В резервуарном парке ПСП для проектирования приняты резервуары вертикальные стальные Р-1,2,3 со стационарной крышей, объемом 4500 м3 в количестве 3 шт.
Количество РВС в резервуарном парке подобрано из расчета 2-х суточной пропускной способности нефтепровода от объекта нефтедобычи, с учетом суточного хранения нефти на УПН нефтегазоконденсатного месторождения.
Для борьбы с донными отложениями резервуары товарной нефти оборудуются устройствами типа «Тайфун»(или аналог) — по 1 устройству на каждый резервуар, которые устанавливаются в нижнем поясе резервуара в люках-лазах. Принцип работы устройства заключается в образовании процесса перемешивания направленной струей продукта (нефти), при котором тяжелые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Управление системой размыва донных отложений осуществляется из операторной с обеспечением возможности управления устройством по месту.
Обвязка резервуаров позволяет осуществлять операции приема и откачки нефти, внутрипарковую перекачку нефти, сброс остаточной пластовой воды. В случае плановой или аварийной остановки одного из резервуаров предусмотрена их полная взаимозаменяемость.
При превышении давления на входе ПСП с узла предохранительных устройств предусматривается аварийный сброс нефти в незаполненный нефтью (порожний) резервуар Р-1(или Р-2, Р-3), в который в этот момент не идет поступление нефти. Технологической схемой обеспечена универсальная обвязка резервуаров Р-1,2,3 для выбора порожнего резервуара РВС-4500 при приеме аварийного сброса нефти.
Трубопровод сброса нефти Н50 с предохранительных клапанов вводится в резервуар Р-1(или Р-2, Р-3) через крышу и прикрепляется к днищу резервуара. Поступление нефти в аварийный резервуар при сбросе должно осуществляется под уровень продукта. Запорная арматура на входе нефти в аварийный резервуар через трубопровод сброса нефти Н50 опломбирована в открытом состоянии.
Запорная арматура у резервуаров, с ручным приводом продублированы за обвалованием резервуаров быстродействующими электроприводными кранами шаровыми с дистанционным управлением со временем закрытия не более 12 секунд, при этом возможность гидравлического удара исключена и подтверждена расчетом, согласно требованиям приказа Ростехнадзора от 11.03.2013 № 96 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».
На резервуарах Р-1, Р-2, Р-3 для безопасной работы при заполнении и опорожнении резервуаров и сокращения потерь от испарения нефтепродуктов предусмотрена газоуравнительная система. Основным оборудованием газоуравнительной системы являются: огневые предохранители, предназначенные для защиты газового пространства резервуара от проникновения в него пламени из газопроводов; компенсаторы — для компенсации деформации газопроводов в процессе эксплуатации; краны шаровые — для отключения резервуаров от системы. Газоуравнительная линия прокладывается в тепловой изоляции.
Газоуравнительная обвязка обеспечивает циркуляцию паровоздушной смеси по замкнутому контуру, что предотвращает потери паров нефтепродуктов в атмосферу, способствует снижению потерь нефтепродуктов в РВС.
Слив конденсата из газоуравнительной системы осуществляется в подземную емкость ЕП-3 под слой жидкости, что дополнительно способствует осаждению тяжелых углеводородов. В качестве емкости для сбора утечек нефти и дренажа используется емкость типа ЕП-3, объемом 12,5 м3. Откачка конденсата производится полупогружным насосом в линию нефти на вход резервуаров товарной нефти Р-1,2,3. Не сконденсировавшиеся пары отводятся обратно в газоуравнительную линию.
Операции по внутренней перекачке (перекачка из резервуара в резервуар) производятся насосами внутренней перекачки Н-4, Н-5.
В целях защиты резервуаров от перелива при достижении аварийного уровня в рабочем резервуаре проектом предусматривается открытие задвижки КШ2 на узле предохранительных устройств со сбросом нефти по специальному трубопроводу Н51 в аварийный(незаполненный нефтью) РВС.
Площадка подогревателей нефти
Подача нефти на собственные нужды осуществляется самовсасывающими насосами установленными в блоке БПЖТ из резервуаров товарной нефти Р-1, Р-2, Р-3 или резервуаров аварийного топлива через клапан Кл.р.1, регулирующий расход поступающей нефти. Регулирование расхода в линии поступления обеспечивает работу при рабочих параметрах процесса без повышения давления.
Технологической схемой предусматривается возможность транспорта нефти после резервуаров насосами внешней откачки Н-1, Н-2, Н-3 через печи П-1, П-2, для дополнительного нагрева и далее через СИКН на НПС.
Технологической схемой предусматривается циркуляция нефти через подогреватели П-1, П-2, насосами внутренней перекачки нефти Н-4, Н-5 для поддержания температуры нефти в резервуарном парке в пределах +20…+40°С.
В используемых подогревателях П-1, П-2, типа ПП-4В передача тепла от жаровых труб (2 топки) к продуктовым змеевикам (2 шт.) осуществляется через промежуточный теплоноситель (вода или водно-гликолевые жидкости).
Для аварийного отключения подогревателей нефти П-1,П-2 на трубопроводах входа и выхода нефтяной эмульсии за пределами площадки печей, на расстоянии не менее 10 м от подогревателей, предусмотрена отключающая арматура с дистанционным управлением, согласно п. 2.94 ВНТП 3-85.
Для аварийного сброса нефти и опорожнения змеевиков подогревателей предусмотрена емкость ЕП-1, объемом 63 м3.
Опорожнение теплоносителя из подогревателей осуществляется в емкости ЕП-6, ЕП-7, объемом 40 м3. Откачка теплоносителя (водный раствор ДЭГ) из емкостей предусмотрена погружным насосом обратно в подогреватель или осуществляется вывоз передвижными средствами.
