Классы магистральных нефте- и продуктопроводов

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Классы магистральных нефте- и продуктопроводов

Магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

I) при рабочем давлении 2,5 - 10,0 МПа (от 25 до 100 кгс/см2);

II) при рабочем давлении 1,2 - 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см2).

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра:

I) при диаметре 1000-1200 мм;

II) 500-1000 мм;

III) 300-500 мм;

IV) менее 300 мм.

Резервуарные парки

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат: 1) для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; 2) для учета нефти; 3) для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

На резервуарах устанавливаются: 1) оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти (дыхательная арматура, приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой, средства защиты от внутренней коррозии; оборудование для подогрева нефти); 2) оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров (люк-лаз, люк замерный, люк световой, лестница); 3) противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); 4) приборы контроля и сигнализации (местные и дистанционные измерители уровня, сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти, дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре, сниженный пробоотборник и др.).

    В зависимости от того, как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки: 1) постанционная; 2) через резервуар станции; 3) с подключенными резервуарами; 4) из насоса в насос.

    Головная перекачивающая станция при последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов должна располагать вместимостью резервуарного парка, определяемого размерами накопления каждой марки нефтепродукта в соответствии с принятым числом циклов последовательной перекачки и графиком поступления нефтепродуктов в резервуары.

При перекачках одной группы нефтепродукта вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции должна приниматься в размере 3-суточной расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода.

Вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции рекомендуется определять по формуле:

                          (1)

где Кн - коэффициент неравномерности поступления нефтепродуктов в резервуары ГПС (Кн = 1,3);

Км - коэффициент неравномерности работы трубопровода (Км = 1,1);

GiH - годовые объемы бензина и дизельного топлива, подлежащие к перекачке по нефтепродуктопроводу (м3);

NiM - число циклов последовательной перекачки i-го нефтепродукта;

QHmax - максимальная подача в трубопровод, мз/ч,

η - коэффициент использования резервуарной емкости

8760 - общий фонд времени в году.

Вместимость резервуарного парка перекачивающих станций, расположенных в пунктах разветвления нефтепродуктопровода, определяется исходя из режимов работы участков до и после разветвления по формуле:

                        (3)

где Крт - коэффициент неравномерности работы распределительного трубопровода (Крт = 1,1)

Gin - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающий на перекачивающую станцию, м3;

Qnmaxi - максимальная подача i-го нефтепродукта на перекачивающую станцию, м3/ч;

Giрт - годовой объем i-го нефтепродукта, подлежащий перекачке в распределительный трубопровод, м3;

qртmaxi - максимальная подача i-го нефтепродукта в каждый распределительный трубопровод, м3/ч;

Niрт - цикличность перекачки i-го нефтепродукта в каждом распределительном трубопроводе.

Вместимость резервуарного парка попутной нефтебазы рекомендуется определить по формуле:

                          (4)

где Кр - коэффициент неравномерности реализации нефтепродуктов (Кр = 1,5);

Gкi - годовой объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводам на попутные нефтебазы;

N1i - годовое число циклов, с которым работает i-й отвод по i-й марке нефтепродукта;

q1max - максимальный расход нефтепродукта в i-м отводе.

Вместимость резервуарного парка на конечном пункте определяется по формуле:

                            (5)

где: Giк - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающего на конечный пункт;

Qкmaxi - максимальная подача нефтепродуктов в конце трубопровода, определяемая из гидравлического расчета.

Единичная вместимость резервуаров и их число в составе общей вместимости резервуарного парка наливных пунктов и перекачивающих станций должна определяться с учетом:

- распределения нефтепродуктов по маркам и количеству;

- необходимости иметь по условиям эксплуатации не менее двух резервуаров на каждую марку нефтепродукта;

- требований возможно большей однотипности и единичной вместимости резервуаров;

- неравномерности подхода транспорта;

- коэффициента использования резервуаров.

Применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования.

Литература

http://pipeline.gubkin.ru/oil/tube.html

«Основы нефтегазового дела», Шаммазов А.М.

Интернет ресурсы

Познавательные статьи:



Как правильно слушать собеседника

Типичные ошибки при выполнении бросков в баскетболе

Принятие христианства на Руси и его значение

Средства массовой информации США