Содержание

Введение

     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.

1. Общая характеристика  резервуаров для  хранения нефти

     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.

       C 1912 в России стали применяться  железобетонные резервуары, в США  - сборно-разборные резервуары вместимостью от 15 до 1600 м3.

      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.

      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.

      B 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. ¹

      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 м3 изготовляют c конической крышей, от 10 000 до 30 000 м3 - co сферической крышей, выполненной из радиальных щитов.

      Для хранения мазута и тёмных нефтепродуктов применяют также резервуары вместимостью до 5000 м3 c «безмоментной» крышей, требующей меньших затрат металла.

      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 20 000 м3, или резервуарах c плавающими крышами - вместимостью до 100 000 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.).²

2. Характеристика  основных типов резервуаров для хранения нефти

2.1. 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:

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

      10. Нагрузка боковой тепловой изоляции (стены) до 0,17 кПа.

      Вертикальные резервуары для хранения нефтепродуктов оборудуются:

1. Специальными ограждениями и площадками на крыше;
2. Шахтной или наружной кольцевой лестницей;
3. Люками в I поясе стенок;
4. Люками и патрубками (типовой проект согласуется с заказчиком);
5. Системой молниеприемников.³

      Наиболее  распространены стальные резервуары. Применяются следующие типы стальных резервуаров:

      - вертикальные цилиндрические со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м3 (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 м3

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

Таблица 1: Геометрические характеристики резервуаров типа РВС 

      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 м³ 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 м3. Кроме стальных резервуаров в  ряде случаев применяются также железобетонные.⁴

      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...2000мм. 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.⁵

     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. ⁶

2.2. 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.

2.3. 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/см2, 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/см2 и более и на вакуум до 500 мм вод. ст. Помимо обычных каплевидных резервуаров используются многоторовые резервуары.⁷

     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 м3 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 м3). 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). ⁸

      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.