1 Характеристика магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год 5
 Скачать 0.94 Mb.
|
5 Основные технологические решения по магистральному нефтепроводу и нефтеперекачивающим станциямТехнологическая схема ПСП предусматривает [21]: - очистка нефти, поступающей из магистрального нефтепровода, от парафино-смолистых отложений, механических примесей и посторонних предметов с помощью грязевых фильтров; - коммерческий учет количественных и качественных показателей нефти (SIC) при поставке на НПЗ; - защита от давления линейной части нефтепровода–отвода с помощью блока предохранительного устройства № 1, установленного на входе в ПСП; - защита технологических трубопроводов ПСП от давления с помощью блока предохранительных устройств № 2, установленного перед НИЦ; – защита от превышения допустимого давления магистрального трубопровода и технологических трубопроводов на входе в ПСП путем открытия автоматической задвижки в блоке СОД со сливом масла в аварийные сливные баки; - слив масла в резервуары аварийного слива; - откачка нефти из аварийных сливных резервуаров резервным насосным агрегатом – - дренаж грязевых фильтров, блок регулирования давления "до себя" ; масло из системы масляного насоса в баке для сбора утечек и дренажа; - Перекачка нефти из резервуара для сбора и слива нефти в трубопровод подачи нефти на Комсомольский НПЗ. Расчет общего полезного объема резервуарного парка производился на основе [6, 22]: магистральные НПС нефтепровода должны иметь емкость резервуара в размере от двухсуточной до трехсуточной проектной мощности нефтепровода. Vp.n. = 2 x qсут., (41) где Vр.п. – объем резервуарного парка НПС; qсут. – суточная производительность НПС. qсут = G / 350 * p = 8000000 / 345 * 850 = 26890 м3/сут. Vp.n. = 2 * 26890 = 53780 м3 Подбор типа и количества резервуаров производится исходя из расчетов приведенных выше и согласно нормативной документации: – Полезная емкость (объем) резервуарных парков определяется по таблице 5.1. с учетом коэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу. Таблица 10 – Объем резервуаров по строительному номиналу и их основные геометрические параметры
Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий. – Количество резервуаров на НПС должно определяться с учетом ежегодного вывода в капитальный ремонт в соответствии с утвержденным нормативным коэффициентом 7 – 12% емкости по строительному номиналу с учетом единичной емкости резервуаров. Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки не менее двух однотипных резервуаров на НПС, а в случае проведения приемосдаточных операций по резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров. – Количество резервуаров в составе РП должно быть не менее 2 шт. без учета резервуаров аварийного сброса. Прием нефти аварийного сброса должен осуществляться в отдельные резервуары, не задействованные в технологических операциях транспортировки нефти [6, 22]. Для сбора утечек нефти и дренажа оборудования магистральной насосной станции и подпорной насосной, БИК, а также для сбора дренажа нефти от фильтров–грязеуловителей, регуляторов давления «до себя» должна быть предусмотрена система дренажа. Освобождение технологического оборудования от нефти производится путем открытия дренажных задвижек. Сбор утечек и дренаж технологического оборудования должен осуществляться по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные дренажные емкости (резервуары–сборники). Объем резервуаров–сборников при магистральной насосной (для НПС с РП и промежуточных НПС, не оборудованных системой ССВД) принимаем 40 м3 (две емкости ЕП–20 м3 горизонтального типа с электрообогревом) – для нефтепровода менее DN 700 [6]. Подача насосов откачки нефти из емкостей сбора утечек нефти и дренажа принимается исходя из времени опорожнения емкостей не более 1 часа. Поэтому на ГНПС–1 откачка нефти из емкостей сбора утечек и дренаж производится в резервуарный парк или во всасывающий коллектор подпорной насосной при помощи полупогружного насосного агрегата с номинальной подачей 50 м3 /ч и напором 50 м, укомплектованного электродвигателем во взрывозащищенном исполнении мощностью 11,8 кВт. На НПС–2, НПС–3, НПС 4НПС 5,НПС 6,НПС 7,НПС 8,НПС 9,НПС 10 откачка нефти из емкостей сбора утечек и дренажа производится во всасывающий трубопровод магистральных насосов электронасосными агрегатами производительностью Q=40м3 /ч, напором 300 м, с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении мощностью 150 кВт. Предусматривается подземная прокладка технологических трубопроводов. Основные технологические трубопроводы на головной НПС–1 приняты: - трубопровод от КПП СОД до фильтров–грязеуловителей на номинальное давление 4,0 МПа. - дренажные трубопроводы от фильтров–грязеуловителей, подпорной насосной, магистральной насосной станции, узла регулирования давления до емкости для сбора утечек нефти и дренажа; трубопровод от фильтров–грязеуловителей до узла с предохранительными устройствами №1; трубопровод от узлов с предохранительными устройствами №1 и №2 до резервуаров аварийного сброса нефти; трубопровод от узла с предохранительными устройствами №1 до РП; трубопровод от РП до входного патрубка подпорных насосов; трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 1; трубопровод от нагнетательной линии полупогружных электронасосных агрегатов емкости для сбора утечек; трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости до РП, подпорной насосной; трубопровод от автоматизированной задвижки аварийного сброса, устанавливаемой перед узлом подключения станции, к резервуарам аварийного сброса на номинальное давление 1,6 МПа. - Трубопровод от магистральной насосной станции до узла регулирования давления; трубопроводы обвязки магистральной насосной станции; коллектор магистральной насосной; трубопровод от коллектора магистральной насосной до КПП СОД на номинальное давление 7,5 МПа [6]. |