система хранения нефти

Формула изобретения

1. Система хранения нефти, связанная с магистральными трубопроводами приема и отвода нефти и содержащая резервуары для хранения нефти, насосные блоки, дренажный блок, блок манифольда, площадку налива автоцистерн, технологические нефтепроводы, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит резервуар-сепаратор, выполненный с возможностью отделения остаточного газа и остаточной воды от поступающей на хранение нефти; насосные блоки включают блок внешней перекачки и блок нефтеналива; при этом упомянутый блок внешней перекачки содержит входной нефтепровод, выходной нефтепровод, а также, по меньшей мере, два насоса, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом, а на выходе соединен с выходным нефтепроводом, соединенным с входом магистрального трубопровода отвода нефти, а упомянутый блок нефтеналива содержит входной нефтепровод, соединенный с ним нефтепровод-коллектор, по меньшей мере, два выходных нефтепровода, соединенных на входе с нефтепроводом-коллектором, один из которых соединен с площадкой налива автоцистерн, а также, по меньшей мере, два насоса, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом, а на выходе соединен с нефтепроводом-коллектором, причем технологические нефтепроводы имеют два основных нефтепровода, первый из которых соединен на входе с магистральным трубопроводом приема нефти и на первом выходе соединен с входным нефтепроводом блока внешней перекачки, а на втором выходе соединен с входным нефтепроводом блока нефтеналива, второй основной нефтепровод соединен с выходным нефтепроводом блока внешней перекачки и также соединен с одним из выходных нефтепроводов блока нефтеналива, при этом первый и второй основные нефтепроводы проходят через блок манифольда, в котором через задвижки и вспомогательные нефтепроводы соединены с приемо-раздаточными нефтепроводами, каждый из которых соединен с соответствующим резервуаром для хранения нефти, а упомянутый резервуар-сепаратор посредством входного и выходного нефтепроводов соединен с первым основным нефтепроводом.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что резервуар-сепаратор снабжен предохранительно-дыхательными клапанами и на его внутреннюю поверхность нанесено антикоррозийное покрытие, а его выходной патрубок установлен выше приемного.

3. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что каждый резервуар для хранения нефти снабжен предохранительно-дыхательными клапанами и системой обогрева нефти, а на его внутреннюю поверхность нанесено антикоррозионное покрытие.

4. Система по любому из пп. 1-3, отличающаяся тем, что дренажный блок содержит первую и вторую подземные дренажные емкости с погружными насосами, а также выходной трубопровод, соединенный на входе с указанными емкостями, а на выходе - с резервуаром-сепаратором.

5. Система по п. 4, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит дренажную обвязку резервуаров для хранения нефти, включающую дренажный коллектор, замкнутый на вторую подземную дренажную емкость, и дренажные трубопроводы, каждый из которых одним концом соединен с дренажным коллектором, а другим концом - с донной частью соответствующего резервуара для хранения нефти.

6. Система по п. 4 или 5, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит газоуравнительную обвязку резервуаров для хранения нефти, включающую газовый коллектор, замкнутый на первую подземную дренажную емкость, и газопроводы, каждый из которых одним концом соединен с указанным коллектором, а другим концом соединен с газовым пространством соответствующего резервуара для хранения нефти.

7. Система по п. 6, отличающаяся тем, что газовое пространство каждого резервуара для хранения нефти соединено с соответствующим газопроводом через огнепреградитель.

8. Система по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит по меньшей мере один резервуар для хранения запасов воды, по меньшей мере один резервуар для хранения запаса пенообразователя, насосную станцию пожаротушения, посредством трубопроводов связанную с каждым из упомянутых резервуаров для хранения запасов воды и пенообразователя, каждый резервуар для хранения нефти оборудован кольцевым оросительным трубопроводом, установленным на его наружной поверхности в верхней ее части, а также пеногенератором, при этом указанный кольцевой оросительный трубопровод и указанный пеногенератор посредством трубопроводов связаны с указанной насосной станцией пожаротушения.

9. Система по любому из пп. 1-8, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит блок закачки реагентов, выполненный с возможностью ввода в поступающую на хранение нефть необходимых для приема, хранения и сдачи нефти химических реагентов.

10. Система по п. 9, отличающаяся тем, что блок закачки реагента соединен с первым основным нефтепроводом на участке между точкой соединения первого основного нефтепровода с магистральным трубопроводом приема нефти и точкой соединения первого основного нефтепровода с входным нефтепроводом резервуара-сепаратора.

11. Система по любому из пп. 1-10, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит блок оперативного контроля и управления, содержащий первую и вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления.

12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что она дополнительно оборудована контрольно-измерительной системой, выполненной с возможностью измерения давления парогазовой фазы, температуры нефти, гидростатического давления нефти, уровня нефти для каждого резервуара для хранения нефти и резервуара-сепаратора, а также с возможностью передачи измеренных данных на первую ЭВМ дистанционного контроля и управления.

13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что она содержит концентраторы данных и установленные на крыше каждого резервуара для хранения нефти и резервуара-сепаратора модули сбора данных, а также установленные в каждом резервуаре для хранения нефти и резервуаре-сепараторе, по меньшей мере, один датчик давления парогазовой фазы, по меньшей мере, один датчик температуры нефти, по меньшей мере, один датчик гидростатического давления нефти и уровнемер, причем указанные датчики посредством соответствующих шин первого уровня связаны с модулем сбора данных, а каждый уровнемер и каждый модуль сбора данных посредством шины второго уровня соединены с соответствующим концентратором, каждый из которых посредством шины третьего уровня связан с первой ЭВМ дистанционного контроля и управления.

14. Система по любому из пп. 11-13, отличающаяся тем, что она дополнительно оборудована автоматизированной системой управления, включающей терминал-контроллеры блока внешней перекачки, блока нефтеналива, блока манифольда, дренажного блока, резервуаров для хранения нефти и резервуара-сепаратора, каждый из указанных терминал-контроллеров выполнен с возможностью осуществления измерения параметров оборудования соответствующего технологического объекта, с возможностью передачи измеренных параметров на вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления, а также с возможностью управления оборудованием соответствующего технологического объекта по сигналу со второй ЭВМ дистанционного контроля и управления или автоматически.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам, предназначенным для приема, хранения и отпуска нефти.

Современные системы хранения нефти - нефтебазы - представляют собой сложные промышленные комплексы, которые должны удовлетворять санитарным и противопожарным нормам, нормам строительного проектирования, и одновременно обеспечивать проведение широкого спектра операций, в частности прием нефти, ее хранение в резервуарах, налив в автомобильные, и/или железнодорожные цистерны, и/или нефтеналивные суда, перекачку на головные станции магистральных трубопроводов и др. Эффективность нефтебазы определяется в первую очередь наличием достаточного количества резервуаров для хранения нефти, а также рациональной компоновкой резервуарного парка с трубопроводно-насосными системами.

Известна система хранения нефти, связанная с магистральными трубопроводами приема и отвода нефти и содержащая резервуары для хранения нефти, насосные блоки, дренажный блок, блок манифольда, площадку налива автоцистерн, а также технологические нефтепроводы (Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз, М.: Недра, 1975, с. 25-28), которая по совокупности признаков и достигаемому техническому результату является наиболее близкой к заявляемой и выбрана в качестве прототипа.

Известная система обеспечивает прием, хранение и отпуск больших объемов нефти. Однако это достигается за счет довольно сложной компоновки резервуарного парка с трубопроводно-насосными системами, что требует больших капитальных затрат при строительстве нефтебазы, и делает систему трудноуправляемой. Кроме того, известная система не предусматривает предварительной подготовки поступающей с месторождений нефти к хранению, что увеличивает расходы на эксплуатацию системы.

Задачей заявляемого изобретения является создание легкоуправляемой системы хранения нефти, которая обеспечивает эффективное проведение основных технологических операций (прием, доподготовку, хранение и отпуск нефти) с одновременным снижением капитальных затрат на ее строительство и расходов на ее эксплуатацию.

Другой задачей изобретения является создание системы, обеспечивающей эффективное хранение нефти с минимальными потерями.

Еще одной задачей изобретения является создание системы, обеспечивающей максимальное снижение пожаро- и взрывоопасности.

Решение поставленных задач достигается тем, что система хранения нефти, связанная с магистральными трубопроводами приема и отвода нефти и содержащая резервуары для хранения нефти, насосные блоки, дренажный блок, блок манифольда, площадку налива автоцистерн, технологические нефтепроводы, дополнительно содержит резервуар-сепаратор, выполненный с возможностью отделения остаточного газа и остаточной воды от поступающей на хранение нефти; насосные блоки включают блок внешней перекачки и блок нефтеналива; упомянутый блок внешней перекачки содержит входной нефтепровод, выходной нефтепровод, а также по меньшей мере два насоса, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом, а на выходе соединен с выходным нефтепроводом, соединенным с входом магистрального трубопровода отвода нефти; упомянутый блок нефтеналива содержит входной нефтепровод, соединенный с ним нефтепровод-коллектор, по меньшей мере два выходных нефтепровода, соединенных на входе с нефтепроводом-коллектором, один из которых соединен с площадкой налива автоцистерн, а также по меньшей мере два насоса, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом, а на выходе соединен с нефтепроводом-коллектором; технологические нефтепроводы включают первый основной нефтепровод, а также второй основной нефтепровод; указанный первый основной нефтепровод соединен на входе с магистральным трубопроводом приема нефти, на первом выходе соединен с входным нефтепроводом блока внешней перекачки, а на втором выходе соединен с входным нефтепроводом блока нефтеналива; указанный второй основной нефтепровод соединен с выходным нефтепроводом блока внешней перекачки, а также соединен с одним из выходных нефтепроводов блока нефтеналива; первый и второй основные нефтепроводы проходят через блок манифольда, в котором через задвижки и вспомогательные нефтепроводы соединены с приемораздаточными нефтепроводами, каждый из которых соединен с соответствующим резервуаром для хранения нефти; упомянутый резервуар-сепаратор посредством входного и выходного нефтепроводов соединен с первым основным нефтепроводом.

Указанное выполнение системы позволяет существенно упростить технологическую трубопроводную схему нефтебазы, улучшить ее управляемость, снизить капитальные затраты на ее строительство и одновременно обеспечить бесперебойное выполнение операций по приему, хранению, отпуску нефти. Наличие в системе резервуара-сепаратора позволяет осуществить приведение нефти к товарным показателям перед сдачей ее на хранение, повысить качество продукции и уменьшить эксплуатационные затраты.

Предпочтительно, резервуар-сепаратор снабжен предохранительно-дыхательными клапанами, на его внутреннюю поверхность нанесено антикоррозийное покрытие, а его выходной патрубок установлен выше приемного. Наличие антикоррозийного покрытия позволяет повысить срок службы резервуара и исключить загрязнение нефти в процессе ее подготовки к хранению. Наличие предохранительно-дыхательных клапанов позволяет осуществить процесс сепарации по остаточному газу, а расположение выходного патрубка выше приемного позволяет производить более эффективный отстой и улавливание механических примесей и остаточной подтоварной воды.

Предпочтительно, каждый из входящих в систему резервуаров для хранения нефти снабжен предохранительно-дыхательными клапанами, системой обогрева нефти, а на его внутреннюю поверхность нанесено антикоррозийное покрытие. Наличие предохранительно-дыхательных клапанов позволяет поддерживать нормативное (для большинства резервуаров - 200 мм рт.ст.) давление насыщенных паров нефти. Система обогрева позволяет поддерживать надлежащее качество продукции и предотвратить повышение вязкости нефти в условиях длительного хранения при низкой температуре окружающей среды.

Предпочтительно, дренажный блок содержит первую и вторую подземные дренажные емкости с погружными насосами, а также выходной трубопровод, соединенный на входе с указанными емкостями, а на выходе - с резервуаром-сепаратором. Замыкание выходов дренажного блока на вход резервуара-сепаратора позволяет уменьшить потери нефти при откачке дренажных емкостей.

Предпочтительно, система содержит дренажную обвязку резервуаров для хранения нефти, включающую дренажный коллектор, замкнутый на вторую подземную дренажную емкость, и дренажные трубопроводы, каждый из которых одним концом соединен с дренажным коллектором, а другим концом - с донной частью соответствующего резервуара для хранения нефти. Наличие дренажной обвязки и указанное ее выполнение позволяет при необходимости производить откачку подтоварной воды из одного или одновременно из нескольких резервуаров для хранения нефти, поддерживая, таким образом, необходимое качество продукции.

Предпочтительно, система дополнительно содержит газоуравнительную обвязку резервуаров для хранения нефти, включающую газовый коллектор, замкнутый на первую подземную дренажную емкость, и газопроводы, каждый из которых одним концом соединен с указанным коллектором, а другим концом соединен с газовым пространством соответствующего резервуара для хранения нефти. Наличие газовой обвязки и замыкание ее на прием одной из подземных дренажных емкостей позволяет существенно уменьшить парогазовые выбросы в атмосферу, снизив, таким образом, загазованность резервуарного парка, а также сократить потери при хранении нефти.

Предпочтительно, газовое пространство каждого резервуара для хранения нефти соединено с соответствующим газопроводом через огнепреградитель, что позволяет локализовать пожар в случае его возникновения и снизить взрывоопасность.

Предпочтительно, система дополнительно содержит по меньшей мере один резервуар для хранения запасов воды, по меньшей мере один резервуар для хранения запаса пенообразователя, насосную станцию пожаротушения, посредством трубопроводов связанную с каждым из упомянутых резервуаров для хранения запасов воды и пенообразователя, каждый резервуар для хранения нефти оборудован кольцевым оросительным трубопроводом, установленным на его наружной поверхности в верхней ее части, а также пеногенератором, при этом указанный кольцевой оросительный трубопровод и указанный пеногенератор посредством трубопроводов связаны с указанной насосной станцией пожаротушения. Это позволяет локализовать пожар и обеспечить его оперативное тушение в случае его возникновения в любом из резервуаров.

Предпочтительно, система дополнительно содержит блок закачки реагента, выполненный с возможностью ввода в поступающую на хранение нефть необходимых для приема, хранения и сдачи нефти химических реагентов. Также предпочтительно, блок закачки реагента соединен с первым основным нефтепроводом на участке между точкой соединения первого основного нефтепровода с магистральным трубопроводом приема нефти и точкой соединения первого основного нефтепровода с входным нефтепроводом резервуара-сепаратора. Это позволяет, в частности, защитить внутреннюю рабочую поверхность трубопроводов и насосного оборужования от коррозии путем обработки поступающей на хранение нефти соответствующим ингибитором и предотвратить уменьшение сроков эксплуатации объектов заявляемой системы.

Предпочтительно, система дополнительно содержит блок оперативного контроля и управления, содержащий первую и вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления, предназначенный для осуществления дистанционного контроля технологических объектов системы и управления этими объектами.

Предпочтительно, система дополнительно оборудована контрольно-измерительной системой, выполненной с возможностью измерения давления парогазовой фазы, температуры нефти, уровня нефти и уровня подтоварной воды для каждого резервуара для хранения нефти и резервуара-сепаратора, а также с возможностью передачи измеренных данных на первую ЭВМ дистанционного контроля и управления. Преимущественно, система содержит концентраторы данных, установленные на крыше каждого резервуара для хранения нефти и резервуара-сепаратора, модули сбора данных, а также установленные в каждом резервуаре для хранения нефти и резервуаре-сепараторе по меньшей мере один датчик давления парогазовой фазы, по меньшей мере один датчик температуры нефти, по меньшей мере один датчик гидростатического давления нефти и уровнемер, причем указанные датчики посредством соответствующих шин первого уровня связаны с модулем сбора данных, а каждый уровнемер и каждый модуль сбора данных посредством шины второго уровня соединены с соответствующим концентратором, каждый из которых посредством шины третьего уровня связан с первой ЭВМ дистанционного контроля и управления. Наличие и указанное выполнение контрольно-измерительной системы позволяет осуществлять оперативный и коммерческий учет товарной нефти при приеме с месторождений сдающих предприятий, а также при сдаче ее потребителю, что способствует повышению управляемости системы и снижению эксплуатационных расходов.

Предпочтительно, система дополнительно оборудована автоматизированной системой управления, включающей терминал-контроллеры блока внешней перекачки, блока нефтеналива, блока манифольда, дренажного блока, резервуаров для хранения нефти и резервуара-сепаратора, каждый из указанных терминал-контроллеров выполнен с возможностью осуществления измерения параметров оборудования соответствующего технологического объекта, с возможностью передачи измеренных параметров на вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления, а также с возможностью управления оборудованием соответствующего технологического объекта по сигналу со второй ЭВМ дистанционного контроля и управления или автоматически. Наличие описанной автоматизированной системы управления технологическими процессами позволяет облегчить управление системой хранения нефти, сократить эксплуатационные расходы и повысить ее надежность.

Изобретение далее поясняется на конкретном примере.

В качестве примера выполнения системы хранения нефти по изобретению приводится береговой резервуарный парк с насосно-перекачивающей станцией (далее по тексту - БРП и НПС) общей вместимостью 65000 м³ (в том числе 60000 м³ товарной нефти), который эксплуатируется за полярным кругом на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 250 км от административного центра г. Нарьян-Мара, на берегу Баренцева моря.

В БРП и НПС производится прием, подготовка и хранение нефти с расположенных в регионе месторождений и приемо-сдаточные операции на нефтеналивные суда.

На прилагаемом чертеже представлена технологическая схема БРП и НПС.

БРП и НПС содержит первый основной нефтепровод 1, соединенный с магистральным трубопроводом 9 приема нефти, второй основной нефтепровод 2, насосный блок 3 внешней перекачки, блок нефтеналива 4, блок манифольда 5, дренажный блок 6, резервуары 7 для хранения нефти и резервуар-сепаратор 8, который посредством входного 810 и выходного 811 нефтепроводов соединен с первым основным нефтепроводом 1. Резервуары 7 и резервуар-сепаратор 8 оборудованы предохранительно-дыхательными клапанами, а на их внутреннюю поверхность нанесено антикоррозийное покрытие. Каждый из резервуаров 7 оборудован системой внутреннего обогрева, включающей трубчатый теплообменник, поверхность которого распределена по периметру внутренней стенки резервуара. Приемный патрубок резервуара-сепаратора 8, соединенный с входным нефтепроводом 810, установлен ниже выходного патрубка, соединенного с выходным нефтепроводом 811.

Насосный блок 3 внешней перекачки содержит входной нефтепровод 310, выходной нефтепровод 311, соединенный с магистральным трубопроводом отвода нефти 10, при этом последний далее (не показано) соединен с площадкой налива нефтеналивных судов. Насосный блок 3 также содержит насосы 301, 302 и 303, каждый из которых на входе соединен с входным нефтепроводом 310, а на выходе соединен с выходным нефтепроводом 311. Выходной нефтепровод 311 на своем входе соединен со вторым основным нефтепроводом 2, а входной нефтепровод 310 на своем входе соединен с одним из выходов первого основного нефтепровода 1.

Другой выход первого основного нефтепровода 1 соединен с входным нефтепроводом 410 блока нефтеналива 4. С входным нефтепроводом 410 соединен и нефтепровод-коллектор 411, с которым в свою очередь соединены выходные нефтепроводы 412, 413, 414. Нефтепровод 413 связывает блок нефтеналива 4 с котельной (не показана), нефтепровод 414 - с площадкой налива автоцистерн 11, а выход нефтепровода 412 соединен с входом второго основного магистрального нефтепровода 2. Блок нефтеналива 4 содержит также насосы 401 и 402, соединенные на входе с входным нефтепроводом 410, а на выходе - с нефтепроводом-коллектором 411.

Первый 1 и второй 2 основные нефтепроводы проходят через блок манифольда 5, в котором через задвижки 501, 502 и вспомогательные нефтепроводы 511, 512 соединены с приемо-раздаточными нефтепроводами 710, каждый из которых соединен с соответствующим резервуаром 7 для хранения нефти.

Насосные блоки 3, 4, а также блок манифольда 5, кроме того, оборудованы вентиляторами и вентиляционными коробами (не обозначены) для снижения пожароопасности внутри этих блоков.

Дренажный блок 6 в составе БРП и НПС содержит подземные дренажные емкости 601, 602 с погружными насосами 621, 622, а также выходной трубопровод 610, соединенный на входе с емкостями 601, 602, а на выходе - с резервуаром-сепаратором 8. Дренажная обвязка резервуаров 7 включает дренажный коллектор 760, замкнутый на дренажную емкость 602, и дренажные трубопроводы 761, каждый из которых одним концом соединен с дренажным коллектором 760, а другим концом - с донной частью соответствующего резервуара 7 для хранения нефти.

БРП и НПС содержит также газоуравнительную обвязку резервуаров для хранения нефти, которая включает газовый коллектор 720, замкнутый на дренажную емкость 601, и газопроводы 721, каждый из которых одним концом соединен с коллектором 720, а другим концом через огнепреградитель 722 соединен с газовым пространством соответствующего резервуара 7 для хранения нефти.

Для закачки ингибиторов коррозии в поступающую на хранение нефть в составе БРП и НПС предусмотрен блок закачки реагентов 12, который соединен с первым основным нефтепроводом 1 на участке между точкой соединения первого основного нефтепровода 1 с магистральным трубопроводом 9 приема нефти и точкой соединения первого основного нефтепровода 1 с входным нефтепроводом 810 резервуара-сепаратора 8.

БРП и НПС оборудован также системой пожаротушения (не показана), которая включает наземные резервуары для хранения запасов воды, бак для хранения запаса пенообразователя и насосную станцию пожаротушения. Каждый резервуар 7 для хранения нефти, кроме того, оборудован пеногенератором, установленным на его крыше, и кольцевым оросительным трубопроводом, установленным на наружной поверхности резервуара в верхней ее части. Насосная станция пожаротушения посредством соответствующих водопроводов и пенопроводов связана с резервуарами для хранения запасов воды, баком для хранения запаса пенообразователя, а также с каждым кольцевым оросительным трубопроводом и каждым пеногенератором.

Автоматизированная система управления технологическими процессами БРП и НПС (не показана) представляет собой программно-аппаратный комплекс, состоящий из нескольких уровней:

- первичные средства сбора информации и управления (датчики, исполнительные устройства);

- терминал-контроллеры технологических объектов;

- автоматизированное рабочее место оператора, представляющее собой ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления.

Каждый терминал-контроллер посредством локальных шин связан с первичными средствами сбора информации и управления, а посредством основной шины связан с автоматизированным рабочим местом оператора. Для различных технологических объектов БРП и НПС предусмотрены индивидуальные конфигурации первичных средств сбора информации и управления.

Так, для насосных блоков 3 и 4 предусмотрены датчики давления на входе и выходе каждого насосного агрегата, датчики температуры переднего и заднего подшипников для каждого насосного агрегата и двигателя каждого насосного агрегата, датчик силы тока на двигателе насосного агрегата, датчик концентрации углеводородных паров в помещении насосного блока, датчики состояния задвижек ("открыты-закрыты"), датчики состояния вентиляторов и насосных агрегатов ("включен-выключен"). К первичным средствам управления насосных блоков относятся выключатели вентиляторов, двигателей насосных агрегатов, концевые выключатели задвижек.

Для блока манифольда 5 предусмотрены датчики состояния ("открыта-закрыта") и концевые выключатели задвижек, а также датчики концентрации углеводородных паров в помещении блока и выключатели вентиляторов.

Для дренажного блока 6 предусмотрены датчики давления и температуры на выходе погружных насосов, датчики состояния насосов ("включен-выключен"), а также выключатели двигателей насосов.

Для каждого резервуара 7 предусмотрены температурные датчики, устанавливаемые внутри него по периметру его крыши.

БРП и НПС также оборудован контрольно-измерительной системой SAAB TankRadar L/2 (TRL/2 - на чертеже не показана), предназначенной для ведения оперативного и коммерческого учета товарной продукции. Система TRL/2, так же как и автоматизированная система управления технологическими процессами, построена по иерархическому принципу. К ее основным компонентам относятся:

- радарный уровнемер, устанавливаемый с возможностью определения уровня продукта в резервуаре;

- модуль сбора данных, взаимодействующий с датчиками давления парогазовой фазы внутри резервуара, температуры нефти, гидростатического давления продукта;

- модуль полевого соединения, используемый в качестве концентратора данных, передаваемых с радарных уровнемеров и модулей сбора данных;

- ЭВМ с установленным на ней программным комплексом для решения задач конфигурации и настройки системы, отображения данных измерений и вычислений.

На каждом резервуаре 7 для хранения нефти, а также на резервуаре-сепараторе 8 установлен один радарный уровнемер, а также один модуль сбора данных, при этом последний посредством локальных шин (первого уровня) соединен с установленными внутри резервуара датчиками (давления парогазовой фазы, температуры нефти, гидростатического давления продукта). Каждый уровнемер и каждый модуль сбора данных посредством полевой шины (второго уровня) соединены с ближайшим модулем полевого соединения, обслуживающим группу рядом расположенных резервуаров. Каждый модуль полевого соединения посредством групповой шины (третьего уровня) связан с ЭВМ, установленной в блоке оперативного контроля и управления.

Работа БРП и НПС осуществляется следующим образом.

Внутрипарковые перекачки производятся в двух основных технологических режимах. Первый режим предусматривает осуществление внутрипарковых перекачек низконапорным технологическим насосом 301, расположенным в блоке внешней перекачки 3. Данная схема работы БРП и НПС является основной и применяется в случае необходимости обеспечения приема значительного объема товарной продукции в периодическом режиме или в случае необходимости проведения технологической операции по внутрипарковой перекачке в сжатые сроки в режиме постоянной работы.

Безводная, соответствующая товарной кондиции нефть с месторождений сдающих предприятий по магистральному нефтепроводу 9 поступает на БРП и НПС. На входе в БРП и НПС для защиты трубопроводов и насосного оборудования от коррозии нефть обрабатывается реагентом-ингибитором коррозии (в случае необходимости растворителем АСПО или деэмульгатором) при помощи блока закачки реагентов 12 и по входному нефтепроводу 810 поступает в резервуар-сепаратор 8. Здесь через дыхательные клапаны осуществляется процесс окончательной сепарации и приведения нефти к товарным показателям (давление насыщенных паров - до 500 мм рт.ст.). Из резервуара-сепаратора 8 через выходной нефтепровод 811, по первому основному нефтепроводу 1 товарная нефть самотеком, под гидростатическим давлением столба нефти, поступает на блок манифольда 5, откуда по входному нефтепроводу 310 блока внешней перекачки поступает на вход низконапорного насоса 301, откуда через выходной нефтепровод 311 блока внешней перекачки, второй основной нефтепровод 2, задвижки 501, вспомогательные трубопроводы 510 и приемо-раздаточные нефтепроводы 710 перекачивается в резервуары 7 на хранение. Внутренний обогрев резервуаров 7 и возможность технологической внутрипарковой рециркуляции нефти позволяют обеспечить ее длительное хранение и постоянную готовность ее к сдаче.

При отпуске продукции через магистральный нефтепровод 10 на площадку налива нефтеналивных судов нефть из резервуаров 7 по приемо-раздаточным нефтепроводам 710 поступает на блок манифольда 5, откуда через вспомогательные трубопроводы 511, задвижки 502, первый основной нефтепровод 1 и входной нефтепровод 310 блока внешней перекачки поступает на вход насосов 302, 303, и через выходной нефтепровод 311 блока внешней перекачки поступает в магистральный нефтепровод 10.

При отпуске нефти в автоцистерны на площадке 11 нефтеналива и/или при отпуске на котельную нефть из резервуаров 7 по приемо-раздаточным нефтепроводам 710 поступает на блок манифольда 5, откуда через вспомогательные трубопроводы 511, задвижки 502, первый основной нефтепровод 1 и входной нефтепровод 410 блока нефтеналива поступает на вход насосов 401, 402, и через нефтепровод-коллектор 411 и выходные трубопроводы 413, 414 поступает на площадку налива автоцистерн 11 и/или на котельную.

Второй технологический режим работы БРП и НПС предусматривает осуществление внутрипарковых перекачек насосами блока нефтеналива 401, 402. Данный режим применяется в случае выхода из строя, замены, ремонта основного насосного агрегата 301 или в случае необходимости (в аварийной ситуации) срочной раскачки резервуара-сепаратора 8. В случае выхода из строя насоса 301 нефть из резервуара-сепаратора 8 через выходной нефтепровод 811, по первому основному нефтепроводу 1 самотеком поступает через входной нефтепровод 410 блока нефтеналива 4 на вход насосов 401, 402, откуда через нефтепровод-коллектор 411, выходной нефтепровод 412 по второму основному нефтепроводу 2 поступает на блок манифольда 5, откуда через задвижки 501, вспомогательные трубопроводы 510 и приемо-раздаточные нефтепроводы 710 поступает в резервуары 7 для хранения нефти. При необходимости раскачки резервуара-сепаратора 8 в указанную схему перекачки включается насос 301 в соответствии с описанным ранее первым режимом перекачки.

Отпуск нефти через магистральный нефтепровод 10 на площадку налива нефтеналивных судов, на площадку налива в автоцистерны или на котельную по второму режиму перекачки осуществляется аналогично первому режиму.

В процессе хранения нефти в резервуарах 7 контроль (количественный и качественный) и учет товарной нефти осуществляется при помощи контрольно-измерительной системы SAAB TRL/2, а контроль параметров технологического оборудования и управление этим оборудованием осуществляется посредством автоматизированной системы управления технологическими процессами.

Уровень нефти в каждом резервуаре 7 измеряется посредством радарного уровнемера, а значения давления парогазовой фазы и температуры нефти в резервуаре определяются посредством соответствующих датчиков и передаются на вход модуля сбора данных. Данные с радарного уровнемера и модуля сбора данных каждого резервуара посредством полевой шины передаются в модуль полевого соединения, откуда посредством групповой шины поступают на первую ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления. Полученные данные отображаются на мониторе дежурного оператора.

Контроль текущих параметров технологического оборудования - насосных агрегатов, задвижек, вентиляторов и т.д. - производится посредством датчиков, входящих в автоматизированную систему управления технологическими процессами. Полученные данные посредством локальных шин передаются на соответствующий терминал-контроллер, откуда посредством основных шин передаются на вторую ЭВМ, установленную в блоке оперативного контроля и управления. При необходимости состояние элемента технологического оборудования (например, положение задвижки в насосном блоке 3) может быть изменено путем передачи соответствующего управляющего воздействия с ЭВМ на соответствующий терминал-контроллер, который в свою очередь передает управляющее воздействие на соответствующее исполнительное устройство (концевой выключатель задвижки). В случае обнаружения соответствующим датчиком превышения концентрации углеводородных паров в помещении насосных блоков 3, 4 или блока манифольда 5 выше заранее установленного предела, соответствующий терминал-контроллер сигнализирует об этом на вторую ЭВМ дистанционного контроля и управления. После этого, в зависимости от настройки системы управления, вентиляторы включаются либо автоматически, либо по сигналу со второй ЭВМ. Аналогично, в случае обнаружения соответствующим датчиком аномального отклонения хотя бы одного контрольного параметра какого-либо насосного агрегата, соответствующий терминал-контроллер сигнализирует об этом на вторую ЭВМ, после чего отключение насоса производится либо автоматически, либо по сигналу со второй ЭВМ.

В случае обнаружения повышения уровня подтоварной воды в каком-либо резервуаре осуществляется его дренаж. Для этого открывается задвижка, установленная на дренажном трубопроводе 761 резервуара 7, и подтоварная вода через трубопровод 761 и дренажный коллектор 760 самотеком поступает в дренажную емкость 602, откуда в дальнейшем она может быть откачана погружным насосом 622 через выходной трубопровод 610 на вход резервуара-сепаратора 8.

Нормативное давление углеводородных паров в газовом пространстве резервуаров 7 поддерживается посредством газоуравнительной обвязки, замкнутой на дренажную емкость 601.

При возникновении пожара в одном из резервуаров 7 срабатывают установленные в нем по периметру его крыши температурные датчики, которые через терминал-контроллер подают сигнал на блок оперативного контроля и управления. Пенообразователь и вода по соответствующим трубопроводам поступают на вход насосной станции пожаротушения, откуда по соответствующим трубопроводам под давлением подаются на пеногенератор и кольцевой оросительный трубопровод горящего резервуара. Образованная в пеногенераторе пена подается на горящую поверхность нефти внутри резервуара, и одновременно посредством кольцевого оросительного трубопровода производится орошение водой всей наружной поверхности горящего резервуара сверху вниз по его периметру. Для локализации пожара осуществляют также орошение расположенных вблизи резервуаров. Распространение огня через газоуравнительную обвязку резервуаров 7 предотвращается посредством огнепреградителя 722, установленного на газопроводе 721 горящего резервуара.

Как следует из приведенного примера, система хранения нефти по изобретению обеспечивает проведение всех основных технологических операций по приему, хранению и отпуску нефти даже в случае аварии основного насосного агрегата. Рациональная компоновка системы позволяет снизить ее материалоемкость, существенно сократить капитальные затраты при ее строительстве и эксплуатационные расходы, а автоматизация основных технологических процессов повышает ее управляемость, безопасность и надежность. Одновременно, система по изобретению обеспечивает длительное хранение нефти надлежащего качества с минимальными потерями, и характеризуется низким уровнем пожароопасности, взрывоопасности, а также пониженной опасностью для окружающей среды.

Следует особо отметить, что конкретный пример реализации системы хранения нефти приведен исключительно для лучшего понимания сущности заявляемого изобретения и является лишь одним из возможных вариантов его воплощения, а объем притязаний определяется прилагаемой формулой изобретения.