2.4.2. Современные тенденции в сооружении и эксплуатации резервуаров. Полистовой метод сборки стенок резервуара

До 1998 г все резервуары НПС сооружали методом рулонированной сборки по типовым проектам. Как показала практика их эксплуатации работоспособность этих резервуаров во многом снижена вследствие присущих этому методу сборки несовершенств к которым можно отнести:

1.Сложно-напряженное состояние элементов стенки резервуаров, характеризующееся наличием высоких остаточных монтажных напряжений изгиба (при разворачивании рулона, на которые накладываются рабочие растягивающие напряжения. Это приводило к следующим осложнениям:

• при гидроиспытаниях стенка приобретает перемещения и де­формации в 1,5 раза выше рассчитанных;

• возникают остаточные перемещения и деформации стенки и остаточные напряжения в уторном узле (краевой эффект);

• при эксплуатации на внутреннем волокне стенки реализуются не расчетные напряжения (_Р = 0,7_0,2), а напряжения, достигаю­щие предела текучести _0,2.

2. Низкие технологичность и контролепригодность при монтажном развороте рулонов стенки и днища приводят к следующим осложнениям:

• отклонения от вертикали стенки до 250 мм;

• местные отклонения формы стенки типа выпуклостей, вогну­тостей и переломов;

• хлопуны на днище;

• угловатости вертикальных монтажных сварных соединений карт стенки;

• прямолинейность стенки в районе монтажных сварных соеди­нений.

Все эти дефекты формы требуют специальных мер по усиле­нию несущей способности, например, за счет установки дополни­тельных ребер жесткости или снижения нагрузки за счет пониже­ния рабочего уровня залива нефти.

3. Снижение проектной толщины гидрофобного слой под окрайкой из-за его выдавливания при установке и развороте рулонов стенки резервуаров большой вместимости (большой вес рулонов). Снижение толщины гидрофобного слоя приводит к ощути­мому увеличению напряжений от "краевого эффекта", что при работе резервуаров даже в режиме транзита провоцирует обра­зование трещин в сварных соединениях уторного узла стенки с днищем.

4. Из-за большого веса рулонов невозможность применения более качественного таврового соединения стенки и днища с полным проваром (при развороте рулона разрушение нижнего торца стенки со скосом кромок).

При полистовом методе сборки стенок резервуаров практи­чески все выше названные несовершенства отсутствуют.

Начиная с 1998 г. впервые в России на НПС "Староликеево" ОАО "ИМИ" осуществлено строительство четырех резервуаров РВСП-20000 методом полистовой сборки.

Монтаж резервуаров осуществляется фирмой ЗАО "Волгонефтехиммонтаж".

Как известно, внедрение метода полистовой сборки в основном сдерживалось недостатками общей технической политики, направленной на всемерное сокращение себестоимости резервуаров. Одним из негативных следствий этой политики следует считать отсутствие на сегодняшний день оборудования и технологии сварки на монтаже. Этот факт требовал необходимости закупки зарубежного сварочного оборудования для механизированной сварки металлоконструкций на монтажной площадке. Для сварки горизонтальных швов стенки в Австрии была закуплена установка автоматической сварки в защитных газах FTW-R фирмы “Fronius”. Установка представляет собой две (внутренние и наружные) кабины, движущиеся на роликах по верхнему торцу листов почса вдоль периметра стенки резервуаров. В кабинах размещены источники питания, сварочная горелка и место сварщика, укомплектованное приспособлениями для управления ориентацией горелки относительно стыка.

Вертикальные стыки стенки и все другие соединения сваривали с применением полуавтоматической сварки в защитных газах с использованием полуавтоматов марки TRS-4000 и TRS-2700 фирмы "Fronius" (Австрия). В качестве защитных газов использовали смесь аргона (80 %) и углекислого газа 20 %.

Применение алюминиевых понтонов и крыш.

Известно, что при добыче, транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов потери составляют порядка 6 % от объема добываемой нефти. Испарение углеводородного сырья из резервуаров составляет основную долю от общих потерь.

К настоящему времени разработаны несколько способов сокращения потерь углеводородного сырья от испарения из резервуаров. Одним из наиболее эффективных способов является устройство плавающей крыши в резервуаре, при этом потери от испарения сокращаются на 98 %.

В качестве средства для сокращения потерь из резервуаров наиболее широкое применение за рубежом получили внутренние плавающие крыши (понтоны) из алюминиевых сплавов. Фирмы “Ультрафлоут”, "Ваконодек", "Прематехник" и другие уже более 15 лет поставляют алюминиевые понтоны для нефтяных компаний, в т. ч. и в Россию. Оригинальные инженерные решения по­зволили максимально сократить массу понтона, что очень важно при высокой стоимости алюминия. Так, масса понтона дли РВС-5000 м³ около 2 т (или 5 кг/м²).

Однако при оценке изделия следует учитывать соотношение цены и качества. В виде характеристики качества можно принят, что срок службы алюминиевого понтона не менее 40 лет. Кроме того, специалисты фирмы "Ультрафлоут" считают, что установка понтона в стандартный резервуар диаметром 45,6 м для хранения бензина позволяет сэкономить около 1000 м³ продукта в год. Tаким образом, окупаемость средств, вложенных в строительство алюминиевого понтона для резервуара с бензином, не превышает 2 лет.

До последнего времени алюминий в народном хозяйстве России применяли ограниченно ввиду его высокой стоимости. Для изготовления понтонов отечественные резервуаростроители широ­ко применяли малоуглеродистые стали, а последние 10 лет и пенополиуретаны.

Однако после августа 1998 г. изменилось соотношение цен на алюминий и энергоресурсы, что позволяет более широко использовать алюминиевые сплавы как конструкционный материал. Так, технико-экономическое сравнение понтонов из алюминиевых сплавов и стальных с антикоррозионным покрытием показало преимущество первых.

ЗАО "Нефтемонтаждиагностика" по заданию ОАО "Верхне волжскнефтепровод" спроектировало, изготовило и смонтировало на НПС в Рязани первый отечественный понтон из алюминиевых сплавов в стальном вертикальном резервуаре вместимостью 10000 м³. Понтон (рис. 2.34) состоит из настила 1, выполненного им лент шириной 1,5 м, соединенных между собой внахлест верхней 2 и нижней 3 балками. К нижним балкам хомутами прикреплены герметичные поплавки 4 диаметром 220 мм. Диаметр поплавка определен из расчета двукратного запаса плавучести. Таким образом, поплавок погружается в нефть на 50 % от диаметра. По периметру понтона установлен бортик 5, который погружен в жидкость и является гидрозатвором.

К бортику 5 прикреплен уплотняющий затвор 6, который способен перекрыть зазор между понтонами и стенкой резервуара 200±100 мм. Температурный интервал эксплуатации от -40 до +40°С. Затвор представляет собой ленту из вспененной пластмассы шириной 350 мм с

Рис. 2.34. Резервуар с понтоном из алюминиевого сплава:

1 - настил; 2 — верхняя балка; 3 — нижняя балка; 4 - герметичные поплавки; 5 - бортик; 6 - уплотняющий затвор; 7 - противоповоротные тросы; 8 - антивакуумный клапан; 9 - кабель; 10 - дренажный патрубок; 11 - ста­ционарная опора; 12 - направляющая труба; 13- уплотняющий затвор

с переменной жесткостью по сечению. Это позволяет обеспечить плотное прижатие затвора к стенке резервуа­ра и надежное копирование всех отклонений стенки от проектного положения в рамках допуска. Совместно с ВНИИПО (г. Балашиха) были проведены испытания такого затвора на пожарную безопасность и даны рекомендации на применение затворов в резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов. Госгортехнадзором России выдано разрешение на серийное производство затворов мягкого типа ЗМП-1.

Понтон оснащен двумя противопожарными тросами 7 диамет­ром 6,4 мм, выполненными из нержавеющей стали, антивакуумным клапаном 8, который одновременно является люком-лазом, и кабелем 9 для снятия электростатических зарядов. В практике эксплуатации понтонов были случаи, когда в резервуар вместе с нефтью попадали газовоздушные пробки, что приводило к выбросам нефти на понтон. С целью сброса нефти с ковра понтона установлены дренажные патрубки 10, которые погружены в нефть на глубину, обеспечивающую гидрозатвор.

В нижнем положении понтон опирается на стационарную опору 11 из углеродистой стали, приваренную к днищу резервуа­ра, в качестве опоры могут быть применены опорные стойки. Техническое решение по конструкции опоры нами было принято на основании опыта эксплуатации нефтяных резервуаров с учетом прогноза накопления твердых отложений на днище. Известно, что твердые парафинистые отложения неравномерно распределены на днище резервуара и достигают высоты более одного метра, поэтому принято решение о том, что в нефтяных резервуарах вместо опорных стоек необходимо применять стационарную опору.

Данный резервуар был оснащен двумя направляющими трубами 12 для ручного замера уровня и устройства уровнемера, поэтому вокруг стоек были установлены уплотняющие затворы 13.

После года эксплуатации понтона было проведено экспертное обследование его технического состояния, показавшее его удовлетворительную работоспособность. Плотность и прочность понтона соответствовали требованиям нормативных документов.

В зарубежной практике для оснащения нефтяных резервуаров большой вместимости широкое распространение нашли алюминиевые купольные покрытия ячеистого типа.

Эти покрытия весьма технологичны при сборке, имеют малый вес. Кроме того, при применении алюминиевых понтонов и крыт вследствие их высокой коррозионной стойкости по сравнению со стальными крышами нет необходимости в использовании дорогостоящих антикоррозионных покрытий.

С учетом высокой эффективности этих крыш в АК "Транс­нефть" и АО ВМН было принято решение о разработке проекта и технологии изготовления и монтажа алюминиевых покрытий для оснащения двух строящихся по листовой сборке резервуаров РВСП-20000 на НПС "Староликеево".

На рис. 2.35 приведен общий вид резервуара РВСП-20000 с отечественным купольным покрытием.