Эксплуатация нефтепровода Набережные Челны-Альметьевск

целостностью трубопроводов и отсутствием пропусков воды в местах соединений;

уровнем воды в чаше градирни, который не должен быть ниже 0,5 метра от воронки переливной трубы и не должно сильным потоком переливаться через сливную трубу в канализацию;

готовностью к работе резервного водонасоса.

по мере загрязнения необходимо заменять воду в чаше градирни. При этом грязная вода через дренажный вентиль в колодце №5 сливается в канализацию.

Система сбора и откачки утечек

Основные и подпорные насосы перекачивающей станции снабжены сальниковым или торцовым уплотнениями. Конструкция уплотнения не исключает небольшой утечки нефти, предназначенного для смазки и охлаждения трущихся поверхностей. Поэтому предусматривается система сбора утечек.

Система сбора утечек нефти с подпорных насосных агрегатов состоит из двух насосов РЗ-30Н производительностью 18м3/ч, напором 5,3 атм. и резервного насоса ВКС-2/26 производительностью 7,2 м3/ч напором 2,6 атм., емкости для сбора утечек V=1 м3, системы трубопроводов для сбора нефти в емкость для утечек и откачки нефти из емкости в пром.канализацию НПС. Емкость для сбора утечек должна быть откалибрована. Утечки нефти с сальниковых уплотнений насосов поступают в емкость 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 емкости сбора утечек производится автоматически, включением шестерёнчатого насоса типа РЗ-З0Н, ВК-2/26 в промканализацию и далее в нефтеловушку.

Система вентиляции

При перекачке нефти не всегда удается полностью исключить выделение паров из нефти, которые вместе с воздухом образуют взрывоопасные смеси. Поэтому здания насосных оборудуются системой принудительной приточно-вытяжной вентиляции, предназначенной для контроля и регулирования процентного содержания паров нефти в атмосфере нефтенасосного помещения. Из этих же соображений насосный зал обогревается воздухом, подогретым в специальных теплообменниках - калориферных установках. Различают три вида вентиляции: приточная, вытяжная и подпорная. Приточная вентиляция (Приложение Г) предназначена для создания притока свежего воздуха в насосный зал. Вытяжная вентиляция (Приложение Д) служит для вытяжки воздуха в атмосферу, вместе с парами нефти, из насосного зала. Подпорная вентиляция служит для создания избыточного регулируемого давления воздуха в корпусе электродвигателя, что предотвращает попадание паров нефти в корпус и образование взрывоопасной смеси.

Перед пуском нефтенасосной в работу необходимо включить всю вытяжную и приточную вентиляцию, проверить, открыты ли полностью все дефлекторы, как в подпорной части, так и в основной. Во время остановок нефтенасосной необходимо оставлять в работе не менее двух вытяжных вентиляторов, один у магистрального агрегата и один в подпорной части во избежание образования загазованности.

Включение приточных и обще обменных вытяжных вентиляционных установок производится за 10-15 минут до начала работы зала. При этом сначала включает вытяжные, а затем приточные вентиляционные установки.

Включение приточных и общеобменных вытяжных установок производится через 10-20 минут, после окончания работы цеха. Сначала включают приточные, а затем вытяжные установки.

1.4 Анализ работы нефтепровода

Расчеты проведены для следующих видов перекачек:

1) Перекачка осуществляется от НПС «Альметьевск-3» до Нижнекамского НПЗ, перекачка с НПС «Наб.Челны» не осуществляется.

а) Работает один магистральный насос ЦНС 300-600;

б) Работает два магистральных насоса ЦНС 300-600;

в) Работает три магистральных насоса ЦНС 300-600;

2) Перекачка осуществляется с НПС «Альметьевск-3» и НПС «Наб. Челны» до Нижнекамского НПЗ.

1) Перекачка осуществляется от НПС «Альметьевск-3» до Нижнекамского НПЗ, перекачка с НПС «Наб.Челны» не осуществляется:



Исходные данные:

Так как диаметр трубопровода не постоянный то разобьем его на 2 участка:

Первый - длинной L1=82290 м, диаметром D1=530х8 мм

Второй - длинной L2=29600 м, диаметром D2=720х8 мм

Геодезическая высота начала 1-го участка трубопровода zн=138 м

Геодезическая высота конца 2-го участка трубопровода zк=206,25 м

Эквивалентная шероховатость kэ=0,2 мм

Напор остаточный hост=35 мм

Кинематическая вязкость нефти =38 сСт

Рабочая характеристика нефтепровода построена в программе Microsoft Exel, полученные результаты сведены в таблицу

Таблица 1.10 - Полные потери напора в трубопроводе в зависимости от расхода

Q, м3/ч	ht1, м	ht2, м	Hсум, м
300	48,504	3,916	156,72
350	63,524	5,128	173,28
400	80,246	6,478	191,71
450	98,615	7,961	211,96
500	118,581	9,573	233,97
550	140,105	11,311	257,69
600	163,149	13,171	283,10
650	187,680	15,152	310,14
700	213,669	17,250	338,79
750	241,088	19,464	369,01
800	269,915	21,791	400,79
850	300,125	24,230	434,09
900	331,698	26,779	468,90
950	364,616	29,436	505,18
1000	398,859	32,201	542,93
1050	434,410	35,071	582,12
1100	471,255	38,046	622,74
1150	509,378	41,123	664,76
1200	548,765	44,303	708,18
1250	589,402	47,584	752,98
1300	631,277	50,965	799,14
1350	674,377	54,444	846,65

В качестве примера приведен расчет для расхода 800 м3/ч.

Скорость течения нефти

, (1.1)

где Q - расход в нефтепроводе, м3/ч;

D - внутренний диаметр нефтепровода, м

Число Рейнольдса

, (1.2)

где - кинематическая вязкость нефти, м2/с

Переходные числа Рейнольдса



(1.3)

(1.4)

где kэ - эквивалентная шероховатость.

для первого участка трубопровода

Так как Re<ReI, то режим течения в зоне гидравлически гладких труб.

для второго участка трубопровода

Так как Re<ReI, то режим течения в зоне гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне гидравлически гладких труб определяется

, (1.5)

Потери напора на трение

, (1.6)



где g - ускорение свободного падения, м/с2.

Полные потери напора в трубопроводе

, (1.7)

где() - разность геодезических отметок конца и начала трубопровода;

hост - остаточный напор в конце трубопровода.

Напорная характеристика насоса от его расхода описывается уравнением полинома, которая была определена в программе Microsoft Exel (рисунок 1.8):

y = -0,0043x2 + 1,7764x + 456,62 ,

гдеу - напор насоса, м;

х - расход насоса, м3/ч.



Рис. 1.8 - Характеристики насосов серии ЦНС

Определение рабочей точки (все рабочие точки определены в программе Q_Basic (Приложение К):

1) При работе одного магистрального насоса ЦНС 300-600.

Результаты расчета:



2) При работе двух магистральных насосов ЦНС 300-600

Результаты расчета:

3) При работе трех магистральных насосов ЦНС 300-600

Результаты расчета:



Рис. 1.9 - Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающей станции при различном числе работающих насосов

2) Перекачка осуществляется с НПС «Альметьевск-3» и НПС «Наб.Челны» до Нижнекамского НПЗ.

Исходные данные:

Имеем три участка нефтепровода:

Первый - длинной L1=82290 м, диаметром D1=530х8 мм

Второй - длинной L2=13000 м, диаметром D2=530х8 мм

Третий - длинной L3=29600 м, диаметром D3=720х8 мм

Геодезическая высота начала 1-го участка трубопровода z1=138 м

Геодезическая высота начала 2-го участка трубопровода z2=84,22 м

Геодезическая высота конца 3-го участка трубопровода z3=206,25 м

Геодезическая высота в точке соединения 1-го участка и 2-го участка трубопровода zо=136,61 м

Эквивалентная шероховатость kэ=0,2 мм

Напор остаточный hост=35 мм

Кинематическая вязкость нефти =38 сСт

На НПС «Наб.Челны» установлены насосы ЦНС 300-360 (Приложение Е), в работе находятся три насоса, один в резерве. Напорная характеристика насоса от его расхода описывается уравнением полинома, которая была определена в программе Microsoft Exel:

y = -0,0023·x2 + 0,937·x + 224,57 ,

Для наглядности приведу расчетную схему:

Рис. 1.10 - Расчетная схема перекачки

Запишем систему уравнений Бернулли:

, (1.8)

где Но - напор необходимый, для перекачки нефти по третьему участку нефтепровода, м.

Решить в ручную такую систему невозможно или очень затруднительно. Для этого в программе Q_Basic была написана программа (Приложение Л), которая дала следующие результаты.

Из расчетов видно, что при работе трех магистральных насосов на НПС «Альметьевск - 3» расход в трубопроводе больше тогда, когда перекачки с НПС «Наб.Челны» не осуществляется. При работе одного или двух магистральных насосов на НПС «Альметьевск - 3» осуществлять перекачку не выгодно, так как рабочая точка находится за пределами рабочей зоны насоса.

1.5 Расчёт величины минимального допустимого уровня в резервуаре

Минимальный допустимый уровень (Нмин.доп) уровень, дальнейшее снижение которого ограничивается воронкообразованием и кавитацией насосов.

Минимальный уровень по воронкообразованию определяется в зависимости от конструктивного расположения приёмо-раздаточного патрубка (ПРП), его диаметра и производительности опорожнения резервуара, которая зависит от производительности напорного участка нефтепровода при схеме перекачки «через резервуары» и максимальной разности производительностей приёмного и напорного участков при схеме перекачки с «подключенными резервуарами».

Согласно РД 153-39.4-077-00 величина Н мин доп определяется по формуле

Нмин.доп = Нкр + А, где (1.9)

Нкр - критическая высота уровня жидкости в резервуаре, при которой начинается устойчивое истечение с воронкой, м.

А - расстояние от днища резервуара до оси приёмораздаточного патрубка, м., значения А определяются по паспорту резервуара.

, где (1.10)

критерий Рейнольдса; (1.11)

диаметр приемо-раздаточного патрубка, м;

скорость в одном приемо-раздаточном патрубке, м/с.

Определяется по максимальной производительности заполнения - опорожнения резервуара Q, м3/с.

кинематическая вязкость при максимальной температуре перекачиваемой жидкости, м2/с;

угол среза приемо-раздаточного патрубка, рад.

При наличии в резервуаре хлопушек с горизонтально или максимально поднятой крышкой угол среза ПРП следует принимать равным =30 град.

Расчетный минимальный допустимый уровень Hмин.доп в резервуаре определяется по максимально возможной производительности участка нефтепровода, то есть при Q=1015,51м3/ч, при работе трех магистральных насосов.

Так как в резервуаре имеется хлопуша, то угол среза ПРП равен =30 град. [22]

Значение А=700 мм для резервуаров типа РВСП объемом 10000м3 (рисунок 1.10).

Рис. 1.11 - Вид приемо-раздаточного патрубка

(1.12)

1.6 Расчет бескавитационного условия всасывания насосов насосной №2

Исходные данные:

Тип насоса: ЦНС 300-600;

Количество насосов: три

Подача насосов: Q=1015,51 м3/ч;

Вязкость нефти: =38·10-6 м2/с;

Плотность: 890 м3/с;

Давление насыщенных паров: рs =28 кПа

Давление атмосферное: ра =100 кПа;

Таблица 1.11 - Характеристики технологического трубопровода (от насосной до самого дальнего резервуара РВСП№14)

Диаметр внешний Dвн, мм	Толщина стенки , мм	Диаметр внутренний D, мм	Длина трубы L, м	Местные сопротивления, шт
				Задвижка (=0,15)	Поворот 90о плавный (=0,23)	Тройник (=0,32)	Фильтр (=1,7)	Вход в трубу (=1)
820	8	804	409,8	4	1	10	1	1
377	8	361	73,1	1	1	2	-	-
325	10	305	19,6	1	-	-	-	-
219	10	199	6,7	-	2	-	-	-

Эквивалентная шероховатость kэ=0,2 мм

Отметка днища резервуара: zр=144,7 м;

Отметка оси насоса: zн=138 м;

Минимальный допустимый уровень в резервуаре: Нмин.доп.=1 м

Условие беcкавитационной работы насоса определяется выражением:

, (1.13)



где - потери на трение по длине трубопровода, м;

hм.с. - потери на местное сопротивление, м ;

z=Нмин.доп.+zр-zн, (1.14)

Первый участок нефтепровода:

Скорость течения на участке

, (1.15)

Число Рейнольдса

, (1.11)

Переходные числа Рейнольдса

(1.16)

(1.17)

Так как Re<ReI, то режим течения в зоне гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне гидравлически гладких труб определяется

, (1.18)

Полные потери напора на первом участке трубопровода.

, (1.19)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений;

Расчеты для остальных участков трубопровода были произведены в программе Q_Basic (Приложение М)



Из расчета видно, что располагаемый подпор меньше допустимого, следовательно для бескавитационного всасывания насосов уровень нефти в резервуаре должен быть больше минимально допустимого уровня Нмин.доп. на

Ндоп. - Нр=12,65-11,32=1,33 м

Так как условие бескавитационного всасывания было рассчитано для максимальной производительности нефтепровода, то во всех остальных случаях условие безкавитационного всасывания будет выполняться.

1.7 Расчет системы приточно-вытяжной вентиляции насосного цеха

1.7.1 Методика расчета приточной вентиляции

Задачами расчета приточной вентиляции с механическим побуждением являются определение размеров воздуховодов, а также подбор вентиляторов и калориферов.

Расход приточного воздуха в насосном цехе определяется по нормируемой кратности воздухообмена

, (1.20)

где - объем помещения насосной; для помещений высотой 6 метров и более следует принимать

, (1.21)

где - площадь помещения;

- нормируемая кратность воздухообмена, 1/ч.

Кратность воздухообмена в помещениях насосных при перекачке нефтепродуктов и малосернистых нефтей , а при перекачке сернистых нефтей .

Расчетная схема приточной системы вентиляции приведена на рисунке 1.7.

Схема включает несколько расчетных участков с постоянным по длине расходом воздуха. Границами между отдельными участками являются тройники с переходами.

Воздух поступает в помещение через приточные сетчатые насадки и забирается через воздухозаборную шахту с жалюзийной решеткой. Для последнего участка, состоящего из диффузора, на двух последовательно установленных калориферов, отвода под углом 90 и шахты с жалюзийной решеткой, потерю давления можно принять ориентировочно равной 100… 150 Па.

Расчет воздуховодов (круглых или прямоугольных) начинают с наиболее удаленного от приточной камеры участка 1. Площадь сечения участка находится по формуле

, (1.22)

где - объемный расход воздуха в участке;

- рекомендуемая скорость воздуха, .

В соответствии с найденной величиной и выбранной формой воздуховода выбирается стандартный диаметр или размеры сторон прямоугольного сечения канала.



Фактическую скорость воздуха находят по формуле

, (1.23)

где - фактическая площадь сечения участка 1.

Потери давления при движении воздуха в участке

, (1.24)

где - плотность воздуха, ;

, - длина и эквивалентный диаметр участка;

, - коэффициент гидравлического сопротивления и сумма коэффициентов местного сопротивления для рассматриваемого участка.

При гидравлическом расчете круглых воздуховодов эквивалентный диаметр равен их фактическому диаметру, а для прямоугольных

, (1.25)

нефтепровод насос резервуар вентиляция

где ,- длина сторон сечения воздуховода.

Коэффициент в формуле (1.24) принимается равным 0,15…0,25.

Потери давления на преодоление местных сопротивлений находятся по формуле

. (1.26)



При определении необходимо руководствоваться данными из СНиП 2.04.05-91 (2000).

Для подогрева воздуха, подаваемого в помещение насосной, используются калориферы.

Перепад давления в калориферах КФС зависит от весовой скорости воздуха и описывается формулой вида

.(1.27)

Выбор калорифера производится по необходимой поверхности нагрева калориферной установки, которая находится по формуле

, (1.28)

где - теплоемкость воздуха при температуре ;

- конечная температура нагретого воздуха;

- начальная температура нагреваемого воздуха;

- коэффициент теплопередачи калорифера;

- средняя температура теплоносителя;

- средняя температура нагреваемого воздуха.

Коэффициент теплопередачи в калориферах может быть определен по следующим эмпирическим формулам:

- при обогреве паром

(1.29)



- при обогреве водой

, (1.30)

где - скорость воды в трубках калорифера.

Выполнив расчет потерь давления на трение и на местные сопротивления для каждого участка, вычисляют давление, которое должен развивать вентилятор, после чего выбирают его тип.

1.7.2 Методика расчета вытяжной вентиляции

При перекачке нефти её пары скапливаются преимущественно у пола помещения насосной. Поэтому основной объем вытяжки (80%) удаляется принудительной вентиляцией из нижней зоны, а остальные 20% - с помощью дефлекторов из верхней зоны. Соответственно суммарный расход воздуха через дефлекторы

(1.31)

А расход воздуха, удаляемого с помощью вентиляторов

(1.32)

Один дефлектор обслуживает площадь поверхности кровли, равную 15…20 м2.

Задачей расчета дефлектора является определение диаметра его патрубка



(1.33)

где Qд - производительность дефлектора;

д - скорость воздуха в патрубке дефлектора.

Скорость д при учете только давления за счет скорости ветра в (без учета разности плотностей воздуха внутри и вне здания)

(1.34)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений, =1,7;

lд - длина патрубка дефлектора.

Совместное решение (1.33) и (1.34) дает трансцендентное уравнение

Однако при оно решается в явном виде

(1.35)

Скорость ветра, обдувающего дефлектор, принимается согласно [7].

По найденной величание диаметра патрубка выбирается № дефлектора.



1.7.3 Расчет вытяжной системы вентиляции

Задачей расчёта вытяжной вентиляции с принудительным удалением воздуха является определение размеров воздуховодов и подбор вентиляторов. Расчетная схема представлена на рисунке 1.8. Длины отдельных участков: l1 = 10,5 м; l2 = l4 = l6 = l8= 2,5 м; l3 = l7=8 м; l5 = 10 м; l9 = 7,2 м; l10 = 2 м;

Калориферы должны обеспечить подогрев воздуха от 238 К до 296,4 К. Теплоноситель - вода с температурой 353 К, прокачиваемая со скоростью 0,4 , средняя температура нагреваемого воздуха 268 К [1].

Рис. 1.12 - Расчетная схема приточной системы вентиляции помещения насосной

Необходимый расход вытяжного воздуха по формуле (1.20)

.

Полагая, что расход приточного воздуха распределяется равномерно, находим расходы по участкам

;

;



;

.

Принимая в отводах рек=6 м/с и в магистральной части рек=8 м/с, находим площадь сечений каналов по формуле (1.22)

;

;

;

.

В соответствии с найденными величинами выбираем размеры сечений прямоугольных воздуховодов: для участков 1, 2, 4 и 6 - 400х500 мм, для участка 3 - 500х600 мм, для участка 5 - 600х800 мм, для участков 7 и 8 - 800х1000 мм [1].

Фактическая скорость воздуха в воздуховодах и их эквивалентный диаметр находим по формулам (1.23) и (1.25)



Находим суммарные коэффициенты местного сопротивления. На участке 1 это: выход с плавным поворотом потока через расширяющийся раструб, отвод, тройник с переходом на проход (режим нагнетания).

Соответственно

.

На участке 2 имеются следующие местные сопротивления: выход с плавным поворотом потока через расширяющийся раструб, тройник-отвод (режим нагнетания). Следовательно

.

Аналогичные значения будут у участков 4 и 6,

.

У участков 3 и 5

.



На участке 7 имеются следующие местные сопротивления: 4 отвода 90° и диффузор у вентилятора

.

На участке 8 имеются диффузор, отвод 90° и шахта с жалюзийной решеткой. Для жалюзийной решетки . Следовательно

.

При средней температуре воздуха и .

Массовая скорость воздуха на участке 8

.

Коэффициент теплопередачи находим по формуле (1.30)

.

Необходимая поверхность нагрева калориферной установки определим по формуле (1.28)

.



Выбираем 3 калорифера КФС-11 с поверхностью нагрева 54,6 м2 [1]. Общая поверхность нагрева составляет 163,8 м2, что соответствует условию их нормальной эксплуатации.

Гидравлическое сопротивление одного калорифера по формуле (1.27)

.

Найдем потери давления в каждом из участков (без учета калориферов) по формуле (1.24)

;

;

;

;

;

;

;

.

Наибольшие гидравлические потери будут между жалюзийной решеткой и расширяющимся раструбом участка 2



.

Необходимый расход воздуха обеспечивается установленным центробежным вентиляторам типа Ц 4-70 №8, развивающими давление до 1000 Па. Вентилятор прокачивает воздух через 3 калорифера.

Таким образом, общий перепад давления в приточной системе вентиляции

.

Так как меньше давления, развиваемого вентилятором Ц 4-70 №8, то условие нормальной эксплуатации удовлетворено.

Список использованных источников

1. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 655 с.

2. Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1995. - 246 с.

3. Дерцакян А.К. Справочник по проектированию магистральных нефтепроводов. - Л.: Недра, 1977. - 519 с.

4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. - М.: ГУПЦ ПП, 1997. - 52 с.

5. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы / Минстрой России. - М.: ГУПЦ ПП, 1993. - 32 с.

6. Абузова Ф. Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа: Учеб. пособие для вузов.- М.: Недра, 1992 - 320 с.

7. Галлямов А.К. и др. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. -597 с.

8. Нечваль A.M. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебное пособие, - Уфа.: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. - 168 с.

9. Прахова М.Ю. Автоматизация производственных процессов в трубопроводном транспорте. - Уфа: УГНТУ, 2002. - 314 с.

Ю.Клюев А.С. Техника чтения схем автоматического управления и технического контроля. - М.: Высшая школа, 1991. -384 с.

11. Методические указания по проектированию систем вентиляции перекачивающих станций и нефтебаз. Уфа:, изд. УНИ, 1981. -43 с.

12.Кушелев В.П., Орлов Т.Т. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1983. - 472 с.

13. Долин Л.А. Справочник по технике безопасности. - М., 1985.-204 с.

14. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений: РД -34.21.122-87/Госстрой СССР: Введ. 12.10.87. - М.:Стройиздат,1987,- 49с.

15. Полозков В.Т. Охрана труда и противопожарная защита на магистральных нефтепроводах. - М.: Недра, 1975.- 224 с.

16.ГОСТ 12.1.011-78. Токсичные и пожароопасные свойства веществ.

17. Инструкция по эксплуатации оборудования НПС-3.

18. В.Б. Галеев и др. Магистральные нефтепродуктопроводы. - М.: Недра, 1976. - 360 с.

19. Технологический регламент нефтенасосной №1.

20. Технологический регламент нефтенасосной №2.

21. Паспорт магистрального нефтепровода «Набережные Челны - Альметьевск» Ду 500мм (0-95,290км).

22. РД 153-39.4-077-00 Методика определения нормативов технологических остатков нефти в резервуарных парках ОАО «АК«ТРАНСНЕФТЬ».

23. Инструкция по эксплуатации нефтенасосных №№1,2.

Размещено на Allbest.ru