11.1 Основное оборудование нпс

11.1.1 Резервуары нпс

Поскольку эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, то это обеспечивает большую устойчивость функционирования системы МН так как в течение некоторого времени (в случае проблем с перекачкой из соседнего участка) каждый эксплуатационный участок может вести перекачку нефти независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

К резервуарам, предназначенным для хранения нефти и нефтепродуктов предъявляются следующие требования:

• герметичность;

• несгораемость;

• надёжность (работоспособность, безотказность);

• экономичность;

• индустриальность, т.е. отдельные элементы резервуаров должны изготовляться в заводских условиях и легко монтироваться на строительной площадке.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

• для учета нефти;

• для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и механических примесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

• на головной НПС;

• на границах эксплуатационных участков;

• в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Технологический процесс перекачки нефти по МН может осуществляться (ОР-03.100.50-КТН-093-08) по следующим схемам:

• «по-резервуарно» - применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти при вытеснении (освобождении) нефти из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти до следующего резервуарного парка МН или установки НПЗ;

• «через резервуары» - весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров - применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);

• «из насоса в насос» - применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

• «с подключенными резервуарами» - применяется на ЛПДС (НПС) с резервуарным парком для компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.

Полезный объем резервуарных парков на НПС рекомендуется принимать следующим (единица измерения - суточный объем перекачки):

• головная НПС 2. ..3

• НПС на границе эксплуатационных участков 0,3...0,5

• то же при проведении приемо-сдаточных операций 1,0... 1,5

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

• по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобетонные, из синтетических материалов, льдогрунтовые, каменные, земляные, емкости в соляных пластах, в горных выработках;

• по технологическим операциям: резервуары для хранения маловязких высокоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов, резервуары для хранения высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители;

• по величине избыточного давления в газовом пространстве резервуара: резервуары низкого давления, в которых давление внутри резервуара мало отличается от атмосферного (Р_и= 0,002 МПа = 200 мм вод. ст.) и резервуары повышенного давления (Р_и > 0,002 МПа);

• по отношению к поверхности земли: наземные, надземные и подземные;

• по конструкции на:

а) стальные резервуары: вертикально-цилиндрические (РВС) cо стационарными крышами, с плавающими крышами и с понтонами; горизонтально-цилиндрические (РГС), шаровые, каплевидные, резервуары- цилиндроиды;

б) железобетонные резервуары могут быть выполнены из монолитного или сборного железобетона, по виду они бывают цилиндрические и прямоугольные в плане.

Всем приведенным выше требованиям в большей степени отвечают резервуары типа РВС.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) представляют собой (см. рисунок 11.1) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница, 5 – днище.

Рисунок 11.1. - Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³со щитовой кровлей:

Недостатком такой конструкции является высокая скорость испарения нефти (летучих фракций).

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами. При этом также возникают проблемы электризации-заземления, возможного заклинивания или потопления понтона, но эти проблемы более просто решаются.

Специальное оборудование резервуаров.

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальным оборудованием, смонтированном на них. На резервуарах типа РВС рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить их надежную эксплуатацию и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

• подъемная лестница;

• дыхательные клапаны;

• предохранительные клапаны;

• диски-отражатели;

• вентиляционный патрубок;

• люк световой;

• люк замерный;

• люки-лазы;

• приемораздаточные патрубки;

• сифонный кран;

• система размыва донных отложений;

• прибор для замера и дистанционной передачи уровня нефти в резервуаре;

• стационарный пробоотборник сниженного типа;

• система и средства пожаротушения и орошения резервуара;

• газоуравнительная система;

• система молниезащиты резервуара;

• система защиты резервуара от статического электричества;

• система защиты резервуара от коррозии.

Подъемная лестница предназначена для подъема обслуживающего персонала на кровлю резервуара для проведения работ по обслуживанию оборудования, для ручного замера уровня нефти и уровня подтоварной воды, а также для отбора точечных проб. Лестница к корпусу резервуара крепится шарнирно.

Дыхательные клапаны предназначены для герметизации газового пространства, регулирования давления в нем в заданных пределах путём периодического сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. В качестве дыхательных на резервуарах в последнее время используют в основном клапаны типа НДКМ или КДС. Клапаны НДКМ (см. рис. 2.17) рассчитаны на повышенную пропускную способность и исключают возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний период эксплуатации.

Предохранительные дыхательные клапаны предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана.

Количество дыхательных и предохранительных клапанов на резервуаре оценивается по производительности приемораздаточных операций (ПБ 03-605-03).

Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м³/ч,

Q=2,71M₁+0,026V

пропускная способность клапана по вакууму, м³/ч,

Q=M₂+0,022V

пропускная способность вентиляционного патрубка, м³/ч,

Q=M₁+0,002V

или

Q=M₂+0,22V, (что больше),

где М₁  — производительность залива продукта в резервуар, м³/ч;

М₂  — производительность слива продукта из резервуара, м³/ч;

V  — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций, в сторону увеличения, после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на 5–10 %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

Световые люки устанавливают на крыше резервуара. При открытых крышках через них проникает свет и производится проветривание резервуара перед и во время зачистки и во время проведения ремонтных работ.

Люк замерный служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб с помощью переносного пробоотборника.

Приемораздаточные патрубки предназначены для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушек (предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек) или шарнира подъемной трубы изнутри.

Сифонный кран предназначен для спуска подтоварной воды из резервуара.

Система размыва донных отложений предназначена для размыва и поддержания во взвешенном состоянии содержащихся в нефти примесей и удаления их из резервуара вместе с нефтью.

Система и средства пожаротушения и орошения резервуара.

Резервуары, для тушения пожаров в которых применяется пленкообразующая пена, оборудуют стационарной установкой генераторов низкократной пены. Тип и количество устанавливаемых на резервуарах пеногенераторов зависят от конструкции и объема резервуара, а также от сорта хранимого продукта и определяются в каждом конкретном случае расчетом (см. раздел 11.6).

Система молниезащиты предназначена для защиты резервуара от прямых ударов молнии.

Система защиты резервуара от статического электричества. Для защиты от разрядов статического электричества резервуары, трубопроводы, оборудование и арматуру необходимо заземлять.

Технологический процесс перекачки нефти по МН может осуществляться (ОР-03.100.50-КТН-093-08) по следующим схемам:

• «по-резервуарно» - применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти при вытеснении (освобождении) нефти из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти до следующего резервуарного парка МН или установки НПЗ;

• «через резервуары» - весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров - применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);

• «из насоса в насос» - применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

• «с подключенными резервуарами» - применяется на ЛПДС (НПС) с резервуарным парком для компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.