Хранение нефти и нефтепродуктов

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков

Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков, должен обеспечить их надежную и безопасную работу, сохранение количества и качества нефтепродуктов. Выполнение этих задач достигается соблюдением правил эксплуатации, периодической зачисткой резервуаров, их своевременной подготовкой к паводку и зиме, контролем за состоянием и техническим обслуживанием резервуаров.

Правила эксплуатации

Каждый работающий резервуар должен:

■ соответствовать проекту;

■ иметь технический паспорт;

■ быть постоянно оснащенным полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и нормативными документами;

■ иметь порядковый номер, четко написанный либо на корпусе наземного резервуара, либо на специально установленной табличке (подземная емкость).

На каждый резервуар нефтебазы составляется технологическая карта его эксплуатации, которая содержит следующую информацию:

■ № резервуара на технологической схеме;

■ тип резервуара;

■ абсолютная отметка окрайки днища у приемо-раздаточного патрубка;

■ предельно установленный уровень заполнения;

■ минимально и максимально допустимые уровни заполнения, а также соответствующие им объемы нефтепродукта;

■ сведения о приемо-раздаточных патрубках (диаметр, количество высота размещения над днищем резервуара, максимально допустимая производительность закачки-откачки через один патрубок);

■ сведения о дыхательной арматуре (тип, диаметр, количество, суммарная пропускная способность);

■ максимально допустимая скорость перемещения понтона или плавающей крыши (если имеется). Предельно установленный уровень заполнения резервуара это максимальный уровень возможного его заполнения, определяемый проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

В соответствии с нормативными документами при определении предельно установленного уровня руководствуются следующим:

■ в резервуарах со стационарной крышей минимальное расстояние от низа врезки пенокамер до максимального уровня нефтепродукта определяется с учетом его температурного расширения, но должно быть не менее 100 мм;

■ расстояние от верха стенки резервуара с плавающей крышей или опорного кольца в резервуаре с понтоном до максимального уровня нефтепродукта должно составлять не менее 0,6 м.

Максимально допустимый уровень Qзmах нефтепродукта в вертикальном цилиндрическом резервуаре определяется из условия, что за время т0 оперативных действий по прекращению закачки с максимально допустимым расходом Qзmах предельно допустимый уровень не будет превышен, т.е.

где Fp площадь «зеркала* нефтепродукта в резервуаре.

Аналогично минимально допустимый уровень Hmin нефтепродукта находится как сумма наибольшего из расчетных уровней Hрmin по воронкообразованию и кавитации насосов с изменением взлива нефтепродукта за время т0 оперативных действий по прекращению откачки, т.е.

где Qот max — максимально допустимый расход откачки нефтепродукта.

Величины Q3 max и Qот max устанавливаются из условий ограничения величины зарядов статического электричества в процессе перекачки, а также должны быть увязаны с пропускной способностью дыхательной арматуры и максимально допустимой скоростью перемещения понтона (плавающей крыши). Последняя устанавливается равной 3,5 м/ч для резервуаров объемом 700 м3 и менее, а также 6 м/ч — для всех остальных.

При заполнении резервуара после окончания строительства или после его капитального ремонта скорость нефтепродукта в приемо-раздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном или плавающей крышей — до их всплытия, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.

Опорожнение резервуаров с понтоном или плавающей крышей условно делится на два периода:

■ первый — от начала опорожнения до посадки понтона (плавающей крыши) на опоры;

■ второй — от посадки понтона (плавающей крыши) на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре.

В течение первого периода справедливы рекомендации по их скоростям перемещения, приведенные выше. Во втором периоде производительность опорожнения, во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона, не должна превышать суммарной пропускной способности вентиляционных патрубков.

В зимний период при накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекосов и заклинивания необходимо очищать ее от снега. При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара его следует отрывать при помощи не образующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на промерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны.

При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлива нефтепродукта. При случайном его разливе на крыше резервуара последнюю необходимо вытереть досуха. Оставлять на крыше ветошь, паклю и другие предметы запрещается.

Территория резервуарного парка должна быть спланирована и содержаться в чистоте и порядке. На ней не допускается размещение горючих предметов и материалов, а также разлитых нефтепродуктов.

Места разлива нефтепродуктов у резервуаров и на территории резервуарного парка следует немедленно зачищать путем снятия слоя земли толщиной, превышающей на 1-

1 см глубину проникновения нефтепродукта. Выбранный грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.

Внутри обвалования резервуаров разрешаются установка электрооборудования и прокладка подземных кабельных электролиний напряжением до 380 В включительно. Установка на резервуарах электроприборов для измерения уровня температуры и других параметров должна производиться по специальному проекту.

На территории резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается пользоваться открытым огнем и электрооборудованием не во взрывобезопасном исполнении.

При ведении ремонтных работ в резервуарном парке въезд внутрь обвалования тракторов и автомашин допускается только с искрогасителями на выхлопной трубе. К эксплуатируемому или ремонтируемому резервуару автотранспорт может подъезжать не ближе чем на 20 м.

Для транспортировки к резервуарам тяжелого оборудования или материалов при ремонтах необходимо устраивать проезды через обвалования путем подсыпки грунта. Если обвалование в ходе каких-либо работ окажется повреждено, по окончании этих работ оно должно быть немедленно восстановлено.

Для защиты от разрядов статического электричества и от прямых ударов молнии стальной резервуар должен быть надежно заземлен при помощи заземляющих устройств, выполненных по специальному проекту. Защита от проникновения в резервуары высоких потенциалов по трубопроводам, проложенным на опорах, осуществляется их присоединением на входе в резервуар к заземляющим устройствам с сопротивлением растеканию тока не более 20 Ом; на ближайших от резервуара двух опорах трубопроводы присоединяют к заземляющим устройствам с сопротивлением растеканию тока не более 40 Ом.

Резервуар с понтоном для отвода статического электричества должен иметь надежное устройство в виде гибких перемычек с общей величиной сопротивления не более 50 Ом. У резервуара с плавающей крышей сопротивление аналогичной перемычки должно быть не более 10 Ом.

Молниеприемники изготовляют из различного металла любого профиля длиной от 200 до 1500 мм сечением не менее 100 мм2 и из многопроволочного оцинкованного троса сечением не менее 35 мм2.

Заземляющие устройства могут быть поверхностными, углубленными и комбинированными. Поверхностные заземляющие устройства изготавливаются из полосовой, круглой, угловой и других профилей стали и укладываются на глубину 0,5-0,8 м от поверхности земли; углубленные — из стальных элементов бульшего сечения (например, некондиционных труб), которые забиваются в грунт таким образом, что расстояние от верхнего конца электродов до поверхности земли составляет 0,7-0,8 м; комбинированные состоят из поверхностных и углубленных электродов, объединенных в общую систему.

Зачистка резервуаров

Для сохранения качества нефтепродуктов металлические резервуары должны периодически зачищаться:

■ не менее двух раз в год — для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;

■ не менее одного раза в год — для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

■ не менее одного раза в два года — для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для мазутов и моторных топлив зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества этих нефтепродуктов, а также надежной эксплуатации резервуаров и их оборудования.

Кроме перечисленных случаев резервуары зачищают также при необходимости:

■ смены сорта хранящегося нефтепродукта;

■ освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

■ очередных и внеочередных ремонтов, а также полной комплексной дефектоскопии.

Резервуары для хранения нефтепродуктов очищают вручную, механизированным и химико-механизированными способами. При ручном способе накопившиеся на днище осадки перемещают к люку-лазу с помощью деревянных лопат или самодельных скребков, рабочая часть которых изготовлена из протектора отработавших свой срок автомобильных покрышек. Распространенным является применение брандспойтов, когда несвязанный осадок сгоняется от центра резервуара к его стенке давлением струи воды с одновременной откачкой пульпы самовсасывающим насосом или эжектором. При удалении высоковязких остатков резервуары сначала пропаривают, а затем промывают горячей (30-50 °С) водой из брандспойта при давлении 0,2-0,3 МПа.

Механизированный способ зачистки заключается в том, что в резервуары для удаления осадка подают горячую (70-80 °С) воду под давлением 1-1,2 МПа через специальные моечные машинки-гидромониторы. При этом струя воды разрушает отложения, после чего пульпа откачивается насосом на очистные сооружения.

Удаление особо тяжелых мазутных остатков производят бульдозером, для чего в стенке резервуара делают специальный проем.

Механизированный способ зачистки позволяет значительно сократить время на производство работ, уменьшить объем ручного труда и снизить стоимость работ. Недостатками перечисленных способов являются значительные затраты энергии на подогрев воды в первом случае и недостаточно качественная очистка поверхностей, необходимость периодического повреждения резервуарной конструкции во втором.

Гидромонитор Г-12:
1 — неподвижный корпус; 2 — валик турбинки; 3 — подвижный корпус; 4 — кривошип редуктора;
5 — масляная ванна редуктора; 6 — насадка; 7 — головка; 8 — турбинка

Химико-механизированный способ зачистки осуществляется теми же техническими средствами, что и механизированный, но вместо воды используют моющие препараты. Сведения о некоторых из них приведены в таблице.

Техническая характеристика моющих растворов

Показатели

МЛ-2

МЛ-6

МЛ-10

Вода, на основе которой готовится раствор

Пресная

Морская

Пресная

Температура раствора, °С

Концентрация препарата, % мае.

0,5-1

0,1-0,3

1-1,5

Рекомендуемая кратность использования

Нефтепродукт, осадок которого удаляется

Мазут, масла на нефтяной основе

Мазут, масла на нефтяной основе

Бензин,

керосин,

дизельное

топливо

Применение моющих растворов позволяет удешевить зачистку, улучшить ее качество и уменьшить продолжительность работ.

Для химико-механизированной зачистки резервуаров от остатков нефтепродукта и шлама могут быть использованы комплект оборудования для механизированной зачистки резервуаров ОМЗР либо установка УЗР, разработанная ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР).

Комплект ОМЗР предназначен для обработки моющим раствором всей внутренней поверхности резервуара и удаления из него образующейся эмульсии. В состав комплекта входят насосная установка 1, емкость для моющего раствора 2, моечная машинка 8, а также система рукавов и вспомогательного оборудования.

Технологическая схема зачистки горизонтальных (о) и вертикальных (б) резервуаров:
1 — емкость с моющим раствором; 2 — фильтр; 3 — насосная установка; 4 — напорный рукав;
5 — рукав для откачки эмульсии; 6 — тройник с двумя вентилями; 7 — водоэжектор; 8 — моечная машинка; 9 — тренога

Рассмотрим работу комплекта на примере зачистки вертикального цилиндрического резервуара (рис. 2.29, б). Моющий раствор из емкости 1 насосной установкой 3 по напорному рукаву 4 подается к резервуару. В тройнике 6 поток делится на 2 части: одна подается к моечной машинке 8 и выполняет задачу зачистки резервуара, а другая играет роль рабочей жидкости для водоэжектора 7, с помощью которого из резервуара откачиваются использованный моющий раствор, смытый нефтепродукт и шлам.

В результате механического и химического воздействия струй моющего раствора происходят дробление массы нефтепродукта на отдельные капли и образование легкоподвижной эмульсии типа «масло в воде». Эмульсия стекает с обечайки и днища резервуара к эжектору, с помощью которого по рукаву 5 откачивается в емкость 1, а лучше — в отдельный резервуар. Здесь после 10-30 мин отстоя эмульсия расслаивается на раствор и нефтепродукт. Отстоявшийся раствор вновь используется для зачистки резервуара, а нефтепродукт откачивается.

Насосная установка комплекта ОМЗР состоит из насоса ЦСП-51, установленного на шасси автомобиля ГАЗ, или насоса 6НГм-7х2, установленного на шасси автомобиля ЗИЛ180. Центробежный самовсасывающий насос ЦСП-51 с переключением рабочих колес нагнетает моющий раствор при двух рабочих режимах: при последовательной работе колес — подача 65 м3/ч, напор 900 м; при параллельной их работе соответственно 130 м/ч и 450 м. Характеристики центробежного двухступенчатого насоса 6НГм-7х2 следующие: подача 110/160 м3/ч, напор 140/50 м.

Для размыва донных отложений может быть использована установка УЗР-1, смонтированная на шасси автомобиля КрАЗ-256.

Привод насосов осуществляется от двигателя автомобиля через специальную коробку отбора мощности 1, карданный вал 3, редуктор 4 и соединительную муфту 5. Для подачи моющего раствора используется насос МС100, а для откачки эмульсии из резервуаров — насос 4НФ.

Размыв отложений в резервуаре производится размывочной автоматической машинкой РАМ-1, представляющей собой гидравлический цилиндр с поршнем. Моющий раствор с расходом 28-32 м3/ч под давлением 1,2 МПа подается по гибкому шлангу на сопло, а часть раствора отводится на золотник и придает поршню возвратно-поступательное движение. Конструкция машинки такова, что ее сопло совершает одновременное перемещение как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях, что позволяет подвергнуть обработке большой участок внутренней поверхности резервуара.

Размывочную машинку через верхний люк опускают в резервуар на раскладывающейся подвеске, по которой одновременно насосом подают моющий раствор. Для очистки резервуаров емкостью 3000 м3 достаточно двух машинок.

Установка УЗР-1:
1 — коробка отбора мощности; 2 — платформа монтажная; 3 — карданный вал; 4 — редуктор; 5 — соединительная муфта;
6 — насос типа МС-100 (для подачи моющей жидкости); 7 — автомобиль КрАЗ-256; 8 — цепная передача;
9 — насос 4НФ (для откачки осадков); 10— обвязка насосов; 11— быстроразборный трубопровод

Образующуюся в результате их работы эмульсию и шлам откачивают эжектором.

При мойке внутренней поверхности резервуаров хорошо себя зарекомендовала моечная машинка ММ-4.

Сведения о некоторых устройствах, используемых для мойки резервуаров, приведены в таблице ниже.

Перед началом зачистки резервуар подвергается дегазации за счет естественной и принудительной вентиляции с тем, чтобы уменьшить концентрацию паров нефтепродукта до величины не более 0,1 г/мй при пребывании работников в нем без защитных средств и не более 8 г/м3 — в защитных средствах.

Моечная машинка типа ММ-4:
1 — коническая шестерня; 2 — цилиндрическая шестерня; 3 — сопловой аппарат; 4 — червячный редуктор;
5 — поворотный корпус; 6 — вал; 7 — неподвижный корпус; 8 — рабочее колесо гидротурбинки

Технические характеристики моечных машинок

Наименование

Моющая

жидкость

Дальность действия струи при давлении 1 МПа, м

Время однократной промывки резервуара, мин

Масса,

кг

Напор,

м

Расход,

м3/ч

Г идромонитор Г-12Б

13,5

Г идромонитор Г-12В

Моечная машинка ММ-4

Промывочный прибор ОК-ЦНИИ

Если пребывание работников внутри резервуара не требуется, то при выполнении огневых работ содержание нефтепродуктов в воздухе не должно превышать

2 г/м3, а при окрашивании, градуировке, ремонте (без огневых работ) — 12,5 г/м3.

Дегазация резервуара с понтоном осуществляется при его нахождении на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиляцией.

Пропарка резервуара производится путем подачи пара одновременно под понтоном и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки. При этом один световой люк должен быть открыт.

В процессе пропарки пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены через отжатый участок затвора, перекрывающего кольцевой зазор между стенкой резервуара и коробом понтона, расположенный на противоположной стороне от люков, через которые подается пар. Длина отжатого участка затвора должна быть не менее 10 м. Отжатие затвора от стенки резервуара осуществляется с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений.

Во время пропарки внутри резервуаров с металлическими понтонами необходимо поддерживать температуру 60-70 °С, а при использовании синтетических понтонов — не более 60 °С. Пропарка должна производиться до полного удаления паров нефтепродукта из резервуара.

После окончания пропарки резервуар должен быть остужен до температуры не выше 30 °С с проветриванием при открытии всех люков. Затем резервуар должен быть промыт водой путем заполнения его до максимально допустимого уровня с последующим опорожнением или промыт водяной струей (при этом попадание воды на поверхность понтона не допускается).

Для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров вместимостью до 50 м3 из-под бензинов, дизельных топлив и масел может быть использована установка моечная УМ-1, смонтированная на шасси автомобиля-заправщика типа 746 или ПАЗС-3152. В состав установки входят цистерна, насос К-45/55, электродвигатель, электроподогреватель, гидромонитор, эжектор, распылитель, резиновые рукава, вентилятор, рассеивающая труба.

Установкой УМ-1 производится сокращенная и полная зачистка резервуаров от осадков. Сокращенная зачистка производится периодически для сохранения качества нефтепродукта и включает следующие операции:

■ выкачку остатка нефтепродукта;

■ мойку резервуара в течение 1—2 ч струями воды, подаваемой гидромонитором под давлением не менее 0,5 МПа (в холодное время года воду нагревают до 40-50 С);

■ выборку осадка, протирку насухо.

Полная зачистка производится перед ремонтом резервуара. Она включает следующие операции:

■ выкачку остатка нефтепродукта;

■ мойку резервуара гидромонитором по замкнутому циклу в течение 1-2 ч;

■ дегазацию принудительным вентилированием в течение 4 ч;

■ мойку внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя в течение 10-15 мин; одновременно проводится выкачка этой воды эжектором;

■ отбор проб воздуха из резервуара для анализа на содержание в нем углеводородов;

■ выборку осадка вручную.

Подготовка резервуаров к паводку и зиме

Подготовка резервуарных парков к паводку — одна из ответственных операций на нефтебазах, расположенных в зоне весеннего затопления. Прежде всего необходимо принять меры по предотвращению попадания воды на территорию резервуарных парков. Для этого устраиваются отбойные насыпи, укрепляются дамбы, при необходимости наращивается высота защитных стенок и обвалований.

Другая группа мероприятий направлена на минимизацию ущерба, который могут нанести воды, попавшие на территорию резервуарного парка. Наибольшей опасности во время паводка подвергаются порожние или незначительно заполненные нефтепродуктом резервуары, которые могут всплыть и повредить соседние с ними резервуары и сооружения. Чтобы этого не произошло, перед разливом воды во время паводка от порожних резервуаров необходимо отсоединить трубопроводы, отвернуть крышку люкалаза, расположенного в первом поясе, а также открыть все люки на крыше резервуара с тем, чтобы дать возможность воде свободно попадать в него. При наличии в резервуарах небольших остатков нефтепродуктов во избежание потерь их перекачивают в другие резервуары. Для предотвращения размыва песчаных оснований резервуаров со стороны главных направлений потоков воды их обкладывают крупными камнями и мешками с песком.

При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо принять меры по предотвращению замерзания воды и обеспечению работоспособности оборудования в холодное время года. Прежде всего требуется:

■ удалить воду с поверхности плавающей крыши и с покрытия резервуаров типа ЖБР, имеющих водяной экран;

■ удалить подтоварную воду, промыть сифонные краны нефтепродуктом и повернуть в нерабочее положение (параллельно днищу), при необходимости утеплить;

■ слить воду с кольца орошения.

Далее необходимо:

■ проверить работу дыхательных клапанов на предмет обеспеченности непримерзания их тарелок;

■ демонтировать кассеты огневых предохранителей;

■ залить предохранительный клапан и гидрозатвор уровнемера незамерзающей жидкостью;

■ провести ревизию подвижных частей гидрозатвора уровнемера, утеплить гидрозатвор и уровнемер;

■ проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара;

■ выполнить ревизию дренажной системы плавающих крыш и элементов канализационной сети (сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, задвижек, колодцев).

Контроль за состоянием и техническое обслуживание резервуаров

Ежедневно проверяется внешнее состояние резервуаров. При этом необходимо обратить внимание на вертикальные

И горизонтальные ШВЫ НИЖНИХ ПОЯСОВ И окрайки дттигтття Не должно быть трещин по сварным швам и основному металлу, утечек нефтепродукта, вмятин.

У резервуаров с плавающей крышей проверяется наличие отпотин или нефтепродукта в центральной части и в водоспуске, техническое состояние сетки ливнеприемника, а в зимнее время — наличие снега на крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки водоспуска.

У резервуаров типа ЖБР дополнительно осматривают покрытие и обсыпку, проверяют наличие нефтепродукта в дренажных колодцах и камере управления задвижками.

Не реже двух раз в месяц проверяют:

■ качество и уровень масла в предохранительном клапане, горизонтальность его колпака, чистоту сетчатой перегородки;

■ отсутствие течи в сальниках сифонного крана, плавность его поворота;

■ герметичность сварных швов приемо-раздаточных патрубков;

■ работу зачистного устройства для удаления подтоварной воды из резервуаров типа ЖБР.

Не реже одного раза в месяц контролируется:

■ исправность и чистота пакетов огневого предохранителя;

■ наличие прокладок и затяжка болтов фланцевых соединений люков (светового, люка-лаза);

■ состояние уплотнений монтажного фланца и растворопровода, внешний вид генератора пены ГПСС, состояние рычажной системы и защитной сетки;

■ исправность шахтной лестницы, отсутствие загромождений посторонними предметами и наледи;

■ правильность показаний уровнемера.

Один раз в квартал у понтонов открывают крышки люков всех коробов и отсеков между ними для проверки наличия отпотин или нефтепродукта в коробах.

Не реже двух раз в год у резервуаров с понтонами проверяют наличие нефтепродукта на поверхности плавающего покрытия, целостность кассеты огневого предохранителя и плотность ее прилегания к прокладке в корпусе, плотность и непроницаемость корпуса огневого предохранителя и фланцевых соединений. У резервуаров с плавающей крышей визуально проверяют внешнее состояние кольца жесткости, дополнительных колец жесткости, степень износа трущихся поверхностей затворов у направляющих стоек, а также мембраны, пружин и рычагов кольцевого затвора между коробом понтона и стенкой резервуара.

Один раз в год контролируют срабатывание ручного привода генератора пены ГПСС, чистоту и смазку его шарнирных соединений и распылителя, герметичность выходного отверстия генератора,

В резервуарах со стационарной крышей необходимо контролировать избыточное давление и вакуум. Осмотр поверхности понтона проводится при его верхнем положении через световой люк, а плавающей крыши — с верхней кольцевой площадки.

В первые годы эксплуатации вновь построенных резервуаров (до окончания осадки) ежегодно проводят нивелировку окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. При этом отклонения от горизонтальности наружного контура днища незаполненного резервуара вместимостью 2000— 10 ООО м3 не должны превышать 30 мм для двух соседних точек по контуру, а для диаметрально противоположных точек — 80 мм. Для заполненного резервуара эти величины должны составлять соответственно 50 и 100 мм.

После стабилизации основания резервуаров не реже одного раза в 5 лет проводят контрольные нивелировки. У резервуаров вместимостью 2000—10 000 м® отклонения для двух соседних точек не должны превышать 80 мм, а для диаметрально противоположных — 150 мм; вместимостью 700-1000 м3 — 75% от указанных величин, а вместимостью 100-400 м3 — 50%.

Хранение нефти нефтепродуктов и газа

Хранение углеводородов осуществляется в нефтяных и газовых хранилищах. Предприятия, на которых осуществляется хранение нефти и нефтепродуктов, называются складами нефти и нефтепродуктов, или нефтебазами.

Хранением нефти, нефтепродуктов и газа и обеспечением ими потребителей занимаются специальные структуры нефтяной и газовой промышленности. Снабжением потребителей нефтепродуктами занимаются нефтяные компании через сеть региональных управлений по нефтепродуктообеспечению. Обеспечение потребителей газом — газоснабжающие организации РАО «Газпром» и коммунальными службами регионов и населенных пунктов.

Нефтебазы занимаются не только хранением и обеспечением нефтью нефтепродуктами потребителей, а также:

  • перевалкой нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой;
  • созданием запасов нефтепродуктов и их хранением на межнавигационный период;
  • хранением государственного резерва нефтепродуктов;
  • сбором отработанных нефтепродуктов и масел и их регенерацией, то есть восстановлением их качества.

Для выполнения этих операций нефтебазы располагают комплексами специальных сооружений, обеспечивающих прием и отгрузку нефти и нефтепродуктов с любого вида транспорта; резервуарными парками; мощным энергетическим и насосным хозяйством. В большинстве случаев нефтебазы в своем составе содержат региональную сеть автозаправочных и бункеровочных станций.

При социалистических отношениях в РСФСР рыночные цены регулировались государством, перевалка нефти и нефтепродуктов осуществлялась через сеть перевалочных нефтебаз, а распределение и снабжение нефтепродуктов потребителей осуществлялось через сеть распределительных нефтебаз и частично через сеть автозаправочных станций.

Чтобы снизить себестоимость продукции промышленных предприятий и сельскохозяйственных производителей за счет снижения транспортных расходов на перевозку нефтепродуктов, государственные распределительные нефтебазы строились с максимальным приближением к потребителям — промышленным и сельскохозяйственным предприятиям. Транспортные расходы на доставку нефтепродуктов на распределительные нефтебазы государство компенсировало за счет своего бюджета.

В настоящее время с возрождением рыночных отношений нефтяным компаниям невыгодно стало содержать убыточные распределительные нефтебазы, и сеть их стала резко сокращаться. Но, с другой стороны, стала развиваться сеть автозаправочных станций, что позволило потребителям сократить транспортные расходы на перевозку топлива и закрыть собственные склады горючесмазочных материалов (ГСМ).

Склады нефти и нефтепродуктов — далее «Нефтебазы», в системе нефтяной промышленности могут быть как самостоятельными предприятиями, так и внутренними подразделениями, например, на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтеперекачивающих станциях магистральных трубопроводов (НПС).

Нефтебазы, согласно СНиП 2.11.0-93, подразделяются на следующие категории и типы:

  • по вместимости резервуарных парков на 5 категорий;
  • по объему грузооборота на 5 групп;
  • по транспортным связям и технологическим операциям:
    • на водные (речные, морские);
    • трубопроводные;
    • железнодорожные;
    • автомобильные;
    • и смешанные;
  • по номенклатуре хранимых нефтепродуктов:
    • на нефтебазы для хранения светлых нефтепродуктов;
    • для хранения нефти и темных нефтепродуктов;
    • и смешанные;

Склады при нефтепромыслах

Предназначены для размещения нефти, поступающей от скважин, и для накопления объемов, необходимых для полного заполнения наливного судна или железнодорожного состава при отгрузке. При отгрузке нефти по магистральному трубопроводу резервуарная емкость рассчитывается на 3-суточный объем перекачки.

Склады при НПС имеют буферные резервуары, через которые осуществляется перекачка, и резервуары для откачки нефти из трубопровода на случай аварии или производства ремонтных работ.

Склады на НПЗ состоят из сырьевых резервуарных парков и парков для дистиллятов и готовой продукции — нефтепродуктов, масел, растворителей и т.д.

Здесь Вы можете найти детальное описание разделов:

  • характеристика предприятий, занимающихся приемом, хранением и отгрузкой нефти, нефтепродуктов и газа;
  • проектирование резервуарных парков нефтебаз, полевых складов горючего;
  • конструкция стальных и мягких резервуаров для нефтепродуктов;
  • эксплуатация резервуарных парков хнанения углеводородов;
  • учет количества нефти и нефтепродуктов;
  • осуществление контроля качества нефти, нефтепродуктов и газа.
  • аттестация сотрудников в нефтяной и газовой промышленности.

Хранение нефти, нефтепродуктов на нефтебазах и газа в газохранилищах является завершающим этапом технологической цепи на пути движения нефти и газа от скважины до потребителя.

Отличительной особенностью хранилищ нефти, нефтепродуктов и таза является их повышенная техногенная опасность, связанная с размещением на них большого количества легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и таза.

Нефтебазы, как правило, размещаются вблизи населенных пунктов, а их коллективы работают непосредственное потребителями продукции нефтяной и газовой промышленности, и тем самым создают имидж нефтяных компаний.

Все зто взятое вместе требует от специалистов нефтебаз профессиональных знаний и повышенной ответственности за техническое состояние оборудования и за безопасное проведение сливо-наливных операций.

Изучая этот раздел также Вы можете ответить на вопросы связанные с хранением нефти и нетепродуктов:

  1. Химический состав нефти;
  2. Классификация нефти по физико-химическим параметрам;
  3. Влияние примесей в составе нефти на эксплуатационные свойства;
  4. Влияние примесей на технико-экономические показатели транспортировки нефти;
  5. Какие параметры относятся к химическим, физическим и эксплуатационным свойствам нефти и нефтепродуктов (Н и НП)?
  6. С помощью каких приборов определяется плотность нефти и нефтепродуктов?
  7. С помощью каких приборов определяется вязкость нефти и нефтепродуктов?
  8. Каким образом определяется температура застывания нефти и нефтепродуктов?
  9. Чем отличаются температура вспышки и самовоспламенения нефти и нефтепродуктов?
  10. Чем характеризуются нижний и верхний предел взрываемости нефти и нефтепродуктов?
  11. Что характеризует октановое число топлива?
  12. Что характеризует цетановое число топлива?
  13. Электрические свойства нефти и нефтепродуктов;
  14. Статическое электричество, природа его образования и способы его отвода;
  15. Токсичные свойства Н и НП;
  16. Меры безопасности при обращении с нефтепродуктами;
  17. Деление нефтепродуктов на классы по степени пожароопасности;
  18. Деление нефтепродуктов на группы по потребительским качествам;
  19. Виды автомобильных бензинов; Их маркировка;
  20. Виды авиационных бензинов; Их маркировка;
  21. Виды керосинов; Их маркировка;
  22. Виды реактивных топлив; Их маркировка;
  23. Виды дизельного топлива; Их маркировка в зависимости от потребления;
  24. Мазута топочного; Их маркировка; Применение в зависимости от марок;
  25. Масла смазочные; Виды и марки смазочных масел;
  26. Масла несмазочньге; Виды и марки несмазочных масел;
  27. Смазки консистентные; Виды, марки и применение консистентных смазок;
  28. Назначение нефтебаз;
  29. Классификация нефтебаз;
  30. Какие марки топлива допускается перекачивать по одному трубопроводу?
  31. Основные принципиальные подходы к проектированию генеральных планов предприятий;
  32. Требования, предъявляемые к генеральным планам;
  33. Категории и классы пожарной опасности объектов нефтебаз;
  34. Принцип деления территории предприятий на зоны;
  35. Деление территорий нефтебаз на зоны;
  36. Состав сооружений каждой зоны;
  37. Противопожарные разрывы между объектами нефтебазы;
  38. Требования к проектированию резервуарных парков;
  39. Порядок определения размеров и вместимости обвалования;
  40. Расчет потребной емкости для хранения нефтепродуктов на нефтебазах; Требования, предъявляемые к генеральному плану нефтебазы;
  41. Требования к планировке резервуарного парка;
  42. Расчет емкости и размеров резервуарного парка;
  43. Порядок разработки генерального плана нефтебазы;
  44. Назначение и классификация резервуаров;
  45. Устройство и техническая характеристика цилиндрических вертикальных резервуаров с плоской крышей;
  46. Устройство и техническая характеристика цилиндрических вертикальных резервуаров с конусной крышей;
  47. Устройство и техническая характеристика цилиндрических вертикальных резервуаров со сферической крышей;
  48. Устройство и назначение резервуаров с плавающей крышей;
  49. Устройство и назначение резервуаров с плавающими понтонами;
  50. Устройство и назначение каплевидных резервуаров;
  51. Устройство и назначение резервуаров-«центроидов»;
  52. Устройство шаровых резервуаров;
  53. Устройство и назначение железобетонных резервуаров;
  54. Устройство и назначение резервуаров с эластичной оболочкой;
  55. Устройство подземных резервуаров для хранения нефти и газа;
  56. Способы монтажа металлических резервуаров;
  57. Монтаж резервуаров полистовым способом;
  58. Способ изготовления рулонных заготовок резервуаров в заводских условиях;
  59. Способы транспортировки резервуарных заготовок на строительную площадку;
  60. Распределение давления в резервуаре и напряжений в его конструктивных элементах;
  61. Способы изготовления крыши резервуара при полистовом методе монтажа;
  62. Способы изготовления крыши резервуара при индустриальном методе монтажа;
  63. Порядок изготовления днища резервуара при полистовом способе монтажа;
  64. Порядок изготовления днища резервуара при индустриальном способе монтажа;
  65. Устройство фундаментов под РВС;
  66. Требования, предъявляемые к устройству различных частей фундамента;
  67. Устройство фундаментов под наземные горизонтальные резервуары;
  68. Устройство фундаментов под подземные горизонтальные резервуары;
  69. Порядок испытания резервуаров после окончания монтажа;
  70. Способы испытания на плотность днища резервуара;
  71. Способы испытания на плотность кровли резервуара;
  72. Виды оборудования, устанавливаемого на резервуарах для светлых нефтепродуктов;
  73. Виды оборудования, устанавливаемого на резервуарах для темных нефтепродуктов;
  74. Назначение лазовых люков, требования к их монтажу;
  75. Назначение световых люков, требования к их монтажу;
  76. Назначение замерных люков, требования к их монтажу;
  77. Назначение дыхательных клапанов, их устройство и принцип работы;
  78. Назначение гидравлических предохранительных клапанов, их устройство и принцип работы;
  79. Назначение огневых предохранителей, их устройство и принцип работы;
  80. Назначение хлопушек в резервуарах, их устройство и принцип работы;
  81. Назначение сифонных кранов, их устройство и принцип работы;
  82. Назначение уровнемеров, их устройство и принцип работы;
  83. Назначение стационарных пробоотборников, их устройство и принцип работы;
  84. Назначение подъемных труб, их устройство и принцип работы;
  85. Виды противопожарного оборудования, устанавливаемого на резервуаре;
  86. Назначение нефтяных гаваней и их устройство;
  87. Требования к размерам и содержанию акваторий в районе пирсов и причалов;
  88. Виды сооружений и оборудования, размещаемых на пирсах и причалах;
  89. Составные части причалов и требования к их устройству;
  90. Устройство грузовых платформ свайной конструкции;
  91. Устройство грузовых бычков причалов;
  92. Устройство железобетонных отбойно-швартовых палов,
  93. Устройство стендеров и их техническая характеристика
  94. Нормативные сроки налива и слива цистерн;
  95. Состав сооружений железнодорожного фронта слива-налива нефти и нефтепродуктов;
  96. Требования, предъявляемые к устройству железнодорожного полотна;
  97. Требования, предъявляемые к устройству железнодорожных эстакад;
  98. Устройство одиночных сливных стояков;
  99. Устройство наливных эстакад;
  100. Устройство сливных эстакад;
  101. Устройство сливо-наливных эстакад;
  102. Устройство эстакад для налива мазута и масел;
  103. Автоматизированные установки верхнего налива нефтепродукта;
  104. Установки нижнего слива нефти и нефтепродуктов;
  105. Технологические схемы межрельсового слива нефти и мазута;
  106. Назначение и устройство наливных пунктов на нефтебазах;
  107. Требования к планировке наливного пункта;
  108. Виды автоматизированных систем, применяемых для налива автоцистерн;
  109. Технологическая схема автоматизированной системы налива;
  110. Электрическая схема управления наливов в системе АСН-5Н;
  111. Виды блокировок, которые должны быть предусмотрены в автоматизированной системе налива;
  112. Основные технологические узлы системы АСН-5Н, их назначение и устройство
  113. Назначение насосных станций на нефтебазах;
  114. Виды насосных станций, строящихся на нефтебазах;
  115. Требования к устройству зданий насосных станций;
  116. Требования к планировке насосной и размещению технологического оборудования — насосов;
  117. Требования к технологической обвязке трубопроводов;
  118. Требования к устройству вентиляции насосной станции;
  119. Требования к электрооборудованию и электропроводкам насосных станций;
  120. Требования к устройству подземных насосных станций;
  121. Требования к устройству насосных станций открытого типа;
  122. Классификация трубопроводрв нефтебаз;
  123. Способы прокладки трубопроводов на нефтебазах;
  124. Подземный способ прокладки трубопроводов на нефтебазах;
  125. Прокладка трубопроводов в каналах и лотках;
  126. Надземная прокладка трубопроводов на нефтебазах;
  127. Виды опор, их назначение и устройство;
  128. Усилия, возникающие в трубопроводах;
  129. Способы компенсации линейных удлинений трубопровода;
  130. Способы компенсации напряжений в замкнутых трубопроводах от повышения давления жидкости;
  131. Виды компенсаторов и требования к их установке;
  132. Задачи гидравлического расчета трубопровода;
  133. Определение полного напора жидкости в трубопроводе;
  134. Определение потерь напора на трение и местные сопротивления;
  135. Определение гидростатического давления в расчетном трубопроводе;
  136. Построение характеристики трубопровода;
  137. Выбор насосов для нефтепродуктов;
  138. Последовательное и параллельное включение насосов;
  139. Виды теплоносителей, применяемых на нефтебазах;
  140. Особенности расчета количества тепла на подогрев нефтепродуктов в резервуарах;
  141. Способы подогрева нефтепродуктов в резервуарах;
  142. Способ подогрева нефтепродуктов острым паром;
  143. Подогрев нефтепродуктов закрытыми способами;
  144. Конструкции закрытых паровых подогревателей;
  145. Конструкции местных подогревателей;
  146. Требования к монтажу подогревателей в резервуарах;
  147. Электрический способ подогрева нефтепродуктов в резервуарах;
  148. Электрические схемы подогрева нефтепродуктов в резервуарах;
  149. Подогрев битума в железнодорожных бункерах;
  150. Способы подогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах;
  151. Способ подогрева нефтепродуктов острым паром в железнодорожных цистернах;
  152. Устройство и порядок применения переносных пароподогревателей;
  153. Циркуляционный способ подогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах;
  154. Устройство и принцип работы подогревателей типа ПГМП-4;
  155. Устройство и принцип работы подогревателей типа ЭГМП-4;
  156. Требования охраны труда при подогреве нефтепродуктов
  157. Основные виды потерь нефти и нефтепродуктов;
  158. Источники потерь нефти и нефтепродуктов на нефтебазах;
  159. Потери нефти и нефтепродуктов от «малых дыханий» резервуаров;
  160. Потери нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий» резервуаров;
  161. Мероприятия по сокращению потерь от «малых дыханий»;
  162. Мероприятия по снижению температуры хранения нефти и нефтепродуктов в резервуарах;
  163. Хранение нефти и нефтепродуктов под повышенным давлением;
  164. Способы снижения поверхности испарения в резервуарах;
  165. Назначение и принцип работы газовой обвязки резервуаров;
  166. Назначение и принцип работы газоуравнительной системы на нефтебазе;
  167. Устройство и принцип работы газосборника «сухого» типа;
  168. Устройство и принцип работы газосборника «мокрого» типа;
  169. Устройство и принцип работы эластичного газосборника с дышащей мембраной;
  170. Сокращение потерь при проведении технологических операций;
  171. Мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов от утечек;
  172. Назначение количественного учета нефти и нефтепродуктов;
  173. Задачи оперативного учета нефти и нефтепродуктов;
  174. Задачи бухгалтерского учета нефти и нефтепродуктов;
  175. Порядок проведения инвентаризации нефти и нефтепродуктов;
  176. Объемный, массовый и объемно-массовый учет нефти и нефтепродуктов;
  177. Приборы и инструменты, применяемые при определении количества нефти и нефтепродуктов;
  178. Устройство замерной рулетки для замера уровня нефтепродуктов;
  179. Устройство метрштоков для замера уровня нефтепродуктов, их виды;
  180. Техника замера уровня нефти и нефтепродуктов в резервуаре;
  181. Определение объема подтоварной воды в резервуаре;
  182. Определение объема и массы нефтепродукта по нетто в резервуаре;
  183. Сроки поверки измерительных средств;
  184. Способы градуировки резервуаров;
  185. Назначение контроля качества нефти и нефтепродуктов;
  186. Порядок контроля качества нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, находящихся на хранении;
  187. Порядок контроля качества нефтепродуктов, поступающих на нефтебазу и АЗС;
  188. Порядок контроля качества нефтепродуктов, отгружаемых с нефтебазы;
  189. Порядок отбора проб из вертикальных резервуаров;
  190. Порядок отбора проб из горизонтальных резервуаров;
  191. Порядок отбора проб из железнодорожных цистерн;
  192. Порядок отбора проб из автомобильных цистерн;
  193. Порядок составления средних проб;
  194. Порядок хранения контрольных проб;
  195. Назначение химических лабораторий нефтебаз.

Правила хранения нефти и газа

Нефтебаза – парк резервуаров для хранения нефтепродуктов – должна быть оборудована соответствующими контрольными приборами и полностью укомплектована для работы с опасными средами. Согласно Правилам, требования по ее использованию, определены сразу на нескольких уровнях:

  • В части технического исполнения нефтехранилища (материал исполнения емкости, оснащение, наружные защитные покрытия, термостойкость корпуса и т. д.).
  • В рамках действий сотрудников, которые работают с сосудами (осуществляют загрузку, разгрузку и содержание сырья, обслуживают нефтебазу и т. д.). Перед получением допуска к работе с хранилищем каждый работник должен пройти аттестацию и проверку на знание планов, схем, алгоритмов действий при аварийных случаях, утвержденным руководством предприятия.

Ключевая цель разработки Правил хранения нефтепродуктов сводится к двум пунктам. Первый – предупреждение происшествий при работе с токсичными легковоспламеняющимися средами. Второй – создание условий для быстрой локализации и устранения последствий проблемных ситуаций.

Для контроля исполнения предписаний Приказа № 232 работа любой нефтебазы (транспортировка, перекачка, прием и хранение нефтепродуктов) в обязательном порядке сопровождается документально. Список документов, которые необходимы для эксплуатации хранилищ, делится на две группы.

  1. Базовая документация – техпаспорт самой нефтебазы, а также:
    • оборудования вентиляционных систем (при их наличии);
    • каждого резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов;
    • всех единиц привлекаемого технологического оборудования (могут быть заменены формулярами).
  2. Текущая сопроводительная документация:
    • журнал осмотров, ремонтов, технических изменений используемых объектов (оборудования, зданий, сооружений);
    • свидетельства поверки емкостей с приложенными градуировочными таблицами;
    • журнал распоряжений – актов приемки, перекачки, отгрузки;
    • эконормы и регламент сбора, содержания, утилизации отходов, образовавшихся при работе с продукцией нефтяной и газовой промышленности, выбросов и сбросов в атмосферу.

Требования к устройству хранилищ

Ключевое требование к предприятиям, которые осуществляют хранение нефтепродуктов, – грамотный выбор емкостей для соответствующего материала. Он определяется по результатам расчетов с учетом:

  • условий места установки емкости;
  • характера хранимого сырья (нефти, газа, иных химических соединений);
  • ожидаемого снижения объема содержимого емкости в результате естественного испарения и других параметров.

Систему требований к подбору и эксплуатации оборудования различных марки, вида, размера резервуара составляют три группы условий.

  1. Требования к нефтяной базе:
    • использование разных емкостей для хранения нефтепродуктов разных классов;
    • обязательный регулярный осмотр техники с целью контроля ее технического состояния;
    • периодические проверки исправности приборов, герметичности сосудов;
    • своевременное принятие мер для защиты нефтебазы от воздействия электричества, попадания молний, других внешних факторов;
    • регулярные уборки территории (в зоне размещения парка резервуаров не должно быть легковоспламеняющихся предметов: бумажного и другого мусора, травы, сухой листвы);
    • вынос склада с горючими продуктами за пределы резервуарного парка.
  2. Требования к самим резервуарам и их устройству:
    • Установка и проверка исправности запорных систем.
    • Использование соответствующих материалов люков доступа. Они должны выполняться из материалов, устойчивых к действию агрессивной среды, и в обязательном порядке оснащаются герметичными прокладками.
    • Во исполнение правил пожаробезопасности емкости, предназначенные для продуктов, которые относятся к вязким или застывающим, оборудуются системами подогрева, выполняются теплоизолированными. Перекачка таких сред осуществляется с предварительным прогревом с целью сохранения их качества, предупреждения потерь напора из-за высокого гидростатического сопротивления.
  3. Требования к дополнительному оснащению. Измерительные и контрольные приборы, которыми комплектуются резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, должны быть исправными и соответствовать стандартам, определяющим условия подбора такой техники.

При разливе нефти и нефтепродуктов область течи должна быть изолирована и очищена. При этом обязательно снятие грунтового слоя в зоне аварии с запасом глубины на 1–2 см относительно участка проникновения среды. Снятая почва помещается в подготовленный для этого блок с соблюдением норм безопасности, а выработка на участке – заполняется чистым грунтом, песком или глинистой почвой.

Перед закачкой в резервуар среды другой группы (отличной от той, что хранилась в нем ранее), емкость необходимо подготовить. В системах с избыточным давлением все контрольные действия – забор пробы, замер уровня/массы – проводятся без разгерметизации.

Классификации нефтебаз

В зависимости от способа организации нефтебаза может быть независимым (самостоятельным) объектом для хранения нефти, газа и нефтяных продуктов или структурным подразделением предприятия нефтяной индустрии:

  • нефтяного перерабатывающего завода (коротко НПЗ);
  • станции перекачки нефти и газа в структуре магистрального трубопровода (НПС);
  • поселкового нефтепромысла и т. д.

Классифицируются объекты для хранения нефтепродуктов по СНиП 2.11.0–93. Согласно Нормам, основные признаки классификации делят базы по 4 признакам – назначению, типу содержимой субстанции, привязке к зоне отгрузки, вместимости.

По назначению хранилище может быть перевалочным, распределительным центром или, собственно, станцией содержания нефти или газа. В зависимости от типа содержимого продукта нефтяные базы делят на смешанные и специальные. Последние предназначены для хранения нефтепродуктов либо светлой фракции, либо темной.

По признаку транспортной составляющей системы различают хранилища водные, глубинные, трубопроводные и ж. д. Наиболее редкий вид – глубинные нефтебазы. Их особенность состоит в размещении на значительном удалении от любых транспортных путепроводов. Такие хранилища работают с собственным транспортным парком (авиа или авто).

По емкости – вместимости – нефтебазы для хранения нефтепродуктов делят на 5 классов.

  1. Хранилище общей емкостью до 2000 куб. м, категория IIIВ. Объем самого большого резервуара в такой базе не может превышать 700 кубометров.
  2. Нефтяная или газовая база на 2–10 тыс. кубометров, категория IIIБ. Предельный объем емкостей парка – 2000 куб. м.
  3. Хранилище на 10–20 тыс. куб. м (отдельный резервуар рассчитан не более, чем на 5000 куб. м), категория IIIА.
  4. Парк вместимостью 20–100 тыс. кубометров относится ко II категории.
  5. Самый вместительный тип нефтебаз – общим объемом оборудования на 100 тыс. кубометров (категория I).

Существует также классификация по объему трафика нефти или газа. Она представлена в таблице ниже.

Категория нефтебазы Вместимость одного резервуара, м3 Общая емкость нефтебазы в м3
I Свыше 100000
II От 20000 до 100000
IIIа До 5000 вкл. От 10000 до 20000
IIIб До 2000 вкл. От 2000 до 10000
IIIв До 700 вкл. До 2000 вкл.

Группа нефтебазы Грузооборот, тыс. тонн/год
1 Свыше 500
2 100-500 ключительно
3 50-100 включительно
4 20-50 включительно
5 До 20 включительно

Резервуары для хранения нефтепродуктов

Резервуары, которые формируют хранилище нефтепродуктов, нефти, газа, тоже классифицируются по ряду признаков. Основная таблица делит их по способу монтажа, форме и материалам исполнения.

В первом случае различают наземные, подземные и полуподземные резервуары для нефти. Во втором – сферические (многослойные, в основном используют для сжиженных газов и жидкостей), цилиндрические и каплевидные. Цилиндрические хранилища, в свою очередь, делят:

  • по способу установки на горизонтальные и вертикальные;
  • по методу производства на монолит и сборные конструкции.

По материалу исполнения нефтяные резервуары разделяют на металлические, железобетонные и специальные подземные. Последние устраиваются методом выщелачивания (размыва солей через скважину) в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и применяются для создания резерва топлива в межсезонье.

Металл обычно используется при изготовлении наземных конструкций, железобетон – полуподземных цилиндрических, прямоугольных сосудов или резервуаров траншейного типа. Наибольшей популярностью в России пользуются металлические конструкции вертикальной установки, выполненные сварным методом, и железобетонные полуподземные изделия. Их изготовление регламентируется ПБ 03–6505–03.

Резервуары для газа

Для газа применяют резервуары наземной или подземной установки. Второй вариант пользуется большей популярностью в силу ряда причин:

  • такие газовые хранилища экобезопасны;
  • для их изготовления требуется меньше материала (металла);
  • газовые резервуары отапливаются, за счет чего сглаживают сезонную неравномерность обеспечения газовым продуктом.

Вместимость резервуаров может быть очень большой – от нескольких сот млн кубометров газа до 1 млрд. Устанавливаться они могут в пористых породах или горных зонах. В первом случае речь об устройстве газовой базы в регионе водоносного пласта или истощенных месторождений нефти или газа.

В современной практике подземные газовые хранилища используют:

  • Как способ ликвидации дефицита газа в холодный сезон (его накапливают в теплое время, а с понижением температуры отбирают в необходимом объеме из подземной установки).
  • В качестве средства бесперебойного обеспечения газом промышленных регионов. Нагрузка на газовую транспортную систему снижается, а дополнительная подача газа осуществляется через устройство газовых баз рядом с крупными пользователями.
  • Как аварийный резерв газового сырья.

Резервуары и технологическое оборудование

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Статьи

Нефтехранилище — искусственный резервуар для хранения нефти или продуктов ее переработки. По расположению различают резервуары наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из которых они изготовляются, — металлические, железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений каменной соли). В России распространены наземные металлические, полуподземные железобетонные резервуары, которые изготавливаются согласно ПБ 03-605-03.

Наземные резервуары выполняют, как правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические и каплевидные.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления («атмосферного» типа) изготовляют с конусной кровлей, щитовой кровлей, сферическим покрытием. Резервуары с конусной кровлей изготовляются емкостью от 100 до 5000 м³ (РВС 100 м³ — РВС 5000 м³) и предназначаются для хранения нефти и нефтепродуктов плотностью 0,9–1,0 т/м³ и внутренним давлением в газовом пространстверезервуаров 27 кн/м². Емкость резервуаров с щитовой кровлей от 100 до 20000 м³, в них хранят нефтепродукты плотностью до 0,9 т/м³. Резервуары со сферическим покрытием крупнее по объему до 50000 м³ (РВС 50000 м³) и предназначены для хранения нефтепродуктов с плотностью до 0,9 т/м³. К резервуарам повышенного давления относятся вертикальные цилиндрические резервуары, в которых внутреннее давление в газовом пространстве от 27 до 93 кн/м². В стальных резервуарах специальных конструкций с плавающими стальными покрытиями, синтетическими понтонами, плавающей крышей, антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией хранят светлые нефтепродукты.

Сферические резервуары применяются для хранения сжиженных газов и жидкостей. Для хранения газов под высоким давлением они сооружаются многослойными. В России строятся сферические резервуары емкостью от 300 до 4000 м³, рассчитанные на давление 0,25–1,8 Мн/см³ с внутренним диаметром от 9 до 20 м и толщиной стенки до 38 мм. Наибольшее распространение в нашей стране получили сферические резервуары емкостью 600 м³.

Полуподземные резервуары сооружают обычно из железобетона емкостью от 500 до 30000 м³. Конструктивно они выполняются цилиндрическими (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные емкости, сооружаемые в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путем размыва (выщелачивания) соли водой через скважины, которые используются впоследствии при эксплуатации хранилища. Максимальный объем подземной емкости в России — 150 тыс. м³. Освобождение хранилища от нефтепродуктов осуществляется закачкой насыщенного раствора соли.

В этом же разделе:

  • Вертикальный резервуар
  • Горизонтальные резервуары
  • История возникновения резервуаров
  • Изготовление резервуаров
  • Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров
  • Емкости стальные и емкости нержавеющие
  • Классификация и назначение резервуаров
  • Добыча нефти
  • «Черное золото»
  • Развитие резервуаростроения
  • Проблемы транспортировки нефти и нефтепродуктов
  • Пожарные резервуары
  • Резервуары горизонтальные стальные РГС наземного расположения
  • Монтаж резервуарных металлоконструкций (часть 1)
  • Монтаж резервуаров. Подготовительные работы. (часть 2)
  • Монтаж резервуаров (часть 3)
  • Тушение пожаров в резервуарых парках
  • Технические характеристики резервуаров
  • Резервуары и резервуарное оборудование на АЗС
  • Номенклатура отечественных стальных резервуаров
  • Классификация нефтебаз
  • Эксплуатация резервуаров, резервуарных парков
  • Определение объема резервуарного парка и выбор типов резервуаров
  • Характеристики резервуаров различных типов и объемов (Часть 2)
  • Характеристики резервуаров различных типов и объемов (Часть 1)
  • Специфические особенности экономики резервуаростроения
  • Производственные операции. Наполнение, опорожнение и зачистка резервуаров
  • Резервуары повышенного давления
  • Планово-предупредительный ремонт резервуаров

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *