Файл: Расчёт материального баланса дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв).docx

Таблица 2.1.

Геометрические характеристики резервуаров типа РВС

N п/п	Тип резервуара	Высота резервуара, м	Диаметр резервуара, м	Площадь зеркала горючего, м2	Периметр резервуара, м
1	РВС-1000	9	12	120	39
2	РВС-2000	12	15	181	48
3	РВС-3000	12	19	283	60
4	РВС-5000	12	23	408	72
5	РВС-5000	15	21	344	65
6	РВС-10000	12	34	918	107
7	РВС-10000	18	29	637	89
8	РВС-15000	12	40	1250	126
9	РВС-15000	18	34	918	107
10	РВС-20000	12	46	1632	143
11	РВС-20000	18	40	1250	125
12	РВС-30000	18	46	1632	143
13	РВС-50000	18	61	2892	190
14	РВС-100000	18	85,3	5715	268
15	РВС-120000	18	92,3	6691	290

---

Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом, когда наивысший уровень хранимой в нем жидкости находится не менее чем на 0,2 м ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. В районах Крайнего Севера с вечной мерзлотой практикуется установка резервуаров на свайных основаниях.

Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания лечения внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, приемно-отпускными устройствами, а при необходимости, особенно при хранении нефти и темных нефтепродуктов, системами размыва донных отложений. Вентиляционные патрубки на резервуарах для нефтепродуктов с температурой вспышки менее 120 °С оборудуются огневыми преград ителями.

Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша.

Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградигели паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущее к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя: насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150—300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории (табл. 2.2).

Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе и представлены в табл. 2.3.

Таблица 2.2.

Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м3	Общая вместимость резервуарного парка, м3
I	-	Св.100000
II	-	Св. 20 000 до 100 000 вкл.
IIIa	До 5000	Св. 10 000 до 20 000 вкл.
III6	До 2000	Св. 2000 до 10 000 вкл.
Шв	До 700	До 2000 вкл.

---

Таблица 2.3.

Основные характеристики групп резервуаров

Резервуары	Единичный номинальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м3	Вид хранимых нефти и нефтепродуктов	Допустимая общая номинальная вместимость группы, м3	Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе
С плавающей крышей	50 000 и более	Независимо от вида жидкости	200 000	30 м
	Менее 50 000	Тоже	120 000	0,5D, но не более 30 м
С понтоном	50 000	Тоже	200 000	30м
	Менее 50 000	То же	120 000	0,65D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50 000 и менее	Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки выше 45 °С	120 000	0,75D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50 000 и менее	То же, с температурой вспышки 45 °С и ниже	80 000	0,75D, но не более 30 м

По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:

• 
  товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов;
  
• 
  резервуарные парки перекачивающих станций нефте-и нефтепродуктопроводов;
  
• 
  резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.
  

Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, значительными объемами хранимых жидкостей, а также тем, что в одной резервуарной группе хранятся нефтепродукты, близкие или одинаковые по составу и своим пожароопасным свойствам. В резервуарных парках второго вида все резервуары чаще всего имеют нефть или нефтепродукт одного вида.

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м³ и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

На складах категории III a при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м

---

³ допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м³ и более.

В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворо-проводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов.

3. РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Годовая производительность установки по сырью- 1,4 млн т/год.

Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400ч).

Обводненность сырой нефти - 70% масс.

Содержание воды на выходе нефти– 0,5% масс.

Содержание УВ в товарной воде- 0,1%масс.
Таблица 3.1.

Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-C5H12	Остаток	Итого
% мол.	0,36	0,2	25,91	2,16	3,52	1,19	3,45	2,1	2,15	58,86	100

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

---

Р = 1 МПа t = 10 ⁰С

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

у_i^´ = K_i x_i^´ (3.1.)

где у_i^´ - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящимся в равновесии с жидким остатком; x_i^´ - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 1 МПа и t =10 ⁰С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

у_i^´= (3.2)
где Z^´_i – мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

N^´ - мольная доля отгона.

Поскольку ∑ у_i^´ = 1,то по уравнению (3.2) получим

=1 (3.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N^´ , при заданных составе исходной смеси Z^´_i, давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии G_э – 1400000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (Z´i)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/моль	Кi
СО2	0,36	44	14,6
N2	0,2	28	48,8
CH4	25,91	16	20,8
C2H6	2,16	30	2,98
C3H8	3,52	44	0,63
н- C4H10	1,19	58	0,29
i- C4H10	3,45	58	0,2
н-C5H12	2,1	72	0,05
i-C5H12	2,15	72	0,04
остаток	58,96	86	0,01
∑	∑ Z´i=100

---