохранительных поясов, одежды и обуви, о результатах проверки должна быть соответствующая запись в журнале;

• при зачистке и ремонте резервуаров из-под нефтепродукта рабочие должны пользоваться только не искрящим инструментом, одеждой, обувью;
• непрерывное пребывание рабочего в резервуаре (в шланговом противогазе) не должно превышать 15 мин, а последующий отдых на воздухе — тоже не менее 15 мин;
• работу по зачистке резервуаров разрешается выполнять только в дневное время при естественном освещении и не в грозу;
• приёмка резервуара после зачистки или ремонта должна быть оформлена актом, в паспорте резервуара должна быть сделана соответствующая запись;
• при зачистке и ремонте резервуаров оборудование и заземляющие устройства должны быть проверены и при необходимости отремонтированы или заменены.

Таблица 3: Техническая характеристика горизонтальных резервуаров для хранения нефтепродуктов на АЗС

Номинальная вместимость резервуара, м 3	Проект	Наружный диаметр, мм	Длина, мм	Число элементов жесткости	Толщина металла, мм	Масса, кг
РГС 5м3	704-1-107	1846	2036	—	3	446
РГС 10м3	704-1-108	2220	3100	—	4	980
РГС 25м3	704-1-109	2760	4278	1	4	1886
РГС 50м3	704-1-110	2870	8480	3	4	3369

Таблица 4: Техническая характеристика дыхательных клапанов резервуаров АЗС

Показатели	Модель клапана
	СМДК-50	АЗТ.5-890-802
Условный проход, мм	50	50
Избыточное давление открытия, МПа	0,025	0,01

Таблица 5: Техническая характеристика вертикальных резервуаров для хранения нефтепродуктов на АЗС

Номинальная вместимость, м3	Проект	Наружный диаметр, мм	Высота, мм	Масса, кг
РВС 5м3	РВО-5	1788	2018	473
РВС 10м3	2233	3100	840
РВС 15м3	РВО-15	2818	2518	1140
РВС 25м3	РВО-25	3186	3218	1750

Примечания: 1) толщина металла — 4 мм; 2) резервуары устанавливают в железобетонных колодцах.

2 Резервуарные парки

Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами.

Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградители паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод.

Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущих к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150-300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории (табл. 6).

Таблица 6: Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м3	Общая вместимость резервуарного парка, м 3
I II IIIa IIIб IIIв	— — до 5000 до 2000 до 700	свыше 100000 свыше 20000 до 100000 включительно свыше 10000 до 20000 включительно свыше 2000 до 10000 включительно до 2000 включительно

Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе определяются по документу [1] и представлены в табл. 7.

Таблица 7: Основные характеристики групп резервуаров

Резервуары	Единичный номимальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м	Вид хранимых нефти и нефтепродуктов	Допустимая общая номинальная вместимость группы, м3	Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе
С плавающей крышей	50000 и более	Независимо от вида жидкости	200000	30 м
	Менее 50000	То же	120000	0,5D, но не более 30 м
С понтоном	50000	То же	200000	30м
	Менее 50000	То же	120000	0,65D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50000 и менее	Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки выше 45°С.	120000	0,75D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50000 и менее	То же, с температурой вспышки 45°С и ниже	80000	0,75D, но не более 30 м

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м ³ и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

На складах категории Illa при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м ³ допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м ³ и более.

Применение резервуаров хранения не ограничивается одной областью, потому что топливные материалы стали обязательным ресурсом при функционировании всевозможных сельскохозяйственных, промышленных, пищевых предприятий. Конструкционные варианты, которые применяются работниками при производстве емкости для нефти, допускают создание резервуаров многих моделей или же объемов. Если фирма, которая приобретает резервуары для нефти и нефтепродуктов, специализируется в переработке либо добыче нефти, тогда всевозможные емкости для этой компании в основном разрабатываются достаточно больших размеров.

В основном это вертикальные резервуары для хранения нефти с наземным монтажем, а также объемами до пяти куб.м. или же даже более.

Крайне практичными в эксплуатации довольно давно можно считать двустенные резервуары для нефти и нефтепродуктов, которые разрабатываются по индивидуальному проекту. Изготовление резервуаров выполняется таким образом, дабы стальной резервуар при любых условиях предотвращал потери нефтепродуктов. Для большей безопасности в 2-стенных резервуарах для хранения нефтепродуктов всегда пространство между сосудами наполняют определенным газом либо жидкими веществами. Регулировать давление в емкости для нефти позволяет специально созданный манометр либо специальный бачок с указателями давления.

Все резервуары для хранения нефти должны соответствовать столь важным параметрам, как устойчивость к коррозии и физическим повреждениям, герметичность, увеличенная надежность сосуда, экобезопасность, эгрономичность, экономность.

Комплектация резервуаров для хранения нефти чаще всего предусматривает изготовление нескольких равных по величине и разных отделений, использующихся для накопления и отпуска разных марок продуктов переработки нефти.

1. ГОСТ Р 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.

2. Правила технической эксплуатации резервуаров

• СТО 0030-2004 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции
• Вертикальные резервуары [Электронный ресурс] — Режим доступа:
• Закожурников Ю.А.

Хранение нефти, нефтепродуктов и газа / Ю.А. Закожурников — ИнФолио — 2010 г. — 432 с.

• Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа / Г.В. Коннова — Феникс — 2006 г. — 128 с.
• Левитин Р.Е.

Подземное хранение нефтепродуктов в горизонтальных стальных резервуарах с использованием инертных газов: Диссертация / Р.Е. Левитин — Тюмень — 2008 г. — 138 c.

• Электронная библиотека Нефть — Газ [Электронный ресурс] — Режим доступа: http://www.oglib.ru/index.html