Трубопроводная арматура для нефтепродуктов



Резервуары нефтебаз

Только на крупных нефтебазах резервуарные парки соизмеримы с аналогичными объектами магистральных трубопроводов. В подавляющем

же большинстве их суммарный объем не превышает нескольких десятков тысяч кубометров.

В связи с относительно малыми объемами годовой реализации общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Кроме того, по «Нормам проектирования» для каждого нефтепродукта должно быть предусмотрено не менее 2-х резервуаров. Делается это для того, чтобы один из них при необходимости можно было вывести в ремонт. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 м3.

На нефтебазах, как и на перекачивающих станциях нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, применяются:

резервуары вертикальные стальные (типа РВС);

резервуары горизонтальные стальные (типа РГС);

железобетонные резервуары (типа ЖБР).

Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и темных нефтепродуктов, а типа ЖБР--только для темных.

Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую. Это стало возможным благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев (рисунок 4).

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно--для темных. [4]

1 -- световой люк; 2 --вентиляционный патрубок; 3 --замерный люк; 4 --прибор для замера уровня; 5--люк-лаз; 6--сифонный кран; 7--подъемная труба (с шарниром (а], роликовым блоком [б] и ручной лебедкой [в]); 8--перепускное устройство; 9--патрубок приемораздаточный; 10--положение второй подъемной трубы (при условии ее установки); 11--ось лестницы; 12--крайнее положение приемораздаточных патрубков по отношению к оси лестницы

Рисунок 4 - Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для высоковязких нефтепродуктов

Трубопроводная арматура

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) -- для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны)--для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиповые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление--до или после регулятора, различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор (рисунок 5).

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные --с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси.

Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа. [4]

Рисунок 5 - Клапан предохранительный КППКЗ-63 (Dy - 50. 150)

Трубопроводная арматура

Трубопроводная арматурапредназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принци­пу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекры­тия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) -для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, пре­дохранительная (обратные и предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимо­го давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно (рис. 12.10) задвижка представляет собой цель­ный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с по­мощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения.

По конструкции уплотнотельного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные.

На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают элек­троприводом.

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх уста­новленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, рабо­тающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор (рис. 12.12).

Обратным клапаном (затвором) называется устройство для предотвра­щения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные - с затвором, вра­щающимся относительно горизонтальной оси Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабо­чее давление 6,4 МПа.

Все темы данного раздела:

Современное состояние системы нефтепроводного транспор­та России
Первоначальный, достаточно длительный период, когда неф­тепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, ло­кальные сети нефте

Востокнефтепровод
институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также пред­приятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть. По состоянию н

Свойства нефти, влияющие иа технологию ее транспорта
На технологию транспорта и хранения нефтей втой или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость, испаряе­мость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность).

Показатели качества нефти подлежащих транспортировке по МН
Товарная нефть, которая является конечным продуктом для нефтедобывающих предприятий, это нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с действующей нормативной документацией,

Рекомендуемые параметры МН
Производи- Диаметр, Рабочее тельность, мм давление, млн т/год Мпа Производи- Диаметр, Рабочее тельность, мм давление млн т/го

Подводящие трубопроводысвязывают источники нефти с голов­ными сооружениями МНП.
Головная НПСпредназначена для приема нефти с промыслов, сме­шения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из ре­зервуаров в трубопровод. Головная НПС располагаетс

Нефтеперекачивающие станции
Нефтеперекачивающие станции предназначены для транспор­тирования нефти от месторождений до потребителя. НПС магист­ральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточ­ные. Г

Трубопроводный транспорт нефтепродуктов
Нефтепродуктопроводом (НПП)называется трубопровод, предназна­ченный для перекачки нефтепродуктов. Современные нефтепродуктопроводы представляют собой слож­ную разветвл

Общие технические требования на нефтепроводные трубы большого диаметра
Настоящие технические требования распространяются на трубы диаметрами 530-1220 мм для нефтепроводов, транспортирующих нефть по ГОСТ Р 51858-2002 при рабочем давлении до 9,8 МПа (100 кгс/см2

Центробежные насосы
Рис 3.1 Схема центробежного насоса консольного типа На рис 3.1 изображена простейшая схода центробежного нас

Технические показатели насосов
1. Подача насоса - Q Подача насоса - объем жидкости, подаваемой в нагнетательную линию в единицу времени. Подача в системе СИ измеряется в м3/с, однако более приняты единицы м

Основные параметры магистральных насосов серии НМ
Марка насоса Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч Номинальные параметры Подача, м3

Основные параметры подпорных насосов серии НПВ
Марка насоса Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч Номинальные параметры Подача, м3/ч

Средства защиты трубопроводов от коррозии
Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей - атмосферной. Оба вида корро­зии протекают по электрохимическому механизму, т.е. с образованием на поверхно

РЕЗЕРВУАРЫИ РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат: -для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; -для учета нефти

Оборудование резервуаров
На резервуарах устанавливаются (рис. 12.24): - оборудование, обеспечивающее надежную работу резер­ вуаров и снижение потерь нефти; - оборудование для обслуживания и ремонта ре

Противопожарное оборудование
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются про­тивопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаж

СИСТЕМЫ ПЕРЕКАЧКИ
В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки (рис. 12.25): - постанционная; - через резервуар с

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей
В настоящее время добываются значительные объемы иеф-тей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого засты­вающие при высоки

Высокозастывающие – температура застывания более 0 0 С
Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих неф­тей является применение углеводородных разбавителей - газового конденсата и маловязких

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей
Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами: - перекачка нефти внутри водяного кольца; - перекачка водонефтяной смеси в виде

Перекачка предварительно подогретых нефтей
Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязкпх и высокозастывающих нефтей в настоя­щее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»). В этом сл

Экспертное сообщество

Проект программы научно-технического семинара

«Арматура для нефти и газа: внедрение инновационных и импортозамещающих разработок»

Проводится в рамках деловой программы выставки «РОС-ГАЗ-ЭКСПО»,

входящей в состав Петербургского Международного Газового Форума

в КВЦ «ЭКСПОФОРУМ» (павильон G), Санкт-Петербург

Начало семинара 4 октября годав 14.00, регистрация с 13.30

Организатор семинара: Маркетинговый центр «ТПА»

Спонсор мероприятия: Научно-производственная компания «ИЛЬМА» . Санкт-Петербург

13.30-14.00 Регистрация участников

14.00 Начало семинара

Промышленная политика в России: предварительные итоги и прогноз на ближайшие годы. А.П. Епишов, к.т.н. генеральный директор ООО «ИЛЬМА», Президент НП «Уплотнительная техника», Санкт-Петербург;

Повышение эффективности процесса подготовки специалистов для арматуростроительной отрасли. Чернышев А.В. д.т.н. профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана

О внедрении в производство новых импортозамещающих типоразмеров газовой арматуры на заводе СП «ТЕРМОБРЕСТ». В.А. Корнилов, д.т.н. генеральный директор СП «ТЕРМОБРЕСТ»;

Современная интегральная система разработки изделий. Опыт ЦКБА. В.А. Горелов, главный конструктор АО «НПФ «ЦКБА», Санкт-Петербург;

Обеспечение безопасности трубопроводной арматуры при проектировании в соответствии с требованиями технических регламентов и стандартов. Ю.И. Тарасьев, зам. ген. дир.-директор по научн./ эксперт. работе АО «НПФ «ЦКБА»,

Трубопроводная арматура для нефти и газа: опыт создания новых конструкций. Н.Н. Коленко, генеральный директор ЗАО «Аркон», Москва

Обеспечение качества и надежности трубопроводной арматуры на примере шиберных задвижек. А.Н. Петелин, ведущий научный сотрудник ООО «НИИ Транснефть», Москва;

Трансформация технических решений, применяемых в газораспределении, в условиях экономического кризиса. Обзор рынка промышленного газового оборудования и запорной арматуры - : основные тренды. Е.А. Карякин, директор по развитию ГК «Газовик», Саратов;

Особенности технических решений AUMA для нефтегазовой трубопроводной арматуры. Обзор оборудования. С. Б. Шиманский, к. т. н. технический директор ООО «Приводы АУМА», Москва;

15.30 Вручение Арматурного Оскара ― специального приза международного журнала ТПА лучшим молодым (до 35 лет) руководителям (директорам) в отрасли арматуростроения

15.45-16.00 Кофе-брейк (перерыв)

Ремонт трубопроводной арматуры. Особенности и практика в году. Ю.Н. Сырцов, зам. главного инженера ТЭЦ 21 (АО «ТГК 1»), Санкт-Петербург;

Изолирующие фланцевые соединения для объектов ПАО Газпром . Впервые в реестре трубной продукции. Д.С. Нюман, к.э.н. начальник отдела маркетинга Завода деталей трубопроводов «РЕКОМ»,Санкт-Петербург;

Новые уплотнения компании «ИЛЬМА» для надежной герметизации разъемных соединений трубопроводной арматуры. И.П. Клепцов, технический директор ООО «ИЛЬМА», Санкт-Петербург;

Внедрение новых технологических решений при производстве газовых шаровых кранов на арматурном заводе «Маршал» (Луганск). С.С. Савельев, технический директор Торгового дома «Маршал», Москва;

Локализация производства в России SAMSON GROUP. Решения для автоматизации газовой трубопроводной арматуры. Д.В. Марков, ООО «Самсон Контролс», Москва

Учёт свойств реального газа на этапе проектирования газовой арматуры. Н.В. Атамасов.Аспирант МГТУ им. Н.Э. Баумана,А.В. Чернышев, д.т.н. профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, Москва;

Качественные российские устройства розжига и контроля пламени как средство обеспечения надежной и безопасной работы котельных установок в условиях ограниченного финансирования. А.Е. Апарин, зам. генерального директора ООО «НПФ «РАСКО», Москва;

Обзор переводов международных стандартов по трубопроводной арматуре для нефти и газа: использование и инструменты для применения. Л.П. Подкорытова, зам. ген. директора компании «Нормдокс», Санкт-Петербург;

Аналитический обзор о структуре рынка газовой трубопроводной арматуры. Прогноз развития. Д.Г. Грак, к.т.н. генеральный директор Маркетингового центра и редактор. Журнала ТПА, Санкт-Петербург

17.15 Фуршет, прения, дискуссия

Завершение работы семинара в 18.00

Предварительная регистрация участников проводится электронной почте:

Контактное лицо – Зинаида Демишина. Регистрация проводится до 4 октября.

По вопросам участия в семинаре с докладомпросьба обращаться к Дмитрию Граку

Включение в программу новых докладов проводится до 10 сентября года.

Источники: http://studbooks.net/654100/tovarovedenie/rezervuary_neftebaz, http://allrefs.net/c50/44ixe/p10/, http://valve-expert.ru/community/blogs/proekt-seminara-armatura-dlya-nefti-i-gaza-vnedreniya-innovatsionnykh-i-importozameshchayushchikh-ra/




Комментариев пока нет!

Поделитесь своим мнением