Определение требуемой емкости резервуарного парка на НПС нефтепровода и НС нефтепродуктопровода при последовательной перекачке
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Последовательная перекачка разнородных нефтепродуктов по трубопроводам осуществляется циклами. Каждый цикл состоит из нескольких партий нефтепродуктов, располагающихся в определенной последовательности.

 Продолжительностью τ цикла перекачки или ее периодом называется интервал времени между началом (концом) закачки в трубопровод серии партий нефтепродуктов и началом (концом) закачки очередной серии тех же партий.

 Годовое число N циклов последовательной перекачки связано с продолжительностью τ цикла перекачки и определяется формулой:

 ,                                                           (1.29)

где τ – продолжительность цикла перекачки, час; Т – фонд времени работы трубопровода в году (T = 8400 часов), час.

 Объем резервуарного парка головной перекачивающей станции при последовательной перекачке согласно определяется по следующей формуле:

,                                       (1.30)

где: k – коэффициент неравномерности работы трубопровода (см. таблицу 7.3);

Gi – годовые объемы перекачки каждого из видов нефтепродуктов, м3;

N – годовое число циклов последовательной перекачки;

η – коэффициент использования полезной емкости резервуара (см. таблицу 7.2);

Т – фонд времени работы трубопровода в году (T = 8400 часов), час;

Qmaxi – максимальный часовой расход каждого нефтепродукта, м3/час;

n – число видов нефтепродуктов, перекачиваемых в цикле.

 

Таблица 1.1 - Значение коэффициента неравномерности работы трубопровода k

Тип насосной станции Нефтепровод Нефтепродуктопровод
Однониточный трубопровод от пункта добычи к системе МН 1,10 -
Параллельные трубопроводы образующие систему 1,05

1,15-1,20

Однониточный нефтепровод, соединяющий систему 1,07
Однониточный нефтепровод от системы МН к НПЗ 1,07 -

 

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

 ,             (1.31)

где: k – коэффициент неравномерности работы основного трубопровода (см. таблицу. 1.1);

kрт – коэффициент неравномерности работы ответвления (см. таблицу 1.1); Gi , Giрт – годовые объемы перекачки каждого из видов нефтепродуктов, поступающие на перекачивающую станцию и подлежащие перекачке по ответвлению соответственно, м3; Ni , Niрт – цикличность перекачки каждого вида нефтепродукта в основном трубопроводе и ответвлении соответственно; η – коэффициент использования полезной емкости резервуара (см. таблицу. 1.1); Т – фонд времени работы трубопровода в году (T = 8400 часов), час; Qmaxi , qртmaxi – максимальный часовой расход каждого нефтепродукта поступающего на перекачивающую станцию и подлежащего перекачке по ответвлению соответственно, м3/час; n – число видов нефтепродуктов, перекачиваемых в цикле по основному трубопроводу,  m – число видов нефтепродуктов, перекачиваемых в цикле по ответвлению,

Вместимость резервуарного парка попутной нефтебазы определяется по формуле:

 ,                                         (1.32)

где: Кр – коэффициент неравномерности реализации (для нефтепродуктов Кр ≈ 2,0 ; для нефти Кр = 1,0); Gi – годовой объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу на попутную нефтебазу, м3; Ni – годовое число циклов, с которым работает i-ый отвод по i-му сорту нефтепродукта; qmaxi – максимальный часовой расход нефтепродукта в i-ом отводе, м3/ч;   k – коэффициент неравномерности работы трубопровода (см. таблицу. 1.1); η – коэффициент использования полезной емкости резервуара (см. таблицу 1.1); n – число видов отбираемых нефтепродуктов.

Вместимость резервуарного парка конечного пункта определяется по формуле:

 ,                                        (1.33)

где: k – коэффициент неравномерности работы трубопровода (см. табл. 1.1); Кр – коэффициент неравномерности реализации (для нефтепродуктов Кр ≈ 2,0 ; для нефти Кр = 1,0); Gi – годовые объемы каждого из видов нефтепродуктов, поступающие на конечный пункт, м3; Ni – цикличность перекачки каждого вида нефтепродукта; η – коэффициент использования полезной емкости резервуара (см. таблицу 1.1); Т – фонд времени работы трубопровода в году (T = 8400 часов), час; Qmaxi – определяемый гидравлическим расчетом максимальный часовой расход каждого нефтепродукта при поступлении на конечный пункт, м3/час; n – число видов нефтепродуктов.

    Определение резервуарной емкости и числа резервуаров для каждого продукта в отдельности следует проводить по формулам 1.30-1.33 при n=1 с учетом коэффициента использования полезной емкости резервуара требуемого типа к строительному номиналу (таблица 1.2) с округлением в большую сторону до целого числа резервуаров.

Таблица 1.2 - Значение коэффициента использования полезной емкости резервуара η

Тип резервуара η , для нефтепродуктопровода согласно СО 03-04-АКТНП-014-2004
РВС-1000 с понтоном 0,70
РВС-1000 без понтона 0,83
РВС-3000 с понтоном 0,65
РВС-3000 без понтона 0,81
РВС-5000 с понтоном 0,70
РВС-5000 без понтона 0,84
РВС-10000 с понтоном 0,74
РВС-10000 без понтона 0,85
РВС-20000 с понтоном 0,74
РВС-20000 без понтона 0,85

 



Дата: 2019-02-18, просмотров: 803.