Трубные коллекторы

Фабрично собранные коллекторы для жидкостей и пневмати­ки состоят из труб соответствующих размеров, фитингов и венти­лей перекрытия с необходимыми манометрами и контрольными клапанами.

2.4. Резервуарные парки нефтеперекачивающих

СТАНЦИЙ

2.4.1. Общие сведения о резервуарных парках

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса — надежной и бесперебойой перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарным парком называется комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполне­ния технологических операций приема, хранения и перекачки нефти. Резервуарные парки необходимы:

• для приема нефти от добывающих предприятий;

• для учета нефти;

• для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;

• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.

В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а также нефтебазы в конце нефтепровода.

Резервуарные парки ГНПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях, если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки. Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.

Суммарный полезный (или, как его называют, активный) объем резервуарных парков нефтепровода, транспортирующего сырую нефть одного вида, в соответствии с ВНТП 2-86 принимают согласно табл. 2.4.

Резервуары для хранения нефти принято классифицировать следующим образом:

• по материалу - стальные, железобетонные, из неметаллических материалов;

• по расположению относительно земной поверхности - надземные, полузаглубленные и заглубленные (подводные).

Таблица 2.4

Рекомендуемые суммарные объемы резервуарных парков магистральных

Нефтепроводов (в суточных объемах перекачки)

Протяженность участка нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	630 и менее	720, 820	1020	1220
До 200	1,5	2	2	2
От 200 до 400	2	2,5	2,5	2,5
От 400 до 600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
От 600 до 800	3	3/3,5	3/4	3,5/4,5
От 800 до 10	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5

Примечания: 1. В числителе указаны цифры для нормальных условии прохождения нефтепроводов, а в знаменателе — при прохождении в сложных условиях (при этом заболоченные или горные участки должны составлял, не менее 30 % общей протяженности нефтепровода).

2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к указанному объему резервуарного парка добавляют объем, равный значению объема, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000 км.

ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуарной емкостью объемом от двух- до трех суточной пропускной способности нефтепроводов.

ПНПС нефтепроводов, расположенные на границах эксплуатационных участков, т. е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из "насоса в насос", для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуарную емкость объемом 0,3 - 0,5-суточной пропускной способности трубопровода. Этот объем должен быть увеличен до 1,0-1,5 суточного запаса, если в данном пункте происходят приемо-сдаточные oпepации.

НПС, расположенные в местах разветвления (или соединения) нефтепроводов, должны иметь резервуарную емкость объемом 1,0 - 1,5-суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых согласно расчетам.

• по расположению оси резервуара — вертикальные и горизонтальные;

• по технологии монтажа стальных резервуаров — полной заводской готовности, сооружаемые из рулонных заготовок и coбираемые методом полистовой сборки.

К подземным (заглубленным в грунт или обложенным грунтом) относят резервуары, в которых наивысший уровень нефти расположен не менее чем на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей площадки.

В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяют на три класса:

класс I - особо опасные резервуары объемом 10000 м³ и более, а также резервуары объемом 5000 м³ и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте городской застройки;

класс II - резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10000 м³;

класс III - опасные резервуары объемом от 100 до 5000 м³.

Наибольшее распространение в системе магистральных нефтепроводов получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения эти резервуары оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей.

Установлены области применения различных резервуаров в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей (ГОСТ 1510 -76. Нефть и нефтепродукты). Так, например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением насыщенных паров выше 200 мм рт. ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки.

Охарактеризуем некоторые типа резервуаров, применяемых в системе магистрального нефтепровода.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (РВС) представляют собой цилиндры, сваренные из стальных листов размером 1,56,0 м, толщиной 4 - 25 мм конической или сферической крышей (рис. 2.32).

Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара опирается по краям на фермы, а у резервуаров большим объемом - на центральную стойку. Сварное днище резервуара покоится на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии. Последнее способствует более полному удалению подтоварной воды Объем РВС колеблется от 100 до 50000 м³; избыточное давление может составлять до 2000 Па, вакуум — до 200 Па.

Рис. 2.32. Вертикальный стальной резервуар со сферической крышей

объемом 10 тыс. м³

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испаре­ния жидкости (рис. 2.33).

Понтоны бывают металлические и синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение понтона происходит по на­правляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полный диск -

Рис. 2.33. Вертикальный стальной резервуар с понтоном объемом 20 тыс. м³:

1- люк центральный; 2 - огневой предохранитель; 3 - направляющая труба; 4 - уплотнение понтона; 5 - опорная стойка понтона; 6 - нижнее положение понтона; 7 - верхнее положение понтона

- короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и под­нимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольце­вое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.

Резервуарный парк Морского терминала КТК. РВСПК-100000

Следует иметь в виду, что не весь объем резервуара может быть использован полностью. В нижней части резервуара, как правило скапливается вода (подтоварная вода) и имеется слой механических отложений (осадок). Полезный или активный объем V_П резервуара определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый из него к откачке. Этот объем определяется по формуле

(2.11)

в которой — геометрический объем резервуара;

- коэффициент использования резервуара, зави­сящий от его объема и конструкции (табл. 2.5).

Оборудование резервуаров. Подробно ознакомиться с конст­рукциями, устройством и принципом действия основного обору­дования резервуаров можно по специальной литературе. В общем случае это оборудование включает:

• механический дыхательный и гидравлический предохрани­тельный клапаны для защиты резервуара от чрезмерных повыше­ния или понижения давления в газовом пространстве резервуара, а также для сокращения потерь нефти при больших дыханиях;

• огневой предохранитель для предотвращения попадания в резервуар открытого огня и искр;

• замерный люк для измерения уровня нефти и отбора проб;

• уровнемер (поплавковый, ультразвуковой или другой конст­рукции) для контроля за уровнем нефти в резервуаре, а также oпeративного управления процессами закачки-выкачки;

• нижний люк-лаз для вентиляции резервуара перед началом ремонтных работ, а также для удаления грязи при зачистке;

• световые люки для проветривания резервуара во время ре­монта и зачистки;

• сифонный кран для спуска подтоварной воды;

• "хлопушку" для предотвращения утечки в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек;

• подогревательные устройства при хранении высоковязких нефтей;

• устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей;

• устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей (размывающие головки и винтовые мешалки);

• противопожарное оборудование (пеногенераторы, системы послойного тушения) и т. п.

Таблица 2.5

Тип, номиналь-ный объем резервуара, м3	Геометрический объем резервуа-ра, , м3	Коэффициент использования резервуара,	Диаметр резервуара, м	Высота резервуара, м
Вертикальный стальной резер-вуар без понто-на: 5000 10000	4866 (4573) 10950(10950)	0,76 0,76	22,8 (22,79) 34,2 (34,2)	11,92 (11,92) 11,92 (11,94)
Вертикальный стальной резер-вуар с понтоном: 20000 50000	20900 47460	0,79 0,70	39,9 60,7	17,9 17,9
Вертикальный стальной резер-вуар с понтоном с плавающей крышей: 20000 50000	20900 48900	0,83 0,83	39,9 60,7	39,9 60,7
Железобетонный подземный резе-рвуар: 10000	10510	0,72	0,42	7,98

Примечание. В скобках приведены данные по стальным резервуарам, эксплуатируемым в условиях низких температур.