Глава 4. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Резервуар с нефтью


Нефтяные резервуары.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полу подземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре   у места присоединения   лестницы   оборудуется

замерная площадка, па которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, но которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления "хлопушкой" на случай обрыва рабочего троса. "Хлопушка" - тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка "хлопушки" открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром н дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной   ироги-

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуариый товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельиую и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по  высоте  через   каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-снметру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки "Рубин-2М" и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, атагосодержання н содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти но ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0.5 %.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

- для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

- для учета нефти;

- для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

- на головной НПС;

-на границах эксплуатационных участков;

- в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Полезный объем резервуарных парков на НПС рекомендуется принимать следующим (единица измерения - суточный объемперекачки):

- головная НПС…………………………………………………. 2...3

- НПС на границе эксплуатационных участков ………………0.3...0,'

- то же при проведении приемо-сдаточных операций   ………1,0... 1,1

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающи- ми крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 12.20). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши,наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Рис. 12.19. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м'со щитовой кровлей: 1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница, 5 - днище

Рис. 12.20. Резервуар с плавающей крышей:

1 - ушотаяющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница;4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 - люк

Рис. 12.21. Схемы основных типов плавающих хрыш:

а - дисковая; 6 - однослойная с кольцевым коробом;в - однослойная с кольцевым и центральным коробами; г - двуслойная

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов 1 различных конструкций (рис. 12.20).

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 12.22). Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам б, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются отплавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м:|. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 12.23). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении .

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между которыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев - и на балки. Днище, в основном, изготавливается монолитным бетонным толщиной 50 см .

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на вакуум 100 Па .

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

students-library.com

Резервуары с бензином и нефтью

из "Пожарная безопасность на предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов"

В результате высокой упругости паров и малой величины нижнего концентрационного предела воспламенения паров в воздухе (1% по объему) для действующих резервуаров с бензином единственным практически приемлемым условием пожарной безопасности газового пространства может быть поддержание рабочей концентрации паров выше верхнего предела воспламенения. При неподвижном уровне нефтепродукта, когда Сраб достигает состояния насыщения, условие пожарной безопасности газового пространства резервуара обычно соблюдается при положительных температурах окружающей среды, т. е. в течение большей части года. При этом наиболее безопасным состоянием является верхний уровень нефтепродукта в резервуаре. [c.62] Предлагаемые методы предотвращения образования горючей паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуаров с бензином не противоречат требованиям борьбы с потерями от испарения нефтепродуктов. Герметизация газового пространства резервуара со стационарной крышей дыхательцыми клапанами — одна из наиболее эффективных мер борьбы с потерями от испарения при неподвижном уровне нефтепродукта. Разгерметизация газового пространства резервуара с понтоном не увеличивает потерь от испарения, так как скорость испарения в таком резервуаре обычно определяется не величиной концентрации в газовом пространстве, а качеством кольцевого уплотнения. [c.63] Аналогичными свойствами в некоторых случаях обладают резервуары с нефтью, если фракционный состав и рабочая температура нефти обеспечивают высокую концентрацию насыщенных паров. Такими свойствами прежде всего обладают промысловые резервуары. [c.63] В герметизированных системах сбора и промысловой подготовки нефти технологический резервуар является первой точкой, где нефть через дыхательные устройства контактирует с атмосферой. В последней ступени сепарации на.установках, работающих без воздуха, существует некоторое избыточное по сравнению с атмосферным давление. Под воздействием этого давления в нефти сохраняется газ, который должен дополнительно выделяться, как только давление над поверхностью нефти снизится до атмосферного. Это явление и происходит в резервуаре, который фактически выполняет роль дополнительного сепаратора. [c.63] При нормальном технологическом режиме в резервуаре поддерживается почти постоянный уровень жидкости, концентрация насыщенных нефтяных паров и газов достигает 80—90% (по объему), что значительно выше верхнего предела воспламенения неф-ТЯН.ЫХ паров в смеси с воздухом. Следовательно, при работе на транзите образование горючей смеси и горение в газовом пространстве резервуара невозможно, и на дыхательных устройствах такого резервуара не требуется устанавливать огневые предохранители. [c.63] Однако следует учитывать, что в производственных условиях свойства нефтей изменяются в очень широком диапазоне, что приводит к существенным изменениям состояния горючести паровоздушной смеси в газовом пространстве нефтяных резервуаров. Примером могут служить результаты исследования автором состояния паровоздушной смеси в крупных подземных резервуарах магистрального нефтепровода. [c.63] Экспериментально установлено, что некоторые характеристики нефти заметно изменяются по трассе нефтепровода. В результате потерь тепла при движении нефти по трубе и потерь легких фракций от испарения нефти при заходах ее в резервуары перекачивающих станций понижается рабочая тем пература, повышается температура начала кипения и соответственно понижается концентрация паров нефти в газовом пространстве резервуаров. По мере удаления от начала нефтепровода это приводит к снижению мощности выброса нефтяных паров при дыхании резервуаров и уменьшению размеров наружных взрывоопасных зон, но в то же время создает условия, при которых нефтевоздушная смесь внутри резервуаров становится взрывоопасной. [c.64] По величине концентрации насыщенных паров в резервуарах со стабилизированными цефтями можно предположить, что предотвращение образования горючей нефтевоздушной смеси в газовом пространстве резервуаров с такими нефтями может быть достигнуто применением резервуаров с понтоном. При этом, как и в случае резервуаров с бензином, необходимо обеспечить интенсивное проветривание газового пространства над понтоном для снижения концентрации паров ниже нижнего предела воспламенения. [c.64] Для хранения нефти нередко применяют подземные (заглубленные) железобетонные резервуары, которые при образовании горючей паровоздушной смеси в газовом пространстве обладают повышенной опасностью. В подземном резервуаре даже в том случае, когда насыщенная концентрация паров существенно превышает верхний предел воспламенения, нельзя избежать хотя бы временного образования горючей смеси, если только высота газового пространства после выкачки составит более трех начальных высот газового пространства до выкачки. На практике такое соотношение высот, как правило, соблюдается. При неподвижном уровне нефти цасыщение газового пространства подземного резервуара происходит очень медленно, и состояние нефтевоздушной смеси в подземном резервуаре почти всегда следует считать потенциально пожаровзрывоопасным. [c.64]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Глава 4. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ — КиберПедия

Глава 4. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

Нефтебазыпредставляют собой комплекс сложных многофункциональных инженерно-технических сооружений с объектами различного производственно-хозяйственного назначения, выполняющие задачи бесперебойного и надежного снабжения потребителей нефтью и нефтепродуктами и обеспечивающие необходимые условия приема и отпуска нефтепродуктов, сбор, отгрузку и регенерацию отработанных масел.

Обычно нефтебазы классифицируются по:

· назначению: оперативные, хранения и гражданского запаса;

· основному виду транспорта: железнодорожные, трубопроводные, водные, глубинные;

· виду проводимых операций: перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные;

· объему резервуарного парка:

ü нефтебазы первой группы подразделяются на три категории: нефтебазы с общим объемом резервуаров более 100 тыс.м3, общим объемом резервуаров от 20 до 100 тыс.м3, общим объемом резервуаров до 20 тыс.м3 включительно;

ü на складах второй группы допускается хранение в наземных хранилищах 2000 м3 легко воспламеняющихся продуктов и 10000 м3 горючих продуктов, в подземных – 4000 м3 и 20000 м3 соответственно.

· виду хранимого продукта: для светлых и для темных нефтепродуктов.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕЗЕРВУАРОВ

Осесимметричные каплевидные резервуары

Сооружено, испытано и внедрено несколько таких резервуаров объемом по 2 тыс. м3, рассчитанных на избыточное давление 0,03 МПа и вакуум 0,003 МПа. Авторы проекта – инженеры С.И. Веревкин и Г.М. Чичко.

При детальных испытаниях напряженно-деформированного состояния резервуаров с опорным кольцом в его конструкциях возникают зоны концентрации высоких напряжений. На этом основании один из авторов (Г.М. Чичко) предложил новую конструктивную форму каплевидного резервуара – резервуар с экваториальной опорой (рис. 4.2). В этой конструкции отсутствуют опорное кольцо и ребра жесткости внутри резервуара, а оболочка опирается в зоне экватора на 20 опор (колонн), которые устанавливают на железобетонное опорное кольцо. Каплевидная оболочка имеет толщину выше экватора 5 мм, ниже – 6 мм. Геометрия оболочки имеет такую форму эллиптических поясов, что радиусы кривизны уменьшают вверх до экватора с таким расчетом, чтобы меридиональные и кольцевые усилия по всей поверхности от гидростатической нагрузки и избыточного давления были равны между собой: N1= N = const.Поэтому каплевидные оболочки называют оболочками равного сопротивления.

Каплевидные резервуары экономичны в своей области, т.е. в области повышенного давления, однако монтаж таких резервуаров сложен, требует соответствующих средств механизации для изготовления лепестков двоякой кривизны. Но в связи с необходимостью сокращения потерь нефтепродуктов при хранении, а резервуары с плавающей крышей или понтоном неэкономичны при малой оборачиваемости, проблема резервуаров повышенного давления, в том числе каплевидных резервуаров, является актуальной и перспективной.

В отличие от резервуаров с понтоном или плавающей крышей в резервуарах повышенного давления нет никаких движущихся конструкций и затворов, в них сохраняется возможность для рулонирования стенки и плоского днища, вследствие чего облегчается их изготовление. Их эксплуатация сравнительно проста. Таким образом, для более полного удовлетворения потребности страны в нефтерезервуарах и хранилищах сжиженных газов целесообразно применение резервуаров новых конструктивных форм – повышенного давления, изотермических и др.

 

 

Рис. 4.2. Каплевидный резервуар объемом 2 тыс. м3

с экваториальной опорой:

а – фасад резервуара; б – план фундамента и расположение колонн

Горизонтальные резервуары

Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей (табл. 4.2) под избыточным давлением 0,04 МПа при плоских днищах и 0,07 МПа при конических днищах. Разработаны проекты резервуаров объемом 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3.

Для обеспечения устойчивости пустых резервуаров под воздействием разрежения (вакуума), внешних нагрузок и давления грунта внутри резервуара устанавливают кольца (ребра) жесткости. В надземных двух опорных резервуарах в пределах опор устанавливают внутренние треугольные диафрагмы (см. рис. 4.3) .

Горизонтальные резервуары по пространственному расположению подразделяют на надземные (выше планировочной отметки территории нефтебазы) и подземные (ниже уровня территории). По конструкции днищ горизонтальные резервуары в зависимости от объема и избыточного давления проектируют с плоскими, коническими или цилиндрическими днищами. Для обеспечения устойчивости цилиндрической оболочки внутри нее должны быть установлены опорные кольца жесткости. В зависимости от объема устанавливают и дополнительные кольца жесткости.

 

Таблица 4.2

Характеристика надземных горизонтальных резервуаров

(толщина оболочки 4 мм)

 

Показатель Номинальный объем, м3
Геометрический объем, м3 5,7 10,79 26,9 55,5 76,9 101,5
Диаметр, мм
Длина оболочки, мм
Пролет, мм
Толщина конического днища, мм -
Толщина плоского днища, мм
Число опорных колец жесткости, шт. - - - -
Число промежуточных колец жесткости, шт. -
Масса резервуара, т 0,72 1,09 1,86 3,44 4,23 5,41
Удельный расход стали на 1 м3 объема, кг

 

 

 

Рис. 4.3. Горизонтальный резервуар объемом 50 м3

а – с плоским днищем; б – с цилиндрическим днищем

 

Содержание оснований и обвалований резервуаров

В практике эксплуатации резервуаров известны случаи, когда даже незначительная осадка песчаных подушек и днищ у наземных резервуаров приводила к обрыву приемо-раздаточных патрубков, к поломке фланцев у коренной задвижки и т. п.

Аварии обычно приводят к потере значительных количеств нефтепродуктов. Отклонения от строго вертикальной установки резервуаров затрудняют, а иногда делают невозможным вести точный замер нефтепродуктов в резервуаре.

Для предохранения оснований от размыва следует обеспечивать отвод от них поверхностных (дождевых и талых) вод. Особую опасность представляют ливневые воды. Территория отдельных резервуаров или резервуарных парков внутри обвалований должна устраиваться с соответствующими уклонами в сторону отводных трубопроводов и канализационных устройств. Разрушение песчаных подушек иногда происходит за счет размыва их нефтепродуктами при течи в днищах и водой при зачистке резервуаров. У вновь сооружаемых резервуаров емкостью 2000 м3 и более в течение первых пяти лет их эксплуатации не реже одного раза в год проводят проверочную нивелировку окраски днища не менее чем в 8¸9 точках по утору. Неправильная осадка резервуара иногда обнаруживается и при осмотре путем применения откосов. При промывке резервуаров во время их зачистки внутрь обвалований зачастую попадает большое количество воды, что может служить причиной подмыва подушек под резервуарами. После ремонтных и других работ, во время которых могло произойти частичное разрушение обвалования, администрация нефтебаз или организаций, производивших работы, обязана обеспечить немедленно их восстановление.

Производственные операции

Наполнение и опорожнение резервуаров являются наиболее ответственными операциями, которые следует выполнять с большой осторожностью и с соблюдением специальных правил.

Заполнение резервуаров производится под уровень жидкости снизу, а если к моменту наполнения резервуар оказался порожним, то его следует заполнять медленно. Перед заполнением резервуара необходимо проверить исправность дыхательного клапана. Если по неисправности или по другим причинам дыхательный клапан окажется закрытым, то наполнение резервуара производить нельзя до устранения неисправности клапана. Скорость (производительность) заполнения и опорожнения резервуара должна строго соответствовать пропускной способности клапана.

По окончании каждой операции, связанной с наполнением или опорожнением резервуара, подъемную трубу обязательно поднимают выше уровня жидкости в резервуаре, что предотвращает утечки нефтепродукта при повреждении резервуарной задвижки или приемо-раздаточного трубопровода. С той же целью по окончании операций закрывают хлопушку. После каждого опорожнения и зачистки резервуара обязательно проверяют исправность и правильность действия хлопушки, сальника, подъемной трубы, фланцев и прокладок приемо-раздаточного патрубка, задвижки, сифонного крана и т. п.

Уровень продукта контролируют путем замера лентой или по показаниям поплавковых показателей уровня.

Во избежание опасного напряжения в конструкциях резервуара должны применяться меры к предохранению резервуаров от гидравлических ударов, механических толчков, которые могут передаваться от насосов в случае их неправильной установки или неправильной эксплуатации.

При эксплуатации резервуаров нельзя допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром.

Требуемая пропускная способность дыхательного клапана связана с производительностью приемо-раздаточного патрубка, Размеры дыхательных клапанов приведены в табл. 4.12.

Таблица 4.12

Размеры дыхательных клапанов

 

Производительность приемо-раздаточного трубопровода, м3/час Наименьший условный проход клапана, мм
До25 От 25 до 100 »100 » 215 »215 » 380 »380 » 600

 

Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуаров, дается только после проверки правильности открытия и закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Открытие задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов. Во время перекачки должно быть постоянное сообщение работающего насоса с резервуарной емкостью. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как полностью будет открыта задвижка для ввода нового резервуара. Заполнение любых резервуаров должно проводиться до заранее обусловленного уровня, гарантирующего от перелива нефтепродукта при его расширении от нагрева.

При заполнении резервуаров, а также при подогреве нефти и нефтепродуктов максимальная их температура не должна быть выше 90°. При более высоких температурах может происходить вскипание воды, почти всегда в известных количествах содержащейся в резервуаре. Вскипание воды приводит к выбросу жидкости или к гидравлическим ударам.

Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50 см. Оголение действующих подогревателей может создавать пожарную опасность.

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей. При обнаружении каких-либо ненормальностей при наполнении или опорожнении резервуара (по данным замера) перекачку немедленно останавливают. Оперативные замеры уровня нефти и нефтепродуктов при наполнении резервуаров имеют цель предотвратить перелив резервуара. Промежутки, в течение которых должен производиться замер, зависят от объема наполняемого резервуара, а также от производительности насосов или самотечных трубопроводных линий. В начальной стадии заполнения резервуара замеры рекомендуется вести примерно через каждые два часа. Когда же до предельного заполнения остается 1¸1,5 м взлива, производительность перекачки должна снижаться до минимума во избежание перелива.

При самотечных трубопроводах или при перекачке центробежными насосами это легко достигается прикрытием коренной задвижки или напорной задвижки у насоса. При работе же поршневых насосов уменьшение производительности перекачки может быть достигнуто сбросом части жидкости в другие резервуары или в запасные емкости.

Для предупреждения перелива резервуаров большое значение имеет автоматизация налива. С этой целью успешно применяются автоматические задвижки с электроприводом.

За последнее время непрерывно изменяющийся уровень жидкости замеряется с применением специальных электрических сигнализаторов, совершенно безопасных в пожарном отношении.

При зачистке резервуаров перед ремонтами проводятся следующие работы:

· освобождение резервуара от нефтепродуктов;

· длительная пропарка и проветривание резервуара с целью его дегазации;

· промывка внутренней поверхности крыши, корпуса и днища резервуара;

· удаление твердых отложений, могущих оказаться в резервуаре;

· протирка насухо стенок крыши и днища резервуаров.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. После того как основная часть нефти слита, остатки нефтепродуктов «поднимаются на воду» и сливаются в подготовленные заранее емкости.

Перед спуском из резервуара остатков в нем открывают люки и лазы, от резервуара отсоединяют трубопроводы и на приемо-раздаточный патрубок так же, как и на отсоединенные трубопроводы, устанавливают плотные заглушки на прокладках. Резервуары примерно за 2 суток до зачистки интенсивно пропаривают острым паром. Целью пропаривания являются нагрев паров нефтепродуктов и их удаление через люки, а также частичное разрыхление твердых отложений (пульпы) на стенках, днище и крыше резервуара.

Продолжительность пропаривания в зависимости от продукта, хранившегося в резервуаре, и в зависимости от того, насколько резервуар загрязнен твердыми отложениями, назначается от 15 до 24 часов. При большом количестве отложений простым пропариванием разрыхлить пульпу не удается. В таких случаях может быть рекомендован пропуск пара через специальные насадки, из которых пар, выходя с большой скоростью, не только нагревает пульпу, но также производит и механическое разрушение ее. Наиболее перспективным следует считать применение для этой цели гидропультов или специальных стволов, через которые осуществлялась бы подача пара или воды под значительным давлением.

Специальные мероприятия по безопасности должны применяться при зачистке резервуаров из-под сернистых нефтей или нефтепродуктов. Такие резервуары еще перед вскрытием для зачистки подвергают пропариванию в течение 4¸5 суток. Помимо обычных твердых отложений в таких резервуарах образуются пирофорные отложения, состоящие в основном из сернистого железа и способные к самовозгоранию при невысоких температурах.

Установлены факты самовозгорания пирофорных отложений при 20°С. Из практики известно, что взрывы и пожары, вызванные пирофорными явлениями, происходят чаще всего весной или осенью вскоре после опорожнения или во время опорожнения резервуаров. При средних температурах (весной, осенью) пирофорные отложения накапливаются на стенках резервуаров и при высыхании жидкой пленки после опорожнения резервуара подвергаются быстрому окислению.

Зачистка резервуаров

Для зачистки и извлечения твердых осадков допускается применять деревянные лопаты, неметаллические щетки, метлы.

При входе в резервуар для кратковременного пребывания рабочие могут использовать фильтрующие противогазы соответствующих марок, защищающие от паров и газов, содержащихся в резервуаре. При необходимости же длительного пребывания в резервуаре (например, при зачистке, промывке и т. п.) рабочие должны надевать изолирующие (шланговые) противогазы. Такой противогаз полностью изолирует дыхательные органы человека от окружающей атмосферы и дает возможность дышать свежим воздухом, поступающим по шлангу.

Работы внутри резервуара должны производиться в спецодежде и в обуви без гвоздей. Поверх спецодежды надевается специальный спасательный пояс с сигнальной веревкой. Во время пребывания рабочего в резервуаре наружный конец сигнальной веревки держит в руках другой рабочий, неотлучно находящийся снаружи у резервуара. На обязанности этого рабочего лежит следить за самочувствием работающего в резервуаре и оказывать ему немедленную помощь в несчастных случаях. Рабочий, находящийся снаружи, также наблюдает за тем, чтобы конец шланга от изолирующего противогаза находился все время в зоне чистого воздуха, чтобы шланг не перекручивался и не перегибался, т.к. это может вызвать прекращение поступления воздуха к противогазу.

Ремонтные работы после зачистки резервуаров допускаются только после анализа воздуха и отсутствия внутри резервуаров взрыво- и пожароопасных смесе

cyberpedia.su

Нефтяной резервуар - это... Что такое Нефтяной резервуар?

        (a. oil tank; н. Erdoltanke; ф. reservoir а huile, reservoir а petrole brut; и. depositos de petroleo, reservorio de petroleo, cisterna de petroleo, tanque de petroleo) - ёмкость для хранения нефти и продуктов её переработки. Первые H. p. появились в России в 18 в. и представляли собой земляные ямы (амбары) глуб. 4-6 м c деревянной крышей, подземные каменные резервуары, a также деревянные чаны, стянутые жел. обручами. Первый в мире стальной клёпанный резервуар был построен в России в 1878 по проекту B. Г. Шухова и A. B. Бари. C 1912 в России стали применяться железобетонные резервуары, в США - сборно-разборные резервуары вместимостью от 15 до 1600 м3. B 1921 в США впервые сооружён металлич. сварной резервуар вместимостью 500 м3, в 1935 в CCCP - 1000 м3.         H. p. подразделяются по расположению на наземные, подземные (включая Заглубленные резервуары) и подводные; по материалам, из к-рых изготовляются, - на металлические (из сталей, цветных металлов и их сплавов), железобетонные, каменные, земляные (амбары), деревянные, стеклопластиковые, пластмассовые, резинотканевые; по величине избыточного давления - на резервуары низкого (Pи≤0,002 МПa), повышенного (0,002

0,067 МПa) давления; по форме оболочки - на вертикальные и горизонтальные цилиндрич. резервуары, Каплевидные резервуары, Шаровые резервуары, прямоугольные; по состоянию хранимого продукта - для маловязких нефтей и нефтепродуктов (применяются также резервуары c гибкими разделит, оболочками - мембранами для хранения неск. нефтепродуктов в одном H. p.), для высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов, требующих подогрева, для сжиженных газов; по способу установки - стационарные и передвижные (см. также Железнодорожная цистерна). Наземные H. p. сооружаются гл. обр. из стали и железобетона (см. Железобетонный резервуар). Последние изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища резервуара, свариваемых на специализир. з-дах и доставляемых к месту монтажа в свёрнутом виде, или из готовых элементов (сборные резервуары, a также H. p. большого объёма), полистовым способом из отд. листов, свариваемых на монтажной площадке. Подземные H. p. подразделяют на шахтные, сооружаемые в специально создаваемых горн. выработках или в отработанных выработках шахт и рудников; бесшахтные, создаваемые в пластах кам. соли путём выщелачивания, a также уплотнением пород взрывом; траншейные, сооружаемые открытым горн. способом. B полускальных, крупнообломочных, песчаных и глинистых грунтах траншейные H. p. строятся металлическими c щитовой крышей, опирающейся на несущие фермы. Недостатки подземных (в т.ч. и заглублённых) H. p.: трудность определения утечек, ремонта и эксплуатации, a в шахтных, кроме того, необходимость заглубления насосной станции и др. При подводном хранении нефти и нефтепродуктов (подвижныe H. p.) эластичную ёмкость или металлич. оболочку погружают на дно c помощью подвешиваемых дополнительно грузов-якорей. Кроме того, H. p. размещают в бетонных фундаментах морских буровых платформ. Конструкция резервуара должна обеспечивать герметичность, коррозионную и хим. стойкость по отношению к хранимому продукту, долговечность, безопасность эксплуатации и др. Выбор конструкции H. p. производится на основе технико-экономич. анализа c учётом необходимости сокращения потерь хранимых продуктов, их физ.-хим. свойств и требований, предъявляемых к технологии хранения. H. p. или группа H. p., как правило, входят в состав Нефтехранилища.         Наиболее распространены стальные вертикальные цилиндрич. H. p., к-рые предназначены для эксплуатации в p-нах c ветровой нагрузкой до 980 Пa, снеговой нагрузкой до 1960 Пa и темп-рой до -65°C. Они изготовляются вместимостью от 100 до 100 000 м3 и могут иметь стационарную, плавающую или дышащую крыши. Для хранения большинства нефтей и нефтепродуктов (имеющих при темп-pe 37,8°C давление насыщенных паров до 2,67·* 104 Пa) используют резервуары co стационарной крышей, опирающейся на корпус (сферич. крыша) или, кроме того, на центр. стойку-опору (конич. крыша). Резервуары вместимостью от 100 до 5000 м3 изготовляют c конич. крышей, от 10 000 до 30 000 м3 - co сферич. крышей, выполненной из радиальных щитов. Для хранения мазута и тёмных нефтепродуктов применяют также резервуары вместимостью до 5000 м3 c "безмоментной" крышей, требующей меньших затрат металла. Бензины и нефти c давлением насыщенных паров до 0,067 МПa в целях сокращения потерь от испарения хранят в вертикальных цилиндрич. резервуарах co стационарными крышами, оборудованных понтонами вместимостью до 20 000 м3, или резервуарах c плавающими крышами - вместимостью до 100 000 м3. Для уменьшения потерь нефтепродуктов от "Большого дыхания" резервуара и "Малого дыхания" резервуара применяют вертикальные цилиндрич. стальные резервуары c торосферической и сфероцилиндрической крышей, c "дышащей" крышей (устройство и принцип действия, аналогичные газгольдеру переменного объёма), a также каплевидные и шаровые резервуары, используемые, кроме того, для хранения сжиженных газов и их смесей (бутана, пропана, бутилена и др.).         Для обеспечения нормальной эксплуатации H. p. снабжаются технол. оборудованием: дыхательной аппаратурой, предохранит. арматурой (кроме резервуаров c плавающими крышами), приёмно-раздаточными патрубками, люками-лазами, замерными люками, приборами для отбора проб и измерения уровня нефтепродукта и темп-ры, средствами молниезащиты и защиты от статич. электричества, устройствами по предотвращению образования отложений в резервуарах. Резервуары для хранения вязких нефтепродуктов дополнительно оборудуются подогреват. устройствами, подъёмными трубами и др. (для уменьшения теплопотерь такие резервуары теплоизолируются).

Литература: Корниенко B. C. Поповский Б. B., Сооружение резервуаров, M., 1971; Сооружение газохранилищ и нефтебаз, M., 1973. A. Д. Прохоров.

dic.academic.ru

Нефтяные резервуары. Их оборудование. Расчет толщины стенки резервуара. Защита стальных резервуаров от коррозии

Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории месторождения, представляют собой емкости различных размеров, предназначенных для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти.Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком. Резервуарные парки, предназначенные для приема и хранения нефти, прошедшей на установках обезвоживания и обессоливания, являются товарными парками. В нефтесборном пункте обычно сооружаются резервуары объемом 2000, 3000 и 10000, реже 400 м. Согласно строительным нормам и правилам (СНиП) объем сырьевых резервуаров должен быть не менее 5-кратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров – 2-х кратного.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные наземные резервуары, реже – бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные в землю.

Стальные резервуары строят с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуары изготавливают из листовой стали марок Ст2, Ст3 толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм, если даже расчетная толщина стенки получается меньше 4мм

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Резервуары средней и большой емкости в целях экономии материала изготавливаются с переменной толщиной стенки по высоте. Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба. Например, на глубине h от уровня жидкости стенки испытывают внутреннее давление, равное

 

 

Толщину стенкиопределяют из уравнения

где p - давление; Dв – внутренний диаметр резервуара; σдоп - допустимое давление на растяжение; φ – сварочный коэффициент; С – прибавка на коррозию.

Толщину днища резервуара обычно не рассчитывают, поскольку гидростатическое давление, создаваемое столбом жидкости, воспринимается фундаментом, на котором установлен резервуар. Поэтому толщина листовой стали, идущей на изготовление днища резервуаров, не превышает 5 мм.

Крышка резервуара воспринимает внешние нагрузки от снега, внутреннюю нагрузку - от вакуума и избыточного давления в паровом пространстве резервуара. Обычно ее изготавливают из листовой стали толщиной не более 5 мм.

Крыши вертикальных стальных резервуаров имеют коническую, сферическую или плоскую форму. На нефтяных месторождениях чаще всего сооружаются резервуары с плоской крышей. При этом уменьшается не заполненное нефтью газовое пространство, следовательно, потери легких фракций от малых и больших «дыханий» также уменьшаются. Крыша резервуара располагается на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.

Оборудование стальных резервуаров Оборудование резервуаров должно обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности, наполнение и опорожнение резервуаров, замер уровня нефти, отбор проб нефти, чистка и ремонт резервуаров, отстой нефти и удаление подтоварной воды, поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.

 

1 - приемо-раздаточные патрубки;

2 - клапан без принудительного

закрытия; 3 - приемная труба; 4 –

замерный люк; 5 - световой люк;

6 - люк-лаз; 7 - дыхательный

клапан; 8 -

предохранительный клапан; 9

- сифон.

 

 

Рисунок 1 - Схема расположения технологических элементов и оборудования на стальном резервуаре

Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных и раздаточных трубопроводов. Патрубки устанавливаются на нижнем поясе резервуара. Клапан 2 устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправностях задвижек. Подъемная труба 3 монтируется внутри резервуара и предназначается для нефти с требуемой высоты.

Замерный люк 4 служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Крышка замерного люка герметично закрывается посредством прокладки и нажимного откидного болта. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка изготавливается из меди и алюминия, чтобы предотвратить искрообразования.Световой люк 5 устанавливается на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него производится вентиляция резервуара перед очисткой и ремонтом.

Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначается для проникновения людей внутрь резервуара при ремонте и очистке.

Дыхательный клапан автоматически сообщает газовое пространство резервуара с атмосферой в те моменты, когда в резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры.

Антикоррозионная защита металлических резервуаров выполняется после их возведения, а также в случае необходимости замены ранее существующей. При выполнении работ по защите стальных резервуаров от коррозии следует руководствоваться требованиями СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.05.06-85 и ГОСТ 1510-84.

Резрвуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0,3% для противокоррозионной защиты днища рекомендуется применять катодную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных станций. Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобожден от продукта и зачищен.

Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской, при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии, обезжиривание, дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла. На подготовленную поверхность наносят покрытие, причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после технологической выдержки предыдущего слоя.

 

megalektsii.ru

Пожары резервуаров с нефтепродуктами - Справочник химика 21

    В связи с тем, что состояние паровоздушной смеси в газовом пространстве обогреваемого пожаром резервуара определяется температурой поверхности нефтепродукта, а эта температура не [c.124]

    Сучков В, П,, Безродный И, Ф, и др. Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Обзорная информация. Серия Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья,— № 3-4,— М, ЦНИИТЭнефтехим, 1992,- 100 с. [c.185]

    Расход воды для тушения пожара. При тушении горящих резервуаров с нефтепродуктами вода расходуется для образования пены, которой необходимо покрыть всю площадь горящего нефтепродукта поэтому расход воды для тушения пожаров резервуаров определяется в зависимости от расчетной площади зеркала пожара. За расчетную площадь зеркала пожара принимается 30% от общей площади резервуаров, входящих в наибольшую группу резервуарного парка, имеющую достаточные разрывы (не менее двух диаметров) смежных резервуаров от соседних групп. Расчетная площадь зеркала не может быть меньше площади наибольшего резервуара, находящегося в данном резервуарном парке. [c.84]

    Пожары резервуаров с нефтепродуктами [c.75]

    ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ ПО РАСЧЕТУ СРЕДСТВ ТУШЕНИЯ ПОЖАРОВ РЕЗЕРВУАРОВ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ НА НЕФТЕБАЗАХ, НАЛИВНЫХ И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ ГЛАВНЕФТЕСНАБА РСФСР ВОЗДУШНОЙ МЕХАНИЧЕСКОЙ ПЕНОЙ ВЫСОКОЙ КРАТНОСТИ СОГЛАСНО ВРЕМЕННЫМ УКАЗАНИЯМ ГУПО МВД СССР ОТ 21 ДЕКАБРЯ 1967 Г. [c.144]

    Пожары светлых нефтепродуктов часто сопровождаются деформацией наземных трубопроводов и истечением из них большого количества горящей жидкости в обваловку резервуара. Трещины в стенках резервуаров образуются лишь при длительных пожарах (в течение нескольких часов), когда в результате неравномерного воздействия лучистой теплоты на стенки резервуаров создаются недопустимые деформации. [c.196]

    Вентиляцией можно удалить только легкие фракции нефтепродуктов. Тяжелые остатки могут содержать в себе значительные количества легких фракций, и если их не удалить, они создадут реальную угрозу взрыва п пожара. При местном воспламенении, например при демонтаже резервуара от пламени резака, тепло возникшего очага горения способно вызвать разложение и испарение тяжелых остатков. [c.140]

    Важно уметь правильно определить наиболее эффективные места охлаждения резервуаров. Часть корпуса резервуара, смачиваемая жидкой фазой нефтепродукта, нагревается от действия пожара значительно меньше, поскольку жидкость хорошо поглощает тепло. Корпус резервуара выше уровня жидкости нагревается быстро до потери устойчивости, так как содержащаяся в резервуаре газовая фаза имеет незначительную теплопроводность, и тепло сохраняется в металле корпуса резервуара. Поэтому резервуары с нефтью и нефтепродуктами, оказавшиеся в зоне пожара, необходимо непрерывно охлаждать водой выше уровня жидкости. Если на таком резервуаре возникло горение на клапанах (даже на открытых), то внутреннего взрыва не последует, независимо от температуры нагретой стенки резервуара, так как концентрация содержащихся газов будет находиться за пределами воспламенения. [c.146]

    Опасность взрыва или пожара зависит не только от образования зарядов статического электричества, но и от наличия взрывоопасной среды. Жидкие углеводороды с температурой вспышки выше 61 °С не образуют взрывоопасной среды при обычной температуре. Но при подогреве или загрязнении при хранении, особенно при наливе их в резервуар, в котором ранее содержался легковоспламеняющийся нефтепродукт (например, бензин), опасность взрыва возрастает. Чрезвычайно опасны [c.151]

    На нефтеперерабатывающем заводе фирмы Америкен ойл коми. при пуске крупной установки риформинга жидкого нефтепродукта произошли взрывы одновременно в реакционном сосуде и сепараторе высокого давления, затем последовала серия взрывов в трубопроводах, теплообменниках и абсорбере. Осколки взорвавшегося оборудования разлетелись на расстояние до 360 м, вызвав несколько очагов пожаров на общей площади 1,6 га, причем были полностью разрушены 63 резервуара. [c.317]

    На складах III категории допускается предусматривать подачу воды для охлаждения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и тушения пожаров мотопомпами или автонасосами из противопожарных водоемов или резервуаров. Количество водоемов или резервуаров должно быть не менее двух, емкость каждого из них определяется расчетом, но должна быть не менее 100 м . Водоемы и резервуары следует размещать от обслуживаемых [c.114]

    Пожары в резервуарах со светлыми нефтепродуктами обычно начинаются со взрыва паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара и срыва крыши или с горения паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара без срыва крыши, но с нарушением целостности ее в отдельных наиболее слабых местах. [c.160]

    Пожары в резервуарах сопровождаются передачей тепловой энергии за счет излучения факела пламени и переноса потоками воздуха раскаленных частиц углерода (сажи) к близко расположенным резервуарам. Это приводит иногда к воспламенению паров нефтепродуктов, выходящих через отверстия в крыше резервуара (дыхательные клапаны, замерные устройства). [c.161]

    При пожарах крупных резервуаров с нижним уровнем горящего нефтепродукта стенки деформируются более интенсивно. [c.161]

    На рис. 89 показана схема установки автоматического тушения пожаров в товарно-сырьевой базе установки ЛК-бу нефтеперерабатывающего завода. Вдоль проездов складов нефтей и нефтепродуктов проложена сеть производственно-пожарного водопровода с пожарными гидрантами и сеть подачи пенообразователя. Для дополнительного снабжения объекта водой при пожаре предусмотрены сухие колодцы на системе оборотного производственного водоснабжения и пожарные резервуары емкостью 250 м каждый (на рисунке не показаны). [c.164]

    Расчетные расходы воды для стационарных установок тушения пожаров в складах нефти и нефтепродуктов принимают в соответствии с требованиями СНиП П-П.З—70. (Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования.) Согласно этим нормам, общий расход воды пожарного водопровода принимают из условия тушения пожара и охлаждения поверхности стенок резервуаров. [c.167]

    В некоторых случаях для тушения пожаров нефтепродуктов в резервуарах применяют метод перемешивания, который заключается в том, что поверхностный слой горящей жидкости охлаждают смешением с нижними холодными слоями до температуры ниже температуры воспламенения, в результате чего концентрация паров горючей жидкости над ее поверхностью резко уменьшается и становится недостаточной для поддержания горения. [c.169]

    Пожары нефтепродуктов в резервуарах иногда тушат установками, принцип действия которых основан на перемешивании нефтепродуктов [57]. [c.178]

    Установка тушения пожаров нефтепродуктов методом перемешивания их сжатым воздухом (рис. 97) имеет выводы воздуховодов, расположенные равномерно в нижней части резервуара. Воздуховоды имеют замкнутую кольцевую сеть из стальных газовых труб, проложенных с наружной стороны обвалования резервуарного парка. Насадки для выпуска сжатого воздуха располагают выше предполагаемого уровня подтоварной воды. [c.178]

    Количество вводов, их расположение, а также минимальный уровень нефтепродукта в резервуаре, ниже которого тушение пожара не обеспечивается, определяют по табл. 8.2. [c.178]

    Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. М., [c.199]

    Резервуары для нефти и нефтепродуктов следует оснащать тензометрическими, гравиметрическими, объемно-весовыми и пьезометрическими контрольно-измерительными приборами и средствами автоматизации местными и дистанционными измерителями уровня жидкости сигнализаторами максимального и минимального оперативного уровней жидкости сигнализаторами максимального и минимального уровней подтоварной воды дистанционным измерителем средней температуры жидкости местным и дистанционным измерителем температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков, дистанционным сигнализатором повышения температуры и автоматическим включением средств пожаротушения при возникновении пожара с одновременной подачей аварийного сигнала дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей отбором средней пробы из резервуара. [c.164]

    Необходимо иметь в виду, что температурные пределы воспламенения, применяемые для оценки опасности паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара, характеризуют опасность сравнительно равномерной концентрации насыщенных паров нефтепродуктов. Резкое изменение температуры, неравномерный обогрев стенок, а также проведение различных технологических операций (закачка или отбор) даже при постоянной температуре окружающей среды и продукта приводят к изменениям концентрации паров в резервуаре. При этом температурные пределы воспламенения паров не могут точно характеризовать опасность газовой среды в резервуаре и, следовательно, данный метод нужно применять критически в профилактической работе и при тушении пожаров в резервуарных парках. [c.167]

    Причиной пожаров могут быть также и разряды статического электричества. Поэтому металлические резервуары с нефтепродуктами необходимо защищать от прямых ударов молнии, электростатической индукции и от статического электричества. [c.177]

    Водный раствор пенообразователя по распределительному трубопроводу поступает в пеногенератор и образующаяся при этом воздушно-механическая пена через пено-камеру выбрасывается в зону пожара. Интенсивность подачи раствора пенообразователя (94% воды и 6% синтетического пенообразователя типа ПО-1) при тушении нефтепродуктов с температурой вспышки паров 28 °С и ниже (кроме нефти) должна быть не менее О, 08 л/с на 1 м2 площади испарения резервуара, а при тушении нефти и других нефтепродуктов — 0,05 л/с на 1 м . Время тушения 10 мин при запасе пенообразователя и воды на 30 мин (т. е. обеспечивается трехкратный запас). [c.191]

    Резервуары с нефтепродуктами емкостью более 5 тыс. рекомендуется оборудовать автоматическими установками тущения Автоматические установки водопенного тушения пожаров в резервуарных парках нефтепродуктов разрабатываются в настоящее время для ряда объектов. Применение автоматической установки дает возможность сократить размеры пожарных разрывов между резервуарами, уменьшить площадь застройки резервуарных парков и снизить капитальные вложения на строительство. Проведенный институтом Гипротрубопровод техн1у о-экономический расчет подтвердил экономическую целесообразность применения автоматических установок водопенного тушения пожаров в резервуарных парках нефтепродуктов. Автоматическая установка водопенного тушения рассчитывается из условия одновременного тущения пожара пламени нефтепродуктов в резервуаре и на поверхности между резервуарами и обваловкой (при тушении герметичности резервуара). [c.166]

    Химическая пена является универсальным средством тушения пожаров всех нефтепродуктов, но но технпко-экономпческим соображениям применяется только для тушения пожаров нефтепродуктов с температурой вспышки 45° и ниже. Воздушно-механическая пена применяется для тушения пожаров нефтепрод5 ктов в резервуарах емкостью до 1000 (за исключением атобепзина) и резервуаров большего объема, в которых хранится нефтепродукт с температурой вспышки выше 45°. Распыленная вода применяется для тушения пожаров лигроинов с температурой вспышки 60° и выше и других нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120°. [c.307]

    Резервуары с нефтепродуктами емкостью более 5 тыс. м рекомендуется оборудовать автоматическими установками тушения. Автоматическую установку водопенного тушения рассчитывают из условия одновременного тушения пожара пламени нефтепродуктов в резервуаре и на поверхности между резервуарат ми и обваловкой (при нарушении герметичности резервуара). [c.201]

    Воздушно-механическая пена рекомендуется к применению для тушения пожаров всех нефтепродуктов, храия-шдхся в резервуарах до РВС-10СО включительно за исключением бензинов. В резервуарах более РВС-1000 воздушно-механическая пена применяется для тушения пожаров нефтепродуктов с температурой вспышки выше 45°. [c.50]

    На установке абсорбции бензина (шт. Техас, США) вышли нз строя уплотнение насоса и задвижки на трубопроводе, по которому подавался нефтепродукт под давлением 1,25 МПа прн 70—80°С. Пары нефтепродукта воспламенились от сильно нагретого регулятора водяного пара. Обслуживающий персонал пытался потушить пожар пенными огнетушителями, однако возникла новая утечка нефтепродуктов, поскольку перегрелся теплообменник. Подача воздушно-механической пены не дала положительных результатов. Под действием перегрева обрушились незащищенные стальные опоры нефтяного резервуара трубопроводной обвязкойчбыла опрокинута десорбцн-онная колонна высотой 20 м. При падении колонна разрушила многие технологические аппараты. Все это вызвало дальнейшее развитие пожара, который продолжался несколько дней до полного выгорания горючих продуктов. Ущерб составил 3 млн. долл. [27]. [c.71]

    Предотвращение аварий при ремонте резервуаров. Взрывы и пожары могут происходить при очистке, ремонте и демонта-же резервуаров, содержавших ранее нефтепродукты. Взрывоопасные газовоздушные смеси и инициирующие источники возникают при нарушении правил техники безопасности и в отсутствие мер предосторожности во время взрывопожароопасных ремонтных работ. Перед проведением подобных работ необходимо принимать меры, позволяющие привести резервуары в безопасное состояние. Это достигается удалением из них оставшихся нефтепродуктов или созданием таких условий, при которых углеводороды не способны воспламеняться. Одним из распространенных методов подготовки к ремонту резервуаров является их пропарка. Однако очистка пропаркой эффективна лишь для сосудов емкостью не более 30 м . Большие потери тепла из резервуара в окружающую среду не позволяют пропаркой удалить все остатки, если не обеспечена подача очень большого количества пара. В большинстве случаев пропарка крупных резервуаров практически не приемлема. Так, для резервуара емкостью 2000 м требуется около 40 тыс. кг/ч пара. [c.139]

    Особенностью некоторых нефтепродуктов является их способность к образованию тепловой волны (прогретого слоя) при поверхностном горении в резервуарах. В случае горения нефтепродуктов с узкой областью выкипания тепло пожара проникает только в тонкий поверхностный слой. При горении сырых нефтей и жидких углеводородов с широкой областью выкипания низкокнпящие фракции углеводородов уходят с поверхностей и подпитывают пламя, а высококипящие углеводороды устремляются вниз через прогретый слой, образуя нагретый фронт более глубоко расположенных слоев жидких углеводородов. Это явление называют тепловой волной. Тепловая волна растет вследствие подвода тепла и ухода паров, пока не выкипят все более легкие углеводороды или пока она не достигнет водяного или эмульсионного слоя. В последнем случае возникает паровой взрыв с выбросом горящего продукта. [c.143]

    Одним из элементов защиты от пожаров является сооружение временных дренажных систем. Пожары на резервуарах с нефтепродуктами тушат воздушно-механической или химической пеной, подаваемой в очаг горения стационарными пенокамера-ми или передвижными пеноподъемниками. Пенокамеры и пено-подъемники оборудуют генераторами, в которых образуется воздушно-механическая пена. Химическая пена образуется в рукавной линии, транспортирующей водный раствор пеногенераторного порошка. В этом случае пенокамеры и пеноподъем-ники играют роль пеносливов и не имеют генераторов пены. Пенокамеры воздушно-механической пены устанавливают вблизи верхней кромки резервуара из расчета равномерного рас-пределения пены по поверхности горящей жидкости. Расчетные расходы пены для тушения пожаров на складах нефти и нефтепродуктов принимаются в соответствии со СНиП П-106— 79 Склады нефти и нефтепродуктов . В настоящее время прн тушении пожаров нефтепродуктов предпочтение отдают воздушно-механической пене. [c.144]

    Накоплен успешный опыт тушения пожаров нефтепродуктов воздушно-механической пеной, подаваемой не на поверхность продукта, а под нее. За рубежом пожары крупных бензиновых резервуаров с плавающими крышами были неоднократно успешно локализованы подачей фторбелковой пены с последующим тушением переносными пеноподъемниками. Пламя сбивали со значительного расстояния нижней подачей пены, поскольку подойти достаточно близко для использования переносного оборудования было крайне трудно или вообще невозможно. [c.144]

    Взрывы и пожары в емкостях и резервуарах, вызванные пи- рофорными соединениями, происходят чаще всего весной или осенью, в вечерние или предвечерние часы, во время или вскоре после откачки жидкости. Это объясняется тем, что зимой на холодной поверхности резервуаров постоянно конденсируются пары воды и бензина, защищающие продукты сероводородной коррозии от быстрого разогрева. Летом, наоборот, стенки имеют повышенную температуру, и окисление пирофорных отложений происходит одновременно с их образованием. При средних температурных условиях (весной, осенью) пирофорные отложения могут накапливаться на стенках резервуаров и при высыхании жидкой пленки, после опорожнения резервуара и соприкосновения стенки с воздухом, подвергаться быстрому окислению. В вечернее время охлаждение резервуара вызывает приток воздуха внутрь емкости, что способствует более вероятному образованию взрывчатой газовоздушной смеси. Следует иметь в виду, что окисление пирофорных отложений сопровождается взрывами и пожарами только тогда, когда в зоне воспламенения имеются жидкие или парообразные нефтепродукты. Поэтому необходимо особенно тщательно удалять горючие и взрывоопасные продукты. [c.234]

    Наибольшей активностью обладают пирофорные отложения, образующиеся ири хранении незащелоченных дестиллатов светлых нефтепродуктов, содержащих элементарную серу и сероводород. Большинство случаев самовозгорания пирофорных отложений происходит в резервуарах, в которых хранился бензиновый дестиллат первичной гонки, иолученньп нри переработке сернистых нефтей. Реже наблюдаются случаи самовозгорания пирофорных соединений, образовавшихся при хранении бензинов из малосернистого сырья. Взрывы и пожары при этом происходят чаще всего весной или осенью в вечерние или предвечерние часы во время или вскоре после опорожнения резервуара. Вероятно, при умеренных температурах [c.187]

    Аварийньш потери возникают при повреждении резервуаров, пожарах, когда теряется сразу большое количество нефтепродуктов. Они чрезвычайно редки, и в общих потерях иХ доля невелика. [c.117]

    Пожары в резервуарах с нефтепродуктами тушат воздушно-механической [56] или химической пеной, подаваемыми в очаг горения стационарными пенокамёрами или передвижными пеноподъем-никами. [c.163]

    Опыт тушения пожаров нефтепродуктов в металлических резервуарах показывает, что стационарные пеносливные камеры часто выходят из строя в результате взрыва или деформации верхнего пояса резервуара еще до начала тушения и не дают требуемого эффекта. Кроме того, эффективность тушения пеной уменьшается при подаче ее через зону высоких температур, образующуюся у пеносливной камеры. Поэтому в ряде случаев отдают предпочтение способу подачи пены через слой горючей жидкости. В этом случае пену подают на поверхность горящей жидкости по эластичному рукаву через нижний пояс резервуара. [c.167]

    Для стационарных установок тушения пожаров воздушно-механической пеной в резервуарах с нефтепродуктами используют генераторы ГВПС, гидравлические характеристики которых (при подаче 6%-ного водного раствора пенообразователя ПО-1) приведены ниже  [c.169]

    Категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности принимаются по перечням, утвержденным Миннефтепромом. Территория площадок под установки комплексной подготовки нефти подразделяется на три зоны производственная (нефтенасосные здания, электрогидраторы, сепараторы, узлы учета нефти, пункты управления задвижками, отстойники, очистные сооружения и другие сооружения пожаро- и взрывоопасных производств, а также вспомогательные здания и сооружения, по характеру производства связанные с технологическим процессом), сырьевых и товарных парков нефтей и нефтепродуктов (резервуары, сливные и [c.96]

    Стенка резервуара выше уровня горючей жидкости под воздействием теплоты пожара сильно раскаляется и деформируется через 15— 20 мин, если ее не охлаждать. Нагрев дыхательной арматуры опасен тем, что при высоких температурах огневой преградитель перестает выполнять свои защитные функции. Поэтому при воспламенении взрывоопасной смеси пламя проскакивает в резервуар, и происходит взрыв. Если в резервуаре концентрация паров выше верхнего предела воспламенения, то образующиеся при нагреве стенок избыточное давление приведет к выходу паровоздушной смеси через дыхательную арматуру и воспламенению ее. Горение факела паров над арматурой будет дополнительно подогревать арматуру и конструкции резервуара, что может вызвать деформацию конструкций. Если в соседних резервуарах концентрации паров ниже нижнего предела воспламенения, то нагревание стенок и арматуры за счет теплоты излучения может привести к более интенсивному испарению нефтепродуктов и повышению концентрации паров до взрывоопасных пределов. Горючая смесь при выходе через дыхательный клапан воспламенится и пламя, проскочив в резервуар, вызовет взрцв. [c.168]

    Прн тушении пожаров в резервуарах с нефтепродуктами химическую (или воздушно-механическую) пену подают в очаг горения стационарными ненокамерами илн передвижными пено-подъемниками. Химическая пена образуется в рукавной линии, транспортирующей водный раствор пеногенераторного порошка, по мере движения потока к пеносливу. [c.444]

chem21.info

Резервуары нефтебаз

06 ноября 2015 г.

В связи с относительно малыми объемами годовой реализации общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 м3.

Резервуары для хранения нефтепродуктов бывают подземными и наземными. К подземным относят резервуары, наивысший уровень жидкости в которых не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3 м от стенки резервуара или от стен здания или сооружения). Остальные резервуары считаются наземными.

На нефтебазах применяются следующие типы резервуаров:

■  вертикальные стальные;

■  горизонтальные стальные;

■  железобетонные.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными.

image13

Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м3 со щитовой крышей:1 — корпус; 2 — щитовая крыша; 3 — центральная стойка; 4 — шахтная лестница; 5 — днище

Они представляют собой цилиндрический корпус 1, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4-25 мм, со щитовой конической или сферической крышей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой таким образом, чтобы внутренние поверхности листов стенки находились на одной вертикали.

Щитовая крыша 2 опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку 3.

Наряду со щитовой резервуары типа РВС также снабжают сферической или купольной крышами.

Днище резервуара 5 сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 100 000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление около 2000 Па и вакуум около 200 Па.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) — это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности бензина понтоном (рис. 2.2). Понтоны предназначены для сокращения потерь бензинов от испарения. Они перемещаются по двум направляющим трубам, одна из которых одновременно используется для ручного отбора проб 4, а другая служит кожухом пробоотборника 5, снабжены уплотняющим затвором 3, тщательно заземлены.

В некоторых случаях для предотвращения растекания хранимого нефтепродукта резервуары типов РВС и РВСП иногда снабжают так называемой защитной стенкой. Таким образом, основной резервуар устанавливается внутри защитного резервуара, имеющего вид открытого «стакана».

image14

Резервуар с металлическим понтоном:1 — настил понтона; 2 — металлические короба-сегменты; 3 — уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 — труба для ручного отбора проб; 5 — кожух пробоотборника; б — опорные стойки

Высота стенки последнего должна составлять не менее 80% высоты основного резервуара, диаметр — обеспечивать возможность хранения всего нефтепродукта с некоторым запасом, ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м. Днище основного резервуара может либо непосредственно опираться на днище защитного, либо (с целью обеспечения контроля за утечками) — на некие опоры.

В отличие от обычных резервуары с защитной стенкой сооружают без обвалования.

Основные данные по стальным вертикальнымцилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов

Номинальный объем, м3

Диаметр, м

Высота, м

Высота

стационарной

крыши,

м

Резервуар без понтона масса, т

Резервуар со стальным понтоном

коническом

сферической

геометрическая вместимость, м3

масса, т

геометрическая вместимость, м3 ,

масса, т

100

4,73

5,96

0,12

-

105

5,44

92

7,01

200

6,63

5,96

0,16

-

206

7,94

182

9,38

3 00

7,58

7,45

0,19

-

336

10,57

305

13,26

400

8,53

7,45

0,21

-

426

12,36

386

15,85

700

10,43

8,94

0,26

-

764

17,75

704

22,46

1000

12,33

8,94

0,31

2,5

1066

22,91

984

28,84

 

 

 

 

 

 

26,45

 

32,38

2000

15,18

11,92

0,38

3,0

2157

44,25

2010

51,44

 

 

 

 

 

 

48,56

 

55,51

3000

18,98

11,92

0,48

3,0

3370

62,84

3150

74,89

 

 

 

 

 

 

67,10

 

83,46

5000

22,8

11,92

0,57

3,0

4866

93,44

4380

111,86

 

 

 

 

 

 

100,20

 

118,21

10000

34,2

11,92

0,65

3,0

10950

200,34

9590

244,77

 

 

 

 

 

 

220,18

 

253,99

15000

39,9

11,92

0,74

3,5

14900

268,52

13050

322,88

 

 

 

 

 

 

295.92

 

338,40

20000

45,6

11,92

0,85

4,0

19450

353,81

17050

422,77

 

 

 

 

 

 

390,77

 

440,32

30000

47,4

17,9

0,98

4,0

29420

597,70

28600

684,10

40000

53,4

17,9

-

-

38630

778,80

-

-

50000

60,7

17,9

-

-

47830

959,90

-

-

100000

88,7

17,9

-

-

-

-

99240

-

image15

Резервуар с плавающей крышей:1 — приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой; 2 — запасной трос хлопушки; 3 — кольца жесткости; 4 — стенка резервуара;5 — кольцевая площадка жесткости; 6 — огнепреградитель; 7 — пенопровод; 8 — опорные стойки плавающей крыши; 9 — водоприемник атмосферных осадков; 10 — сухопровод орошения стенки резервуара; 11 — плавающая крыша; 12— опорная ферма; 13— катучая лестница; 14— бортик удерживания пены; 15 — опорная ферма; 16 — периферийный кольцевой понтон плавающей крыши; 17— затвор плавающей крыши; 18— переходная площадка; 19 — шахтная лестница; 20 — трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 — дренажная система; 22 — днище резервуара

Стенка 4 резервуара укреплена кольцами жесткости 3, а также кольцевой площадкой жесткости 5, которые обеспечивают общую устойчивость сооружения. Плавающая крыша состоит из плоской центральной части и периферийного кольцевого понтона 16 с герметичными коробами. Каждый короб сверху имеет люк размером 600 мм, закрываемый съемной крышкой, который позволяет контролировать герметичность сварных швов во время эксплуатации резервуара и периферийного кольцевого понтона 16 с герметичными коробами. Каждый короб сверху имеет люк размером 600 мм, закрываемый съемной крышкой, который позволяет контролировать герметичность сварных швов во время эксплуатации резервуара.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на опорные стойки 8 (у резервуара РВСПК 50000 их 152 шт. диаметром 89 мм). Стойки закреплены на плавающей крыше и перемещаются вместе с ней. Высота стоек (1,8-2 м) обеспечивает возможность ведения работ в резервуаре под плавающей крышей.

Для предотвращения ее поворота при движении имеется две диаметрально расположенные трубчатые направляющие из труб диаметром 530 мм.

Горизонтальные цилиндрические резервуары типа РГС представляют собой горизонтально расположенный цилиндр с плоским или коническим днищем. Корпус резервуара изготавливают на заводе из стальных листов шириной от 1000 до 2000 мм. Такие резервуары устанавливаются либо подземно (в сухих грунтах с заглублением на 1,2 м до верхней образующей), либо надземно (на опорах из сборного железобетона высотой 0,8-3 м и шириной 0,3-0,4 м).

Резервуары типа РГС изготавливаются объемом от 3 до 100 м3 и рассчитаны на избыточное давление от 40 000 (для резервуаров с плоским днищем) до 70 000 Па (для резервуаров с коническим днищем) и на вакуум до 1000 Па.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между которыми замоноличивают бетоном.

image16

Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара:1 — боковые панели; 2 — центральная опорная колонна; 3 — периферийная опорная колонна; 4 — металлическая облицовка; 5 — монолитное железобетонное днище; 6 — крыша

Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев — и на балки. Днище, в основном, изготавливается монолитным бетонным, толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40 ООО м3. Они рассчитаны на избыточное давление около 200 Па и вакуум около 100 Па.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти из резервуара в атмосферу. Другая проблема — борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Наконец, существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Резервуары типов РВСП и РВСПК используются только для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов, типа РВС — как для светлых, так и для темных нефтепродуктов, а типа ЖБР (существующие) — только для темных.

ros-pipe.ru