Призначення та класифікація резервуарів

Резервуарні парки в системі магістральних нафтопроводів служать:

• для компенсації нерівномірності прийому-відпуску нафти на межах ділянок транспортної ланцюга;

• для обліку нафти;

• для досягнення необхідної якості нафти (відстоювання від води, змішання та ін.).

Відповідно до цього резервуарні парки розміщуються:

• на головний НПС;

• на кордонах експлуатаційних дільниць;

• в місцях підкачки нафти з довколишніх родовищ або скидання нафти попутним споживачам.

Резервуарним парком в кінці магістрального нафтопроводу є або сировинної парк НПЗ, або резервуари великої перевалочною нафтобази або пункту наливу. Резервуари бувають підземні і наземні.

Підземними називають резервуари, у яких найвищий рівень взлива не менше ніж на 0,2 м нижче найнижчої планувальної позначки прилеглої площадки. Решта резервуари відносяться до наземних.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари зі стаціонарною дахом (типу РВС) є найбільш поширеними. Вони являють собою (рис. 15.1) циліндричний корпус, зварений із сталевих листів розміром 1,5x6 м, товщиною 4...25 мм, зі щитової конічної або сферичної покрівлею.

Рис. 15.1. Вертикальний циліндричний резервуар об'ємом 5000 м3 зі щитової покрівлею

1 - корпус; 2 - щитова покрівля; 3 - центральна стійка; 4 - шахтна сходи, 5 - днище від центру до периферії.

Цим забезпечується більш повне видалення підтоварної води. Резервуари типу РВС споруджуються об'ємом від 100 до 50000 м³. Вони розраховані на надлишковий тиск 2 кПа і вакуум 0,2 кПа. При виготовленні корпусу довга сторона листів розташовується горизонтально. Один горизонтальний ряд зварених між собою листів називається поясом резервуара. Пояси резервуара з'єднуються між собою східчасто, телескопически або встик.

Щитова покрівля спирається на ферми і (у резервуарів великої місткості) на центральну стійку.

Днище резервуару зварне, розташовується на піщаній подушці, обробленої з метою запобігання корозії бітумом, і має ухил. Для скорочення втрат нафти від випаровування вертикальні циліндричні резервуари оснащують понтонами і плаваючими дахами.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з плаваючою дахом (типу РВСПК) відрізняються від резервуарів типу РВС тим, що вони не мають стаціонарної покрівлі (рис. 15.2). Роль даху у них виконує диск, виготовлений із сталевих листів, плаваючий на поверхні рідини.

Рис. 15.2. Резервуар з плаваючою дахом

1 - ущільнюючий затвор; 2 - дах; 3 - шарнірна сходи; 4 - запобіжний клапан; 5 - дренажна система; 6 - труба; 7 - стійки; 8 - люк

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з понтоном (типу РВСП) – це резервуари, по конструкції аналогічні резервуарам типу РВС (мають стаціонарну дах), але забезпечені плаваючим на поверхні нафти понтоном (рис. 15.3). Подібно плаваючою даху, понтони переміщаються по напрямних трубах 6, забезпечені опорними стійками 9 і ущільнювальними затворами 1, 7, ретельно заземлені.

Рис. 15.3. Резервуар з плаваючим металевим понтоном

1 - ущільнюючий затвор; 2 - периферійний короб понтона; 3 - мембрана з листового металу; 4 - стяжка; 5 - центральний короб понтона; 6 - напрямна труба; 7 - ущільнення напрямної труби; 8 - люк-лаз; 9 - опори для понтона; 10 - приймально-роздавальний патрубок з хлопавкою

Рис. 15.4. Загальний вигляд збірного циліндричного залізобетонного резервуару

1 - бічні панелі; 2 - центральна опорна колона; 3 - периферійна опорна колона; 4 - металева облицювання; 5 - монолітне залізобетонне днище; 6 - дах

Горизонтальні сталеві циліндричні резервуари (тип РГС) на відміну від вертикальних виготовляють, як правило, на заводі і поставляють в готовому вигляді. Їх обсяг складає від 3 до 100 м3. На нафтоперекачувальних станціях такі резервуари використовують як ємності для збору витоків.

Залізобетонні резервуари (типу ЖБР) бувають циліндричні і прямокутні. Перші більш поширені, оскільки економічніше, прямокутні ж резервуари більш прості у виготовленні. Залізобетонні резервуари виготовляють, як правило, з попередньо напружених залізобетонних панелей, шви між якими замоноличивают бетоном. Плити перекриття спираються на стіни, а в ряді випадків - і на балки. Днище, в основному, виготовляється монолітним бетонним товщиною 50 см. Циліндричні резервуари типу ЖБР споруджують об'ємом від 100 до 40000 м3. Вони розраховані на надлишковий тиск 200 Па і на вакуум 100 Па.

Для забезпечення надійної роботи резервуарів і зниження втрат нафти використовують дихательнаю арматуру приймально-роздавальні патрубки з хлопавкою; засоби захисту від внутрішньої корозії; обладнання для підігріву нафти.

Дихальна арматура. Призначення дихальної арматури полягає в наступному. При заповненні резервуарів або підвищенні температури в газовому просторі тиск в них зростає. Так як резервуари розраховані на тиск, близьке до атмосферного, їх може просто розірвати. Щоб цього не відбувалося, на резервуарах встановлені дихальні та запобіжні клапани. Перші відкриваються, як тільки надлишковий тиск в газовому просторі досягне 2000 Па, межа спрацьовування друге - на 5 ... 10% вище, вони страхують дихальні клапани. Дихальна арматура захищає резервуари і від зминання при зниженні тиску в них під час спорожнення, або при зменшенні температури в газовому просторі. Як тільки вакуум досягає допустимої величини відкриваються дихальні клапани, в газовий простір резервуарів надходить атмосферне повітря. Якщо їх пропускна здатність недостатня і вакуум продовжує збільшуватися, то відкриваються запобіжні клапани.

Дихальна арматура є також первинним засобом скорочення втрат нафти від випаровування. По-перше, ця арматура знаходиться в нормально закритому стані, ніж запобігає вентиляція газового простору резервуарів. По-друге, впуск свіжої порції повітря в резервуар, як і випуск пароповітряної суміші з нього, відбувається не в момент зміни тиску в газовому просторі, а з запізненням, визначеним межами спрацьовування дихальної арматури. Тим самим обсяг «подихів», а значить, і втрати нафти зменшуються.

Прилади контролю і сигналізації. Для сигналізації та контролю за роботою резервуарів застосовуються:

• місцеві та дистанційні вимірювачі рівня нафти;

• сигналізатори максимального оперативного і аварійного рівнів нафти;

• дистанційні вимірювачі середньої температури нафти;

• місцеві та дистанційні вимірювачі температури рідини в районі приймально-роздавальних патрубків (при оснащенні резервуарів засобами підігріву);

• знижений пробовідбірник та ін.