Проект магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЗАДАНИЕ

1. Спроектировать трубопровод по исходным данным:

Номер трассы - 1

Перекачиваемый продукт - западнотебукская нефть

Расход продукта - 40,4 млн. т/год

2. Спроектировать резервуар по исходным данным

Объем резервуара - 5500 м ³

Плотность продукта - 0,8 т/м³

Снеговой район - V

Ветровой район - VII

3. Рассмотреть теоретический вопрос

Состав нефтеперекачивающих станций

Дата выдачи задания - 1.02.2013

Срок сдачи студентом законченного проекта - 28.05.2013

Дата защиты - 28.05.2013



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Часть 1. Расчет магистрального нефтепровода

Часть 2. Расчет резервуара для хранения нефтепродукта

Часть 3. Состав нефтеперекачивающих зданий

Список литературы



Введение

Данный курсовой проект по дисциплине «Строительные конструкции» предусматривает три части:

· технологический расчет нефтепровода,

· проектирование вертикального цилиндрического резервуара,

· теоретическое раскрытие одной из тем дисциплины.

Исходные данные для проектирования представлены в листе Технического задания.

1. 

ЧАСТЬ 1. РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

1. Определение расчетной температуры грунта и построение сжатого профиля трассы

По таблице параметров для точек трассы имеем:

Участок	Длина, км	Температура, ?С
1-2	9,6	-3
2-3	8,2	-3
3-4	8,8	-1
4-5	16,2	-1
5-6	10,1	-1
6-7	24,95	-1
7-8	23,55	-5
8-9	22,2	2
9-10	41	2
10-11	34,6	2
11-12	31,2	4
12-13	41	4
13-14	38,7	4
14-15	34,5	1
15-16	43,3	1
16-17	22,1	-1

Тогда расчетная температура

Для построения сжатого профиля примем:

- масштаб чертежа м = 0,00068

- коэффициент искажения трассы К_и = 1285,7

Определим координаты точек трассы на чертеже:

Точка 2

l = 6,5 мм

h = -20,9мм

Точка 3

L = 13*0,00083 = 12мм

H = 0,00083*1190,27*80 = -12мм

Точка 4

L = 18 мм

H = -31 мм

Точка 5

L = 29 мм

H = 12 мм

Точка 6

L = 36 мм

H = 19 мм

Точка 7

L = 53 мм

h = 0 мм

Точка 8

l = 69 мм

h = -39мм

Точка 9

l = 84 мм

h = -24 мм

Точка 10

l = 112 мм

h = -24 мм

Точка 11

l = 135 мм

h = -51 мм

Точка 12

l = 157 мм

h = -32мм

Точка 13

l = 185 мм

h = -103мм

Точка 14

l = 210 мм

h = -42 мм

Точка 15

l = 234 мм

h = -158 мм

Точка 16

l = 264 мм

h = -129 мм

Точка 17

l = 278 мм

h = -129 мм

По полученным координатам точек строим профиль трассы.

2. Расчет параметров нефти при заданной температуре

2.1 Плотность нефти

Для яринской нефти по таблице определяем плотность при комнатной температуре: с₂₉₃ = 849 кг/м³

Коэффициент :

б = 1,825-0,001371с₂₉₃ = 1,825-0,001317*849 = 0,7069

Плотность нефти при расчетной температуре Т = 274,15 К:

с_Т = 849 - 0,7069 (274,55 - 293) = 863 кг/м³

2.2 Вязкость

Определяем по таблице две ближайшие точки вискограммы:

х₀ = 0,18 *10^-4 при Т₀ = 283 К

х₁ = 0,1376*10^-4 при Т₁ = 293 К

Определяем коэффициент вискограммы:

Вязкость нефти при расчетной температуре Т = 274,55 К:

х_Т = 0,18 * 10^-4 * e ^{[-0,0269(274,55-293]} = 0,305 * 10^-4

3. Подбор насосов

3.1 Определение диаметра и числа рабочих дней

Определяем по таблице диаметр трубопровода 1020 мм

Определяем по таблице число рабочих дней трубопровода 353

3.2 Расчетная часовая производительность

3.3 В соответствии с найденной производительностью подбираем насосы

· Магистральный НМ 3600-230

· Подпорный НПВ 3600-90

Вычисляем напоры насосов

· Для магистрального:

Н₀ = 270,7 м; а = 0; b = 7,1 * 10 ^-6

Н_м = Н₀ + аQ_ч - bQ_ч² = 276,8 + 0*3200 - 7,1 * 10 ^-6 * 3200² = 204,096 м

· Для подпорного:

Н₀ = 112 м; а = 0; b = 2,6 * 10^-6

Н₂ = Н₀ + аQ_ч - bQ_ч² = 112 + 0*3200 - 2,6 * 10 ^-6 * 3200² = 85,376м

3.4 Суммарное давление насосной станции

Примем станцию в составе трех последовательно соединенных магистральных насосов и двух параллельно соединенных подпорных. Тогда станция будет давать напор:

H_ст = m_мн * H_м + H₂ = 3 * 204,096 + 85,376 = 697,664м

3.5 Рабочее давление на выходе головной насосной

p = с_т * g * H_ст = 863 * 9,8 *697,664 = 5,9 МПа

4. Гидравлический расчет и определение потребного числа НПС

4.1 Оценка толщины стенки в первом приближении

Принимаем ближайшее по ГОСТу 10,6 мм.

Тогда внутренний диаметр



d = D - 2 = 820 - 2*10,6 = 0.7988 м

4.2 Секундный расход нефти и ее скорость

4.3 Определение режима трения

турбулентный режим

По таблице определим абсолютную шероховатость стенки трубы

Кэ = 0,2 мм, тогда относительная шероховатость:

Критические числа Рейнольдса:

Вычисленное значение Re не превосходит первого критического, значит имеем режим гладких труб.

4.4 Гидравлический уклон

По формуле Лейбензона



Для смешанного режима значение коэффициентов в формуле

в = 0,0802, m = 0.123

Тогда гидравлический уклон

4.5 Потери в трубопроводе

4.6 Расчет числа насосных станций

Принимаем к проектированию 1 станцию.

5. Механический расчет МН

Исходные данные:

- труба Ш820 мм

- схема перекачки из насоса в насос

- давление p = 5,9 МПа

- суммарный напор основных и подпорного напора станции Н_ст = 697,664 м

- плотность нефти 863 кг/м³

Задание:

- рассчитать толщину стенки МН.

- учесть сложные напряжения на участке 13-14: перепад температуры = 70⁰С, осевую сжимающую силу N = 500 кН.

- построить эпюру допустимых напоров.

- по распоряжению Главного Инженера участок вблизи второй НС (т.е. первой промежуточной НС) считать категории В на протяжении 10 км в обе стороны.

Решение:

5.1 Выбор стали

Имеем трубу Ш820 мм. Для нее по ГОСТу подбираем сталь 17ГС с характеристиками у_вр = 510 МПа, у_т = 353 МПа, К₁ = 1,47.

5.2 Расчетное сопротивление металла

Будем полагать, что на основной длине трубопровод III категории, для III категории m = 0.9, для Ш1020 мм K_н = 1,05

5.3 Расчетная толщина стенки трубопровода

Для схемы перекачки из насоса в насос n₁ = 1.15.

Принимаем ближайшее большее по ГОСТу: 9,2 мм.

5.4 Учитываем сложное напряженное состояние. Действующие осевые напряжения:

От давления p



(растяжение)

От перепада температуры

МПа (сжатие)

где коэффициент линейного расширения К^-1

От осевой силы

(сжатие)

Суммарное осевое напряжение:

(сжатие)

5.5 Коэффициент :

5.6 Толщина стенки трубопровода

Принимаем ближайшее большее по ГОСТу: 10,6 мм.

5.7 Эпюра допустимых напоров



На участках I и II категории

На участках В категории

м

Строим эпюру допустимых напоров и отмечаем случаи, когда пьезометрическая линия лежит выше эпюры допустимых напоров. Для этих участков необходим пересчет толщины трубопровода.

5.8 Уточнение толщины трубопровода

Рассмотрим участок вблизи второй НС (категория В).

Н_ст = 709,47 м >H_max = 697,664 м

Уточним толщину стенки на этом участке из условия Н_ст < , = 709,47 м:

Принимаем ближайшее большее по ГОСТу: 8 мм.

ЧАСТЬ 2. РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТА

1. Определение оптимальных габаритов и конструирование стенки

Исходные данные:

Тип резервуара - вертикальный цилиндрический со стационарной крышей;

Емкость - 5500 м³;

Жидкость - мазут, с_ж = 0.80 т/м³;

Материал конструкций - спокойная сталь класса прочности С255 по ГОСТ 27772-88 без учета требований по ударной вязкости (R_y = 24кН/см²).

Решение:

Принимая R_y = 24кН/см², Д = 1.65см, г_с = 0,8 и г_ж = 1,1 , находим

По табл. диаметр резервуара (при V = 9900м³) больше 25 м. Минимальная толщина стенки из конструктивных соображений по табл. t_min = 9 мм.

Для определения точного значения оптимальной высоты можно использовать уравнение

Из уравнения возможно получить H_опт методом подбора. Исходя из рекомендаций для типовых проектов примем высоту корпуса (стенки) Н = 18м.

Принимаем листы размером 1500Ч6000 мм (с учетом швов 1490Ч5980 мм). Стенку компонуем из 11 поясов общей высотой Н = 11Ч1,49 = 16,39м.

Требуемая длина развертки стенки резервуара:



где Н₁ = Н-0,3 = 16,39-0.3 = 16,09м - высота залива резервуара продуктом.

Количество листов в одном кольце

Примем n_л = 11 шт.

При этом фактическая длина развертки получится:

Фактический диаметр резервуара:

Фактический объем резервуара:

Расхождение с заданным объемом составляет

, что допустимо.

Вывод:

Принимаем к проектированию резервуар габаритами HxD = 16x21; составленный из 11 поясов по 11 листов размера 1500х6000 мм в поясе. Всего листов на стенку 121 шт.

2. Определение толщин листов стенки

2.1 Сбор нагрузок на стенку:

- от веса крыши, приняв g_кр = 5 кг/м³ на 1 м² днища

- от снега для II снегового района S = 0.8 кПа

- от избыточного давления

- от вакуума

- от ветра на стенку (в виде условного вакуума)

· для II ветрового района w₀ = 0.23 кПа

· для типа местности А при высоте 25 м k₀ = 0,25

· аэродинамический коэффициент с = 0.5

- от ветра на крышу

· аэродинамический коэффициент с = 0.6

- от гидростатического давления жидкости

2.2 Предварительный механический расчет

Устанавливаем минимальную необходимую толщину верхнего пояса стенки. По табл. t_k = 9 мм. Принимая минусовой допуск на прокат д = 0,5мм и припуск на коррозию с = 0,1мм, получим

Принимаем t_min = 8 мм

2.3 Определение границы зоны устойчивости

По формуле определяем значение H^*

В этих пределах толщина стенки может быть постоянной и равной минимальной необходимой толщине.

2.4 Определение толщины стенок нижних поясов

Будем конструировать стену из листов формата 1500х6000мм.

Определяем минимальные расчетные толщины в низлежащей части стенки t_c для условий эксплуатации, принимая z_ж,i = H_i-0,3м.



Первый пояс: при Н₁ = 16м, z_ж1 = 15,7м.

Принимаем t₁ = 17мм.

Второй пояс: при Н₂ = 16,5м, z_ж2 = 16,2м.

Принимаем t₂ = 15мм.

Остальные толщины стенки должны быть не менее 10мм.

2.5 Конструкция стенки

Стенка состоит из 11 поясов (~1,5м - ширина пояса): 11х1,5 = 16,5м = H. Толщины нижних четырех поясов определены по прочности. Высота верхних восьми поясов составляет 11м, что меньше H* = 13,38м. следовательно, толщина верхних восьми поясов может быть принята постоянной и равной минимальной.

t	Принятые, мм
t1	17
t2	15
t3	10
t4	11
t5	10
t6	10
t7	10
t8	10
t9	10
t10	10
t11	10
t12	10

3. Конструирование и расчет днища

Сконструируем днище резервуара при найденных габаритах резервуара

HxD = 16х21м.

Центральную часть днища конструируем из 11листов 1500Ч6000 мм толщиной 7,6мм в виде рулонируемых полотнищ. Для стенки при толщине нижнего пояса равной t₁ = 17мм минимальная толщина листов окраек по таблице 9мм.

Определим конструкцию центральной части:

Округляем до 14 листов и принимаем следующие размеры листов:

· центральный лист шириной 15 м, из 11 листов.

· верхний лист шириной 4.5 м, из трех листов.

Всего стандартных листов на днище

Принимаем 147 листа.

4. Расчет и конструирование элементов покрытия

4.1 Установление габаритных размеров сферического покрытия

Назначаем стрелку подъема f и вычисляем радиус сферы купола

Стрелка подъема купола f:

Радиус сферы:

Центральный угол сферы:

отсюда б/2 = 18,92°, б = 37,84°.

Длина дуги купола в вертикальной плоскости:

Половину дуги следует разделить на целое число ярусов щитов покрытия и выделить радиус верхнего центрального кольца. Примем длину яруса по дуге окружности l⁰_щ = 7,5м, тогда войдет два яруса, при этом радиус центрального кольца

Определяем число щитов в одном ярусе, исходя из ширины щита по опорному кольцу b₀ = 3,0 м. Количество щитов в одном ярусе:

Примем n_щ = 43шт.

Купол собирается из двух типов трапециевидных ярусов, изготовленных на заводе.

Ширина щитов ярусов:

b₀ = 3,0м;

b2 = 1,06м

4.2 Сбор нагрузок на купол

Нагрузки вертикального направления определяются по формулам

- направленные вниз

- направленные вверх

4.3 Расчет радиального ребра купола

Наиболее напряженным будет радиальное ребро между опорным и вторым кольцами. Расчетная схема радиального ребра купола изображена на рис.

Рис. Расчетные схемы радиального ребра купола на нагрузки: а) горизонтальную; б) вертикальную; в) местную.

Интенсивность нагрузки на опорное радиальное ребро:

Найдем наибольшее значение изгибающего момента в опорном ребре от распределенной нагрузки рис.

Рис. Схема загружения опорного ребра распределенной нагрузкой

Левая опорная реакция

Найдем положение сечения с наибольшим изгибающим моментом по формуле (3.52) [1]

где Дq = q_p,1-q_p,2 = 18,6-9,3 = 9,3 кН/м.

Максимальное значение изгибающего момента в этом сечении



Радиальные ребра конструируем из двутавра из стали марки ВСт3пс6-1 (R_у = 24кН/см²).

Потребный момент сопротивления сечения

Считаем, что настил приваривается к радиальным и поперечным ребрам щитов, тем самым обеспечивается устойчивость ребра. Поэтому радиальное ребро будем рассчитывать только на прочность.

Рис. Сечение радиального ребра

Принимаем ребро в виде двутавра №33 с W_x = 597см³

4.4 Расчет кольцевых элементов купола

Максимальный момент, действующий в сечении кольцевого элемента

Момент сопротивления сечения

По сортаменту принимаем ребро в виде швеллера №12 с W_x = 50,6см³

трасса трубопровод насос нефтепродукт

ЧАСТЬ 3 СОСТАВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ЗДАНИЙ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ НПС

Утвержден 19 октября 2000 г.

ВВЕДЕНИЕ

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на нефтеперекачивающие станции с емкостью и НПС без емкости.

Настоящий «Технологический регламент НПС» устанавливает единый порядок ведения и организации технологического База нормативной документации: процесса работы НПС магистральных нефтепроводов системы «АК «Транснефть» до вывода ее из эксплуатации в соответствии с проектными техническими решениями, исполнительной документацией, действительными характеристиками и условиями работы нефтепроводов.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НПС

1.1 Назначение и состав НПС с емкостью

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

Нефтеперекачивающая станция введена в эксплуатацию в году, является структурным

подразделением ОАО МН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу на участке.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан.

В состав НПС входят:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная;

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- фильтры-решетки;

- узел регулирования давления;

- узлы с предохранительными устройствами;

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

2 - узел учета (в случае необходимости ведения оперативного контроля прохождения нефти через промежуточные станции);

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно-бытовые здания и сооружения.

1.2 Назначение и состав НПС без емкости

Перекачивающая насосная станция без емкости предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

Нефтеперекачивающая станция введена в эксплуатацию в году, является структурным подразделением ОАО МН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу на участке.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан.

В состав НПС входят:

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- узел регуляторов давления;

- система сглаживания волн давления;

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно-бытовые здания и сооружения.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РАБОТЫ НПС

2.1 Технологический режим работы НПС с емкостью Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением, через приемные задвижки, расположенные в узле пуска и приема СОД, и направляется на фильтры-грязеуловители. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель. Нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары.

Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны. Давление настройки предохранительных клапанов Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары. После сброса нефти от предохранительных клапанов сбросные линии должны быть освобождены от нефти.

Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена(ны) подпорная(ые) станция(ии). Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом,через узлы учета количества и качества нефти и ТПУ и предохранительные клапаны подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны настроены на давление и предназначены для защиты от База нормативной документации: повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. С помощью узлов учета количества и качества нефти и ТПУ ведется коммерческий или оперативный учет нефти. Коммерческий узел учета количества нефти рассчитан на суммарную производительность Q.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе в магистральную насосную;

- максимальное давление на выходе из магистральной насосной.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки с Ру = на суммарную производительность Q = м3/час.

2.2 Технологические режимы работы НПС (без емкости) НПС без емкости предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки (см. приложение 1).

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

Нефть перекачивается по нефтепроводу с головной перекачивающей станции через промежуточные насосные станции.

Нефть поступает на НПС через приемную задвижку № (см. технологическую схему) расположенную в узле подключения станции (или узле пуска-приема очистных устройств). Узел пуска и приема очистных устройств позволяет вести перекачку нефти как через НПС, так и минуя ее. При перекачке нефти через НПС открыты задвижки, а задвижки закрыты.

База нормативной документации:

При перекачке нефти, минуя НПС, открыты задвижки, а задвижки - закрыты.

Нефть проходит через фильтры-грязеуловители, где она очищается. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя.

Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель.

Далее нефть поступает в магистральную насосную. На участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС установлена система типа с клапанами в количестве шт., производства. При появлении волн давления ССВД обеспечивает сброс части потока нефти с приемной линии магистральной насосной в сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа.

ССВД срабатывает при скорости повышения давления выше 0,3 МПа/с и при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/с. ССВД может быть отключена от приемной линии магистральной насосной задвижками.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе в магистральную насосную.

- максимальное давление на выходе из магистральной насосной.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки с Ру = на суммарную производительность Q = м3/час.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС подается на следующую НПС

База нормативной документации: или на головную НПС с емкостью следующего (или конечного) участка магистрального нефтепровода в зависимости от режима работы нефтепровода.

2.3 Вспомогательные системы насосных агрегатов

Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:

- маслосмазки;

- утечек нефти;

- система охлаждения;

- вентиляции.

2.3.1 Система маслосмазки

Предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло Т-22 или Т-30 (использование масла ТП-22С согласовывается с заводом изготовителем).

Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслосмазки, должна соответствовать требованиям ГОСТ 32-74.

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом типа, проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 6...8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35 до +55°С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55°С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува.

База нормативной документации:

При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 МПа и не менее 0,03 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

2.3.2 Система нефтеутечки

Служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек типа - 2 шт. и емкости сбора утечек V = м3 - 2 шт.

Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам.

Для контроля утечек магистральных насосных агрегатов установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

Откачка нефти из емкостей сбора утечек производится автоматически, включением вертикального насоса типа в резервуар сброса ударной волны РВС - или на прием насоса откачки утечек и далее на прием насосной станции.

2.4 Ведение технологических процессов

Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановок на ремонт принимается равным 350 дням или 8400 часам в год. При пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов давления в нефтепроводе не должно превышать значений разрешенных технологическими картами.

Управление технологическим процессом производится:

- на уровне компании - центральным диспетчерским управлением (ЦДУ);

- на уровне ОАО МН - диспетчерской службой ОАО МН с центрального диспетчерского пункта;

База нормативной документации:

на уровне технологических объектов - диспетчерской службой филиалов ОАО МН с районного диспетчерского пункта (РДП) и оперативным персоналом НПС.

Газорегуляторный пункт (ГРП)

В данной статье мы рассмотрим какие существуют виды газорегуляторных пунктов -- далее ГРП, принципы их работы и назначение.

Назначение ГРП

Газорегуляторные пункты служат для дополнительной очистки газа от механических примесей, снижения давления газа после газораспределительной станции и поддержании его на заданном значении с последующей бесперебойной и безаварийной подачей потребителям.В зависимости от избыточного давления газа на входе газорегуляторные пункты могут быть среднего (до 0,3 МПа) и высокого давления (0,3-1,2МПа). ГРП могут быть центральными (обслуживать группу потребителей) и объектовыми (обслуживать объекты одного потребителя).

Виды ГРП

ГРП подразделяются между собой:

по выходному давлению: ГРП низкого, среднего и высокого выходного давления

по количеству ступеней понижения давления газа: одноступенчатые и многоступенчатые ГРП.

по количеству линий редуцирования: однониточные и многониточные ГРП

по типу схемы газоснабжения потребителя газа: тупиковые и закольцованные ГРП

а также по наличию резервной нитки редуцирования: ГРП с резервной линией редуцирования и без (описание каждого типа ГРП представлено ниже).

Принцип работы ГРП

Газ через входной газопровод поступает на фильтр, где очищается от механических примесей, и через предохранительно запорный клапан подается в регулятор давления, где давление газа снижается и поддерживается постоянным, независимо от расхода. В случае повышения давления газа после регулятора выше допустимых значений, например в результате сбоя работы регулятора давления газа -- срабатывает предохранительно-сбросной клапан -- ПСК или гидрозатвор (ГЗ), в результате чего излишки давления газа сбрасываются в атмосферу. Если давление газа продолжает возрастать и сброс газа через ПСК достаточного эффекта не дал, срабатывает предохранительно-запорный клапан и доступ газа потребителю через эту линию редуцирования прекращается. Для того, чтобы обеспечить безаварийную подачу газа потребителю, даже в случае выхода из строя регулятора давления ГРП закольцовывают по выходному давлению, либо устанавливают в ГРП дополнительную линию редуцирования (ниже еще вернемся к этому вопросу).

Стоит отметить, что в схеме ГРП (без резервной линии редуцирования) предусматривается байпасная линия, которая позволяет подавать газ и осуществлять ручное регулирование выходного давления газа на время ремонта оборудования или проведения технического обслуживания ГРП. На входе и выходе из ГРП установлены манометры. На входе в ГРП промышленного назначения либо в узлах учета газа замеряется температура газа с помощью термометра. Для централизованного замера расхода газа устанавливается измерительное устройство -- газовый счетчик промышленного назначения.

Для снижения давления газа в ГРП применяются регуляторы давления прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого действия конечный импульс давления воздействует на мембрану, которая через рычажное устройство связано с дроссельным органом. При уменьшении выходного давления степень открытия дроссельного органа увеличивается, при увеличении -- уменьшается. В результате выходное давление газа поддерживается постоянным.

Для приведения в действие регуляторов давления непрямого действия источником энергии служит сжатый воздух и газ давлением 200-1000 кПа. Применяются регуляторы давления непрямого действия при входном давлении более 1,2 МПа и выходном более 0,6 МПа. Также в последнее время все чаще применяют комбинированные регуляторы давления, представляющие из себя предохранительно-запорный клапан и регулятор давления в одном корпусе.

Для контроля за входным и выходным давлением, температурой в помещениях, открытием дверей -- современные ГРП могут быть оборудованы системой телеметрии.

Описание и различие между собой видов ГРП:

ГРП низкого, среднего и высокого выходного давления

В чем разница между собой таких газорегуляторных пунктов интуитивно понятно. Если на ГРП газ понижается с высокого (0,3 -- 1,2 МПа) или среднего (5кПа -- 0,3МПа) давления до низкого (до 5кПа, или 500 мм.в.ст.), то такие ГРП называются ГРП низкого выходного давления. Соответственно, если на выходе получаем среднее или высокое давление газа, то и ГРП будет называться соответствующим образом. Также бывают случаи, когда ГРП питает разных потребителей, например частный сектор и газовую котельную, тогда из ГРП делается 2 выхода газа, один среднего, другой низкого, а понижающий пункт будет называться -- ГРП с выходом среднего и низкого давления.

Одноступенчатые и многоступенчатые ГРП

Одноступенчатая схема подразумевает под собой понижение давления газа с входного до рабочего в одну ступень, а многоступенчатые в 2 и более ступени. Часто случается, что невозможно понизить давление газа сразу с высокого (например 1,2 МПа) до низкого (200 мм.в.ст. например бытовым потребителям) и добиться устойчивой работы ГРП одним регулятором давления. Тогда применяют такой прием как снижение газа в несколько ступеней. Рассмотрим на примере двухступенчатой схемы. Газ, поступает в ГРП под высоким давлением -- 1.2 МПа, проходит через фильтр ПКН, дальше регулятор первой ступени понижает давление газа до 0,5 -- 3 МПа (тут зависит от величины расхода газа) и подается на «бочку» -- значительно расширенный участок газопровода внутри ГРП, служащий «подушкой» для сглаживания колебаний давления подаваемаемого регулятором первой ступени (из бочки часто предусматривают дополнительный сбросной клапан). Далее, газ уже пониженного давления -- возьмем 0,1 МПа, поступает через второй предохранительно запорный клапан на регулятор второй ступени. Этот регулятор уже и понижает давление до рабочего, в нашем случае 200 мм.в.ст. (2,0 кПа). Такая схема также дает дополнительную защиту конечного потребителя от поступления газа высокого давления в сети низкого (превышение в 300 раз!), что очень опасно.

Однониточные и многониточные ГРП

Многониточная схема подключения, подразумевает под собой ГРП, оборудованный несколькими параллельно подключенными линиями редуцирования. Характерным при такой схеме подключения является то, что подача газа осуществляется из одного разветвляющегося по всем параллельно работающим линиям редуцирования газопровода, в то же время выходы этих ниток объединены в один коллектор. Такая схема подключения служит для повышения надежности и производительности газоснабжения. Применяется на наиболее значимых ГРП, например на ГРП высокого давления, которые «питают» систему промышленных потребителей и сеть ГРП. А однониточное ГРП -- соответственно оборудовано одной линией редуцирования, возможно и многоступенчатой.

Тупиковые и закольцованные ГРП

Для увеличения надежности газоснабжения потребителей газа применяется схема газоснабжения от объединенных между собой двух и более ГРП через газораспределительные сети по выходному давлению в «кольцо». При этом, чем больше газорегуляторных пунктов находится в «кольце», тем надежнее, считается, система газоснабжения. Чтобы легче было понять, как это работает, приведу пример: есть район города с бытовыми потребителями, который нужно снабдить природным газом. По расчетным данным на этот район можно поставить либо один ГРП, с большой пропускной способностью либо два поменьше обеспечивающих суммарно ту же производительность, но расставить в разных частях газифицируемого района. Если есть возможность -- устанавливается 2 (или более) и их выходные газовые сети по газоснабжению потребителя объединяются в одну.

При такой схеме, если выйдет из строя один из ГРП -- нагрузка в газовых сетях ляжет на исправный газорегуляторный пункт (точнее на все включенные в «кольцо», по принципу: на близрасположенные -- больше, на дальние меньше) и, что самое главное -- подача газа потребителю не прекратится. Конечно, если один из ГРП выключится из работы во время пиковых нагрузок на систему газораспределения, например по утрам, когда большинство людей просыпается и готовит еду перед работой, а кольцо включает в себя всего 2 или 3 газорегуляторных пункта -- давление у конечного потребителя может заметно уменьшиться, что может быть визуально зафиксировано на величине языков пламени работающей газовой плиты, однако в данном случае любой потребитель может просигнализировать об этом в аварийную газовую службу, бригада которой примет экстренные меры по восстановлению нормального режима газоснабжения. Также, назакольцованных ГРП легче проводить техническое обслуживания, так как легче регулировать подачу газа через байпас. Кольца ГРП бывают высокого, среднего и низкого давления.

Бывает нецелесообразно осуществлять газоснабжение потребителя более чем от одного ГРП (например газоснабжение мелкого населенного пункта). В таких случаях схема газоснабжения от ГРП называется «тупиковой«.

ГРП с резервной линией (ниткой) редуцирования и без

Характерным для ГРП, оборудованных резервной линией, является наличие дублирующей нитки редуцирования с комплектом оборудования, которая не работает одновременно (в отличие от многониточных), а включается в случае аварийного прекращения подачи газа через основную. Это достигается путем настройки на резервной линии предохранительно-запорного клапана на закрытие при более высоком давлении, а рабочее давление регулятора на более низкое. Таким образом, в случае завышения выходного давления по вине регулятора основной нитки -- запорный клапан на ней отсекает поступление газа потребителю через этот регулятор. Выходное давление газа по мере расхода постепенно понижается и достигает рабочего выходного давления регулятора резервной линии (обычно установленного ниже на 10% чем на основной линии) и поддерживается на этом уровне резервным регулятором. Обычно такая схема применяется в ГРП, снабжающих потребителя газом по «тупиковой» схеме газоснабжения для повышения надежности и обеспечения бесперебойной подачи газа.

Газ из магистральных газопроводов поступает в городские и промышленные системы через газораспределительные станции (ГРС), которые сооружаются в конце магистрального газопровода или на отводе от него и характеризуются большими пропускными способностями (до 200000 м3/час и более). Оборудование ГРС рассчитывается на рабочее давление до 7,5 МПа, т.е. на максимально возможное давление в магистральных газопроводах. ГРС служит для снижения давления газа после магистрального газопровода и поддержания сниженного давления на заданном значении, очистки газа от механических примесей, учета расхода и при необходимости для одорации газа с последующей подачей газа в газовые сети населенных пунктов или крупным потребителям.

Обычно ГРС работает следующим образом: природный газ через входной газопровод поступает на пылеуловители, где очищается от механических примесей. Очищенный газ проходит через регуляторы давления, в которых давления газа снижается и поддерживается постоянным независимо от расхода. Со сниженным давлением природный газ проходит измерительное устройство для измерения его расхода. При необходимости газ может проходить через одоризационную установку для придания ему запаха (после очистки газа от сероводорода на головном сооружении природный газ не имеет запаха). При повышении давления газа выше заданного значения срабатывает предохранительно-сбросной клапан и избыток природного газа сбрасывается в атмосферу через газовую свечу (при этом подаются световой и звуковой сигналы). С целью контроля давления газа до и после ГРС на входном выходном газопроводах ГРС устанавливаются манометры.

Защитная система автоматики на современных ГРС работает по принципу резервирования, т.е. при выходе из строя одного из регуляторов давления природный газ потребителю подается из системы резервирования (газгольдеров, подземных хранилищ газа). ГРС оборудована измерительными приборами, защитной автоматикой, звуковой и световой сигнализацией. Автоматизация ГРС позволяет осуществлять безвахтенное обслуживание. Обслуживаются ГРС двумя операторами, которые размещаются в домах операторов, расположенных от ГРС на расстоянии 300-500м. При возникновении неисправности в дом оператора поступают световой и звуковой сигналы. Если пропускная способность ГРС составляет более 200000 м3/час, то обслуживание ее осуществляется вахтенным персоналом.

При больших расходах и перепадах давления газа регуляторы давления работают неустойчиво и создают большой шум (с которым можно бороться, установив дополнительно шумоглушители). Исходя из этого, снижение давления на ГРС при больших перепадах давления газа и расходах осуществляют в две стадии. При определенных значениях температуры и давления влажного газа в газопроводе образовываются кристаллогидратные соединения, состоящие из воды и неустойчивых соединений углеводородов. Кристаллогидраты снижают пропускную способность газопровода и даже могут полностью перекрыть его сечение. Кроме этого, резко ухудшается работа регуляторов давления. С целью предотвращения образования кристаллогидратов осуществляется предварительная осушка газа либо подогрев его в водяных теплообменниках рекуператорного типа на ГРС.

Здания ГРС выполняются одноэтажными или подземными. Отопление -- водяное или паровое, освещение -- во взрывобезопасном исполнении. ГРС оборудуются системой индивидуальной молниезащиты. Территория ГРС должна быть ограждена и иметь подъездные пути. Размещено на Allbest.ru

...