Розрахунок параметрів нафтопроводу
Характеристика технологічної схеми і обладнання на підприємстві. Опис траси нафтопроводу Одеса-Броди. Розрахунок режимних та енергетичних параметрів його роботи при існуючому стані нафтотранспортної системи, а також визначення пропускної здатності.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 10.10.2017 |
| Размер файла | 410,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Вступ
Економічний розвиток та достаток будь-якої країни світу в значній мірі залежить від забезпеченості потреб промисловості вуглеводневими сировинними енергоносіями. Незалежно від того, чи ці енергоносії власного видобутку, чи імпортуються з інших країн до місця їх переробки вони повинні транспортуватися якимось видом транспорту: залізничним, водним, трубопровідним чи автомобільним. Кожний з цих видів транспорту енергоносіїв має свою економічно обґрунтовану сферу використання, яка залежить від об'ємів нафтопродуктів, що потрібно транспортувати, та дальності транспортування.
Найбільш економічно та технічно вигідним для транспортування нафти і нафтопродуктів серед всіх видів транспорту є трубопровідний транспорт, оскільки він в порівнянні з іншими видами транспорту має ряд суттєвих переваг: низька собівартість транспортування, невеликі питомі капітальні затрати на одиницю транспортної роботи і швидка окупність затрат, безперервний хід технологічного процесу транспортування, який практично не залежить від кліматичних умов, незначні втрати нафтопродукту при транспортуванні. Саме ці переваги зумовили широке застосування як в Україні так і в більшості промислово розвинених країнах світу для транспортування нафти та нафтопродуктів трубопровідних систем, основним завданням яких є зв'язок джерел видобутку нафти з місцями їх переробки чи споживання та забезпечення в повному обсязі потреб економіки держави нафтою та нафтопродуктами.
Всім відомо що нафта є «кров'ю в судинах» економіки будь-якої промислово розвинутої держави. Для кожної країни її економічна могутність та політична незалежність так чи інакше впирається в розв'язання проблем енергозабезпечення. Щороку Україна потребує близько 40 млн. тонн нафти. Реальний річний видобуток на власних родовищах становить 3-4 млн. тонн. Тому решту потреби, майже 90% «чорного золота» ми змушені отримувати з Росії. Такий монополізм є вкрай невигідним для України.
Тому для забезпечення потреб промисловості України в альтернативних джерелах постачання нафти було збудовано нафтопровід Одеса-Броди та морський нафтовий термінал «Південний» з проектною потужністю першої черги 8 млн. тонн на рік, а повна потужність після будівництва двох проміжних НПС та розширення резервуарного парку буде становити 40 млн. тонн нафти в рік, що зможе забезпечити потреби в сировині всієї промисловості України.
Україна, завдяки Одеському нафтовому терміналу, має доступ до азербайджанської нафти через грузинський порт Субса, до казахської нафти через Новоросійськ, до іракської та арабської нафти через Джейхан. Для України може стати доступною і північна нафта за умови будівництва нафтопроводу Броди-Гданськ.
Каспійська нафта набагато краща від російської. В її складі значно менше сірки та парафіну, вона багата на леткі компоненти і високоякісна. Вона придатна для виробництва різних пластмас, поліетилену, поліпропілену, поліхлорвінілу тощо. Такий широкий асортимент пластиків можна виготовляти в Калуші на Івано-Франківщині, де є великий завод «Оріана», який працює не на повну потужність через недостатню кількість сировини.
Необхідно відмітити, що основне призначення нафтопроводу «Одеса-Броди» є постачання нафти на нафтопереробні заводи України для забезпечення її внутрішніх потреб. При нарощуванні потужностей нафтопроводу є можливість його використання для транзиту нафти.
1. Характеристика МНТ «Південний» і нафтопроводу Одеса-Броди
Морський нафтовий термінал «Південний» (МНТ «Південний») є наймолодшим, недавно збудованим і зданим в промислову експлуатацію структурним підрозділом Філії «Магістральні нафтопроводи «Дружба» відкритого акціонерного товариства «Укртранснафта» (Філії МН «Дружба» ВАТ «Укртранснафта»).
МНТ «Південний» було збудовано для забезпечення потреб нафтопереробної промисловості України та країн Західної Європи альтернативними джерелами постачання нафти з країн Близького та Середнього Сходу, Казахстану, Азербайджану, які намагаються вийти з своєю каспійською нафтою на Середньоморське та Чорноморське узбережжя.
Тому в 1995 році було розпочато будівництво першої черги МНТ «Південний» з проектною потужністю 12 млн. тонн на рік. Повна потужність терміналу після будівництва двох проміжних НПС становить 40 млн. тонн на рік.
В серпні 2001 року було закінчено будівництво лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди діаметром Ду1020 мм. та довжиною 667 км., а в грудні 2001 року було закінчено будівництво першої черги МНТ «Південний» і він як об'єкт був введений в промислову експлуатацію.
В червні 2002 року було проведено заповнення лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди 0-52 км. та технології МНТ «Південний» технологічною нафтою з нафтопроводу Снігурівка-Одеса. Це дало змогу випробувати в роботі на нафті головні та підпірні агрегати, резервуари, дренажні насоси.
В серпні 2002 року на МНТ «Південний» було прийнято перший танкер з каспійською нафтою дедвейтом 100 тисяч тонн в кількості 38 тисяч тонн, що дало змогу випробувати в роботі причальні та морські споруди терміналу. В січні 2003 року було здійснено налив першого танкера російською нафтою дедвейтом 85 тисяч тонн. На даний час обсяг наливу становить 1,5 мільйона тонн російської нафти.
На даний час термінал готовий до ведення технологічного процесу прийому, зберігання, транспортування та наливу нафти. Основними завданнями на сучасному етапі є заповнення дільниці 52-667 км. нафтопроводу Одеса-Броди технологічною нафтою та забезпечення регулярних поставок нафти на термінал для її подальшого транспортування по трубопроводах до споживачів чи наливу на танкери.
1.1 Характеристика технологічної схеми і обладнання МНТ «Південний»
До складу МНТ «Південний» входять:
- площадка причальних та портових споруд (нижня площадка);
- технологічна площадка;
- лінійна частина нафтопроводу Одеса-Броди.
Площадка причальних та портових споруд забезпечує швартовку та стоянку танкерів підчас проведення вантажних операцій на причалі 3Н малого Аджаликського (Григорівського) лиману Чорного моря в акваторії порту «Южний». На даній площадці на причалі розміщені чотири гідравлічні поворотні врівноважені стендери фірми FMC моделі RCMA 16 «55» діаметром 400 мм. кожен, які призначені для з'єднання маніфольдів танкера підчас проведення вантажних операцій з наземними трубопроводами - прийомним колектором Ду1020 мм., який переходить в колектор Ду1220 мм. Для зачистки залишків нафти з стендерів після закінчення вантажних операцій на причалі встановлений насос №2Н типу 1СЦЛ-20-24 Г. з подачею 30 м3/год та напором 54 м., який призначений для відкачки залишків нафти з стендерів в резервуари технологічної площадки.
Прийомний колектор Ду1220 мм. на вузлі пуску-прийому засобів очистки і діагностики (ОП) 41/3 з'єднується з блокувальними трубопроводами Ду1220 та Ду 700 мм. Для зливу нафти з камер пуску-прийому ОП передбачена дренажна лінія Ду108 мм., яка з'єднує камери з дренажною ємністю об'ємом 13 м3. Для відкачки нафти в резервуари з даної ємності використовується насос №3Н типу 12НА-22*6 з подачею 150 м3/год та напором 54 м.
Дві паралельно прокладені нитки блокувальних трубопроводів Ду1220 мм. та Ду700 мм. призначені для з'єданння технології площадки причальних та портових споруд з резервуарним парком технологічної площадки. Довжина цих трубопроводів становить 2695 м. При нормальній роботі всі вантажні операції повинні здійснюватися по трубопроводу Ду1220 мм. Трубопровід Ду700 мм. прокладений як резервний варіант і призначений для звільнення трубопроводу Ду1220 мм. від нафти підчас проведення ремонтних робіт на ньому, підвищення надійності функціонування всього комплексу і при нормальній роботі не повинен використовуватися.
Для зачистки блокувальних трубопроводів від нафти на площадці причальних споруд використовується насос №1Н типу НПВ 300-60 з подачею 300 м3/год. та напором 60 м., який відкачує нафту з потрібного блокувального трубопроводу в резервуарний парк.
Кінець блокувальних трубопроводів знаходиться на технологічній площадці (вузол пуску-прийому ОП 41/2). На даному вузлі також встановлена дренажна ємність об'ємом 13 м3 для зливу нафти з камер пуску-прийому ОП та насос №4НД типу 12НА 9*4 з подачею 80 м3/год та напором 43 м, призначений для відкачки нафти з ємності в резервуарний парк. На вузлах пуску-прийому ОП 41/3 та 41/2 на кожному блокувальному трубопроводі встановлені сигналізатори проходження ОП типу УЛІС (ультразвуковий сигальний індикуючий пристрій) з дистанційною передачею сигналу про проходження ОП в систему АСУТП, встановлену на ПК в місцевому диспетчерському пункті (МДП).
Нафта насосним обладнанням танкера через стендери, прийомний колектор Ду1220 мм., вузол пуску-прийому ОП 41/3 та блокувальний трубопровід надходить на вузол пуску-прийому ОП 41/2 технологічної площадки, звідки через розподільний вузол 1 (див. графічний матеріал) надходить у прийомний колектор резервуарного парку на парну чи непарну сторону резервуарів. Також можна здійснювати в зворотньому (реверсивному) напрямку подачу нафти на нижню площадку для наливу в танкери по тій самій схемі.
З резервуарів парної чи непарної сторони нафта через колектор самоплином під дією гідростатичного тиску поступає на розподільчий вузол 12, звідки при потребі поступає в станційну технологію (на всмоктування підпірних насосів) при веденні внутрібазової перекачки. Коли здійснюється відкачка нафти в трубопровід до ЛВДС «Броди», то після викиду підпірного насоса нафта поступає у всмоктувальний колектор магістральних насосів. Викидний колектор магістральної насосної з'єднаний з регулюючими заслінками, на яких при потребі здійснюється дроселювання надлишку тиску. Після регулюючих заслінок нафта надходить на вузол 41/1, що є 0 кілометром, початком нафтопроводу Одеса-Броди.
Налив нафти в танкери з резервуарного парку здійснюється самоплином під дією гідростатичного тиску стовпа нафти резервуарів та від'ємним значенням різниці геодезичних відміток площадки причальних та портових споруд та технологічної площадки. Тому нафта з резервуарів парної чи непарної сторони надходить до розподільчого вузла 1, звідки через засувки №8 та №9 поступає у блокувальні трубопроводи Ду1220 мм. та Ду700 мм. Кінець блокувальних трубопроводів на нижній площадці на вузлі 41/3, де при необхідності здійснюється дроселювання тиску засувками №202 на трубопроводі Ду1220 мм., та №205 на трубопроводі Ду700 мм. Після цих засувок нафта надходить у колектор Ду1220 нижньої площадки, який переходить у колектор Ду1020 мм., в який врізані чотири відводи Ду400 мм. з засувками, кожен з яких з'єднаний з стендером. Стендер під'єднується до маніфольда танкера. Після під'єднання стендерів та їх опресовки на герметичність по готовності команди танкера до завантаження розпочинається налив нафти на танкер.
Діаметри технологічних трубопроводів визначені гідравлічними розрахунками.
Прокладка технологічних трубопроводів (колекторів) резервуарного парку Ду1220 мм прийнята в основному над землею на опорах, за винятком переходів під автодорогами.
Компенсація температурних подовжень вирішена за рахунок кутів поворотів трубопроводів та П-подібних компенсаторів.
На вузлах технологічних трубопроводів для дистанційного (з МДП) управління передбачені електропривідні засувки, які обладнані інтелектуальними електроприводами типу «Rotork».
До складу споруд технологічного майданчика І-ої черги МНТ «Південний» входять:
- площадка пуску-прийому очисних і діагностичних пристроїв 41/2;
- резервуарний парк загальним об'ємом 200 000 м3 (десять резервуарів з плаваючою покрівлею РВС-20 000);
- вузол 12 (обв'язка резервуарного парку з станційною технологією та лінійною частиною);
- підпірна насосна;
- площадка дренажних ємностей ЕП-16;
- насосний цех №1 з блоком маслосистеми;
- площадка з регулюючими заслінками;
- блок фільтрів - брудоуловлювачів;
- площадка пуску-прийому очисних і діагностичних пристроїв 41/1;
- технологічні трубопроводи;
- пожежна насосна;
- система промканалізації резервуарного парку та технологічної площадки;
- станція біологічної очистки побутових та дощових стоків.
Резервуарний парк МНТ «Південний» складається з десяти резервуарів вертикальних сталевих РВС 20000м3 кожен з плаваючою покрівлею, розміщених в два ряди (парна і непарна сторона). Резервуари об'єднані в дві групи: перша - шість резервуарів, відокремлених один від одного обвалуванням, друга - чотири резервуари, відокремлених один від одного обвалуванням. По периметру першої та другої груп резервуарів та між групами розміщена дорога для проїзду пожежної та автотранспортної техніки.
До прийомних та відкачуючих колекторів Ду1220 мм через запірну арматуру (фланцеві засувки Ду1000 з інтелектуальними електроприводами Rotork), які розміщені за обвалуванням, паралельно підключені чотири (два прийомні і два відкачуючі) прийомно-роздавальні патрубки (ПРП) резервуарів Ду720 мм., при вході яких в резервуар встановлена запірна заслонка з інтелектуальним приводом Limitork. Запірні заслонки призначені для швидкого (до 20 секунд) перектриття резервуару у випадку пошкодження трубопроводу. При нормальному режимі роботи при підключенні резервуару спочатку відкриваються заслонки, потім засувка, відключення проводиться у зворотньому порядку - спочатку повністю закривається засувка, після цього заслонки. Паралельно ПРП відкачуючого колектора після запірної заслонки змонтована труба Ду273, призначена для зачистки резервуару (відкачки донних залишків) перед виводом резервуару в ремонт оседіагональними насосами ОН-1 чи ОН-2 типу УОДН 170-150-125 з подачею 144 м3/год. та напором 24 м.
Прийомні та відкачуючі колектори резервуарів через вузол розв'язки 12 підключені до станційної технології та лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди.
Споруди МНТ «Південний» забезпечують:
- прийом нафти з танкерів;
- перекачку нафти по магістральному трубопроводу Одеса-Броди до ЛВДС «Броди»;
- відкачку нафти з резервуарного парку на НПС «Снігурівка» та НПС «Августівка»;
- облік нафти в резервуарах;
- запуск і прийом засобів очистки чи діагностики магістрального та блокувальних трубопроводів;
- прийом нафти з магістрального трубопроводу Одеса-Броди в резервуарний парк;
- здійснення внутрішньобазових перекачок нафти;
- налив нафти в танкери з резервуарного парку.
Станційна технологія МНТ «Південний» складається з:
- двох всмоктувальних колекторів підпірних насосів Ду1220 мм.;
- двох нагнітальних колекторів підпірних насосів (Ду800 мм. - на всмоктування магістральних насосів та Ду1220 мм. - на прийомний колектор резервуарного парку для здійснення внутрішньостанційних перекачок та наливу нафти в танкери);
- викидний колектор магістральних насосів Ду820 мм.;
- регулюючі заслонки (2 штуки Ду520 мм. кожна);
- вузол пуску-прийому ОП 41/1, який з'єднує нагнітальну лінію магістральних насосів з лінійною частиною нафтопроводу Одеса-Броди для перекачки нафти на ЛВДС «Броди» чи нафтопровід «Снігурівка-Августівка», або прийом нафти з лінійної частини через засувки 78 і 77 та фільтри-брудоуловлювачі в резервуарний парк;
- запобіжних скидних клапанів типу СППК 4Р 150*40, розміщених на вході магістральної насосної, фільтрів-брудоуловлювачів та прийомному і відкачуючому колекторах резервуарного парку, які з'єднані з скидним трубопроводом Ду720 мм і резервуарами №2 і №4. Через дану лінію надлишок тиску, який більший за тиск настройки скидних клапанів, скидується в резервуари.
- системи дренажів з фільтрів-брудоуловлювачів, регулюючих заслонок, магістральних та підпорних насосів, які з'єднані в одну дренажну систему Ду108 мм., яка під'єднана до двох підземних дренажних ємностей об'ємом 13м3 кожна. При досягненні максимального рівня нафти в даних ємностях спрацьовує поплавковий електричний сигналізатор рівня Omuv, який подає сигнал на АСУТП, де в свою чергу формується і видається команда автоматичного включення дренажних насосів №1НД або №2НД типу 12НА 9*4 з подачею 80 м3/год та напором 43 м, які відкачують нафту з дренажних ємностей у всмоктувальний колектор Ду1220 мм. підпірних насосів. Після відкачки дренажних ємностей спрацьовує сигналізація мінімального рівня, яка є основою для видачі автоматичної команди на відключення працюючого дренажного насоса системою АСУТП.
- підпірна насосна призначена для забезпечення безкавітаційної роботи магістральних насосів, здійснення операцій наливу нафти в танкери та внутрішньостанційних перекачок. Для забезпечення цього змонтовані два підпірні насоси НПВ-3600-90-3 з електродвигуном потужністю N=1250 кВт, напругою U=10 кВ та 1500 об/хв. у вибухозахищеному виконанні.
Насоси встановлені на відкритій бетонній площадці. Засувки обладнані електроприводами типу Rotork.
Збір витоків від ущільнень вала, випорожнення корпусу і трубопроводів проводиться в підземні дренажні ємності ЄП-16 (2 шт.).
Обв'язка підпірних насосів забезпечує послідовну роботу будь-якого підпірного насосного агрегату з магістральними агрегатами насосного цеху №1 та з колекторами резервуарного парку для здійснення внутрішньостанційних перекачок.
- насосний цех №1 призначений для забезпечення об'ємів перекачки з врахуванням параметрів (продуктивності і напору) при відкачці нафти в магістральний нафтопровід в об'ємі 12 млн. тонн в рік та на перспективу 40 млн. тонн в рік встановлено три магістральні насосні агрегати НМ 3600-230 з подачею 1710, 1920 та 2120 м3/год., з електродвигуном у вибухозахищеному виконанні потужністю N=2000 кВт, напругою U=10 кВ та 3000 об./хв.
Оскільки насосні агрегати встановлено на відкритій бетонній площадці, для забезпечення змащування підшипників насосів та двигунів магістральних агрегатів встановлена маслоустановка з двома (основний та резервний) насосами подачі масла, яка розміщена в закритому опалювальному приміщенні.
Агрегатні засувки насосного цеху №1 обладнані електроприводом типу Rotork.
Збір витоків від торцевих ущільнень магістральних насосів та випорожнення насосів і трубопроводів проводиться в дренажні ємності ЄП-16 (2 шт.).
З підпірної насосної нафта під тиском 8-11 бар поступає у вхідний колектор магістральних насосних агрегатів. З входу магістральної насосної через магістральні насосні агрегати потік нафти під відповідним тиском через регулюючі заслонки попадає у вихідний колектор технологічної площадки, звідки під надлишковим тиском рухається по трубопроводу до кінцевих пунктів прийому.
Крім вищезазначеної основної схеми, насосні агрегати для їх функціонування обладнані допоміжними установками (обладнанням), а саме:
- система маслозмащування підшипників магістральних агрегатів;
- повітряне охолодження масла;
- припливно-витяжна вентиляція приміщень маслогосподарства;
- системами збору нафтовитоків.
Блок фільтрів-брудоуловлювачів (2 паралельних фільтра) призначений для очищення нафти від грубих механічних домішок та запобігання попаданню в резервуари сторонніх предметів.
Площадка з регулюючими заслонками призначена для регулювання тиску (при відкачці нафти) в магістральному трубопроводі. Для цього використовуються регулюючі заслонки (РЗ-1, РЗ-2) Ду500 мм., закриття-відкриття яких здійснюється електродвигуном, на який в залежності від потрібної величини відкриття чи закриття подається електричний струм різної частоти.
Крім згаданого вище основного обладнання на технологічній площадці МНТ «Південний» є ряд допоміжних будівель і споруд, а саме:
- блок зберігання масел (поз. 133/1);
- трансформаторна підстанція РП 10 кВ;
- щитові (поз. 222/1-4);
- прожекторні щогли ПМЖ - 22,8 (поз. 231/1-15);
- антенні блискавковловлювачі (поз. 235/1-3);
- дизель-генераторна електростанція (поз. 237);
- щитова-апаратна;
- антенна щогла ПМЖ-22.8;
- корпус допоміжних служб;
- пожежне депо на 2 автомашини з ПРУ;
- два підземні резервуари протипожежного запасу води ємністю по1 000 м3 кожний;
- резервуар для зберігання піноутворювача ємністю 25 м3;
- буферні резервуари-відстійники дощових вод та промислових стоків ємністю по 2 000 м3 (2 шт.);
- блок доочистки виробничо-дощових вод (промканалізації);
- блок очистки побутових стоків (побутова каналізація);
- піскова площадка;
- каналізаційна насосна станція дощових вод №1;
- каналізаційна насосна станція дощових вод №2;
- каналізаційна насосна станція очищених стічних вод;
- каналізаційна насосна станція побутових стічних вод.
Функціонування та управління всіма об'єктами технологічної площадки, площадки причальних та портових споруд, лінійної частини (електропривідні засувки, магістральні, підпірні агрегати, пожежна система, маслоблок, резервуарний парк, міксери, дренажні насоси, побутова та біоочистка) здійснюється за допомогою автоматизованої системи управління технологічним процесом (АСУТП), розробленою фірмою MMG AM NOVA (Венгрія) на платформі операційної системи реального часу QNX з використанням програмного забезпечення Modsoft. Дана АСУТП встановлена на ПК, що знаходяться в МДП МНТ «Південний».
АСУТП включає два ієрархічні рівні:
- верхній рівень - місцевий диспетчерський пункт (МДП), який призначений для контролю за ходом технологічного процесу та безпосереднього управління об'єктом, як єдиним технологічним комплексом;
- нижній рівень - призначений для збору первинної вимірювальної ін формації по технологічних спорудах, її обробки та передачі на верхній рівень, а також для передачі управляючих дій з боку верхнього рівня на технологічне устаткування (насоси, засувки тощо).
З огляду на специфіку діяльності окремих технологічних комплексів АСУТП, по технологічній площадці реалізовані наступні підсистеми:
1) підсистема контролю та управління резервуарним парком. Ця підсистема повністю забезпечує здійснення контролю та управління усіма основними (прийом, зберігання та відкачування нафти) і допоміжними процесами (система пожежогасіння), що пов'язані з операційною діяльністю резервуарного парку;
2) підсистема контролю та управління насосним цехом №1 і підпірною насосною. Дії підсистеми поширюються виключно на операційну діяльність вказаних технологічних споруд, включаючи їх основне та допоміжне устаткування.
Підсистема контролю та управління насосним цехом №1 і підпірною насосною передбачає:
- управління, захист та аварійна зупинка насосних;
- програмне та повузлове управління і захист підпірних та магістральних насосних агрегатів;
- автоматичне регулювання тиску на вході та виході основної насосної;
- централізоване та повузлове управління маслонасосами;
- автоматичне та повузлове управління насосами в системі збору витоків;
- контроль пожежної безпеки та загазованості в маслоблоці і аварійна зупинка насосних агрегатів при аварійних ситуаціях;
- автоматичне пожежогасіння приміщення маслоблоку при пожежі;
- автоматичний контроль технологічних параметрів роботи обладнання і стану устаткування, захисне відключення та сигналізація при відхиленні їх від норми;
- переключення основного і допоміжного технологічного устаткування при їх відмові на резервне;
- відображення в МДП всіх параметрів роботи обладнання МНТ «Південний».
Так як термінал побудований і зданий в експлуатацію недавно, все обладнання, яке встановлено, відповідає сучасним новинкам науки і техніки, особливо в галузі АСУТП. Це дає змогу звести до мінімуму затрати людської праці, особливо змінного персоналу, пов'язані з веденням технологічного процесу прийому, зберігання та транспортування нафти по трубопроводу та наливу нафти в танкери.
Резервуарний парк МНТ «Південний» є його одним з основних технологічних об'єктів, який призначений для прийому нафти з танкерів, із трубопроводу з ЛВДС «Броди» чи нафтопроводу «Снігурівка-Августівка», зберігання нафти в резервуарному парку, відкачку нафти на ЛВДС «Броди» чи на НПС «Августівка», налив нафти з резервуарів в танкери дедвейтом до 100 тисяч тонн, пришвартовані на причалі МНТ.
Резервуарний парк МНТ «Південний» складається з десяти резервуарів вертикальних сталевих РВС 20000 м3 кожен з плаваючою покрівлею. Резервуари розміщені в два ряди (парна і непарна сторона) і об'єднані в дві групи: перша (велике каре) - шість резервуарів, відділені один від одного обвалуванням, друга (мале каре) - чотири резервуари, відділені один від одного обвалуванням. За обвалуванням груп резервуарів прокладені два колектори діаметром Ду1220 мм. для прийому та відкачки нафти з резервуарів. Кожен резервуар через фланцеві клинові засувки Ду1000 мм. під'єднаний до прийомного та відкачуючого колекторів. Після засувок трубопроводи Ду1020 мм. переходять в чотири (два прийомні і два відкачуючі) прийомно-роздавальні патрубки (ПРП) діаметром Ду720 мм. Закінчується кожен ПРП фланцевою запірною заслонкою з ходом 0-900. Запірні заслонки призначені для швидкого (до 20 секунд) перекриття резервуару у випадку пошкодження трубопроводів. Паралельно до ПРП відкачуючого колектора прокладено трубопровід діаметром Ду273 мм., який через ручну засувку Ду250 мм. з'єднаний з резервуаром, а другим кінцем- з відкачуючим ПРП після запірної заслонки. Даний трубопровід призначений для зачистки резервуару від донного залишку нафти при виводі його в ремонт.
Після трубопроводів прийомного та відкачуючого колекторів резервуарного парку Ду1220 мм. по периметру обвалування груп резервуарів та між обвалуваннями груп прокладена дорога для проїзду пожежної та автотракторної техніки.
За обвалуваннями також розміщені напірні кільця трубопроводів подачі піни (В10) та подачі води (В2) з пожежними гідрантами та двома електропривідними засувками на кожен резервуар, призначені для гасіння резервуару, що горить, та охолодження сусідніх резервуарів.
Всередині каре кожного резервуару розміщені колодці для збору дощових та промислових стоків, які з'єднані з загальним промканалізаційним колектором. В кожному колодці розміщена хлопавка з ручним приводом, призначена для запобігання попадання великих об'ємів нафти при механічному пошкодженні або переливі резервуару в промканалізацію. Хлопавки повинні бути постійно закриті. Їх відкривають тільки підчас дощу.
Технологічні та пожежні засувки кожного резервуару обладнані інтелектуальними електроприводами Rotork, а запірні заслонки - інтелектуальними електроприводами Limitork, які управляються в місцевому та дистанційному (з МДП) режимах.
Будівельні металоконструкції резервуарів РВС 20000 м3 з плаваючою покрівлею виконані в формі вертикальних циліндрів (див. графічний матеріал), які складаються з днища, стінки і плаваючої покрівлі.
Днище резервуару і центральна частина плаваючої покрівлі виготовлені у вигляді полотнищ, які транспортувалися до місця монтажу завернутими в рулони. Стінка резервуару змонтована методом зварювання окремих листів сталі 09Г2С, розміром 1,5*6 м. Днище резервуару складається з центральної частини, виконаної з листів товщиною 7 мм. і потовщених окрайок товщиною 14 мм. Окрайки сприймають згинний момент, що передається на днище нижньою частиною вертикальної стінки резервуару. Товщина стінки резервуару від 24 мм. (1 пояс) до 10 мм., в залежності від номеру поясу. Внутрішні поверхні всіх поясів резервуару встановлені без зміщення стикових кромок, що забезпечує плавне переміщення плаваючої покрівлі з герметизуючим ущільненням. Для надання стінці резервуару більшої стійкості при дії вітрового навантаження і розтягуючої сили по її верхньому краю змонтовано кільце жорсткості, яке одночасно виконує функцію кільцевої площадки обслуговування.
Плаваюча покрівля, змонтована у вигляді металевого настилу, утримується на плаву понтонним кільцем, яке зібране із окремих елементів (коробів). Плавучість понтонного кільця забезпечується наявністю ізольованих відсіків. Люки, які є в кожному відсіку короба, дозволяють контролювати герметичність відсіків підчас експлуатації резервуару. В кожному відсіку короба для зливу нафти передбачена пробка. Центральна частина плаваючої покрівлі, виготовлена з листового настилу, під'єднана до понтонного кільця з таким розрахунком, щоб вона не відчувала підпору нафти. В пустому резервуарі плаваюча покрівля опирається на 63 стійки висотою 2,5 м.
Для координації руху плаваючої покрівлі встановлені дві направляючі із труб діаметром 530 мм., які одночасно виконують функцію регулятора тиску між покрівлею і затвором.
Для обслуговування обладнання, встановленого на резервуарі, змонтовані зовнішня шахтна і внутрішня катуча драбини.
Умови експлуатації резервуарів РВС 20000 м3 з плаваючою покрівлею МНТ «Південний» наведені в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 - Умови експлуатації резервуарів МНТ
|
Назва параметра |
Величина |
|
|
Нормативне значення маси снігового покриву |
50 кгс/м2 (1 район) |
|
|
Нормативне значення вітрового тиску |
38 кгс/м2 (2 район) |
|
|
Мінімальне значення температури повітря |
-270С |
|
|
Сейсмічність району |
7 балів |
|
|
Продукт, що буде зберігатися |
Нафта |
|
|
Густина продукту |
0,7-1,0 т./м3 |
|
|
Внутрішній надлишковий тиск в газовому просторі резервуару |
відсутній |
|
|
Розрідження повітря (вакуум) |
відсутній |
|
|
Резервуар номінальним об'ємом 20000 м3 з плаваючою покрівлею призначений для прийому, зберігання та відкачки нафти |
||
|
Внутрішній діаметр |
39,900 м. |
|
|
Висота стінки |
17,940 м. |
|
|
Максимальна висота заповнення при верхньому крайньому положенні плаваючої покрівлі (рівень гідровипробовування) |
1680 см. |
|
|
Мінімальний робочий рівень |
160 см. |
|
|
Максимальний робочий рівень |
1650 см. |
|
|
Мінімальний робочий рівень для роботи міксера |
260 см. |
|
|
Максимальний аварійний рівень |
1667 см. |
|
|
Висота установки піногенераторів |
1818 см. |
|
|
Маса сталевих конструкцій (без ущільнюючого затвора) в тому числі: плаваючої покрівлі з опорними стойками катучої драбини |
526463 тонн 90 тонн 11,2 тонни |
|
|
Діаметер приймально-роздавальних патрубків |
700 мм. |
|
|
Кількість ПРП |
4 шт. |
|
|
Віддаль від дна до осі ПРП |
700 мм. |
|
|
Пропускна здатність одного вогневого запобіжника |
500 м3/год. |
Для забезпечення нормальної роботи резервуарного парку МНТ «Південний» та запобігання виникненню аварійних ситуацій при його повсякденній експлуатації розроблена технологічна карта резервуарного парку, куди внесені всі мінімальні і максимальні параметри роботи кожного з резервуарів (додаток Г). Тому підчас прийому чи відкачки нафти з резервуарів змінний персонал повинен дотримуватися вимог даної технологічної карти. Порушувати вимоги технологічної карти не можна.
На обидвох направляючих встановлені вентиляційні патрубки з вогневими запобіжниками типу ОП-500, які призначені для перешкоджання проникнення іскор і полум'я в газовий простір резервуару. Дія вогневого запобіжника основана на принципі поглинання тепла полум'я або іскри матеріалом касети, зарахунок чого температура падає нижче температури спалаху парів нафтопродукту і відбувається погашення.
На верхній кромці першої направляючої встановлений фланець, на якому розміщений поплавковий прилад вимірювання рівня Enraf, на другій направляючій встановлений замірний люк для ручного заміру рівня рулеткою та відбору проб нафти для проведення лабораторного аналізу.
При заповненні порожнього резервуару нафтою до моменту сплиття плаваючої покрівлі пароповітряна суміш через направляючі витісняється в атмосферу. При цьому об'єм закачки не повинен перевищувати 1000 м3/год.
Доступ на плаваючу покрівлю резервуару здійснюється з зовнішньої сторони резервуару через шахтну драбину, перехід і катучу драбину. Верхній кінець катучої драбини шарнірно спирається на площадку, закріплену на стінці резервуару. Нижній кінець катучої драбини має котки, зарахунок яких драбина в залежності від рівня заповнення резервуару пересувається по рейках, розміщених на опорній фермі. Щаблі драбини незалежно від кута нахилу драбини до вертикалі залишаються завжди в горизонтальному положенні.
На резервуарі також встановлений поплавковий сигналізатор аварійного рівня Omuv, який при рівні 1667 см. видає сигнал на АСУТП, звідки формується команда на автоматичне перекриття засувок та заслонок резервуару. Це дозволяє запобігти переливу резервуару.
По зовнішньому краю понтона прокладені два паралельні термокабеля, які при виникненні пожежі на резервуарі змінюють свій опір. При зміні опору двох термокабелів на однакову величину формується сигнал пожежі, який передається на АСУТП, де в свою чергу формується команда на автоматичне включення пожежної насосної та відкриття засувки з розчинопроводу на резервуар, що горить. На верхній кромці стінки резервуару на висоті 2 м. встановлені також шість інфрачервоних датчиків полум'я, які здійснюють вторинний контроль за відсутністю пожежі на резервуарі. Сигнал з цих датчиків містить тільки інформаційний характер (повідомлення), тому ніяких автоматичних команд не видає.
Для гасіння пожежі на верхній кромці стінки резервуару по периметру втановлено п'ять піногенераторів піни низької кратності з пінозливом (ГПНПС). ГПНПС призначені для отримання із водного розчину піноутворювача повітряно-механічної піни низької кратності і подачі її зверху в кільцевий затвор між понтоном і стінкою резервуару.
На нижньому поясі резервуару встановлені:
1) приймально-роздавальні патрубки Ду720 мм. в кількості 4 шт., обладнані запірними заслонками типу L32.1 118-PN-16 з електроприводами інтелектуального типу Limitork;
2) трубопровід Ду270 мм. з ручною засувкою, призначений для зачистки резервуару від донних залишків перед виводом в ремонт зачисними оседіагональними насосами ОН-1 чи ОН-2 типу УОДН 170-150-125 з подачею 144 м3/год та напором 24 м.;
3) сифонний кран КС-80 для спуску підтоварної води;
4) патрубок водоспуску з плаваючої покрівлі Ду150 мм. з ручною засувкою;
5) люк-лаз круглий Ду600 (2 шт.), та люк-лаз овальний 600/900 (1 шт.), на якому встановлено інтелектуальний цифровий датчик Fisher для визначення гідростатичного тиску;
6) міксер марки Plenty моделі 30Р-STM30, призначений для розмиву парафіністих відкладень, які накопичуються на дні резервуару.
Встановлений міксер на фланці круглого люка-лазу 1 поясу резервуару.
На плаваючій покрівлі встановлені:
1) люк світловий Ду500- 4 шт.;
2) люк монтажний Ду1000- 1 шт.;
3) приймальник дощових опадів;
4) кабель для відводу статичної електрики.
Діаметер плаваючої покрівлі на 400 мм. менший від діаметра резервуару. Зазор між покрівлею і стінкою ущільнюється гумовим затвором. Також гумовим затвором ущільнюється проміжок між направляючими трубами і покрівлею.
Захист покрівлі від статичної електрики виконаний шляхом її з'єднання з стінкою резервуару гнучким мідним кабелем мінімум в чотирьох точках. Опір заземлення резервуару не повинен перевищувати 100 Ом і застосовується для захисту резервуару від статичної електрики і електростатичної індукції. Заземлення резервуару виконано у вигляді стержневих вертикальних заземлювачів довжиною 5 м., що з'єднані між собою і з резервуаром сталевою стрічкою. Для захисту резервуару від корозійного впливу грунту, а також для його захисту від статичної електрики стінка резервуару з'єднана з протекторами, які знаходяться в землі.
Антикорозійний захист всіх внутрішніх поверхонь резервуару виконаний антистатичними грунт-емалями марки Елакс ЕП-5123 з товщиною покриття після висихання від 190 до 210 мкм. Антикорозійний захист зовнішніх поверхонь резервуару, зовнішньої поверхні плаваючої покрівлі, внутрішньої поверхні коробів виконаний двома шарами алкідно-уретанової емалі АУ-199 по одному шару грунтовки ГФ-021. Товщина одношарового покриття емалі після висихання становить 20-35 мкм. Шахтна та катуча драбини і площадки обслуговування покриті двома шарами емалі ПФ-1189.
Крім описаного вище обладнання, яке встановлено на кожному резервуарі МНТ «Південний», на резервуарах №2 і №4 на нижньому поясі змонтовано по одному патрубку Ду720, до яких під'єднаний колектор скиду тиску нафти, більшого за тиск настойки запобіжних скидних перепускних клапанів, встановлених на вході магістральної насосної, фільтрах-брудовловлювачах та прийомному і відкачуючому колекторах резервуарного парку.
1.2 Характеристика траси нафтопроводу Одеса-Броди
Початок лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди - 0 кілометер на вузлі пуску-прийому очисних пристроїв МНТ «Південний», кінець траси - 667 кілометер на вузлі прийому очисних пристроїв (ОП) ЛВДС «Броди» нафтопроводу «Дружба».
Переважний напрямок траси нафтопроводу північно-західний, паралельно до залізниці Одеса-Хмельницький-Тернопіль-Львів. Траса проходить по горбисто-рівнинній місцевості, розсіченими долинами річок, сформованими у вигляді канйонів, ярами і балками причорноморської низовини з коливаннями висот від 30 до 150 м.
Дальше траса проходить по Волинсько-Подільській височині, що є вододілом між басейнами річок Дніпро і Південний Буг. Рельєф місцевості горбисто-рівнинний з коливанням висот від 120 до 370 метрів, на підході до ЛВДС «Броди» після 650 км. рельєф рівнинний.
Траса нафтопроводу проходить через села: Візірка, Комінтернівське, Зоринове, Олександрівна, Чорногірка - Комінтернівського району Одеської області, Сербка, Силовка - Іванівського району Одеської області, Софіївка, Новосвєтівка, Орджонікідзе, Малігонове, Ново-Зарицьке - Ширяєвського району Одеської області, НПС «Степова» розташована біля села Петрівка, наступний лінійний вузол КП - село Гідерим Котовського району Одеської області, Семено-Карпівка, Кодима, Козлівка - Кодимського району Одеської області, Тернівка, Коморгород, Юліампіль, Юхимівка, Мурафа Велика - НПС «Кам'яногірка» - Вінницької області, Северинівна, Токарівка, Старий Майдан, Черешенка, Голосків, Череповка, Катеринівка, Купель - Хмельницької області, Пальчиці, Айова, Заруддя, Очеретне, Панасівна, Лукаші та кінцевий пункт нафтопроводу ЛВДС «Броди» - Львівської області.
По трасі нафтопроводу через 12-22 км розміщені лінійні контрольні пункти (КП) та лінійні відсікаючи засувки, які призначені для відсічення дільниці нафтопроводу при виникненні аварії. В місцях переходу траси нафтопроводу через великі водні перешкоди лінійні КП та засувки встановлені по обидва боки водної перешкоди, що дозволяє зменшити кількість нафти, пролитої на поверхню води при виникненні аварії на даному переході.
Траса нафтопроводу перетинає такі великі річки: Куяльник, Великий Куяльник, Мурафа, Вовк, Південний Буг, Збруч, Бірківа.
Клімат району проходження траси нафтопроводу помірно-континентальний з теплим і вологим літом і м'якою зимою. Середні температури повітря зимова -60 С, літня - +180 С, кількість опадів - до 300 мм. за рік.
В районі проходження траси нафтопроводу розташована мережа автошляхів та автомагістралей з твердим асфальтовим покриттям та мостами великої вантажності. На всій протяжності траса перетинає велику кількість залізниць, автодоріг, водних перешкод, підземних та наземних комунікацій.
Район проходження траси нафтопроводу характеризується густорозміщеними населеними пунктами та промисловими підприємствами. Від 0 до 40 кілометра траса прокладена в одному технологічному коридорі з двома нитками нафтопроводу Кременчук-Одеса. В таблиці 1.2 наведені комунікації, які перетинає траса.
Таблиця 1.2. Комунікації, що перетинає трасою нафтопроводу Одеса-Броди
|
Назва комунікації |
Одиниці виміру |
Кількість |
|
|
Автошляхи |
шт. |
128 |
|
|
Залізниці |
шт. |
15 |
|
|
Підземні комунікації |
шт. |
132 |
|
|
Лінії електропередач і лінії зв'язку |
шт. |
316 |
|
|
Водні перешкоди |
шт. |
15 |
|
|
Струмки |
шт. |
37 |
|
|
Балки і яри |
шт. |
51 |
Вибір труб при будівництві нафтопроводу виконувався за такими критеріями:
застосування труб з мінімальними товщинами стінок, що відповідають вимогам проекту;
застосування труб, що відповідають сучасним вимогам надійності;
виготовлення труб заводами України.
Вибір товщин стінок труб виконувався за графіком гідравлічних нахилів, при цьому максимально можливий тиск в трубопроводі приймався по максимальній результуючій епюрі з врахуванням реверсивності перекачки. Для вибору оптимальних за якістю та ціною труб в проекті пропонувалися труби виробництва Новомосковського та Харцизького трубних заводів. Для будівництва траси нафтопроводу були використані труби Новомосковського трубного заводу та труби з заводською ізоляцією Харцизького трубного заводу.
По трасі трубопроводу з інтервалом 12-18 км всановлена відсікаюча арматура - клинові засувки Ду 1000 Ру 80 виробництва Пенза Росія, обладнані інтелектуальними приводами Rotork. Вузол лінійної засувки складається з засувки, з інтелектуальним електроприводом Rotork, двох інтелектуальних датчиків тиску Fisher, встановленими перед та після лінійної засувки, термометра опору для контролю температури стінки трубопроводу, ультразвукового датчика контролю за проходженням очисних та діагностичних пристроїв по трубопроводу, понижувальний трансформатор, для забезпечення електроживлення привода засувки та контрольного пункту системи лінійної телемеханіки та зв'язку, станції катодного захисту. Система лінійної телемеханіки передбачає дистанційне (з МДП та ЦДП) управління лінійними засувками по трасі нафтопроводу, відображення значення тисків до і після лінійної засувки, відображення стану лінійної засувки (відкрита, закрита, в проміжному положенні, процент відкриття), потенціалу трубопроводу, температури стінки трубопроводу, сигналізацію проходження очисних пристроїв, сигналізацію відкриття дверей блок-боксу КП, сигналізацію наявності напруги на кожному високовольтному вводі КП, сигналізацію наявності напруги в колі управління засувкою та напруги живлення апаратури КВП та зв'язку.
Захист трубопроводу та запірної арматури від корозії здійснюється влаштуванням ізоляційного покриття зовнішньої поверхні труби і арматури та застосуванням електрохімічного захисту.
Нафтопровід прокладений під землею на глибині 1 метр від верхньої твірної труби згідно з вимогами СНИП 2.05.06.85. на переходах через водні перешкоди в русловій частині трубопровід прокладено нижче розрахункової лінії розмиву дна. На ділянках, що прокладені в гравійно-скельних або гравійно-галькових грунтах ізольований трубопровід укладений на подушку з м'якого мінерального грунту товщиною 0,2 м. з засипкою тим же грунтом на висоту 0,2 м. над поверхеню труби. Кути поворотів трубопроводу у вертикальній і горизонтальній площинах виконані з відводів холодного гнуття у відповідності з вимогами ГОСТ 24950-81. На обводнених ділянках трубопровід привантажено від всплиття залізобетонними баластними пристроями типу УБКм. На переходах водостоків при прокладанні трубопроводу баластування виконувалось кільцевими гавезними чи нелакокам'янистими пристроями. Ділянки трубопроводу, які перетинають залізниці та автодороги укладені в захисні кожухи. Для захисту ізоляційного покриття трубопроводу від механічних пошкоджень при виконанні переходів через водні перешкоди виконана суцільна футеровка трубопроводу дерев'яними рейками.
Вздовж нафтопроводу прокладено паралельно оптоволоконний кабель зв'язку, який має пластмасове покриття і оболонку зверху броні.
Кінець траси нафтопроводу Одеса-Броди (667 км.) на вузлі прийому засобів очистки і діагностики ЛВДС «Броди» нафтопроводу «Дружба». Від цього вузла нафта поступає в приймальний колектор резервуарного парку, до якого підключені резервуари.
1.3 Характеристика технологічної схеми і обладнання ЛВДС «Броди» як кінцевого пункту нафтопроводу Одеса-Броди
Лінійна виробничо-диспетчерська станція «Броди» (ЛВДС «Броди») є структурним підрозділом Філії «Магістральних нафтопроводів «Дружба» відкритого акціонерного товариства «Укртранснафта».
ЛВДС «Броди» є однією з головних нафтоперекачувальних станцій нафтопроводу «Дружба» і поки що кінцевим пунктом новозбудованої нафтопровідної системи Одеса-Броди. Працює ЛВДС «Броди» уже більше 40 років, забезпечуючи:
прийом нафти з «Міхалок» (Білорусь) в резервуарний парк, подальше її транспортування по нафтопроводу «Броди-Карпати» до ЛВДС «Сколе» для подальшого її транспортування на експорт на кінцеві здавальні пункти прийому Будківці та Фенішлітке, в Венгрії та Словаччині;
зберігання нафти в резервуарному парку;
здійснення внутрібазових перекачок;
налив нафти в вагоно-цистерни;
злив нафти з вагоно-цистерн в резервуарний парк.
До складу технологічних об'єктів ЛВДС «Броди» входять:
резервуарний парк загальним об'ємом 170000 м3 (чотири резервуари вертикальні сталеві РВС 20000 м3 кожен два з них з плаваючою покрівлею, два з понтоном, шість резервуарів РВС 10000 м3 кожен з стаціонарною покрівлею, чотири резервуари РВС 5000 м3 кожен з стаціонарною покрівлею, два резервуари РВС 5000 м3 кожен з плаваючою покрівлею), а також споруджується РВС 75000 м3 з плаваючою покрівлею. Максимальна продуктивність наповнення-опорожнення резервуарів в залежності від типу становить від 650 до 2000 м3/год, оскільки резервуари уже експлуатуються тривалий час також значно меншими від номінальних є значення максимальних рівнів їх заповнення. Технологічна карта резервуарного парку ЛВДС «Броди» наведена в додатку Б;
основна насосна першої черги (три насоси марки QG 300/2/100 з подачею 1100 м3/год та напором 37 метрів, працюють паралельно);
основна насосна другої черги (чотири насоси марки НМ 3600-230 з подачами №1 і №2 - 2500 м3/год, №3 і №4 - 3600 2500 м3/год та напором 230 м. працюють послідовно);
підпірна насосна першої черги (два насоси марки 14 НДСН з подачею 1120 м3/год та напором 40 м.);
підпірна насосна другої черги (два насоси марки 20 НДСН з подачею 3600 м3/год та напором 60 м.);
наливна насосна (два наливні насоси марки 2МЛ з подачею 1120 м3/год та напором 20 м.);
вузли регулювання тиску по першій та другій чергах;
вузли прийому очисних пристроїв по першій та другій черзі;
вузли запуску очисних пристроїв по першій та другій черзі;
фільтри-брудовловлювачі на вході першої та другої черги;
вузли обліку нафти;
зливно-наливна двохстороння естакада для зливу-наливу нафти в вагоно-цистерни в кількості 48 шт., по 24 шт. з кожної сторони;
зливно-наливна двохстороння естакада для зливу-наливу світлих нафтопродуктів в вагоно-цистерни в кількості 48 шт., по 24 шт. з кожної сторони.
З нафтопроводу Міхалки-Броди нафта через фільтри та вузли обліку по кожній черзі надходить в резервуарний парк. З резервуарного парку нафта поступає на вхід підпірної насосної першої чи другої черги, звідки подається під чиском 4-8 бар на вхід основної насосної першої чи другої черги. По першій черзі основні насоси можуть працювати на паралельну роботу. По другій черзі основні насоси працюють послідовно. Викид основних насосів по кожній черзі з'єднується з викидним колектором та вузлом регулювання, після якого нафта поступає в нафтопровід Броди-Карпати. Технологія забезпечує незалежно від того, яка насосна працює перекачку нафти однією насосною одночасно по двох чергах магістрального нафтопроводу (першій діаметром 520 мм., та другій діаметром 720 мм.). Для ведення внутрібазових перекачок нафти можна використовувати як підпірні так і наливні насоси. Налив нафти в вагоно-цистерни здійснюється з одночасним паралельним використанням підпірних насосів першої черги та наливних насосів. Налив всього маршруту (48 вагоно-цистерн) здійснюється за 1 годину 35 хвилин.
Також технологія ЛВДС «Броди» дозволяє здійснювати прийом нафти з нафтопроводу Одеса-Броди в резервуарний парк з можливістю її подальшого транспортування по нафтопроводу «Дружба» чи на перспективу після будівництва по нафтопроводу Броди-Гданськ до здавальних пунктів у Польщі.
Всі технологічні параметри роботи основного і допоміжного обладнання ЛВДС «Броди» контролюються АСУТП, основаною на схемах релейного захисту і автоматики. Централізоване та повузлове управління основним та допоміжним технологічним обладнанням здійснюється з місцевого диспетчерського пункту та центрального диспетчерського пункту зі Львова.
Крім основних технологічних об'єктів на ЛВДС «Броди» є ряд допоміжних споруд:
котельня;
станція біологічної очистки побутових стоків;
станція очистки промислових стоків;
ремонтні майстерні;
гараж і бокси для автотранспортної та аварійної техніки;
пожежна насосна;
корпус допоміжних служб і т.д.
Так як обладнання експлуатується уже тривалий час (більше 40 років) воно є фізично та морально застарілим, тому поступово проводиться модернізація та заміна обладнання на нове та більш досконале.
1.4 Фізико-хімічні властивості транспортованої нафти
Виходячи з сучасної ринкової ситуації та потреб економіки України нафтопровід Одеса-Броди повинен забезпечувати ці потреби каспійською нафтою, яка є набагато краща по якості і хімічному складу та є менш парафінистою за російську.
Але на сьогоднішній день, виходячи з політичних та деяких інших об'єктивних причин не можна однозначно сказати коли ця нафта буде транспортуватися нафтопроводом Одеса-Броди. На перших етапах його експлуатації більш ймовірним стає транспортування даним нафтопроводом російської нафти.
Тому для виконання подальших гідравлічних розрахунків в наступних розділах даного дипломного проектубудуть потрібні фізико-хімічні властивості двох сортів нафт: каспійської (СРС Bland) та російської (Urals).
В таблиці 1.3 наведені основні фізико-хімічні властивості двох сортів нафт, визначені лабораторним способом.
нафтопровід енергетичний технологічний
Таблиця 1.3. Основні фізико-хімічні властивості нафт, що будуть транспортуватися по нафтопроводу Одеса-Броди
|
Параметр |
Значення |
||
|
CPC Bland (каспійська) |
Urals (російська) |
||
|
Густина нафти при 00С, кгм3 ... |
Подобные документы
Розрахунки ефективної потужності двигуна внутрішнього згоряння та його параметрів. Визначення витрат палива, повітря та газів, що відпрацювали. Основні показники системи наддування. Параметрів робочого процесу, побудова його індикаторної діаграми.
курсовая работа [700,8 K], добавлен 19.09.2014Визначення структурних параметрів верстата, побудова його структурної та кінематичної схеми. Конструювання приводу головного руху: розрахунок модулів та параметрів валів коробки швидкості, пасової передачі, вибір підшипників і електромагнітних муфт.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.09.2011Опис конструкції та принцип роботи грохота інерційного колосникового. Частота обертання вала вібратора. Визначення конструктивних параметрів грохоту. Розрахунок клинопасової передачі. Розрахунок на міцність та жорсткість. Розрахунок шпонкових з’єднань.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.06.2011Розрахунок параметрів приводу. Визначення потрібної електричної потужності двигуна. Обертовий момент на валах. Розрахунок клинопасових передач. Діаметр ведучого шківа. Міжосьова відстань. Частота пробігу паса. Схема геометричних параметрів шківа.
курсовая работа [3,3 M], добавлен 14.05.2013Розробка технологічної схеми зброджування сусла з крохмалевмісної сировини періодичним способом. Характеристика сировини, напівпродуктів і продуктів. Розрахунок продуктів і теплового балансу, бродильного апарату. Механічний розрахунок його параметрів.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 26.05.2012Опис технологічної схеми процесу виробництва силікатної цегли. Аналіз існуючої системи автоматизації. Основні відомості про процес автоклавові обробки. Сигнально-блокувальні пристрої автоклавів. Розрахунок оптимальних настроювальних параметрів регулятора.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 03.05.2017Характеристика КЦ-3 Шебелинського ЛВУМГ, газопроводу ШДО із прилегаючою ділянкою газопроводу, основного і допоміжного обладнання КС. Розрахунок фізико-термодинамічних характеристик газу. Гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу, режиму роботи КС.
курсовая работа [69,1 K], добавлен 17.12.2011Розрахунок потужності і вибір двигуна відповідно до заданих параметрів. Перевірка вибраного двигуна в умовах пуску і перевантаження. Перевірка двигуна по кількості включень та по перегріву. Обгрунтування та вибір елементів схеми. Опис роботи схеми.
курсовая работа [71,1 K], добавлен 13.05.2012Розрахунок параметрів безперервно-потокової лінії. Визначення тривалості операційного циклу при різних видах руху предметів праці. Організація ремонту обладнання. Визначення потреби в різних видах енергії, інструментів, виробничих площах, обладнанні.
курсовая работа [183,9 K], добавлен 17.11.2014Аналіз умов експлуатації, визначення параметрів проектованого обладнання. Порівняльний критичний аналіз серійних моделей з визначеними параметрами, вибір прототипу. Опис конструкції та будови. Розрахунок на міцність, довговічність, витривалість.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.12.2014Мета впровадження автоматичних систем управління у виробництво. Елементи робочого процесу в парокотельній установці. Вибір структури моделі об'єкта регулювання та розрахунок її параметрів. Розрахунок параметрів настроювання автоматичних регуляторів.
курсовая работа [986,6 K], добавлен 06.10.2014Визначення типу привідного електродвигуна та параметрів кінематичної схеми. Побудова статичної навантажувальної діаграми та встановлення режиму роботи електропривода. Розрахунок потужності, Перевірка температурного режиму, вибір пускових резисторів.
контрольная работа [238,3 K], добавлен 14.09.2010Конструктивні розміри корпуса редуктора. Розрахунок кінематичних і енергосилових параметрів на валах привода. Перевірка міцності шпонкових з’єднань. Вибір матеріалів для змащування та опис системи змащування зачеплення. Уточнений розрахунок валів.
курсовая работа [1002,6 K], добавлен 17.04.2015Розробка режимів обтиснень і калібровки валків для прокатки на рейкобалковому стані круглої заготовки. Визначення температурно-швидкісних, енергосилових параметрів, продуктивності стану. Розрахунок міцності та деформації технологічного устаткування.
дипломная работа [891,7 K], добавлен 07.06.2014Сатураторний метод одержання сульфату амонію як найбільш перспективний для коксохімічних заводів. Опис технологічної схеми, конструктивні розрахунки апаратів. Вибір основного технологічного і допоміжного обладнання. Комп’ютеризація параметрів сатуратора.
дипломная работа [462,9 K], добавлен 05.10.2012Характеристика та способи виконання технологічної операції дозування. Аналіз існуючих способів дозування та схеми машин-дозаторів різних типів. Розрахунок параметрів стрічкового дозатора та його компонування. Загальний вид машини і кінематична схема.
курсовая работа [847,8 K], добавлен 15.12.2013Будова, характеристики, принцип роботи ліфта. Шляхи технічних рішень при модернізації та автоматизації. Розробка та розрахунок циклограми і електричної схеми ліфта. Розробка математичної моделі схеми управління. Розрахунок надійності системи автоматики.
курсовая работа [5,3 M], добавлен 14.05.2011Описання теплової схеми котельні. Технічні характеристика та тепловий розрахунок казана. Вибір оптимального устаткування для запропонованої схеми котельні. Короткий опис схеми автоматики. Техніко-економічний розрахунок роботи котельні на природному газі.
дипломная работа [288,1 K], добавлен 23.11.2010Визначення кінематичних і силових параметрів приводу. Проектний розрахунок циліндричної прямозубної передачі. Проведення розрахунку валів та підшипників редуктора, а також клинопасової передачі. Правила змащування, підйому та транспортування редуктора.
курсовая работа [1000,0 K], добавлен 19.04.2012Опис сортаменту продукції, обладнання й технології прокатки на стані 2250. Розрахунок режиму обтискань, швидкісного режиму прокатки та енергосилових параметрів на клітях "Дуо" та "Кварто", допустимих зусиль на клітях стану, часу нагрівання металу в печі.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 04.11.2011
