
- •Нпс магистральных нефтепроводов
- •1.1 Основные сведения о нпс
- •1.2 Технологические схемы нпс
- •Оборудование нпс
- •2.1 Основная насосная станция
- •2.2 Подпорная насосная станция
- •2.3 Узел подключения станции к магистрали
- •2.4 Узел учета нефти
- •2.5 Узел регулирования давления
- •2.6 Узел предохранительных устройств
- •2.7 Система сглаживания волн давления
- •2.8 Резервуарный парк
- •2.9 Трубопроводная арматура нпс
- •3. Регулирование режимов работы нпс мн
- •3.1 Характеристики нпс
- •3.2 Уравнение баланса напоров
- •3.3 Методы регулирования режимов работы нпс
- •3.4 Оценка эффективности методов регулирования
- •3.5 Определение мощности станции
2.8 Резервуарный парк
На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:
на ГНПС МН;
на ГНПС эксплуатационных участков;
на промежуточных НПС, на которых происходит перераспределение потока нефти между нефтепроводами, нефть поступает с ближайших месторождений или сбрасывается попутным потребителям;
в конечных пунктах нефтепровода (сырьевой парк НПЗ, парки перевалочных баз или наливных пунктов).
Для хранения нефти применяют резервуары стальные и железобетонные, наземные и подземные, вертикальные и горизонтальные.
Область применения различных резервуаров устанавливается в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей. Так, например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров РS до 200 мм рт.ст. применяют горизонтальные резервуары низкого давления и вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей (РВС) без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением РS > 200 мм рт.ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей и понтоном (РВСП) или системой газовой обвязки, вертикальные стальные c плавающей крышей (РВСПК). Наибольшее распространение в системе МН получили резервуары РВС с системой газовой обвязки, РВСП и РВСПК (рис. 2.33).
Рис. 2.33 Принципиальные схемы различных типов резервуаров:
а – со стационарной крышей; б – с понтоном (1); в – с плавающей крышей (2).
В РВС избыточное давление продуктов испарения нефти может достигать 2000 Па, а их выход в атмосферу наносит не только экологический, но и экономический ущерб, т.к. потери от испарения нефти составляют основную часть общих потерь при добыче, транспорте и хранении нефти, равных 6% от объема добываемой нефти.
Для сокращения потерь нефти должны применяться резервуары с плавающей крышей или понтоном, в которых практически нет пространства над уровнем нефти для испарения. Применение других типов резервуаров требует технико – экономического обоснования.
Полезный суммарный объем резервуарных парков зависит от диаметра и протяженности нефтепровода и принимается равным:
- для ГНПС МН (2 ÷3) суточным объемам перекачки;
- для ГНПС ЭУ и ПНПС 0,3 ÷ 0,5;
- в конечных пунктах МН 1÷ 1,5.
Нижние пределы соответствуют меньшим значениям диаметра и длины нефтепровода, а верхние – большим.
Полезный или активный объем VП определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый к откачке из него, и меньше геометрического объема VГ, т.к. в нижней части резервуаров скапливается вода (подтоварная) и имеется слой механических отложений (осадок).
Общий объем резервуарного парка определяется с учетом коэффициента использования емкости ηР, величина которого выбирается из таблицы:
Объем, тыс.м3 |
Тип резервуара |
ηР |
5 ÷ 10 |
РВС |
0,76 |
РВСП |
0,72 |
|
20 |
РВС |
0,82 |
20 ÷ 100 |
РВСП |
0,79 |
РВСПК |
0,83 |
|
10 ÷ 50 |
железобетонный заглубенный |
0,72 |
При этом
Выбор типоразмера и определение требуемого количества резервуаров выполняется для нескольких вариантов парков и принимается вариант с наименьшими затратами на строительство и эксплуатацию парка. Установлено, что наименьшее затраты будут при меньшем числе резервуаров большей емкости и меньшей площади парка.
Количество однотипных резервуаров для каждого варианта будет равно:
где VР – емкость одного резервуара.
Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки на станции не менее двух однотипных резервуаров, а в случае проведения приемо – сдаточных операций по резервуарам не менее трех однотипных резервуаров.
В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2 – х часовой производительности нефтепровода.
Кроме того, должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 – х резервуаров) или в 2 отдельных резервуара.
Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающие попадание газопробок из подводящих трубопроводов в резервуары с понтонами и плавающими крышами.
Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: двух – и однопроводном (рис. 2.34).
Рис. 2.34 Обвязка резервуаров НПС
В первом варианте заполнение идет через один из нескольких коллекторов одновременно во все резервуары или только один из них, а опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных патрубков. Во втором варианте каждый из резервуаров соединен с общим коллектором через манифольдную.