Определение требуемой емкости резервуарного парка на нпс нефтепровода и нс нефтепродуктопровода при последовательной перекачке

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

7.2.2 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.

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

, (7.2)

где: τ – продолжительность цикла перекачки, час;

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

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

, (7.3)

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

G_i – 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;

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

n – число видов нефтепродуктов, перекачиваемых в цикле.

 

Таблица 7.3 - 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	-

 

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

, (7.4)

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

k_рт – коэффициент неравномерности работы ответвления (см. таблицу 7.3);

G_i, G_i^рт – годовые объемы перекачки каждого из видов нефтепродуктов, поступающие на перекачивающую станцию и подлежащие перекачке по ответвлению соответственно, м³;

N_i, N_i^рт – цикличность перекачки каждого вида нефтепродукта в основном трубопроводе и ответвлении соответственно;

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

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

Q_maxi, q^рт_maxi – 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.

7.2.6 Вместимость резервуарного парка попутной нефтебазы определяется по формуле:

, (7.5)

где: К_р – коэффициент неравномерности реализации (для нефтепродуктов К_р ≈ 2,0; для нефти К_р = 1,0);

G_i – годовой объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу на попутную нефтебазу, м³;

N_i – годовое число циклов, с которым работает i-ый отвод по i-му сорту нефтепродукта;

q_maxi – максимальный часовой расход нефтепродукта в i-ом отводе, м³/ч;

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

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

n – число видов отбираемых нефтепродуктов.

7.2.7 Вместимость резервуарного парка конечного пункта определяется по формуле:

, (7.6)

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

К_р – коэффициент неравномерности реализации (для нефтепродуктов К_р ≈ 2,0; для нефти К_р = 1,0);

G_i – годовые объемы каждого из видов нефтепродуктов, поступающие на конечный пункт, м³;

N_i – цикличность перекачки каждого вида нефтепродукта;

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

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

Q_maxi – определяемый гидравлическим расчетом максимальный часовой расход каждого нефтепродукта при поступлении на конечный пункт, м³/час;

n – число видов нефтепродуктов.

7.2.7 Определение резервуарной емкости и числа резервуаров для каждого продукта в отдельности следует проводить по формулам 7.1-7.6 при n=1 с учетом коэффициента использования полезной емкости резервуара требуемого типа к строительному номиналу (таблица 7.2) с округлением в большую сторону до целого числа резервуаров.

 

 

Пример расчета

Определить объем резервуарных парков головной насосной станции и конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода.

Исходные данные

Пропускная способность нефтепродуктопровода: G = 8,0 млн.тонн/год.

Состав транспортируемых нефтепродуктов:

А-76 – 30%, ДТЛ – 40%, ТС-1 – 30%.

Плотность нефтепродуктов:

ρ_ДТЛ = 849 кг/м³; ρ_А-76 = 746 кг/м³; ρ_ТС-1 = 815 кг/м³.

Годовое число циклов перекачки: N = 61.

Максимальный расход нефтепродуктов при перекачке:

Q_ДТЛ = 1129 м³/ч; Q_А-76 = 1246 м³/ч; Q_ТС-1 = 1219 м³/ч.

Планируемые резервуары РП: РВС-10000 с понтоном.

Расчет

1) Годовые объемы перекачиваемых нефтепродуктов:

;

;

.

 

2) Коэффициент использования полезной емкости резервуара РВС-10000 с понтоном согласно таблице 7.2 составляет: η = 0,74.

3) Примем значение коэффициента неравномерности работы трубопровода k = 1,2.

4) Требуемая емкость РП головной насосной станции для заданных исходных данных согласно формуле 7.3 составляет:

5) Принимаем требуемую емкость РП головной станции:

V_РП = 180 тыс. м³.

6) Требуемая емкость РП конечного пункта для заданных исходных данных согласно формуле (7.6) составляет:

7) Принимаем требуемую емкость РП конечного пункта:

V_РП = 350 тыс. м³.