История развития хранилищ для нефти

Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м в глинистых грунтах или подземные каменные резервуары, зацементированные особым цементом. Их емкость составляла 50 000 м ³ . Первоначально для хранения и транспортирования использовались деревянные бочки – barrel ( 159 литров ). Земляные резервуары были пригодны для храненеия низкоиспаряющихся жидкостей: мазутов, гудронов и т.п. В настоящее время земляные резервуары используются для временного хранения при ликвидации аварий на магистральных трубопроводах.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были источниками значительных потерь нефтепродуктов от испарения. В зимнее время стенки таких резервуаров разрушались вследствие расширения промерзающего грунта и их стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление железобетонных резервуаров объемом 100...7 000 м ³ . Их кровля была проницаема для паров углеводородных жидкостей.

Первый металлический цилиндрический резервуар был построен в России в 1878 г. по проекту В.Г.Шухова. Листы металла соединялись с помощью заклепок. Данная технология применялась до начала 50-х годов. Первые сварные появились в конце 30-х годов объемом 4 600 м ³ , а к 1951 г. максимальный объем достиг 10 500 м ³. В последующем сооружались только сварные резервуары с максимальным объемом до 50 000 м ³.

Рост добычи нефти дал мощный импульс развитию системы нефтепродуктообеспечения. Суммарная емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров в России составляет более 28 млн. м ³, а потребительский грузооборот отрасли – 320 млн. т.

Нефтебазы – это предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные, 76,4 % - железнодорожные, 14,2 % - водные и 3,9 – глубинные распределительные нефтебазы.

Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать ее эффективную работу, длина основных и вспомогательных трубопроводов должна быть минимальна. Вся территория делится на ряд технологических зон ( железнодорожные и водные операции, хранения и т.д. ).

Единичная мощность резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5 000 м ³. Для каждого нефтепродукта предусматривается не менее 2-х резервуаров, с целью возможности проведения ремонтов. Применяются обычно:

1. резервуары вертикальные стальные ( РВС );

2. резервуары горизонтальные стальные ( РГС, Рис. 3.1 );

3. железобетонные резервуары ( типа ЖБР ).

Резервуары типа РВС и РГС используются для хранениия как светлых, так и темных продуктов, а типа ЖБР –только для темных.

Оборудование у резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтянных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет винтиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую, что возможно благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев (Рис. 3.2).

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно – для темных.

3.2. Хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах

Для хранения используются следующие типы резервуаров:

- с плаваючим покрытием ( ПП );

- с стационарным покрытием и понтоном ( СПП );

- с стационарным покрытием ( СП ).

Типы резервуаров выбираются в зависимости от температуры вспышки и давления насыщенных паров при температуре хранения

1. Для легко возгораемых (ЛВР ) и давлении насыщенных паров 26,6 кПа – 93,3 кПа ( 200-700 мм рт.ст.):

- резервуаоы с ПП или СПП;

- резервуары с СП, оборудованные газовой обвязкой или установкой уловите лей легких фракций.

Хранение авиабензинов и реактивного топлива в резервуарах с СП не допускается..

2. Для легко возгораемых (ЛВР ) и давлении насыщенных паров меньше 26,6 кПа ( 200 мм рт.ст.) при температуре хранения резервуары СПбез газовой обвязки.

Общие и конструктивне требования к резервуаров изложены в: ВБН В.2.2-58.2-94. Резервуары вертикальне стальне для хранения нефти и нефтепродуктов с давленим насыщенных паров не выше 93,3 кПа. Бабин Л.А. и др.. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М.: Недра, 1979