Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС
ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Цель работы: Целью работы является ознакомление с основными типами и конструкциями резервуаров для хранения нефти. Подземное хранение газа.
Основные теоретические сведения
Для накопления, кратковременного хранения, подготовки и хранения нефти служат резервуарные парки – группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте. Резервуары служат для хранения нефти, нефтепродуктов, воды, сжиженных газов, кислот и других жидкостей.
По назначению они подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары предназначены для хранения обводненной нефти. В технологических резервуарах осуществляется предварительный сброс пластовой воды. Товарные резервуары предназначены для хранения обезвоженной и обессоленной нефти.
По расположению нефтяные резервуары подразделяются на надземные, подземные, полуподземные. По материалу, из которого они изготовлены, подразделяются на металлические и железобетонные. Обычно наземные резервуары – металлические, а подземные и полуподземные – железобетонные.
По форме резервуары могут быть: вертикальные цилиндрические (рис. 10), горизонтальные цилиндрические (рис. 11), каплевидные (рис. 12) и шаровые (рис. 8). Резервуары бывают постоянного и переменного объема.
Тип резервуара выбирают в зависимости от свойств хранимой жидкости, района строительства (климатических условий), режима эксплуатации и вместимости резервуара.
Стенки и днища вертикальных резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной 4 – 30 мм; для покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров применяют листы толщиной 2,5 – 6 мм; толщина стенки 
шаровых, горизонтальных и специальных вертикальных резервуаров доходит до 36 – 38 мм.
Рисунок 8 – Шаровой резервуар вместимостью 600 м3
Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС
Вертикальные цилиндрические стальные резервуары типа РВС представляют собой сварную конструкцию из стальных листов толщиной от 4 до 14 мм. Основные элементы вертикального стального резервуара – днище, корпус и крыша. Днище резервуара сварено из листов толщиной до 5 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2 % . Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды. Корпус резервуара изготовляют в виде поясов, которые могут соединяться между собой тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.
Рисунок 10 – Схема расположения оборудования стальных вертикальных цилиндрических резервуаров: 1 – верхний световой люк; 2 –вентиляционный патрубок; 3 – гидравлический предохранительный клапан; 4 – огневой предохранитель; 5 – дыхательный клапан; 6 – замерный люк; 7 – лестница; 8 – указатель уровня; 9 – люк-лаз; 10 – сифонный кран; 11 – подъемная труба; 12 – шарнир; 13 – раздаточный патрубок; 14 – приёмный патрубок; 15 – перепускное устройство; 16 – хлопушка ; 17 – лебедка; 18 – управление хлопушкой; 19 – роликовый блок.
Наполнение резервуаров нефтью осуществляется через приемный патрубок 14. С внутренней стороны резервуара на приёмном патрубке установлена хлопушка 16, предназначенная для предотвращения утечки нефти из резервуара при неисправности задвижек или порыве трубопровода. При наполнении резервуара крышка хлопушки открывается под напором поднимающего потока, а при прекращении поступления нефти она захлопывает приемный патрубок. Иногда приемный патрубок соединяют не только с приемным, но и с раздаточными трубопроводами, наполнение и опорожнение резервуара ведут через один приемный патрубок. При этом во время опорожнение хлопушка открывается с помощью управления хлопушкой 18, которая представляет собой барабан с тросом, установленным внутри резервуара, а штурвал вынесен наружу резервуара. Для обеспечения открывания задвижки используют перепускное устройство 15, позволяющее выравнивать давление до и после хлопушки.
Опорожнение резервуара может осуществляться и через раздаточный патрубок 13, к внутреннему концу которого на шарнире 12 присоединена подъемная труба 11. Подъемная труба предназначена для откачки нефти из резервуара с любой необходимой высоты. Трубу поднимают лебёдкой 17 с помощью троса, перекинутого через роликовый блок 19, а опускается под собственным весом. Будучи поднятой выше уровня нефти подъемная труба предотвращает возможные утечки при выходе из строя задвижек или порыве трубопровода. Диаметр приёмных и раздаточных патрубков в зависимости от расхода нефти колеблются в пределах 150-700 мм, так чтобы скорость движения нефти в приёмных и раздаточных трубопроводах составляла 0,5 – 1,0 м/с.
Сифонный кран 10 предназначен для вывода из резервуара свободной пластовой воды. Угловой патрубок сифонного крана может с помощью поворотной ручки осуществлять вывод пластовой воды с заданной высоты. Поддержание в резервуаре некоторого слоя воды, так называемой водяной подушки, необходим для предотвращения утечек нефти при появлении неплотности днища. Поворотом углового патрубка в нижнее положение можно полностью удалить пластовую воду из резервуара. Сифонные краны выпускаются двух типов: СК-50 для резервуаров объёмом до 4000 м3 и СК-80 для резервуаров большего объёма. Условный диаметр сифонных кранов соответственно равен 50 и 80 мм. Верхний световой люк 1 предназначен для проветривания и освещения внутреннего объёма резервуара во время ремонта и зачистки.
Вентиляционный патрубок 2 предназначен для полного удаления паров нефти при ремонтных работах.
Дыхательный клапан 5 предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при подъёме уровня нефти в резервуаре и ввода воздуха внутрь резервуара при снижении уровня нефти. Изменение уровня нефти происходит при наполнении и опорожнении резервуара – большие дыхания резервуара, а при температурных расширениях и уменьшениях объёма нефти в процессе суточных колебаний температуры воздуха – малые дыхания резервуара.