ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы принимается не менее 1 м. Расстояние между стенками ближайших наземных резервуаров, расположенных в соседних группах, принимают 40 м, а между стенками подземных резервуаров — 15 м.

Объем группы наземных резервуаров в одном обваловании не должен превышать 20 000 м3; объем группы подземных резервуаров не ограничивается при условии, что площадь зеркала группы резервуаров не превышает 14 000 м2.

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами обвалования или ограждающими стенками, принимается равным

для отдельно	стоящих резервуаров	полному	объему резервуара,
а для группы	резервуаров — объему	большего	резервуара.

Выбор оптимальных, наиболее экономичных типов резервуаров производится с учетом комплекса технологических и конструктивных решений, создающих возможность уменьшения расхода стали в резервуарах, снижение трудоемкости и стоимости их изготовления, а также сокращение потерь нефтепродуктов от испарения и повышение общей надежности и экономичности хранилищ.

§ 2. Стальные резервуары

Современные стальные резервуары в зависимости от формы и технологического назначения подразделяются на: вертикальные цилиндрические; каплевидные; горизонтальные (цистерны). В свою очередь вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления так называемые «атмосферные», резервуары с понтонами и резервуары с плавающими крышами. Резервуары «атмосферного» типа характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и составляет 2000 Па (0,02 кгс/см2); к ним относятся резервуары с коническим и сферическим щитовым покрытием. Резервуары «атмосферного» типа применяют в основном для хранения нефтепродуктов с низкой упругостью паров, т. е. мало испаряющихся, например: керосина, дизельного топлива и т. д. Однако в тех случаях, когда в этих ре-

. зервуарах хранят легкоиспаряющиеся нефтепродукты, например бензин с высокой упругостью паров, то их оборудуют специальными устройствами, например: газовой обвязкой, отражательной изоляцией и др.

Наиболее эффективно хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах специальных конструкций, т. е. с плавающими крышами и понтонами или в резервуарах высокого давления, т. е. в каплевидных с давлением до 0,07 МПа (0,7 кгс/см2).

Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов нефтепродуктов и применяют преимущественно в качестве расходных хранилищ промышленных предприятий и в

сельском хозяйстве.	у
	120

Типовые стальные резервуары в СССР сооружают сварными с применением индустриальных методов монтажа и использованием готовых рулонных заготовок и элементов заводского изготовления. Рулонные заготовки изготовляют из плоских стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для транспортировки в габаритные рулоны, которые затем при монтаже разворачивают до проектной кривизны. Высокая эффективность этого индустриального рулонного метода по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкций на месте монтажа создала условия для его широкого применения в резервуаростроении.

Основные размеры резервуаров — диаметр и высота для данного объема резервуара могут быть различными. Однако существуют такие размеры этих параметров, при которых резервуары по расходу металла будут наиболее рациональными. Кроме расхода металла на экономичность резервуара влияют еще и другие факторы. Например, повышенная площадь зеркала жидкости сопряжена с повышением объема испарения легкоиспаряющихся жидкостей

иприменением более мощных средств пожаротушения, а также с увеличением площади застройки и т. д. Наряду с этим при меньшей площади резервуара, а соответственно

ибольшей его высоте усложняются монтажные работы. Все эти факторы учитываются специальными расчетами при определении оптимальных размеров типовых резервуаров.

Вертикальные цилиндрические резервуары

Р е з е р в у а р ы		низ-	Рис. 6.1. Резервуар объемом 5000 м3 с ко-
к о г о	д а в л е н и я	с о	ническим щитовым покрытием:
щитовым	коническим	или	1 — корпус; 2 —• покрытие; з — опорная стойка;
сферическим покрытием от-			4 — лестница; S — днище
личаются	тем, что покрытие
монтируется из готовых щитов, выполненных из				листовой стали
толщиной	2,5 мм. Пояса		корпуса резервуаров	имеют толщину

4—Ю мм (снизу вверх). Резервуары с коническим покрытием (рис.6.1) сооружают объемом 100—5000 м3, причем в центре резервуаров (за исключением резервуаров объемом ЮОи 200 м3) устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

•со сферическим покрытием (рис. 6.2) сооружают объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м3. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов

Рис. 6.2. Резервуар объемом 20 000 м3 со сферическим покрытием

стенки резервуаров (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм. Основные данные резервуаров приведены в табл. 6.1.

При хранении в наземных стальных резервуарах вязких подогреваемых нефтей и нефтепродуктов наблюдаются значительные потери тепла в окружающую атмосферу, особенно в холодное время года. Для уменьшения расхода тепла на подогрев нефти и нефтепродуктов и соответствующего уменьшения затрат на подогревательные устройства осуществляют теплоизоляцию наружных поверхностей резервуаров. Наиболее эффективным типом изоляции является пенопластовая, имеющая наилучшие теплоизоляционные свойства. СКБ «Транснефтеавтоматика» разработал конструкцию теплоизоляции обогреваемых емкостей с применением пенополиуретана «ППУ-Зм», наносимого на поверхность резервуара методом напыления.

На рис. 6.3 показано оборудование резервуара для нефти (светлых

Таблица 6.1

Основные данные резервуаров со щитовым покрытием

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ных

наземных

резервуаров; УДУ-5А — для

заглубленных резер-

нефтепродуктов), оснащенного сливно-наливными, а также дыха-

тельными

и замерными устройствами.

Выбор

типа

оборудования

вуаров; УДУ-5Б — для резервуаров с плавающей крышей; УДУ-5Д —

и аппаратуры,

их разме-

для резервуаров высокого

давления.

ров и числа

комплектов

' П р о б о о т б о р н и к

ПСР-4 (рис. 6.5) предназначен для полу-

производится

в

зависи-

автоматического отбора проб по всей высоте резервуара через спе-

мости от хранимого про-

циальные клапаны. Для получения пробы в воздушной трубе 5

дукта и объемов закачки и

пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа

выкачки.

Расположение

(3 кгс/см2), благодаря чему

оборудования на резервуа-

открываются клапаны, че-

рах для темных

нефтепро-

рез которые продукт по-

дуктов и масел

аналогич-

ступает

в

пробоотборную

ное, причем вместо дыха-

колонну.

После

снятия

тельных и предохранитель-

давления

при

помощи

ных

клапанов

устанавли-

спускного

клапана

проба

вают

вентиляционные па-

нажатием

рукоятки слив-

трубки,

а

в

некоторых

ного клапана

сливается

в

случаях

вместо

хлопуш-

пробоотборпую

емкость.

ки — подъемную

шарнир-

Х л о п у ш к а

(рис. 6.6)

ную трубу. На резервуаре

предназначена

для

пред-

устанавливают

следующее

отвращения потерь

нефте-

оборудование.

продуктов в случае разры

Л ю к и

включают:

ва трубопроводов

или вы-

люк-лаз

(в нижнем поясе

хода из строя резервуар-

резервуара)

для

внутрен-

ной задвижки. Она состоит

него

осмотра,

ремонта и

из корпуса

с

наклонным

Рис. 6.6. Хлопушка диаметром 500 мм с элек-

очистки

резервуара;

люк

срезом и плотно

прилега-

световой (на крыше резер-

ющей к

нему

крышкой,

троприводным механизмом управления:

1 — приемо-раздаточный

патрубок

ПРП-500;

2 —

вуара) для проветривания

соединенной с

корпусом

хлопушка с перепуском ХП-500; 3 —• электропри-

и освещения

резервуара;

рычажным механизмом. На

водной механизм управления хлопушкой; 4 — "сталь-

люк

замерный

для

кон-

ной канат длиной 3 м;

5 — стальной канат длиной

основной крышке смонти-

15 м; 6 — прокладка

трольного

замера уровня

рована перепускная крыш-

жидкости

в

резервуаре и

ка,

закрывающая перепускное отверстие. Когда перепускное отвер-

взятия проб, которые нор-

стие

открыто,

через

него в трубное пространство

между

задвижкой

мально

осуществляются

и хлонушкой

проходит

нефтепродукт,

что позволяет

разгрузить

уровнемером УДУ-5 и сни-

основную

крышку перед ее открытием. На перепускной крышке за-

женным пробоотборником.

креплен трос, при помощи которого перепускная и основная крышки

" У р о в н е м е р

УДУ-5

последовательно

открываются.

(рис.

6.4),

принцип

дей-

М е х а н и з м

у п р а в л е н и я

х л о п у ш к о й

обеспе-

ствия которого основан на

чивает открывание и закрывание хлопушки; кроме того, он удержи-

передаче

величины верти-

вает ее в открытом положении. Управление хлопушкой ручное

или

кального перемещения по-

электроприводное.

плавка 2 с помощью сталь-

Рис.

6.5. Пробоотборник ПСР-4:

С и ф о н н ы й

в о д о с п у с к н о й

к р а н

(рис.

6.7) уста-

ной

ленты

3

на

счетчик

1 — двухклапанная секция пробоотборной колонны;

навливают для

выпуска подтоварной воды из резервуара

и состоит

барабанного типа, устано-

£ — концевая секция с одним клапаном; з — люк;

из трубы 5 с изогнутым отводом 7, находящимся внутри резервуара;

4 — фланец;

5 — воздушная труба; 6 — панель уп-

вленного

в

смотровой ко-

сальника 4,

через который проходит труба, и из муфтового крана 3,

равления отбором и сливом пробы

робке 6 блока. Показания

монтируемого на втором конце трубы; обе части трубы соединены

счетчика соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Для гер-

между собой муфтой 6. Во избежание образования воронки во время

метизации ленту пропускают через угловые коробки

4.

Имеется

выпуска подтоварной воды на конце сифонной трубы приваривают

J

ряд модификаций уровнемеров типа УДУ: УДУ-5М для вертикаль-

козырек 8.

Поворот трубы осуществляется рукояткой 1.

На фланце

124

J

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

корпуса сальника с наружной стороны и па горизонтальной трубе нанесены риски, соответствующие трем положениям отвода: рабочему положению 9, при котором отвод открытым концом обращен книзу; положению 11 промывки продуктом, при котором отвод открытым концом обращен кверху; нерабочему положению 10, при котором продольная ось отвода расположена горизонтально. Для защиты сифонного крана от повреждений и атмосферных осадков предусмотрен специальный кожух 2.

Рис. 6.7. Сифонный водоспускной кран

--

Д ы х а т е л ь н ы й к л а п а н предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании температуры. В зависимости от условий применения и конструкций резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны различных

модификаций и диаметров.

Для

резервуаров с внутренним

давле-

нием 2000 Па (0,02 кгс/см2)

устанавливают

алюминиевые

клапаны

КД-2 (рис. 6.8),

рассчитанные

на избыточное давление

1900 Па

(0,019 кгс./см2 = 190 мм вод. ст.) и вакуум 250 Па

(0,0025 кгс/см2

=

Таблица

6.2

Техническая характеристика

дыхательных

клапанов КД-2

3

Условныйдиаметр патрубка,мм

ммВысота,

кгМасса,

3

диаметр

Высота,мм

кгМаеса,

Пропускная собность,

Пропускная

Условный

-

-

спо

спо

/

/Ч

С

патрубка,мм

Марка

М

Марка

собность,М

клапана

клапана

КД-2-50

0,005

50

300

1,2

КД-2-200

0.070

200

600

27,0

КД-2-100

0,018

100

425

12,5

КД-2-250

1,100

250

675

35,0

КД-2-150

0,036

150

490

19,0

КД-2-350

2,500

350

770

57,0

= 25 мм вод. ст.). При повышении давления в резервуаре (во время закачки нефтепродукта) клапан выпускает паровоздушную смесь, приподнимая тарелку давления 3, а при разрежении (в процессе откачки нефтепродукта) впускает в резервуар атмосферный воздух через тарелку вакуума 7. Обе тарелки размещены на вертикальном направляющем стержне 5. Для надежной работы клапана при отрицательных температурах направляющий стержень 5 снабжают фторопластовой оболочкой квадратного сечения, а унлотнительную поверхность тарелок клапана обтягивают фторопластовой пленкой, которая может деформироваться, предотвращая образование льда. Техническая характеристика клапановприведена в табл. 6J2.

Клапаны этого типа устанавливают на крыше ре- i зервуара вместе с огневымипредохранителями. При повышенной пропускной способности применяют непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ (рис. 6.9), рассчитанные на работу при вакууме в резервуаре До1000Па(100ммвод.ст.). Непримерзаемость клапана обеспечивается за счет пленочного покрытия из фторопласта, наносимого на рабочие поверхности тарельчатого затвора 4 и седла 3. Принцип действия клапана следующий. При

Рис. 6.8. Дыхательный клапан КД-2:

1 — корпус; 2 и 6— седла для тарелок давления и вакуума; 3 — тарелка давления; 4 — груз; 5 — направляющий стержень; 7 — тарелка вакуума; * — ограничитель; 9 — крышка

Рис. 6.9. Дыхательный клапан типа НДКМ (непримерзающий мембранный):]

1 — патрубок; 2 — огнепреградительная кассета;
з — седло; 4 —• тарельчатый			затвор; 5 — нижний
корпус; в — нижняя мембрана; 7, 8, 14 и 15 — флан-
цы;	9 — верхний корпус;	10 — цепочка; 11 — боко-
вой	люк; 12 — верхний	люк;	13 — крышка; 1в —

сменный диск; 17 — верхняя мембрана; 18 — диски; 19 — импульсная трубка

126

127

	vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
	возникновении вакуума в резервуаре по кольцевой площади мем-
	браны 6 с затвором 4 за пределами седла				3 действует атмосферное
	давление, направленное вверх. В результате этого при некотором
	расчетном	значении вакуума,	определяемом массой затвора 4 с гру-
				зами, клапан открывается
				и газовое пространство ре-
				зервуара			сообщается с ат-
				мосферой.				Верхняя мем-
				брана 17			с	дисками 18 на
				срабатывание						и	работу
				клапана при вакууме вли-
				яния не оказывает. Когда
				в	резервуаре					образуется
				давление, оно действует на
				мембрану 6 с затвором 4
				также по кольцевой пло-
				щадк, заключенной в ниж-
	Рис. 6.10. Огневой предохранитель ОП-1:			нем корпусе 5 за предела-
	1 — корпус; 2 — гофрированная		кассета	ми седла 3,				но направлено
				сверху		вниз и прижимает
				затвор к седлу, препятст-
				вуя открыванию							клапана.
				На верхнюю мембрану с ди-
				сками		давление					действует
				в направлении снизу вверх
				и по большей площади по
				сравнению					с	площадью
				мембраны 6					с		затвором.
				В результате при некото-
				ром		заданном					значении
				давления,					определяемом
				суммарной массой затвора
				с грузом			и		дисками 16 и
				18, мембрана 17 двигается
				вверх		и	через			цепочку 10
				увлекает за собой затвор 4.
				Таким образом, клапан от-
				крывается и резервуар со-
	Рис. 6.11. Предохранительный гидравлический			общается с				атмосферой.
		клапан типа КПС:			При уменьшении ваку-
	1 — приемный патрубок; 2 — пробка;		з — корпус;
				ума и давления							ниже за-
	4 — масло;	5 — насадка; 6 — колпак;	7 — крышка;
	5 — корпус;	9 — перегородка; 10 — указатель уров-		данных значений затвор 4
		ня масла		садится обратно на седло 3-
	Одним из преимуществ клапана НДКМ является то, что у него
	в отличие от клапана КД-2		огневой предохранитель						вмонтирован
	в корпус клапана. Краткая техническая характеристика дыхатель-
	ных клапанов тина НДКМ приведена в табл. 6.3.
	О г н е в о й п р е д о х р а н и т е л ь				(рис.		6.10)			предназна-

чен для защиты резервуара от проникновения в газовое простран-

Таблица 6.3

Техническая характеристика дыхательных клапанов типа НДКМ

Таблица 6.4

Пропускная способность огневых предохранителей в зависимости от их диаметра

ство огня через дыхательную аппаратуру, предохраняя этим самым нефть (нефтепродукт) от вспышки или взрыва. Принцип действия огневого предохранителя основан на задержке пламени кассетой, размещенной внутри корпуса и состоящей из пакета чередующихся гофрированных и плоских пластин из металлов или сплавов, устойчивых против коррозии. Конструкция огневого предохранителя сборно-разборная, что позволяет периодически извлекать кассеты Для осмотра и контроля за их состоянием. Пропускная способность огневых предохранителей при сопротивлении проходу воздуха 100 Па (Ю мм вод. ст.) зависит от их диаметра (табл. 6.4).

П р е д о х р а н и т е л ь н ы й г и д р а в л и ч е с к и й к л а - п а н применяют обычно с гидравлическим затвором и служит для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в случае неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха. На рис. 6.11 показан клапан типа КПС на давление 2000 Па (200 мм вод. ст.) и вакуум 300 Па (30 мм вод. ст.). При по-

вышении давления в	резервуаре газ из него	выходит через клапан
в атмосферу, а при	вакууме атмосферный	воздух через клапан

128

9 Заказ 1214

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поступает в резервуар. Клапан действует следующим образом: при давлении внутри резервуара выше расчетного (для дыхательного клапана) пары нефтепродуктов внутри клапана 6 давят на поверхность масла, залитого в клапан, и постепенно, с повышением давления, вытесняют его за перегородку. Нижняя часть перегородки выполнена зубчатой для создания более спокойного прохода газо-воз- душной смеси или воздуха, что способствует плавной работе клапана. Уровень масла в пространстве между стенкой корпуса клапана и пере-

городкой колпака повышается до момента достижения парами нефтепродуктов впадин зубьев на перегородке и начала прорыва их через слой масла из клапана. При вакууме внутри резервуара клапан действует в обратном направлении до начала проникновения атмосферного воздуха внутрь резервуара через впадины зубцов перегородки. Во время эксплуатации необходимо следить за уровнем масла при помощи указателя уровня (щупа) 10. Правильно установить уровень масла можно при помощи специальной трубки с пробкой 2.

Рис. 6.12. Предохранительный клапан КПР-2

ми условными проходами; несколько клапанов.

В зависимости от про- мембранный пускной способности приемо-

раздаточных патрубков применяют клапаны с различныдопускается устанавливать на резервуаре

П р е д о х р а н и т е л ь н ы й м е м б р а н н ы й ( р а з - р ы в н о й ) к л а п а н имеет то же назначение, что и гидравлический предохранительный клапан и отличается от него тем, что вместо гидравлического затвора установлена мембрана. При чрезмерном повышении давления или увеличении вакуума при отказе в работе дыхательного клапана мембрана разрывается. Конструкция клапана рассчитана главным образом на большую пропускную способность. Мембранный клапан КПР-2 (рис. 6.12) состоит из мембраны 8, зажатой между фланцем 1 корпуса и кольцом 2. Нож 3, расположенный над мембраной, удерживается в крайнем верхнем положении нитью 4. изготовленной из материала, который растворяется в рабочей жидкости. Оба конца нити закреплены в трубках блок-манометра 5.

Принцип действия клапана заключается в следующем. Жидкость под давлением, образуемым в резервуаре, по соединительному патрубку передается в U-образный канал блок-манометра, перемещая

130

уровень жидкости в линии давления и вакуума. При увеличении давления в резервуаре выше допустимого жидкость достигает верхнего среза трубки и, стекая в нижнюю ее часть, попадает на нить, которая разрывается в результате растворения волокна рабочей жидкостью. При разрыве нити освобождается нож, который падает и разрушает мембрану. Аналогичным образом клапан срабатывает при образовании в резервуаре вакуума выше допустимого предела. В этом случае растворяется другая ветвь нити; визуальный указатель 6 срабатывания клапана опускается. Предусмотрена возможность установки конечного взрывобезонасного выключателя ВК-ВЗГ (поз. 7) для подключения к дистанционному указателю срабатывания.

Техническая характеристика

Диаметр условного прохода, мм						100; 150; 200
Пропускная		способность		(по паровоздушной
смеси),	мз/ч				."	. . . 600; 1000;		1500
Давление	рабочее:
Па						2000; 2200
мм вод. ст				'		200;	220
Давление	вакуумное		(рабочее):
Па						300;	1100
мм вод. ст						30; НО
Габаритные		размеры,	мм:
длина						1000
ширина						770
высота						570
Масса (не	более), кг					35; 37; 38
П е н о г е н е р а т о р				т и п а	ГВПС	предназначен		для по-

дачи пены при тушении пожара в резервуаре. Пеногенератор устанавливают стационарно па стальных вертикальных резервуарах (с понтоном и без понтона) объемом 5000 м3 и выше для хранения нефти и нефтепродуктов. Стационарные установки генераторов высокократной пены (до 100 крат) типа ГВПС-2000, ГВПС-600 и ГВПС-200 устанавливают в соответствии с типовыми проектами. При помощи этих установок воздушно-механическая пена подается в резервуары со стационарной крышей (с понтоном и без понтона) из расчета покрытия пеной все площади зеркала продукта, а в резервуары с плавающей крышей — из расчета кольцевого пространства между стенкой резервуара и металлической диафрагмой плавающей крыши. Тип и число устанавливаемых на резервуарах пеногенераторов высокократной пены типа ГВПС зависят от конструкции резервуара и его диаметра, а также от сорта хранимого в нем нефтепродукта. При автоматизированной стационарной системе пожаротушения трубопровод подачи пенообразователя присоединяют к кольцу, опоясывающему резервуар.

Р е з е р в у а р ы с п л а в а ю щ и м п о н т о н о м предназначены для резервуаров со щитовым покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4—5 раз) потери от испарения. Понтон

9* 131

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100—300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение имеет затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.

Плавающие понтоны по применяемым материалам различают двух типов: металлические и из синтетических пенопластовых

	или пленочных материалов. На
	рис. 6.13 показана схема метал-
	лического понтона в виде диска
	3 с	открытыми коробами 1 и 4.
	К периферийному кольцу жест-
	кости, который			одновременно
	служит и бортом			понтона, при-
	крепляется		герметизирующий
	затвор 5. Понтон			оснащен опо-
	рами 2, на которые он опирается
	в нижнем положении. В связи с
	тем,	что понтоны сооружают в
Рис. 6.13. Резервуар с металлическим	резервуарах		со	стационарным
понтоном	покрытием,		которое предотвра-
	щает	попадание		атмосферных

осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные конструкции понтонов из синтетических, пленочных материалов.

Оборудование резервуаров с понтонами аналогично обычным резервуарам *, однако пробоотборник ввиду наличия понтонов расположен в перфорированной трубе кожуха, пропущенной через диск понтона.

Р е з е р в у а р ы с п л а в а ю щ е й к р ы ш е й не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости (рис. 6.14). Для создания плавучести по контуру диска располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметические отсеки (коробки). Зазор между крышей и стенкой для большей герметичности выполняют из прорезиненных лент (мембран), прижимаемых к стенке рычажными устройствами.

Для осмотра и очистки плавающей крыши предусмотрена специальная катучая лестница. Она одним концом опирается через шарнир на верхнюю площадку резервуара, а вторым концом — двигается горизонтально (при вертикальном перемещении крыши) по рельсам, уложенным на плавающей крыше. Предельное нижнее

* За исключением дыхательных клапанов, которые иногда можно заменять вентиляционными патрубками (при повышенной герметичности понтона).

132

ее положение на высоте 1,8 м от днища резервуара фиксируется кронштейнами и стойками.

Дождевая вода, попадающая на плавающую крышу, стекает к центру последней и через специальный приямок и отводящую шарнирную трубу выводится через слой хранимого продукта и нижнюю часть первого пояса корпуса резервуара наружу в канализационную сеть парка.

Плавающая крыша оборудована воздушным клапаном, предназначенным для выпуска воздуха во время закачки нефти в резервуар

,Z

Рис. 6.14. Резервуар		с плавающей крышей:
1 — перила; 2 — подвижная	лестница;	3 — неподвижная лестница; 4 — плава-
ющая крыша;	s — затвор; 6 — опорная стойка

при нижнем положении крыши до ее всплытия и для проникновения воздуха под плавающую крышу в нижнем ее положении во время опорожнения резервуара.

На рис. 6.15 показано оборудование резервуара объемом 50 000 м3 с плавающей крышей, предназначенного для хранения нефти и снабженного устройствами для предотвращения выпадения осадков и получения однородных смесей. С этой целью в резервуаре установлены размывающие головки на системе трубопроводов, создающих веерную струю нефти, смывающую с днища резервуара осадок, который смешивается с остальным объемом нефти в резервуаре, а также электроприводные винтовые мешалки, предназначенные для предотвращения выпадения осадков в «мертвых» зонах (площадях, находящихся за радиусом действия размывающих головок) и получения однородной смеси нефти.

Резервуары с плавающей крышей рекомендуются преимущественно для строительства в районах с малой снеговой нагрузкой, так как скопление больших количеств снега на крышах усложняет их эксплуатацию, связанную с необходимостью удаления снега (при слое свыше 100 мм).

133

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10

Рис. 6.15. Оборудование резервуара объемом 50 000 м3 с плавающей крышей:

1 — овальный люк-лаз; 2 — прибор для замера уровня; з — монтажный люк; 4 — замерный люк; 5 — клапан для выпуска воздуха; в — люк-лаз; 7 — сифонный кран; 8 — световой люк; 9 — винтовое перемешивающее устройство; 10 — пеногенератор; 11 — пробоотборник; 12 — сигнализатор уровня; is — приемо-раздаточное устройство

Резервуары с	плавающей крышей сооружают объемом	100—
50 000 м3, Известны конструкции отдельных резервуаров,		объем
которых достигает	160 000 м3 при диаметре резервуара 114 м и вы-

соте 17,1 м. Плавающая крыша уменьшает площадь испарения по сравнению с площадью испарения обычного резервуара, благодаря

чему резко снижаются по-
тери,				а
К а п л е в и д н ы е р е -
з е р в у а р ы			применяют
для	хранения		легкоиспа-
ряющихся нефтепродуктов
с высокой упругостью па-
ров,	когда нецелесообраз-
но использовать для этой
цели	обычные		вертикаль-
ные	резервуары, рассчи-
танные всего на давление
2000	Па	(0,02	кгс/см2 =
=200 мм вод. ст.). Оболоч-
ке	резервуара		придают
очертание капли жидкости,
свободно лежащей на не-
смачиваемой			плоскости
и находящейся под дей-
ствием сил поверхностного
натяжения. Благодаря та-
кой форме резервуара соз-
даются условия, при кото-
рых все		элементы поверх-
ности корпуса под дей-
ствием давления жидкости				Рис. 6.16. Каплевидные резервуары:
растягиваются примерно с				а — гладкий; б — многоторовый
одинаковой силой, испыты-

вая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04—0,2 МПа (0,4— 2 кгс/см2) и вакуум 0,005 МПа (0,05 кгс/см2), легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранят почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу, главным образом, при наполнении резервуаров (при больших «дыханиях»).

В зависимости от характера изготовления оболочки этих резервуаров различают два основных типа (рис. 6.16): каплевидные гладкие и многоторовые. К каплевидным гладким относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов кривой меридионального сечения. Такие резервуары сооружают объемом 5000—6000 м3 с внутренним давлением до 0,075 МПа (0,75 кгс/см2). Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, из которых они образованы, называются многокупольными,

135

ill

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или многотбровыми		резервуарами.	Резервуары	этого	типа
сооружают	объемом	5000—20 000 м3 на	внутреннее	давление до
0,37 МПа	(3,7 кгс/см2).
Каплевидные резервуары оборудуют			комплектом	дыхательных

и предохранительных клапанов, приборами замера уровня, температуры и давления, а также устройствами для слива — налива нефте-

продуктов и удаления отстоя.
Г о р и з о н т а л ь н ы е	р е з е р в у а р ы в отличие от вер-
тикальных изготовляют, как	правило, на заводах и поставляют

на место установки в готовом виде. Резервуары этого типа имеют

весьма широкое применение при транспортировке				и	хранении неф-
тепродуктов на распределительных нефтебазах и				в	расходных хра-
нилищах.	Резервуары	рассчитаны на	внутреннее		давление до
0,07 МПа	(0,7 кгс/см2)	и вакуум 0,001 МПа (0,01 кгс/см2); изгото-
вляют их	объемом 5—100 м3; габаритные		размеры их принимаются

с учетом возможности транспортировки железнодорожным транспортом. Резервуары имеют конусное или плоское днище; устанавливают их над землей на опорах или под землей на глубину не более чем на 1,2 м от поверхности земли. На опорах горизонтальные резервуары устанавливают в тех случаях, когда требуется самотечная выдача нефтепродукта или когда затруднена подземная установка вследствие высокого стояния грунтовых вод. При высоких фундаментах для удобства обслуживания устраивают обслуживающие площадки с лестницами. На площадках с низким уровнем грунтовых вод при подземной установке фундаменты выполняют в виде песчаных подушек. При высоком стоянии грунтовых вод подземные резервуары устанавливают на бетонном фундаменте и во избежание всплывания крепят анкерными болтами. Оборудование резервуаров выполняется по типовым проектам в зависимости от хранимого нефтепродукта и схемы установки резервуара.

Перемешивание нефти в резервуарах и их очистка

В практике эксплуатации установлено, что при температуре парафинистой нефти в резервуаре 12—20° С, из нее выпадает твердый парафин, который растворить в нефти не удается, так как кристаллы при нагреве только плавятся. Поэтому при хранении и транспорте нефти важно не допускать выпадения кристаллов парафина и образования твердого осадка. С этой целью производят перемешивание нефти пропеллерными мешалками или струйными насосами, предотвращающими накопление нарафинистых осадков. Наиболее эффективен метод, основанный на размывающем действии струи нефти, направленной на днище при помощи веерных кольцевых сопел, а также в сочетании с перемешивающими мешалками. Веерные сопла размещаются равномерно по днищу резервуара (объединенных системой подающих труб) таким образом, чтобы радиусы действия веерных струй охватывали всю площадь днища, не оставляя застойных «мертвых» зон или сводя их до минимума (рис. 6.17). Для дополнительного перемешивания нефти в этих зонах на корпусе резер-

вуара устанавливают мешалки (рис. 6.18). Для предохранения сопел от засорения на подающем трубопроводе снаружи резервуара устанавливают фильтр, а иногда и теплообменник для подогрева подаваемой нефти с целью лучшего перемешивания. Очистная система включается периодически по мере накопления осадка. Под очисткой резервуара понимается удаление из емкости насосами «мертвого» остатка нефти или нефтепродуктов, а также продуктов окисления, воды и других посторонних примесей.

Длительная эксплуатация резервуаров без периодических очисток приводит к значительному накоплению донных осадков, в отдельных случаях доходящих до 1,5—2 м при хранении нефти и темных нефтепродуктов. Резервуар, подвергаемый очистке для ремонта и смены сорта нефти или нефтепродукта, полностью освобождается от их остатков. Оставшийся на днище нефтепродукт (или нефть) удаляется специальными зачистными устройствами. При отсутствии этих устройств резервуар заполняют водой выше зачистного или приемно-раздаточно- го патрубка, откачивают всплывший нефтепродукт (или нефть), а воду спускают в канализационную систему.

На рис. 6.19 показана механи-	Рис. 6.17.	Схема размещения веер-
	ных кольцевых сопел		на днище ре-
зированная установка для очистки		зервуара:
резервуаров от остатков нефти и	1 — трубопровод для откачки отстоя; 2 —
нефтепродуктов, состоящая из раз-	трубопровод	для закачки	горячей нефти;
мывочных машинок, насосов для	з — фильтр;	4 — насос;	5 — приемо-раз-
	даточные трубопроводы

перекачки разжиженной массы из резервуара. Наибольшее распространение имеет размывочная ма-

шинка ММ--4, в которой головка с насадками вращается турбинкой, приводимой в действие моющим раствором, подаваемым под давлением.

Моющий раствор (препарат МЛ) насосным агрегатом подается одновременно в моечную машинку 8 и водяной эжектор 7 под давлением 0,8—1,2МПа (8—12 кгс/см2). Моющая жидкость при помощи брандсбойтов моечной машинки вращается в горизонтальной и вертикальной плоскостях, при этом она омывает внутреннюю поверхность резервуара. После очистки при ремонтных работах резервуар освобождают от нефтяных паров, для чего предварительно открывают все люки и другие отверстия и пропаривают его в течение 15—25 ч

136	137

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	от объема резервуара при температуре не более 60—
в зависимости
70° С. После	пронаривания резервуар оставляют для вентиляции
и полного охлаждения, а затем промывают его водой с температурой

ве выше 60° G и давлением 0,3 МПа (3 кгс/см2). При отсутствии пара в отдельных случаях ограничиваются проветриванием или искусственной вентиляцией с последующей внутренней промывкой резервуара водой. Подача вентилятора принимается с учетом 40—50-крат- ного обмена воздуха в резервуаре в течение 3—4 ч.

§ 3. Расчет вертикальных цилиндрических резервуаров

Элементарный механический расчет резервуаров

К элементарному механическому расчету резервуаров относится в основном расчет стенки резервуара, зависящий от гидростатического давления хранимой жидкости. Толщина днища и крыши резервуара, обычно принимается, исходя из технологии строительства и конструктивных соображений. Резервуары рассчитывают по методике предельных состояний с учетом коэффициентов однородности к, перегрузки п и условий работы т. За предельное состояние принимается такое состояние конструкции, при котором она перестает удовлетворять предъявляемым к ней эксплуатационным требованиям, т. е. теряет способность сопротивляться внешним воздействиям, получает недопустимую деформацию или местное повреждение. Коэффициент однородности стали, характеризующий изменчивость ее свойств, используют при определении расчетного сопротивления R путем умножения к на нормативное сопротивление стали . В частности, для углеродистых сталей принимают к = 0,85, а для низколегированных сталей к = 0,8. Значения коэффициентов перегрузки и условий работы нормируются СНиП П-В. 3—62. Например, коэффициент перегрузки п для гидростатического давления принимается равным 1,1 и для избыточного давления и вакуума — равным 1,2. Коэффициент т, учитывающий характер работы конструкции и понижающий значение расчетного напряжения для стенки резервуара, принимается равным 0,8. Для строительных

сталей нормативное сопротивление	принимают равным наимень-
шему значению предела текучести	. Основной нагруз-

кой при расчете стенки резервуара низкого давления на прочность является гидростатическое давление жидкости с плотностью р. От этой нагрузки в стенке возпикают кольцевые напряжения. В резервуарах низкого давления в газовом пространстве может образоваться избыточное давление ри , обычно около 2000 Па (0,02 кгс/см2). Расчетная схема резервуара приведена на рис. 6.20. На высоте х от уровня жидкости на стенку резервуара действует гидростатическое давление

(6.1)

Полное давление на стенку резервуара (на уровне х) с учетом избыточного давления

(6.2)

139