Расчет и проектирование главной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Негосударственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Контрольная работа

по дисциплине «Машины и оборудование для сооружения газонефтепроводов»

Выполнил: студент группы УЗН-12 Шарипов Р.Р.

Проверил (а): А.Е. Бойчук

Ижевск 2014

Содержание

Исходные данные для проектирования

Введение

1. Технологическая схема насосной станции

2. Подбор основного оборудования насосной станции

2.1 Подбор основных и подпорных насосов

2.2 Анализ работы основных насосов

2.2 Подбор электродвигателя к магистральному насосу

3. Подбор вспомогательного оборудования

3.1 Система смазки

3.2 Система охлаждения масла

3.3 Система сбора откачки утечек нефти

3.3 Узел подключения к магистральному нефтепроводу

4. Строительная часть насосной станции

4.1 Здание насосной станции

4.2 Фундаменты под насосные агрегаты

5. Учет перекачиваемой нефти

6. Резервуарный парк насосной станции

6.1 Определение вместимости резервуаров

6.2 Оборудование резервуаров

6.2.1 Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и

снижения потерь нефти

6.2.2 Оборудование для ремонта и обслуживания резервуаров

6.2.3 Противопожарнре оборудование

6.2.4 Приборы контроля и сигнализации

7. Решение генерального плана насосной станции

7.1 Компоновка генплана

7.2 Водоснабжение насосной станции

7.3 Система канализации

7.4 Грозозащита здания насосной станции

7.5 Грозозащита резервуаров с нефтью

Литература

Технологическое задание на проектирование

насосный станция нефтепровод

В проекте следует рассчитать и запроектировать; главную нефтеперекачивающую станцию магистрального нефтепровода. В составе проекта описать технологическую схему станции, рассчитать диаметр нефтепровода, подобрать насосно-силовое оборудование и определить режим его работы. Подобрать вспомогательное оборудование (для очистки нефти, для маслоснабжения, для охлаждения масла, для сбора и откачки нефти).

Рассчитать и запроектировать резервуарный парк. Дать соображения о строительной части здания головной насосной станции.

Описать принципы компоновки генплана, устройство систем водоснабжения, водоотведения и очистки производственных сточных вод.

Дать решение по грозозащите здания насосной станции и резервуаров с нефтью.

Исходные данные для проектирования

1. Массовый расход нефти по нефтепроводу,G=55 млн. т./год.;

2. Расчетная температура на оси нефтепровода,tp= +8°C;

3. Плотность перекачиваемой нефти при температуре

t=20°C, с20= 870кг/м3;

4. Коэффициент кинематической вязкости нефти, х?106 = 37,8м2/с;
5.Расчетная длина трубопровода,L=790 км;

6. Остаточный напор,hкп=22м;

7. Проектируемый вариант расстановки насосных станций: с лупингом;

8. Разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода,Z=40м.

Введение

Транспортировка по трубопроводам - наиболее прогрессивный в техническом и экономическом отношении способ перемещения нефти и нефтепродуктов на большое расстояние. К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219мм и протяженностью более 50 км.

Головная перекачивающая станция (ГНС) представляет собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Она обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2...3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидроударе, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами

Оборудование перекачивающих станций условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному - оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление, вентиляция и т. д.

1. Технологическая схема головной насосной станции

Головная насосная станция магистрального нефтепровода предназначена для приема нефти от нефтяных промыслов и подачи необходимых объемов нефти в магистральный трубопровод с давлением до 7.4 МПа. Основные объекты головной станции - основной насосный цех, цех подпорных насосов, резервуарный парк для нефти, площадки расходомеров и фильтров - грязеуловителей, установка откачки и сбора утечек нефти, предохранительные устройства, узел подключения насосной станции к магистральному трубопроводу с камерой пуска очистных устройств (скребков) и разделителей. В состав головной насосной станции входят системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, технологической связи и административно - хозяйственные здания. Питание электроэнергией электродвигателей насосных агрегатов осуществляется от трансформаторной подстанции на напряжение 110/6 или 110/10 кВт.

Нефть с нефтепромысла под определенным давлением через предохранительные устройства поступает на площадку фильтров-грязеуловителей 4 и затем в камеру расходомеров 3 (см. рис. 2.1.). Из расходомеров нефть поступает в камеру переключения резервуаров 2 и затем по трубопроводной обвязке направляется в резервуары 1. Трубопроводная обвязка позволяет обеспечить закачку нефти в любой резервуар и откачку из него. Из резервуаров нефть откачивают подпорным насосом 5 и через расходомеры подают на прием насосов основного насосного цеха 7. Подпорные насосы - центробежные насосы, предназначенные для подачи нефти к основным и создания во всасывающих трубопроводах постоянного давления всасывания (подпора), примерно равного 0,2 -1 МПа. Подпор на всасывающем трубопроводе основных насосов необходим во избежание возникновения опасного явления кавитации и для обеспечения бескавитационных режимов их работы. Всасывание нефти подпорными насосами из резервуаров и бескавитационный режим работы горизонтальных насосов обеспечиваются расположением подпорной насосной на отметке ниже нулевой. Из основного насосного цеха нефть через камеру регулирующих клапанов 8, а при необходимости через камеру пуска скребков или разделителей 9 поступает в магистральный нефтепровод 10. Охлаждение масла системы смазки насосных агрегатов осуществляют в специальных установках 6.

Резервуарный парк на головной насосной станции играет важную роль в обеспечении ее бесперебойной работы. Он предназначен для создания определенного резерва нефти, позволяющего непрерывно подавать её в магистральный трубопровод при временных перерывах в поступлении нефти с нефтяных промыслов. При проектировании головных насосных станций вместимость резервуарного парка обычно принимают раной трехкратному объему суточной перекачки. На территории резервуарного парка резервуары размещают отдельными группами. Число резервуаров в каждой группе определяется как вместимостью отдельного резервуара, так и допустимой вместимостью всей группы резервуаров по действующим нормам проектирования [1]. Каждую группу резервуаров по внешнему контуру защищают сплошным земляным валом или стенкой из железобетонных плит.

Каждый насосный агрегат насосной станции устанавливают на собственном фундаменте. При этом расположение агрегатов должно обеспечить свободный доступ к ним для проведения обслуживания и ремонта. В связи с этим расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,2 м при электродвигателях высокого напряжения и не менее 1 м при электродвигателях низкого напряжения, а расстояние между выступающими частями - не менее 0,7 м.



Рис. 1. Технологическая схема обвязки головной перекачивающей станции: 1 -- резервуары; 2 -- камеры переключения; 3 -- камера (площадка) расходомеров; 4 --камера (площадка) фильтров; 5 -- подпорная насосная; 6 -- маслоохладительная установка; 7 --основная насосная; 8 --камера регулирующих клапанов; 9 -- камера пуска скребка 10 - магистральный нефтепровод

2. Подбор основного оборудования

2.1 Подбор основных и подпорных насосов

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется исходя из 350 рабочих суток.

м3/час (2.1)

где: Gr -массовый годовой расход нефти,

-расчетная плотность нефти (при расчетной температуре),

расчетная плотность нефти при температуре tp вычисляется по формуле [2]

(2.2)

где: с20 -плотность нефти при t=20°C, кг/м2.

кг/м3 м3/час рекомендуемая скорость перекачки нефти определяется по графику на рис.1 [2]. Для нашего случая W=2.0 м/с.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода вычисляется по формуле (2.3)

(2.3)

Принимаем ближайший, стандартный наружный диаметр Dh=820mm. Принимаем, марку стали 17Г1С с пределом прочности ув =520МПа. Согласно [3] коэффициенты m, n, k1, kn имеют следующие значения:

n=1.15 ;m=0.9;к1=1.47;кn=1.0. Тогда расчетное сопротивление металла труб

(2.4)

= 318.4МПа

где: m -коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории, для подземных магистральных трубопроводов m=0.9;

k1 -коэффициент надежности по материалу; для сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали k1=1.47 [3];

kn -коэффициент надежности по назначению трубопровода kn =1.0

Необходимая толщина стенки трубы вычисляется по формуле

(2.5)

где: С -рабочее давление в трубопроводе;

n -коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению):для

труб диаметром от 720 до 1220мм n=1,15[3]. Рабочее давление в трубопроводе определяется по формуле

(2.6)

где: hm, hn -соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при рабочей подаче Q, и подпорным насосом;

mp -число рабочих магистральных насосов (обычно 3);

Pg -допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры; Рg=7,4МПа.

По производительности 4136 м3/час выбираем магистральный насос НМ 5000-210 (n=3000 o6/mиh,D2=450). При расчетной подаче насос развивает напор hM=230 м(см.рис.З.1).

В качестве подпорного выбираем насос НПВ 3600-90(вертикальный).

Напор насоса Нп=77,4 м.

Тогда давление, развиваемое насосной станцией,

С = 863,5 · 9,81(3 · 230 + 77,4)· 10-6 = 6,5МПа <7,4МРб Необходимая толщина стенки трубопровода

= 9,41мм

Принимаем стандартную толщину стенки д =10мм.

Тогда внутренний диаметр трубопровода составит

D0=820-2*10=800mm.

Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе (2.3)

= 2,29 м /с Вычисляем число Рейнольдса:

(2.7)

Первое переходное число Рейнольдса

(2.8)

где: кэ эквивалентная шероховатость труб; для стальных шовных труб кэ =0,15мм.



Рис 2.1 Характеристика насоса НМ 5000-210 (n = 3000 об1мин; D2-450 мм)

= 53333

Так выполняется соотношение

47708<53333

То нефтепровод работает с турбулентным режимом течения, в зоне гладкого трения.

Для этого случая значениеопределяется по формуле

(2.9)

=0.0214

= 0.007296

суммарные потери напора в нефтепроводе

(2.10)

Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия (2.6) определяется по выражению

(2.11)

=690м.

где :-число установленных последовательно магистральных

насосов.

Расчетное число насосных определяется из уравнения баланса напоров.

; (2.12)

где N э - число эксплуатационных участков, для расчетного случая N3=l; -остаточный напор, м;=32м.

Составляя потери напора и суммарный напор всех насосов, видим, что потери превышают напор, при том расчетная подача не будет обеспечена.

Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо уменьшить сопротивление трубопровода прокладкой лупинга.

Длина лупинга определяется по формуле:

где-гидравлический уклон лупинга:



где-внутренний диаметр лупинга;

=0.297 =0.002169 =115740м

Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом с учетом hkn

Следовательно, необходимая длина лупинга определена верно.

2.2 Анализ работы основных насосов

Построим совместную характеристику трубопровода и насосных станций. Для построения характеристики трубопровода задаемся рядом расходов в диапазоне (0.8 -1.2) Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора по формуле (2.10) определяем суммарные потери напора в трубопроводе и в координатах Q-H строим характеристику трубопровода (см.рис.2.2).

Q,m3/ч	3300	3600	3900	4136	4400	4700	5000
Н,м	3258	3790	4359	4906	5334	5990	6638

Построим суммарную характеристику всех насосных с учетом подпорного насоса. Характеристика основного насоса НМ 5000-210 представлена на рис.2.1. При тех же значениях подач определим напор, развиваемый насосом с колесом D=450 мм и по формуле (2.6) для 7 насосных станций определяем развиваемый напор. К этим значениям добавляем напор, развиваемый подпорным насосом, и строим искомую характеристику 1 (рис.2.2). Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена кривой 2. Совмещенная характеристика показана на рис.2.2.

Рис. 2.2. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций с насосами НМ 5000-210 (n=3000 об/мин; D2=450mm).

Таким образом точка А пересечена суммарной характеристики насосных станций 1 и характеристики трубопровода 2 является рабочей точкой. Как видно на рис. 2.2 рабочей точке соответствует производительность 4136 м /час. При такой подаче коэффициент полезного действия насоса з=84%. Допустимый кавитационный запас -42 м; масса насоса-12350 кг.

Характеристика подпорного насоса НПВ 3600-90. частота вращения п=1500; допустимый кавитационный запас - 4,8 м; КПД - 84%; масса -17000кг.Комплектуется электродвигателем типа ВАОВ710L-4У1 мощностью 1250 кВт, масса 9800 кг.

Пересечение характеристики трубопровода и суммарной характеристики всех рабочих насосов дает рабочую точку (точка «А» на рис. 2.2). Этот анализ показывает, что магистральные насосы обеспечивают подачу Q=4136 м3/час. При этом развивают напор Н=230 м каждый и работают с КПД -84%.

На станции устанавливается четыре магистральных насоса -три рабочих и один резервный.

2.3 Подбор электродвигателя к магистральному насосу

Мощность, потребляемая насосом, определяется по формуле

,кВт (2.13)

= 2139кВт

Необходимая мощность двигателя

 ,кВт (2.14)

где:-коэффициент запаса; при Н>300 кВт=1.1; -КПД механической передачи; = 0,99;

-КПД электродвигателя; = 0,97. = 1,1*2739=3012 кВт

К установке принимается двигатель типа СТДП 3150-2УХЛ4 мощностью 3150 кВт, с массой 12350 кг, с частотой вращения 3000 об/мин. Двигатель взрывобезопасный.

4. Подбор вспомогательного оборудования

3.1 Система смазки

Вспомогательное оборудование перекачивающих станций условно можно разделить на две категории: вспомогательное оборудование насосных станций и вспомогательное оборудование объектов обслуживающего назначения.

К первой категории относится все оборудование систем смазки, уплотнения и охлаждения, ко второй - котлы, насосы системы канализации, оборудование водоподготовки (бактерицидные установки, установки смягчения воды и др.), насосы пожарного, производственного и хозяйственного - питьевого водоснабжения.

Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принципиальную систему смазки, принципиальная схема которой показана на рис. 3.1. С помощью шестеренчатого насоса 3 заполняют маслом бак 2. Основной насос 5 подает масло через фильтры 6 и маслоохладитель 7 в маслопроводы, соединены с узлами, требующими смазки (подшипниками), откуда масло возвращается в бак 3. Отработавшее масло насосом 5 перекачивается в емкость 1.

Подбираем насос для системы смазки 3-ех работающих насосов типа НМ 5000-210 с электродвигателями СТДП3150-2ХЛ3. Мощность на валу двигателя=2739 кВт, КПД подшипников=0.99. Для смазки применяем

масло плотностью=875 кг/м3. Температура масла на входе в подшипник

=293 К, а на выходе из него=323 К.

Определяем энтальпию масла подшипников по формуле:

 ,кДж1кг (3.1)

= 36,8кДж/ кг

= 91,4кДж1кг

Необходимый массовый расход масла определяем по формуле:

; (3.2)

= 1,36кг/с

где :- число работающих насосных агрегатов;

и- соответственно мощность на валу двигателя и его КПД.

Рис.3.1. Схема смазки насосного агрегата: 1-емкость с отработанным маслом; 2-емкость с чистым маслом; 3-насос; 4-рабочие баки; 5-рабочие насосы; 6-фильтры; 7-маслоохладитель.

 = 0,00155м3/с = 5,58м3/ч

Давление маслонасоса не должно превышать 0,4 МПа. Подбираем насос марки ШФ-8-25 А с характеристиками: Q=5,8 м3/час, давление нагнетания Р=0,25 МПа, мощность 1 кВт. К установке принимаем 2 насоса, один из которых резервный.

3.2 Система охлаждения масла

Для охлаждения масла используется воздушное охлаждение, как более современное по сравнению с водяным[4].

Расчет воздушного охлаждения масла состоит в следующем: массовый расход масла в системе = 1,4кг/с

Количество тепла, которое необходимо отводить от масла,

кВт (3.3) =85,5 кВт

Плотность воздуха, используемого для охлаждения, определяется по формуле:

(3.4)

где-абсолютное давление воздуха, Па;

-молярная масса воздуха;

-универсальная газовая постоянная,=8314 дж/(ккал * к) -абсолютная температура воздуха, К.

=1,19кг/м3 Расход воздуха вычисляется по формуле:

 ,м3/с (3.5)

где -соответственно массовая теплоемкость и плотность воздуха;

-температура воздуха перед калорифером и после него.

= 7,15м3/с

Пологая весовую скорость воздуха в калорифере =6кг/м2с определяем необходимую площадь живого сечения калорифера

= 1.42м2 (3.6)

По табл. 13.4 [4] определяем, что необходимо 3 калорифера типа КФС -9, у каждого из которых поверхность нагрева=41,6 м2, живое сечение по воздуху=0,486 м2, и по теплоносителю=0,0107 м2, внутренний диаметр трубок=0,02 м, а их длина=1 м.

3.3 Система сбора и откачки утечек нефти

Основные и подпорные насосы перекачивающих станций снабжены сальниковым или торцовым уплотнением. Конструкция уплотнения не исключает небольшой утечки нефтепродукта, предназначенного для смазки и охлаждения трущихся поверхностей. Поэтому предусматривается сбор утечек. Нефтепродукт собирают в резервуар-сборник, откуда специальным насосом его периодически перекачивают в приемный коллектор основных или подпорных насосов.

В резервуаре-сборнике постоянно должен быть незаполненный объем, достаточный для приема максимальных утечек при раскрытии торцов за время закрытия задвижки обвязки магистральных насосов [5], см. рис. 3.2.

Кроме указанных систем вспомогательного оборудования на насосной станции применено блочное оборудование для очистки поступающей нефти от примесей, грязи в виде блока фильтров-грязеуловителей. Блок фильтров-грязеуловителей состоит из трех фильтров и задвижек. Каждый фильтр - труба диаметром 1200 мм и длиной около 5 м с входным и выходным патрубками, с приваренными днищами и трубной обвязкой. Внутри трубы-кожуха расположено фильтрующее устройство.

3.4 Узел подключения к магистральному нефтепроводу

Схема камеры пуска скребка и подключения к магистральному нефтепроводу головной насосной станции довольно проста (рис.3.3), так как здесь предусматривается лишь заправка в трубопровод очистных скребков. Также скребки запускаются в трубопровод в процессе его эксплуатации, если снижение пропускной способности достигнет 3% от проектной величины.

Рис. 3.2 Схема системы сбора утечек: 1-концевое уплотнение; 2-линия разгрузки(линия утечек); 3-всасывающая линия магистральных насосов; 4-насос откачки утечек; 5- резервуар утечек

Пропускная способность уменьшается вследствие образования парафиновых отложений, смолистых отложений, продуктов коррозии труб, см. рис.3.3.

Рис.3.3 Схема камеры пуска скребка и узла подключения головной станции к магистрали: 1-концевой затвор; 2-сигнальное устройство;3-камера пуска скребка или разделителя; 4-отсекающий механизм; 5-обводная линия;6-сигнализатор прохождения смеси; 7-линейный сигнализатор; 8-насос; 9-резервуар

4. Строительная часть насосной станции

4.1 Здание насосной станции

Для зданий объектов нефтяной и газовой промышленности применяют унифицированные габаритные схемы. Унифицирование объемно-планировочных параметров здания (пролет L, шаг колонны t и высота Н) выполняют с помощью единой модульной системы (ЕМС), в основу которой положен модуль М=100 мм. Для унифицированных габаритных схем каркасов используют укрупненные модули, равные ЗМ (300 мм), 6М (600 мм), 15М (1500 мм), ЗОМ (3000 мм), 60М (6000 мм).

Пролеты зданий L принимаются кратными укрупненному модулю 60М, а именно L=6, 12, 18 м. Разрешено использовать пролеты, равные 9 м. Шаг колонн принят 6 м [6].

Для насосной станции применено здание со стальным каркасом. Основой стального каркаса служат поперечные рамы, каждая из которых состоит из двух вертикальных элементов (колонн) и верхнего поперечного элемента (строительной балки или ригели). В двухпролетных зданиях рама состоит из трех вертикальных элементов (колонн) и двух ригелей. Колонны и ригели выполнены из стального проката (двутавров № 40,50 и 60).

Колонны опирают на обрез фундаментов через траверсы, симметричные для средних колонн. Жесткое крепление колонн к фундаменту выполняется анкерными болтами нормальной точности М36 и М42.

Поперечные рамы в продольном направлении соединяют между собой такими элементами каркаса как, подкрановые балки, фундаментные балки, специальные горизонтальные и вертикальные связи. Одновременно подкрановые и фундаментные балки являются продольными связями каркаса.

Нефтеперекачивающие агрегаты насосной станции размещают (по четыре агрегата) в общем (групповом) здании с размерами: длина 36 м, ширина 18 м, высота 7,2 м, объем 4700 м3. Грузоподъемность мостового крана в помещении насосов Q=12 т.

4.2 Фундаменты под насосные агрегаты

Под насосные агрегаты запроектированы массивные фундаменты из бетона, с минимальным процентом армирования. Такие фундаменты отличаются высокой несущей и демпфирующей способностью, т.е. способностью к гашению колебаний.

5. Учет перекачиваемой нефти

В настоящее время счетчики являются основным средством количественного учета нефти. На магистральных нефтепроводах применяют турбинные счетчики. При установке счетчика создаются условия, обеспечивающие точные показания. В начале замерной линии устанавливается фильтр. Перед счетчиком и после него проектируются прямые участки, перед счетчиком длиной=20 диаметров трубы. После счетчика прямой участок принят равным 5 диаметров трубы. Кроме того, перед счетчиком установлены струе выпрямители, состоящие из набора труб малого диаметра.

Схему установки счетчика см. на рис. 6.1.

Число рабочих измерительных линий в проекте принято равным двум, резервных - одна.

Каждая измерительная линия должна пропускать 2068 м3/час нефти. В данном проекте принят диаметр счетчика 400 мм, с пропускной способностью до 4000 м3/час.

Рис. 5.1. Схема установки счетчика: 1-отсекающие задвижки; 2-манометр; 3-фильтр; 4-струевыпрямитель; 5-счетчик.; 6-термометр; 7-отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8-контрольный кран

6. Резервуарный парк насосной станции

6.1 Определение вместимости резервуаров

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

на головной насосной станции;

на границах эксплуатационных участков;

в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или
сброса нефти попутным потребителям.

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен

(6.1)

где-суточный объем перекачки нефти по трубопроводу; -число эксплуатационных участков;

число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемосдаточные операции).

Для наших условий=99264м3/сут;=0;=1.

=297792 м3

В том числе на границе эксплуатационного участка 0,5 , на

головной насосной станции 2,5

=248160 м3

Для определения общего объема резервуарного парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент пользования емкости зс,

определяемый по табл. 2.2[4]. Так как предполагается использовать резервуары без понтонов вместимостью 50 тыс.м3, то= 0,84

Тогда полезный объем резервуаров

= 295428м3

принимаем к установке 6 резервуаров по 50 тыс. м3 каждый (общая вместимость 300 000м3). В соответствии со СНиП 2.11.03 -93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы ." резервуары в резервуарном парке размещаются группами. При применении резервуаров емкостью < 50000 м3 со стационарной крышей общая емкость резервуаров в одной группе должна быть не более 120 000 м3.

Основные данные по применяемым резервуарам:

Диаметр -60,7 м, высота -17,9 м, масса -959,9 т.

6.2 Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются:

оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и
снижение потерь нефти;

оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

противопожарное оборудование;

приборы контроля и сигнализации.

6.2.1 Оборудование для обеспечения надежной работы
резервуаров и снижения потерь нефти

Эта арматура включает дыхательные и предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в том, чтобы при заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве сохранять давление в них близким к атмосферному. Дыхательные клапаны открываются как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны. Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве.

Проектируем установку на резервуарах клапанов дыхательных северного исполнения типа КСД и клапанов предохранительных гидравлического типа КПГ (рис.6.1).

Дыхательная арматура является еще и первичным средством сокращения потерь нефти от испарения.

На резервуарах устанавливаются приемно-раздаточные патрубки с хлопушками на конце.

Для борьбы с внутренней коррозией резервуаров вследствие наличия в них некоторого количества отстоявшейся подтоварной воды устанавливаются сифонные краны на высоте 350 мм от дна.

6.2.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для указанных целей используется следующее оборудование: люки-лазы; люки световые; люки замерные; система размыва и предотвращения накопления донных отложений; лестница.

Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проникновения рабочих внутрь резервуара.

Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, также для отбора проб пробоотборником.

Люки световые предназначены для проникновения солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Система размыва и предотвращения накопления донных отложений представляют собой группу веерных кольцевых сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к соплам подается нефть. Скорость истечения нефти через кольцевую щель сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их взвешивание.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Она имеет ширину 0,7 м и наклон к горизонту 50°, снабжена перилами высотой 1 м.

Рис.6.1 Непримерзающий мембранный дыхательный клапан типа

1-соединительный патрубок; 2-седло; 3-тарелки; 4-мембрана; 5-фланец нижнего корпуса; 6-фланец верхнего корпуса; 7-боковой люк; 8-мембрана; 9-диски; 10-регулировочный груз; 11-крышка; 12-трубка; 13-амортизирующая пружина; 14-цепочка; 15-импульсная трубка; 16-кольцевой огневой предохранитель

6.2.3 Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они обязательно оснащены противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного тепло отвода. Конструктивно огневой предохранитель (рис.6.2) представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В данном проекте для тушения горящей в резервуаре нефти пеной применены установки типа ГВПС-2000, см. рис.6.3.

6.2.4 Приборы контроля и сигнализации

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применены:

местные измерители уровня нефти типа УДУ;

система дистанционного замера уровня «Кор-Вол»;

пробоотборник типа ПСД-4;

установка сигнализатора уровня ультразвукового типа (СУУЗ)
контролирует верхний аварийный и нижний уровень в
резервуарах.

Рис. 6.2. Огневой предохранитель: 1-фланец; 2-прижимной болт; 3-корпус; 4-крепежный болт; 5-кассета; 6-кожух; 7-уплотняющая прокладка



Рис. 6.3. Установка ГВПС-2000: 1-пеногенератор; 2-стенка резервуара; 3-фланец; 4-люк; 5-камера; 6-площадка; 7-вставка; 8-растворопровод; 9-кронштейн; 10-герметизирующая крышка

7. Решение генерального плана насосной станции

7.1 Компоновка генплана

Генеральный план перекачивающей станции содержит комплексное решение вопросов планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

Расстояние территории насосной станции от оси магистрального нефтепровода принято 100 м.

Площадка выбрана со спокойным рельефом, пологим с выраженным уклоном i=0,02 для удобства отвода поверхностных вод.

Грунты на площадке имеют несущую способность 1,8 кг/см2, допускают возведение всех сооружений станции без создания искусственного основания. Коэффициент застройки принят 0,3.

Основные объекты головной насосной станции - основной насосный цех, цех подпорных насосов, резервуарный парк для нефти, площадка расходомеров и фильтров-грязеуловителей, установка откачки и сбора утечек нефти, предохранительные устройства, узел подключения насосной станции к магистральному трубопроводу с камерой пуска очистных устройств (скребков) и разделителей. В состав головной насосной станции входят системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, технологической связи и административно-хозяйственные здания.

Питание электроэнергией электродвигателей насосных агрегатов осуществляется от трансформаторной подстанции на напряжении 110/10 кВ.

Вся площадь насосной станции разделена на две зоны:
производственную и служебно-вспомогательного комплекса.

Производственная зона расположена со стороны магистрального трубопровода, а зона служебно-вспомогательного комплекса - со стороны подъездной автодороги.

От установок по перекачке нефти насосного цеха насосной станции до некоторых объектов установлены следующие минимальные расстояния: резервуарного парка-20 м; до аппаратов огневого нагрева нефти-15 м; до компрессорных сжатого воздуха, насосных станций оборотного водоснабжения, операторных-9 м; наземных складов масел-15 м, до очистных сооружений (открытые нефтеловушки, канализационные насосные станции) - 9 м; до противопожарных насосных станций-18 м; ремонтно-механических мастерских, гаражей, складов материалов, котельных-30 м; до пожарных депо-70 м; до узлов управления-9 м.

Расстояние между стенками надземных резервуаров одной группы принято 30 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах для наземных резервуаров - 60 м.

Высота внешнего ограждения группы резервуаров принята на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся нефти - 1,5 м.

Каждая группа резервуаров ограждена сплошным земляным валом шириной по верху 0,5 м.

7.2 Водоснабжение насосной станции

На перекачивающей станции запроектирована система производственного, противопожарного и хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Кроме источника водоснабжения предусмотрены специальные резервуары для создания запаса воды на противопожарные нужды и шестичасового запаса воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды.

Наибольшей гарантии требует подача воды на противопожарные нужды.

Расчетный расход воды на тушение (наружное или внутреннее)
здания насосной станции принимается по табл.7 СНиП 2.04.02-84*
«Водоснабжение. Наружные сети и сооружения». При объеме здания
насосной станции 4700 м3 расход воды на тушение наружного пожара - 10
л/с, внутреннего - 5 л/с, итого 15 л/с. Интенсивность подачи пенного
раствора (6% пенообразователя и 94% воды) на 1 м зеркала испарения нефти
в горящем резервуаре принимается равной 0,08 л/с*м . Так как площадь
резервуара 0,785 *(60,7)2=2892,3, то расход воды:

0,08*2892,3*0,94/1000=0,2175 м3/с. За расчетное время тушения пожара принимаем 10 мин. Таким образом, расход воды составит 0,2175*10*60=130,5 м3. Запас воды должен быть трехкратным, т.е. 130,5*3=391,5 м3.

Кроме того, следует предусматривать расход на охлаждение горящего резервуара (с интенсивностью 0,8 л/с на 1 м длины окружности резервуара) и на охлаждение соседних резервуаров - 0,3 л/с на 1 м расчетной длины окружности. За расчетную длину окружности резервуара принимают половину длины его окружности.

Общий расход воды на охлаждение надземных резервуаров (горячего и соседних с ним) принимается согласно п.7.13. СНиП 2.11.03-93.-20 л/с.

Продолжительность охлаждения надземных резервуаров 6 ч.

Таким образом, расход воды на охлаждение резервуаров составит -432 м3.

Полный запас воды на противопожарные цели составляет - 994,5 м3. Принимаем к установке 2 круглых железобетонных резервуара вместимостью по 500 м3 каждый.

7.3 Система канализации

На нефтеперекачивающей станции предусмотрена производственно-ливневая, бытовая и специальная (для отвода загрязненных этилированными бензинами вод) системы канализации.

В производственно-ливневую систему канализации предусмотрен сбор, очистка и выпуск следующих вод:

подтоварных;

промывных (при промывке резервуаров);

производственных, поступающих от насосной станции,
лабораторий, котельной, гаража и других объектов;

атмосферных осадков.

На сетях производственно-ливневой канализации запроектированы смотровые колодцы с гидравлическими затворами и дождеприемные с запорным устройством, для выпуска воды из обвалования резервуарного парка.

В эту систему канализации входят очистные сооружения, состоящие из песколовок, отстойников, нефтеловушек, шламонакопителей. При необходимости глубокой очистки от нефти можно использовать флотаторы.

7.4 Грозозащита здания насосной станции

Здание насосной станции имеет размеры: длина - 36 м, ширина - 18, высота - 7,2 м. Так как здание насосной станции имеет значительную протяженность, то проектируем двойной стержневой молниеотвод.

Расстояние между молниеотводами принимаем, а=36м, наименьшую высоту hо=7,2м. Высота молниеотвода вычисляется по формуле:

Для принятых условий = 11.57м

Радиус зоны защиты на высоте =7,2 от поверхности земли вычисляется по формуле:

= 3.86м

где к-постоянный коэффициент; для стержневых молниеотводов к=1,2.

В наиболее узкой части, ширина защитной зоны, равна:, где величина, определяемая по формуле:

Зона защиты двух стержневых молниеотводов равна , т.е. 5,7*2=11,4.

Так как ширина здания 18 м , то необходимо увеличить высоту молниеотвода. Примем h=13.

Тогда=6,=10,83 м.

Зона защиты=21,66м>17. Превышение молниеотвода над кровлей насосной станции 13-7,2=5,8м.

7.5 Грозозащита резервуаров с нефтью

Для защиты от молний резервуаров с нефтью проектируем одиночные стержневые молниеотводы. Зона защиты на уровне от поверхности земли находится внутри конуса. Зависимость радиуса защиты гх на высотеот поверхности земли следующая:



где h -высота молниеотвода.

Для нашего случая радиус резервуара = 60,7/2=30,35 м, его возвышение над поверхностью земли = 17,9м. Устанавливаем 4 молниеотвода. Принимаем h=21,3 м.

Тогда=2,6м;=3,12м;=6,24м.

Литература

СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. Госстрой России, М,: 1993 - 21 с.

Татура А.Е. Технологический расчет нефтепроводов. МУ к выполнению

курсового и дипломного проекта. - Ижевск, КИГИТ, 2002 - 45 с.

3. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР, М.: 1985

-70 с.

4. Тугунов П.Н., Новоселов В.Ф., Коршак А.А. и др..Типовые расчеты при

проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - УФА: ООО «Дизайн - полиграф сервис», 1996 -658 с.

Шаммазов А.А., Коршак А.А., Коробков Г.Е. и др.. Основы трубопроводного транспорта нефти. Учебное пособие. - УФА: Гос. изд.науч. тех. Литературы «Реактив», -1996 - 152 с.

Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных

станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288 с.

Размещено на Allbest.ru

...