Виды резервуаров и их технические характеристики

Для защиты наружной поверхности  резервуаров от атмосферной коррозии используют окрашивание алюминиевой  краской или эмалью.

 Для защиты наружной  поверхности днища от почвенной  коррозии применяют электрохимзащиту.

 Защиту внутренних  поверхностей стальных конструкций  резервуаров осуществляют в зависимости  от степени агрессивного воздействия  нефти на элементы конструкций,  которая принимается в соответствии  с таблицей 4. Рекомендуемые методы  защиты от коррозии металлических конструкций в зависимости от агрессивности среды приведены в таблице 5 (где t – толщина покрытия).  

Таблица 4 - Степень агрессивного воздействия сырой нефти на элементы стальных конструкций резервуаров 

 

Элементы конструкций резервуара	Степень агрессивного воздействия нефти*
Внутренняя поверхность днища и нижний пояс	Среднеагрессивная
Средние пояса и нижние части понтона и плавающей крыши	Слабоагрессивная
Верхний пояс (зона периодического смачивания)	Среднеагрессивная
Кровля и верх понтонов и плавающих крыш	Среднеагрессивная
* При содержании в нефти сероводорода  в концентрации свыше 10 мг/дм3 или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия на внутреннюю поверхность днища, нижний пояс, кровлю и верх понтонов и плавающих крыш повышается на одну ступень.

 

 

 В качестве электрохимического  способа защиты от внутренней  коррозии поверхности днища и  нижнего пояса резервуаров рекомендуется  применять протекторную защиту. Для защиты внешней поверхности  днища и нижнего пояса резервуаров следует применять протекторы или установки катодной защиты.

Таблица 5 - Способы защиты от коррозии металлических конструкций 

 

Степень агрессивного воздействия среды на конструкции	Способы защиты несущих конструкций из углеродистой и низколегированной стали
1	2
Неагрессивная	окрашивание лакокрасочными материалами  группы I
Слабоагрессивная	а) горячее цинкование t=(60-100) мкм; б) газотермическое напыление цинка t = (120-180) мкм или алюминия t = (200-250) мкм; в) окрашивание лакокрасочными материалами I, II и III групп; г) изоляционные покрытия (для конструкций  в грунтах)
Среднеагрессивная	а) горячее цинкование t = (60-100) мкм  с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами II и III групп; б) газотермическое напыление цинка  или алюминия t = (120-180) мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами II, III и IV групп; в) окрашивание лакокрасочными материалами II, III и IV групп; г) газотермическое напыление цинка t = (200-250) мкм или алюминия t = (250-300) мкм; д) изоляционные покрытия совместно с электрохимической защитой (для конструкций в грунтах); е) электрохимическая защита в жидких средах и донных грунтах; ж) облицовка химически стойкими неметаллическими материалами
Сильноагрессивная	а) газотермическое напыление цинка или алюминия t = (200-250) мкм с последующим окрашиванием лакокрасочными материалами группы IV; б) изоляционные покрытия совместно  с электрохимической защитой (для  конструкций в грунтах); в) электрохимическая защита (в  жидких средах); г) облицовка химически стойкими неметаллическими материалами; д) окрашивание лакокрасочными материалами IV группы

 

 

Электрохимзащиту резервуаров  следует проектировать с определением на начальный и конечный периоды  эксплуатации следующих параметров:

- для установки катодной защиты - силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций, а также сопротивления анодных заземлителей;

- для протекторных  установок – силы защитного  тока и сопротивления протекторов.

 

Требования к системе пожаротушения резервуаров и резервуарных парков 

 

 Система пожаротушения  резервуаров и резервуарных парков  является составной частью системы  пожаротушения НПС.

Для группы наземных резервуаров  объемом 5000 м³ и более должна предусматриваться стационарная система автоматического или подслойного пожаротушения.

 В резервуарных  парках при наличии не более  двух наземных резервуаров объемом  5000 м³ допускается предусматривать тушение пожаров передвижной пожарной техникой.

 Система автоматического  пенного пожаротушения включает  резервуары для воды, насосную  станцию, узлы управления, пенообразователи, генераторы пены с питающими и распределительными трубопроводами для подачи раствора пенообразователя в резервуары, средства автоматизации. Для резервуаров вместимостью более 5000 м³ должно быть не менее двух подводящих пенопроводов.

 Стационарная система  пенного пожаротушения (неавтоматическая) состоит из резервуаров для  воды и пенообразователя, насосной  станции и сетей растворопроводов  с пожарными гидрантами. Средства  автоматизации этих систем должны  обеспечивать включение резервных насосов в случае отключения работающих или необеспечивания необходимого напора.

 К передвижным относятся  системы пожаротушения, в которых  все оборудование и материалы  для подачи пены доставляются  к месту пожара с помощью  пожарных машин.

Схема управления системой автоматического тушения пожаров должна обеспечивать:

- автоматическое обнаружение  и сообщение о пожаре;

- заданное время срабатывания;

- заданную интенсивность  подачи не ниже нормативной  в течение времени действия  согласно нормативной документации, утвержденной в установленном порядке;

- прочность и герметичность  пенопроводов при пробном давлении 1,5 МПа (15 кгс/см² ).

 Наземные стальные  резервуары объемом 5000 м³ и более должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения. Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения – оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющего кольцо орошения с сетью пожарного водопровода.

 При охлаждении  резервуара передвижной пожарной  техникой подача воды на орошение  резервуара осуществляется пожарными  стволами, присоединенными к пожарному  водопроводу высокого давления, или с использованием пожарных  автомобилей (мотопомп) из пожарных гидрантов или пожарных емкостей (водоемов). 

 

Система предупреждений аварий и повреждений 

 

 Элементами системы  предупреждений аварий и повреждений  являются визуальные и специальные  автоматизированные методы.

 Визуально перелив, возгорание, выход нефти на поверхность земли и прочие ситуации обнаруживаются при обходе и осмотре обслуживающим персоналом резервуаров и резервуарных парков.

 Основными параметрами,  контролируемыми специальными автоматизированными  методами, являются:

- предельные уровни нефти в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте резервуара);

- аварийный максимальный  уровень нефти;

- повышение температуры  в резервуаре до пороговой  температуры возгорания).

Для автоматического контроля предварительно устанавливаемого верхнего и нижнего предельных уровней нефти в резервуаре используют сигнализаторы уровня различных модификаций, принцип действия которых основан на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля.

 При достижении  максимального аварийного уровня  нефти в резервуаре на операторном  щите появляется светозвуковой  сигнал, обязывающий оператора совместно  с диспетчером принять меры  к снижению взлива до оперативного  верхнего уровня.

Все резервуары с нефтью должны быть оборудованы первичными датчиками сигнализации возгорания, устанавливаемыми на крыше или на стенке по периметру резервуара.

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

Эксплуатационная  документация 

 

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующая эксплуатационная документация:

- паспорт резервуара (Приложение 2);

- градуировочная таблица  на резервуар;

- технологическая карта  эксплуатации резервуара (Приложение );

- журнал текущего обслуживания;

- журнал эксплуатации  молниезащиты и защиты от статического электричества;

- схема нивелирования  основания, акты, протоколы по  нивелировке окрайки днища, проводимой  в процессе эксплуатации;

- схема молниезащиты  и защиты от статического электричества;

- акты на замену  оборудования;

- технологические карты  производственных ремонтов. 

 

Технологическая карта 

 

До заполнения резервуаров  и подключения их в технологический  процесс транспортировки нефти  составляется технологическая карта  эксплуатации резервуаров. Технологическая  карта разрабатывается режимно-технологической службой, входящей в один из отделов филиала (службу эксплуатации, главного механика, товаро-транспортный отдел).

Технологическая карта  эксплуатации резервуаров составляется с учетом:

- требований нормативных  и руководящих документов;

- данных о характеристиках  резервуаров и их оборудования;

- технического состояния  резервуаров;

- схем перекачки нефти,  высотных отметок резервуаров  и откачивающих агрегатов;

- свойств нефти;

- диаметра и протяженности  трубопроводов технологической обвязки на участке «резервуары - насосная»;

- производительности  трубопровода и количества резервуаров,  подключаемых к данному трубопроводу;

- температуры воздуха  и т.д.

Технологическая карта  эксплуатации резервуара должна отражать наиболее вероятные условия его работы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

 

Схемы перекачки  

 

 Нефтеперекачивающие  станции, оснащенные резервуарами, осуществляют перекачку нефти по нефтепроводам в зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров:

- «через резервуары»;

- «с подключенными  резервуарами»;

- «из насоса в насос».

 При перекачке «через  резервуары» нефть принимается  поочередно в один или группу  резервуаров станции, подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров. Схема перекачки «через резервуары» применяется для учета перекачиваемой нефти, при последовательной перекачке, ухудшении сортности.

 При схеме перекачки «с  подключенными резервуарами» резервуары служат для компенсации неравномерности подачи нефти предыдущей и откачки на последующую нефтеперекачивающую станцию.

 При перекачке «из  насоса в насос» резервуары  промежуточных нефтеперекачивающих  станций отключаются. Они используются  только для приема нефти из  трубопровода во время аварии  или ремонта. 

 

Режим эксплуатации резервуаров 

 

 Заполнение и опорожнение  резервуара должно проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой (картами).

Заполнение резервуара с плавающей крышей (понтоном) условно  делится на два периода:

- первый - от начала  заполнения до всплытия плавающей  крыши (понтона);

- второй - от момента всплытия плавающей крыши (понтона) до максимальной рабочей высоты налива.

  Опорожнение резервуара с плавающей крышей (понтоном) условно делится на 2 периода:

- первый - от начала  опорожнения до посадки плавающей  крыши (понтона) на опоры. Опорожнение резервуара может производиться со скоростью опускания плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом;

- второй - от посадки  плавающей крыши (понтона) на  опоры до минимально допустимого  остатка в резервуаре. Производительность  опорожнения во втором периоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневых предохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона.

Эксплуатации резервуаров  в нормальном режиме соответствуют  второй период заполнения и первый период опорожнения.

 

Измерения и учет количества нефти  

 

 Измерение массы  нефти по градуированным резервуарам  производят статическим объемно  - массовым методом при оперативных  измерениях, инвентаризационных и  приемо-сдаточных товарных операциях.

В системе учета Общества резервуары, в подавляющем большинстве случаев, являются резервным средством измерения.

 При определении  массы статическим объемно-массовым  методом измеряют объем, температуру  и физико-химические показатели  нефти в резервуаре.

 Определение объема  проводится по градуировочным таблицам и измеренным уровням нефти и подтоварной воды в резервуаре. Физико-химические показатели нефти определяют в объединенной пробе, измеренное значение плотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре.

 Определение уровня нефти

Измерение уровня нефти  в резервуарах должно проводиться  с помощью стационарных уровнемеров.

Оперативные измерения  уровня нефти в процессе заполнения или опорожнения резервуара должны проводиться не реже чем через  каждые два часа. При заполнении последнего метра высоты максимального уровня нефти в резервуаре оперативные измерения уровня должны проводиться постоянно.