НЕФТЕБАЗ И НЕФТЕХРАНИЛИЩ 1 часть

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Таблица 5.15

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в первый год длительного хранения (кг/ 1 т принятого количества)

211

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Таблица 5.16

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыше одного года (длительное хранение), кг/ т

212

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Таблица 5.17

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске на АЗС и пунктах заправки (в кг/ т принятого нефтепродукта)

Таблица 5.18

Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске в открытых земляных амбарах (в кг/ 1 м2 поверхности испарения нефтепродукта в месяц)

Климатические зоны

213

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Таблица 5.19

Нормы естественной убыли нефтепродуктов 7 группы (в кг/ 1 т принятого или отпущенного количества)

ТЕСТЫ И ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ ОБУЧЕНИЯ

На оценку «удовлетворительно»

1. Правила хранения нефтепродуктов.

На оценку «хорошо»

1.Нормы естественной убыли нефтепродуктов.

2.Специальные мероприятия по сохранению качества нефтепро-

дуктов.

На оценку «отлично»

1.Восстановление качества нефтепродуктов.

2.Контроль качества нефтепродуктов.

214

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Модуль 6

РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Введение

Рациональное расположение сооружений и объектов на территории нефтебазы создает наиболее благоприятные условия, обеспечивающие бесперебойность проведения всех операций, соблюдение санитарно-гиги- енических и противопожарных требований и, в конечном счете, определя- ет экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом. Объекты нефтебазы целесообразно объединять по их технологиче- ской или функциональной принадлежности и располагать на территории по зонам. Обычно выделяют 6 – 7 таких зон:

∙железнодорожного приема и отпуска (железнодорожные сливо- наливные устройства, насосные и компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, тех- нологические трубопроводы различного назначения, операторные поме- щения и другие объекты, связанные с проводимыми операциями);

∙водного приема и отпуска (морские или речные пирсы и прича- лы, насосные станции, технологические трубопроводы, операторные, ма- нифольды и другие сооружения, обеспечивающие сливо-наливные опера- ции в транспортные емкости);

∙резервуарного хранения включает резервуары, технологические трубопроводы, газосборники, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.;

∙розничного отпуска (автоэстакады, устройства для налива неф- тепродуктов в автоцистерны, разливочные, хранилища для нефтепродук- тов в таре, цеха затаривания нефтепродуктов, цеха регенерации отрабо- танных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, ла- боратории и т.д.);

∙зона очистных сооружений (буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки, флотаторы, фильтры, биофильтры, хлораторные, азонатор- ные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопители (иловые площадки);

∙подсобных зданий и сооружений (ремонтно-механические мас- терские, пропарочные установки, котельные, малярные цеха, электростан-

215

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ции и трансформаторные подстанции, распределительные пункты, водо- проводы, склады для тары и материалов, цеха по ремонту оборудования);

∙ административно-хозяйственная (объекты противопожарной службы, административные здания, столовые, проходные, гаражи, объекты охраны и т.д).

Деление нефтебазы на зоны имеет условный характер. Например, на нефтебазах, хранящих только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Далеко не на всех нефтебазах воз- можно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел, когда требуется в значительных количествах пар и сжатый воздух. Ремонт и из- готовление бочковой тары также выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих достаточное оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных, могут отсутствовать одна или несколько зон, некоторые зоны совмещаются, могут выделяться до- полнительно новые зоны, обоснованные либо технологией проводимых операций, либо экономическими показателями.

Схема изучения материала

216

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ

1.Номенклатура отечественных стальных резервуаров

Впромышленности применяется большое число стальных резервуа- ров различных типов и объемов без давления (резервуары с плавающей крышей и понтоном) и с давлением до 0,002 МПа (резервуары со стацио-

нарной крышей).

Имеются стальные резервуары траншейного типа объемом до 10 000 м3, рассчитанные на избыточное давление 0,007 МПа.

Наибольшее распространение получили наземные вертикальные ци- линдрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы:

1. типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары объе- мом от 20 м3 до 100 тыс. м3:

∙со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, с высотой стенки не более 12 м;

∙с понтоном и плавающей крышей, без давления;

∙резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных рай- онах (температура до –65 ° С);

2.резервуары с оптимальными параметрами объемом от 10 до 50 тыс. м3, с высотой стенки до 18 м;

3.резервуары повышенного давления широкого распространения не

получили. В России сооружено всего несколько каплевидных резервуаров объемом 2 000 м3, рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа. Значи-

тельно чаще применяют резервуары ДИСИ (Днепропетровского инженер- но-строительного института) объемом 400, 700, 1 000 и 2 000 м3. В общей

сложности таких резервуаров, рассчитанных на избыточное давление от 0,01 МПа до 0,013 МПа, построено около 200.

Основные геометрические размеры вертикальных цилиндрических и каплевидных резервуаров повышенного давления приведены в табл. 6.1. 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 изотермиче- ские резервуары для хранения сжиженных газов. Обычно они представляют собой двухслойную конструкцию (резервуар в резервуаре). Для обеспече- ния постоянной отрицательной температуры пространство между наруж- ным и внутренним кольцом заполняют теплоизоляционным материалом;

217

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

4. 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.

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

2. Технические характеристики резервуаров

2.1. Вертикальные изотермические резервуары

Изотермические резервуары служат для хранения различных сжи- женных газов при постоянной пониженной или отрицательной температу- ре, проектирование и сооружение которых является новым направлением в резервуаростроении. В ЦНИИпроектстальконструкции разработаны раз- личные типы конструкций для хранения сжиженных газов при температу- ре выше минус 196 оС в резервуарах объемом 2,5, 10 и 30 тыс. м 3.

Наиболее распространены двухслойные конструкции изотермиче- ских резервуаров с зазорами между стенками, крышками и днищами

(рис. 6.1, а, б).

Величины зазоров определяют технологические институты и выдают в техническом задании (ТЗ) на проектирование. Задания включают исход- ные данные для проектирования резервуаров: объем; название и температу- ру хранимого сжиженного газа, марки сталей для внутреннего и наружного резервуаров; величину избыточного и гидростатического давления; район строительства; величину снеговой и ветровой нагрузок; сейсмичность рай- она строительства; наименование теплоизоляционных материалов, свароч- ные материалы для сварки сталей специальных марок и другие данные.

218

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис. 6.1. Изотермический резервуар объемом 20 тыс. м3 (DВН = 34,2 м, DH = 36 м):

а – фасад внутреннего резервуара (слева) и наружного резервуара (справа); б – разрез; 1 – кольца жесткости; 2 – анкерные крепления; 3 – железобетонная плита (ростверк) свайного основания

Если температура хранения не ниже –65 ° С, то при проектировании резервуаров применяются строительные стали. При более низких темпера- турах должны применять стали специальных марок: никельсодержащие, нержавеющие, алюминиевые сплавы.

Проектирование и сооружение изотермических резервуаров во мно- гом аналогично проектированию и сооружению вертикальных цилиндри- ческих резервуаров низкого и повышенного давления. Также аналогичны методики инженерных расчетов, что дает возможность использовать мно- голетний опыт их проектирования. Новым, с чем столкнулись при проек- тировании и расчете несущих элементов изотермических резервуаров, явились нагрузки от теплоизоляционных материалов. При расчете стенки пустого внутреннего резервуара на устойчивость – собственный вес изоля- ции, находящейся между крышами и вызывающей осевое сжатие стенки. Изоляция, находящаяся в межстенном пространстве, вызывает боковое

219

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

давление на стенки внутреннего и наружного резервуаров. Кроме того, за счет трения о стенки она вызывает также вертикальное усилие.

При длительном хранении нефтепродуктов (не более 10 – 12 раз оборачиваемости в год) целесообразно применение резервуаров повышен- ного давления типа ДИСИ (Днепропетровского инженерно-строительного института) и «Гибрид», запроектированного ЦНИИпроектстальконструк- цией. Оба типа резервуаров имеют торосферическую кровлю. Резервуары типа ДИСИ прошли детальное испытание и эксплуатируются под избы- точным давлением.

2.2. Осесимметричные каплевидные резервуары

Сооружено, испытано и внедрено несколько таких резервуаров объе- мом по 2 000 м3, рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа и вакуум 0,003 МПа. При детальных испытаниях напряженно-деформированного со- стояния резервуаров с опорным кольцом в его конструкциях возникают зо- ны концентрации высоких напряжений, что негативно сказывается на со- стоянии резервуаров. На этом основании разработана новая конструктивная форма каплевидного резервуара – резервуар с экваториальной опорой (рис. 6.2). В этой конструкции отсутствуют опорное кольцо и ребра жестко- сти внутри резервуара, а оболочка опирается в зоне экватора на 20 опор (ко- лонн), которые устанавливают на железобетонное опорное кольцо. Капле- видная оболочка имеет толщину выше экватора 5 мм, ниже – 6 мм. Геомет- рия оболочки имеет такую форму эллиптических поясов, что радиусы кри- визны уменьшают вверх до экватора с таким расчетом, чтобы меридиональ- ные и кольцевые усилия по всей поверхности от гидростатической нагрузки и избыточного давления были равны между собой. Поэтому каплевидные оболочки называют оболочками равного сопротивления.

Каплевидные резервуары экономичны в своей области, т.е. в области повышенного давления, однако монтаж таких резервуаров сложен и требу- ет соответствующих средств механизации для изготовления лепестков двоякой кривизны. Но в связи с необходимостью сокращения потерь неф- тепродуктов при хранении, а резервуары с плавающей крышей или понто- ном неэкономичны при малой оборачиваемости, проблема резервуаров по- вышенного давления, в том числе каплевидных резервуаров, является ак- туальной и перспективной.

В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в ре- зервуарах повышенного давления нет никаких движущихся конструкций и затворов, в них сохраняется возможность для рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Их экс-

220