Коршак А.А., Коробков Г.Е., Муфтахов Е.М. Нефтебазы и АЗС

Подождите немного. Документ загружается.

ные трубы: пробоотборная 2 — для заполнения нефтепродуктом

и пневматическая 3 — для создания давления воздухом, соединен-

ные системой клапанов, расположенных через каждые 1…1,5 м

по высоте труб. Для отбора средней пробы ручным насосом, рас-

положенным на панели управления, в пневматической трубе созда-

ют давление 0,3 МПа. Под действием этого давления открываются

клапаны, и пробоотборная труба заполняется нефтепродуктом того

состава, который имеет место на уровне расположения каждого

из клапанов. После заполнения пробоотборной трубы жидкостью

давление в пневматической трубе сбрасывается, клапаны закры-

ваются, и столб пробы отсекается от жидкости в резервуаре. Да-

лее нажатием на рукоятку слива пробы, расположенную на панели

управления, нефтепродукт сливается в пробоотборную посуду.

Рис. 2.15. Пробоотборник ПСР:

1 — панель управления отбором и сливом пробы; 2 — пробоотборная

колонна; 3 — пневматическая колонна

Особенность конструкции резервуаров РВСП и РВСПК заклю-

чается в том, что одна из перфорированных направляющих плаваю-

щих покрытий является защитным кожухом для трубок сниженно-

го пробоотборника типа ПСР.

Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР позволил выя-

вить их недостаточную надежность (засорение клапанов, коррозия

сильфонов и др.). В последние годы все шире применяются пробо-

отборники типа «перфорированная труба». Конструктивно такой

пробоотборник представляет установленную вертикально трубу

с отверстиями. Диаметры и плотность их размещения по высоте

трубы неодинаковы и определяются расчетом из условия, что неза-

висимо от взлива нефтепродукта в резервуаре его отбор с разных

уровней позволит получить представительную пробу.

Измерение температуры нефтепродукта в районе приемо-разда-

точных патрубков выполняется с целью определения момента на-

чала ее откачки насосами (потери напора во всасывающей линии

не должны превышать некоторой допустимой величины).

Сводная информация об оборудовании резервуаров приведена

в табл. 2.8.

Таблица 2.8 — Оборудование и конструктивные элементы

резервуаров

Наименование

оборудования

Наличие в резервуаре

РВС РВСП РВСПК РГС ЖБР

Дыхательный

клапан + + +

Предохранитель-

ный клапан + +

Вентиляционный

патрубок + +

Огневой

предохранитель + + + + +

Приемо-раздаточ-

ное устройство + +

Приемо-раздаточ-

ный патрубок

++ + +

Приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой на РВС следует заме-

нить приемо-раздаточным устройством с поворотной заслонкой.

Наименование

оборудования

Наличие в резервуаре

РВС РВСП РВСПК РГС ЖБР

Пеногенератор + + + –

Система подслой-

ного пенотушения + + + +

Компенсирующая

система приемо-

раздаточных па-

трубков + + + +

Пробоотборник + + + +

Водоспуск с плава-

ющей крыши +

Система орошения

резервуара + + + –

Кран сифонный + + +

Система размыва

осадка + + + +

Погружной насос

(для откачки остат-

ков нефти и подто-

варной воды)

Люки + + + + +

Ур о в н е м е р + + + + +

Приборы контроля,

сигнализации, за-

щиты + + + + +

2.4. Оптимальные размеры вертикальных

цилиндрических резервуаров

Объем вертикального цилиндрического резервуара зависит

от его диаметра D

и высоты стенки Н

. В 1883 г. акад. В. Г. Шухов

предложил определять их оптимальные значения из условия ми-

нимизации расхода металла на строительство емкости. Данное ре-

шение стало классическим и до сих пор используется в резервуаро-

строении.

Рассмотрим решение В. Г. Шухова для резервуаров с переменной

по высоте толщиной стенки и плоской кровлей.

Продолжение табл. 2.8

Объем металла, необходимый для сооружения кровли и днища

емкости, равен



p кд

SGG



(2.9)

где δ

, δ

— толщина листов, из которых изготовлены соответствен-

но кровля и днище.

Объем металла, необходимый для сооружения стенки резервуа-

ра, представим в виде двух слагаемых (рис. 2.16):

— объема, соответствующего заштрихованной части стенки;

— объем, соответствующий незаштрихованной части, т. е.

VVV

222

. 

(2.10)

Рис. 2.16. Расчетная схема к определению оптимальных параметров резервуаров

типа РВС

Из геометрических соображений





(2.11)

где V

— геометрический объем резервуара; δ — толщина его стенки

в месте соединения с днищем.

Выразим величину δ. В наиболее нагруженном сечении стенка

резервуара находится под избыточным давлением P = ρgH

, а сила,

действующая на стенку единичной высоты, равна F

= P · 2R

. Сила,

которую может выдержать металл стенки также единичной высоты,

составляет F

пр

= σ

· 2δ. Искомая толщина стенки должна обеспечить

равенство величин F

и F

пр

. Приравняв данные силы, получаем

pp p

gH R22,

 

откуда

pp p p

pppp

gH R V g V

VSVS





(2.12)

где ρ — плотность жидкости, для хранения которой предназначен

резервуар; σ

— допустимые растягивающие напряжения в метал-

ле стенки.

С учетом (2.12) можем переписать (2.11) в виде





(2.13)

Также из геометрических соображений объем «неработающего»

металла стенки равен

VR n





(2.14)

где е — средняя разность толщин соседних поясов; h

— высота поя-

са; n

— количество поясов.

Учитывая, что h

· n

= Н

, а из условия подобия заштрихован-

ного и незаштрихованного треугольников

можем перепи-

сать (2.14)

VRh



(2.15)

Подставляя в (2.15) вместо δ выражение (2.12), находим

gh V



(2.16)

Таким образом, общий расход металла на содержание резервуа-

ра типа РВС равен



p кд

pp p

p кд

gV gh V

VVV R

gV V

SGG

VS V

SVV



   

§·

 

¨¸

©¹

(2.17)

Функция (2.17) имеет минимальное значение при некотором

оптимальном значении радиуса резервуара R

опт

, величину которо-

го найдем из условия



p кд

ppp

20,

SGG



что дает



опт

p кд

SV G G



(2.18)

Соответственно, оптимальная высота резервуара типа РВС равна



pp р

опт к д

опт

p кд

SV G G



(2.19)

Из формулы (2.19) видно, что оптимальная высота резервуа-

ра типа РВС не зависит от его вместимости, а определяется проч-

ностными свойствами металла, толщиной листов кровли и днища,

а также плотностью нефтепродукта. А оптимальный радиус (диа-

метр) резервуара согласно (2.18) пропорционален корню квадрат-

ному от V

Данное решение не учитывает веса конструкций, удерживаю-

щих кровлю резервуара, веса оборудования, установленного на ней,

а также снеговой, ветровой и гололедной нагрузок, которые испы-

тывает емкость в процессе эксплуатации. Поэтому фактические диа-

метры и высоты резервуаров согласно действующим типовым про-

ектам несколько отличаются от рассчитанных по формулам (2.18),

(2.19).

2.5. Требования к размещению резервуаров

На площадках нефтебаз резервуары размещают группами.

Наземные резервуары

Общая вместимость группы наземных резервуаров, а также рас-

стояние между стенками резервуаров, располагаемых в одной груп-

пе, принимается в соответствии с табл. 2.9.

Таблица 2.9 — Требования к размещению наземных

резервуаров в группе

Тип

резер-

вуара

Единичный

номинальный

объем резер-

вуаров в груп-

пе, м

Температура

вспышки хра-

нимого нефте-

продукта

Допустимая

общая номи-

нальная вмес-

тимость груп-

пы, м

Минималь-

ное расстоя-

ние между

резервуара-

ми в группе

РВС 50 000 и менее

То же

Выше 45 °С

45 °С и менее

120 000

80 000

0,75 Д

но не более

30 м

То же

РВСП 50 000

Менее 50 000

Независимо

от температу-

ры вспышки

То же

200 000

120 000

30 м

0,65 Д

но не более

30 м

РВСПК 50 000 и более

Менее 50 000

-»-

200 000

120 000

30 м

0,5 Д

но не более

30 м

Расстояние между стенками ближайших наземных резервуаров,

расположенных в соседних группах, должно быть не менее (м): при

номинальном объеме резервуаров 20 000 м

и более — 60, а при но-

минальном объеме до 20 000 м

— 40.

По периметру каждой группы наземных резервуаров преду-

сматривается замкнутое земляное обвалование шириной поверху

не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов,

рассчитанные на гидростатическое давление разлившегося нефте-

продукта. Высота обвалования определяется из расчета, что сво-

бодный от застройки объем внутренней части обвалования должен

вместить номинальный объем наибольшего резервуара в группе

или отдельно стоящего резервуара. Причем при этом расстояние

от уровня разлившегося нефтепродукта до верха обвалования долж-

но быть не менее 0,2 м.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними

земляными валами или ограждающими стенами следует отделять:

— каждый резервуар объемом 20 000 м

и более или несколько

меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м

;

— резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими неф-

тепродуктами;

— резервуары для хранения этилированных бензинов от других ре-

зервуаров группы.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует прини-

мать равной:

— 1,3 м — для резервуаров номинальным объемом 20 000 м

и бо-

лее;

— 0,8 м — для остальных резервуаров.

Для перехода через обвалование предусматриваются специаль-

ные лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м.

Подземные резервуары

Площадь «зеркала» группы подземных резервуаров должна быть

не более 14 000 м

, а расстояние между стенками подземных резер-

вуаров одной группы — не менее 1 м. Расстояние между стенками

ближайших подземных резервуаров, расположенных в соседних

группах, должно быть не менее 15 м.

2.6. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков

Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резер-

вуаров и резервуарных парков, должен обеспечить их надежную

и безопасную работу, сохранение количества и качества нефтепро-

дуктов. Выполнение этих задач достигается соблюдением правил

эксплуатации, периодической зачисткой резервуаров, их своевре-

менной 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 оборудова-

ния, предусмотренным проектом и нормативными документами;

— иметь порядковый номер, четко написанный либо на корпусе на-

земного резервуара, либо на специально установленной таблич-

ке (подземная eмкость).

На каждый резервуар нефтебазы составляется технологичес-

кая карта его эксплуатации, которая содержит следующую инфор-

мацию:

— № 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, количест-

во, высота размещения над днищем резервуара, максимально

допустимая производительность закачки-откачки через один па-

трубок);

— сведения о дыхательной арматуре (тип, диаметр, количество,

суммарная пропускная способность);

— максимально допустимая скорость перемещения понтона или

плавающей крыши (если имеется).

Предельно установленный уровень

пр

max

заполнения резервуа-

ра — это максимальный уровень возможного его заполнения, опре-

деляемый 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 расстоя-

ние от низа врезки пенокамер до максимального уровня нефте-

продукта определяется с учетом его температурного расшире-

ния, 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 Н

max

нефтепродукта в верти-

кальном цилиндрическом резервуаре определяется из условия, что

за время τ

оперативных действий по прекращению закачки с мак-

симально допустимым расходом Q

з max

предельно допустимый уро-

вень не будет превышен, т. е.

Н H

max

max 0

max





где F

— площадь «зеркала» нефтепродукта в резервуаре.

Аналогично минимально допустимый уровень Н

min

нефтепро-

дукта находится как сумма наибольшего из расчетных уровней Н

min

по воронкообразованию и кавитации насосов с изменением взлива

нефтепродукта за время τ

оперативных действий по прекращению

откачки, т. е.

от

Н H

min

max 0

min





где Q

от max

— максимально допустимый расход откачки нефтепро-

дукта.

Величины Q

з max

и Q

от max

устанавливаются из условий ограниче-

ния величины зарядов статического электричества в процессе пере-

качки, а также должны быть увязаны с пропускной способностью

дыхательной арматуры и максимально допустимой скоростью пере-

мещения понтона (плавающей крыши). Последняя устанавливает-