2.6. Разработка узла учета количества перекачиваемой жидкости

Подобные узлы предусматриваются на магистральных трубопроводах в местах получения ими жидкости или передачи ее другим транспортным организациям или потребителям. Обычно узлы учета размещаются на НПС с резервуарным парком. На ГНПС магистралей и КП трубопроводов они служат для коммерческого учета, а ГНПС эксплуатационных участков - для оперативного учета. Точность оперативного учета ниже и достаточна для АСУ ТП.

В состав коммерческих узлов входят: рабочие измерительные линии; резервные измерительные линии; контрольная измерительная линия; трубопоршневая установка для поверки счетчиков ( ТПУ ); устройство регулирования расхода.

На оперативных узлах учета ТПУ и устройство регулирования расхода могут не предусматриваться; число рабочих измерительных линий узла учета должно определяться из условия обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30-100% пропускной способности трубопровода (производительности НС), на наливных пунктах на морской и речной транспорт - в диапазоне 10-100%.

Число резервных измерительных линий должно приниматься 30-50% от числа рабочих. Общее число измерительных линий должно быть не более десяти.

В узле учета, независимо от наличия ТПУ, предусматривается одна контрольная измерительная линия.

В данный раздел входит подбор оборудования узла, разработка технологической схемы узла, определение диаметров и толщины стенок трубопроводов.

При подборе устройств замера расхода следует учесть, что из всех средств замера на трубопроводном транспорте наибольшее распространение получили турбинные счетчики как достаточно простые, надежные и точные. В частности счетчики "Турбоквант" (приложение 15), которые обеспечивают измерение расхода с погрешностью не более 0,5% в рабочем диапазоне расхода.

При разработке технологической схемы узла учета необходимо предусматривать очистку жидкости от механических примесей. Для этих целей используются сетчатые фильтры - вертикальные цилиндры с сетчатым фильтрующим элементом внутри и присоединительными патрубками в боковых цилиндрических поверхностях. Диаметры присоединительных патрубков примерно в два раза превышают D_У счетчиков, ячейки фильтрующих элементов не более 2-10 мм.

Перед счетчиком и после него для успокоения потока предусматриваются прямые участки. Участок перед счетчиком должен быть равен примерно 20 диаметрам трубопровода этого участка, после счетчика - 10 диаметрам. Протяженность прямолинейного участка перед счетчиком может быть сокращена до 10 диаметров при установке на нем струевыпрямителя – набор труб (не менее 4 штук) малого диаметра (0,1D_У), установленных внутри трубы диаметром D_У, равным D_У счетчика. Длина струевыпрямителя (23) D_У.

Общий вид технологической схемы узла учета нефти представлен на технологической схеме ГНПС в [2].

Диаметры трубопроводов на технологической схеме определяются размерами патрубков принятого оборудования, толщина стенки труб - по формуле (12) СИиП 2.05.06-85.

2.7. Проект резервуарного парка гнпс

Резервуарные парки предусматриваются на ГНПС магистралей и эксплуатационных участков магистралей. Они служат аварийной емкостью для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах или НПЗ, на отдельных участках магистрали и у потребителей нефти и нефтепродуктов, а также для гидравлического разобщения протяженных трубопроводов (более 600 км) на отдельные участки (эксплуатационные) с целью локализации возможных возмущений в потоке и облегчения управлением перекачкой.

Емкость резервуарного парка ГНПC магистрали принимается в размере 23 суточной подачи станции, а ГНПС эксплуатационного участка 0,30,5 суточной подачи.

В резервуарных парках для сокращения потерь нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с плавающими крышами или с понтоном. Применение других типов резервуаров требует выполнение технико-экономического обоснования эффективности их использования.

В целях защиты резервуаров от перелива и технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка выделяется не менее двух резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Резервируемый объем в выделенных резервуарах должен равняться двухчасовой производительности станции.

Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны предусматривать опорожнение резервуаров подпорными насосами и технологических трубопроводов – зачистным насосом, а также закачку подпорными насосами жидкости из магистрали в резервуары при аварии на магистрали.

При разработке данного раздела следует: определить потребную емкость резервуарного парка по п. 2.7; тип, размер и количество резервуаров; разработать технологическую схему парка; определить диаметр и толщину стенки трубопроводов.

Выбор типа, размера и количества резервуаров выполняется одновременно и проводится по минимуму приведенных затрат на резервуарный парк. В курсовой работе выбор может быть сделан по ориентировочному критерию - минимуму капиталовложений в парк.

Капиталовложения следует определять для нескольких вариантов парка (трех - четырех), отличающихся типом и размером резервуаров; они рассчитываются ориентировочно как сумма сметной стоимости всех резервуаров плюс капиталовложения в технологические трубопроводы парка.

Количество резервуаров для каждого варианта находится по формуле

n  V_П / К_ЕV_Р ,

где V_П - емкость резервуарного парка, м³; К_Е - коэффициент использования емкости, принимаемый по приложению 18; V_Р - геометрическая емкость резервуара, м³.

Сметная стоимость резервуаров и Vp даются в [3].

Капиталовложения в трубопроводы парка находятся по приложению 17 после определения диаметра и толщины стенки трубопроводов (см. п. 2.3), а также их протяженности, которая находится по плану резервуарного парка.