Резервуары для нефти и нефтепродуктов: наземные и подземные — какие бывают и что определяет требования

Для нефти и нефтепродуктов применяют стальные резервуары — вертикальные и горизонтальные, наземные и подземные. Часть из них проектируют по строительным нормам и специальным правилам — на такие ГОСТ 34347-2017 не распространяется. Требования к резервуару задаёт не слово «нефть» в названии, а расчётное давление и температура стенки, опасность продукта, место установки и климат.

Мы изготавливаем цельносварные резервуары и ёмкости по ТУ 3615-001-85873787-2020: горизонтальные, подземные и вертикальные с плоским нижним днищем — до 300 м³ в одном корпусе, вертикальные с эллиптическими или коническими днищами — до 100 м³.

Как называются резервуары для нефти и на какие из них действует стандарт на сосуды

Хранят нефть и нефтепродукты на НПЗ, нефтебазах, АЗС и нефтедобывающих предприятиях. Названия резервуаров — это обозначения по форме и установке: РВС — вертикальный стальной, РГС — горизонтальный стальной. По нашим ТУ у РГС три исполнения по установке: РГСН — наземный, РГСП — подземный, РГСДП — двустенный подземный. Для сбора и откачки продукта под землёй есть ёмкости ЕП, с подогревателем — ЕПП.

Отдельного названия «ёмкость для бензина» или «резервуар для дизельного топлива» в обозначении нет. В восьми полях обозначения по ТУ поля «продукт» нет: он попадает в требования через свои свойства — класс опасности, взрыво- и пожароопасность, плотность, коррозионность.

Первый вопрос к проекту — по каким нормам считают резервуар. ГОСТ 34347-2017 прямо исключает из своей области резервуары (ёмкости) для хранения химических и нефтяных продуктов, проектируемые по строительным нормам и специальным правилам, и сосуды для их транспортирования. Четыре проекта из таблицы ниже сделаны как сосуды по ГОСТ 34347-2017; подробно граница разобрана в статье о том, чем резервуар отличается от ёмкости.

Наземный или подземный: что меняется в конструкции

По примерам обозначения в наших ТУ наземный РГСН и подземный РГСП — один тип корпуса ГКК: горизонтальный цельносварной с двумя коническими днищами. Различается всё, что вокруг корпуса:

• нагрузка грунта — у РГС-100 и РГСП-100 корпус усилен кольцами жёсткости. У резервуара на 100 м³ диаметром 3000 мм со стенкой 5 мм в эскизе задан уровень засыпки грунта 1500;
• горловины — люки и штуцера выводят к поверхности. У РГСП-100 горловина-лаз DN1100 доходит до отметки 0,000 при заглублении 3500 мм, у ЕП на 63 м³ для масла горловины люков высотой 1300 мм. В РГСП-100 и в ёмкости на 100 м³ для нефтесодержащих отходов горловины поставляют неприваренными и приваривают на месте монтажа;
• основание — подземная ёмкость стоит на опорах или, как ёмкость на 100 м³ для нефтесодержащих отходов, на металлических балках-ростверках по сваям;
• наружное покрытие — ниже уровня земли грунт и резинобитумная или битумно-полимерная мастика, либо эпоксидная грунт-эмаль толщиной не менее 350 мкм; выше уровня земли — грунт-эмаль 80…100 мкм или с эмалью не менее 220 мкм;
• наземный резервуар — седловые опоры, площадка обслуживания, лестница, при необходимости теплоизоляция и обогрев. БЕН-4 на 80 м³ утеплена минераловатными матами толщиной 100 мм с электрообогревом кабелем; площадка обслуживания добавляет к массе 1500 кг.

Глубина заложения — исходные данные проекта площадки. Для резервуара это нагрузка на корпус, поэтому заглубление, засыпку и способ опирания указывают в примечании к опросному листу до расчёта.

Двустенный корпус, подогрев, насос и КИП: оснащение под продукт

• Двустенный подземный резервуар РГСДП — второй корпус с контролем межстенного пространства защищает грунт от утечки продукта. В примере обозначения по ТУ — ГКК 1 – 3/5 – 100 – 0,07 – У – РГСДП — вторая стенка записана в третьем поле цифрой 3, как рубашка, цифра 5 — внутренние устройства.
• Подогрев — змеевик, в третьем поле обозначения цифра 4; подземная ёмкость с подогревателем называется ЕПП. В ЕП для трансформаторного масла и в ЕП для подтоварной воды предусмотрены штуцера входа пара.
• Насос — в третьем поле цифра 6: ЕП бывает со встроенным погружным насосом и без него. Под насос в корпусе нужен свой люк: в ЕП на 63 м³ для подтоварной воды их два, DN700.
• КИП — в той же ЕП на 63 м³ три штуцера под уровнемер, четыре под сигнализаторы уровня, два под термопреобразователи и штуцер DN100 для аварийной откачки. Их число задаёт автоматика площадки.

Отдельно — внутреннее покрытие. Если сосуд без корпусного фланцевого разъёма должен получить внутреннюю антикоррозионную защиту неметаллическими материалами, ГОСТ 34347-2017 (п. 3.3.2) требует люк внутренним диаметром не менее 800 мм. У ЕП на 63 м³ для подтоварной воды внутреннее покрытие не менее 400 мкм и люк-лаз DN800. Подобрать подземную ёмкость под продукт можно в разделе подземных ёмкостей ЕП.

Налив, 0,05 или 0,07 МПа: почему похожие резервуары попадают в разные группы

Для нефтепродуктов главная развилка — расчётное давление относительно 0,05 МПа и опасность продукта. По таблице 1 ГОСТ 34347-2017 сосуд под налив или до 0,05 МПа включительно попадает в 1-ю группу, только если среда токсичная 1–3-го классов опасности. Взрыво- и пожароопасная среда переводит сосуд в 1-ю группу при давлении свыше 0,05 МПа. Остальные сосуды под налив и до 0,05 МПа — 5-я группа; разработчик может назначить группу выше, но не ниже табличной.

От группы зависит объём контроля сварных швов радиографией или ультразвуком: для 1-й группы — 100 % длины каждого соединения, для 5-й — 10 % (таблица 19). Четыре наших проекта показывают, как это работает:

• подземный резервуар на 100 м³ для среды без класса опасности и пожароопасности, атмосферное давление — 5-я группа;
• подземная ёмкость на 100 м³ для нефтесодержащих отходов, расчётное давление 0,05 МПа — 1-я группа уже при 0,05 МПа: решил 2-й класс опасности среды;
• ЕП на 63 м³ для подтоварной воды от резервуаров с бензином — класс опасности всего 4-й, но среда взрыво- и пожароопасная, а расчётное давление 0,07 МПа. Итог — 1-я группа и 1-я категория по ТР ТС 032/2013;
• буферная ёмкость нефти БЕН-4 на 80 м³ — рабочее давление 0,005…0,05 МПа, расчётное 0,6 МПа, товарная нефть с сероводородом до 0,5 % мольн., 3-й класс опасности. 1-я группа, 1-я категория и термообработка аппарата.

Вывод для заявки на ёмкость под бензин или дизельное топливо: для пожароопасного продукта, не токсичного 1–3-го классов, разница между 0,05 и 0,07 МПа расчётного давления — это минимум 5-я или сразу 1-я группа и 10 или 100 % контроля швов. Поэтому указывайте фактическое расчётное давление, а не «с запасом».

Как испытывают резервуар без давления и под давлением

Гидравлическому испытанию по ГОСТ 34347-2017 (п. 7.11.1) подлежат все сосуды после изготовления. Сосуд под налив испытывают смачиванием сварных швов керосином или наливом воды до верхней кромки (п. 7.11.11). Выдержка при наливе воды — не менее 4 ч, при смачивании керосином — по таблице 21: от 20 до 40 мин в зависимости от толщины стенки и положения шва.

Если у ёмкости есть расчётное давление, пробное давление назначают по расчёту. У ЕП на 63 м³ при расчётных 0,07 МПа пробное — 0,097 МПа с выдержкой не менее 30 минут, у ёмкости на 100 м³ для нефтесодержащих отходов при 0,05 МПа — 0,072 МПа.

Какой объём бывает у резервуара для нефтепродуктов

По нашим ТУ горизонтальные резервуары РГС, РГСН, РГСП, РГСДП и подземные ёмкости ЕП и ЕПП — вместимостью до 300 м³, внутренним диаметром до 6000 мм, расчётным давлением до 1,6 МПа; под давлением делаем их только с эллиптическими днищами. В разобранных проектах для нефти, нефтепродуктов и стоков — 63, 80 и 100 м³.

Объём резервуаров нефтебазы или АЗС определяет проект склада или станции по своим нормам — их в этой статье мы не разбираем и цифр не приводим. Больше 300 м³ в одном горизонтальном корпусе наши ТУ не предусматривают.

Сталь, прибавка на коррозию и сейсмика

Во всех разобранных проектах корпус — из стали 09Г2С-15; по ТУ возможна и коррозионностойкая сталь, её выбирают по составу продукта и коррозионной активности.

Прибавку на коррозию задают по среде, и разброс заметный: 2 мм у ЕП для подтоварной воды от резервуаров с бензином, 3 мм у ёмкости для нефтесодержащих отходов и у БЕН-4, 6 мм у ЕП для трансформаторного масла и воды. Если скорость коррозии известна, её указывают в опросном листе в мм/год — это прямой исходный параметр для прибавки.

Сейсмичность района по ТУ: до 6 баллов — без расчёта на сейсмику, от 7 баллов — с расчётом.

Типичные ошибки в заявке на резервуар для нефтепродуктов

• Не указан класс опасности — токсичная среда 1–3-го классов даёт 1-ю группу даже под налив.
• Подземный резервуар без данных о заглублении, засыпке и основании — нагрузку грунта и способ опирания учитывают в расчёте корпуса и колец жёсткости.
• Нет таблицы штуцеров и эскиза — у ЕП на 63 м³ для подтоварной воды 18 люков и штуцеров, и назначение каждого задаёт заказчик.
• Заказано внутреннее неметаллическое покрытие, а люк внутренним диаметром меньше 800 мм — без корпусного фланцевого разъёма ГОСТ 34347-2017 этого не допускает.

Что указать в опросном листе и зачем

• Продукт: состав, плотность, класс опасности, взрыво- и пожароопасность, группа среды по ТР ТС 032/2013 — от них зависят группа сосуда и категория.
• Рабочее и расчётное давление — отдельно для корпуса и для змеевика, если он есть.
• Температуры: рабочие среды, расчётная и минимальная стенки под расчётным давлением.
• Установка: наземно или подземно, отапливаемое или неотапливаемое помещение, климатическое исполнение, средняя температура самой холодной пятидневки, сейсмичность.
• Для подземного — в примечании заглубление, уровень засыпки, основание, нужен ли двустенный корпус.
• Оснащение: подогреватель, погружной насос, теплоизоляция, указатель уровня, таблица штуцеров с эскизом.
• Назначенный срок службы — по ТУ до 30 лет.

Пример: подземная ёмкость на 100 м³ для нефтесодержащих отходов

Задача — хранение и откачка нефтесодержащих отходов в районе с климатическим исполнением ХЛ1. Аппарат — ГКК-1-6-100-0,05-ЕП: горизонтальный, цельносварной, с коническими днищами и встроенным погружным насосом. Среда — жидкость плотностью до 1370 кг/м³, 2-й класс опасности, категория взрывоопасной смеси IIA-T3.

Условия: рабочее и расчётное давление — 0,05 МПа, пробное — 0,072 МПа; температура среды 5…20 °C, расчётная температура стенки — 150 °C, минимальная допустимая под расчётным давлением — 5 °C, равна минимальной температуре среды. Район: абсолютный минимум воздуха −51 °C, наиболее холодные сутки обеспеченностью 0,98 — −46 °C, пятидневка обеспеченностью 0,92 — −40 °C, вес снегового покрова 2,0 кПа, сейсмичность до 5 баллов.

Решения. Группа — 1-я, из-за класса опасности среды. Ёмкость установлена подземно на металлические балки-ростверки по сваям; наружная поверхность ниже уровня земли — эпоксидная грунт-эмаль общей толщиной не менее 350 мкм. Термообработка, теплоизоляция и обогрев не нужны. Сталь — 09Г2С-15, прибавка на коррозию — 3 мм, назначенный срок службы — 20 лет.

Что потребовало внимания: десять штуцеров и люков на подземном корпусе, включая люк для насоса DN800 и аварийный выход DN150. Четыре горловины поставляют неустановленными, их приваривают на месте монтажа.

Скачайте опросный лист, заполните и приложите к заявке: продукт и его опасность, расчётное давление, место установки и таблицу штуцеров. Инженеры ПЗЭМ разберут условия и подберут исполнение резервуара для нефтепродуктов.