Проект промежуточной нефтеперекачивающей станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Разработка технологической схемы НПС

1.1 Гидравлический расчет трубопровода и подбор насосного оборудования

1.1.1 Гидравлический расчет трубопровода

1.1.2 Определение диаметров и скоростей

1.1.3 Определение потерь напора во всасывающей и нагнетательной линиях

1.1.4 Характеристика насоса, его устройство и особенности его работ

1.1.5 Пересчет характеристики с воды на перекачиваемый продукт

1.1.6 Совмещенная характеристика трубопровода и группы насосов, регулирование подачи обточкой рабочего колеса

1.2 Определение объема резервуарного парка

2. Компоновка насосного цеха

2.1 Основная насосная

2.2 Подбор электродвигателя и определение размеров насосного агрегата

2.3 Подбор подъемно-транспортного оборудования

2.4 Размещение оборудования в насосном цехе

2.5 Характеристика вспомогательных систем насосного цеха

2.5.1 Система сбора утечек насосного цеха

2.5.2 Система разгрузки торцовых уплотнений

2.5.3 Система маслоснабжения

2.5.4 Система вентиляции помещений насосной станции

3. Расчёт системы вентиляции

3.1 Методика расчета приточной вентиляции

3.2 Методика расчета вытяжной вентиляции

3.3 Расчет вытяжной системы вентиляции

4. Эксплуатация резервуарного парка

Заключение

Список использованных источников

Введение

НПС - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные и промежуточные.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки).

Разработка технологической схемы НПС, включает в себя: создание рациональной системы внутристанционных коммуникаций с установленными на них основным и вспомогательным оборудованием; подбор оптимальных диаметров и определение направлений потоков.

Компоновка насосного цеха определяет взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования внутри цеха.

В данном курсовом проекте рассматривается промежуточная нефтеперекачивающая станция, задачей которой является перекачка нефти с проектным расходом 6500 мі/ч на расстояние 72 км.

Промежуточная НПС осуществляет операции по поддержанию напора, достаточного для дальнейшей транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральному нефтепроводу.

1. Разработка технологической схемы НПС

Главное требование при разработке технологических схем - их простота, возможность выполнения всех предусматриваемых проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечения минимальной протяженности технологических трубопроводов. Длина трубопроводов обусловливается допустимыми минимальными разрывами между соединяемыми объектами. Наиболее часто используют принципиальные (полные) схемы и схемы соединений (монтажные).

На принципиальных схемах изображают все гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля за ними, а также все гидравлические связи между ними.

Нефть поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, затем через систему ССВД направляется в магистральную насосную, далее через узел регуляторов давления в камеру пуска средств очистки и диагностики (СОД) - в магистральный нефтепровод. Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры СОД периодически производится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Для перекачки нефти по нефтепроводу станция оснащена, [7]: - магистральной насосной, оборудованной тремя центробежными насосами НМ 7000-210 с приводом от синхронных электродвигателей СТДП 5000-2 УХЛ 4;

- узлом приема-пуска средств очистки и диагностики (УППСОД);

- системой сглаживания волн давления (ССВД) которая предназначена для защиты трубопровода от гидравлического удара, который может возникнуть из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, НПС ;

- камерой регулирующих заслонок. В узле регулирования давления установлены две регулирующие заслонки, которые обеспечивают необходимое выходное давление;

- фильтрами-грязеуловителями. Узел фильтров-грязеуловителей необходим для очистки нефти от механических примесей, грязи и т.д. В состав узла фильтров-грязеуловителей входит три фильтра-грязеуловителя Ду=820 мм, Ру=4 МПа;

- технологическими трубопроводами.

Рассмотрим технологическую схему НПС.

Нефть от предыдущей станции через узел приема-пуска средств очистки и диагностики (УППСОД) через блок фильтров-грязеуловителей где проходит очистку от механических примесей и систему сглаживания волн давления (ССВД) поступает в приемный коллектор магистральной нефтяной насосной станции. Для того чтобы рабочее давление не превышало допустимое давление, перед выходом нефти в магистральный нефтепровод установлен узел регуляторов давления. После узла регуляторов давления нефть направляется в УППСОД и далее в магистральный нефтепровод.

1.1 Гидравлический расчет трубопровода и подбор насосного оборудования

Рисунок 1 - Схема перекачки

1.1.1 Гидравлический расчет трубопровода

1) Составим уравнение Бернулли для сечений 1-1 и 2-2, 3-3 и 4-4:

* для сечений 1-1 и 2-2:

где

* для сечений 3-3 и 4-4:

Выразим потребный напор насоса

1.1.2 Определение диаметров и скоростей

Принимаем скорость движения жидкости в нагнетательной линии

где

По ГОСТ принимаем:



где

Уточняем скорости во всасывающей и нагнетательной линиях

1.1.3 Определение потерь напора во всасывающей и нагнетательной линиях

где

Трубы стальные сварные:

где

Определим первое граничное число Рейнольдса



Так как , по формуле Альтшуля найдем коэффициент гидравлического сопротивления

Определение потерь напора во всасывающей линии

где

Найдём сумму местных сопротивлений

Аналогично для других точек расхода найдем и данные сведём в таблицу 1.1.3.1.1.

Таблица 1.1.3.1.1 - Гидравлический расчет всасывающего трубопровода

Q, мі/ч	0	1625	3250	4875	6400	6500	8125	9750	11375
хв, м/с	0	0,48	0,95	1,43	1,87	1,90	2,38	2,85	3,33
Reв	0	13756	27513	41269	54179	55026	68782	82538	96295
Reпер 1		55000
лв	0	0,029	0,025	0,023	0,021	0,021	0,020	0,020	0,019
hв, м	0	0,180	0,717	1,611	2,773	2,860	4,466	6,426	8,742

Определение потерь напора в нагнетательной линии

Аналогично для 20 точек расхода найдем и данные сведём в таблицу 1.1.3.2.1.

Таблица 1.1.3.2.1 - Гидравлический расчет нагнетательного трубопровода

Q, мі/ч	0	1625	3250	4875	6400	6500	8125	9750
хв, м/с	0	0,48	0,95	1,43	1,87	1,90	2,38	2,85
Reн	0	13756	27513	41269	54179	55026	68782	82538
Reпер 1		55000
лн	0	0,029	0,025	0,023	0,021	0,021	0,020	0,020
hн, м	0	22,212	75,440	154,807	251,359	258,412	385,165	534,351

По формуле (1.4) потребный напор насоса:

Аналогично находим потребный напор еще для семи значений расхода (таблица 1.1.3.3.1).

Таблица 1.1.3.3.1 - Зависимость потребного расхода от напора

Q, мі/ч	0	1625	3250	4875	6500	8125	9750
Hпотр, м	78,05	78,05	131,8	212,08	316,93	445,29	596,44
Hмаг, м	262,50	257,55	242,69	217,93	183,27	138,71	84,24
Q, мі/ч	0	1413,04	2826,08	4239,13	5652,2	7065,21	8478,3
H	456,5217	447,91	422,07	379,01	318,74	241,2	146,5

Статический напор трубопровода определяется по формуле:

м.

По найденному потребному напору и необходимой подаче подбираем центробежный нефтяной горизонтальный насос марки НМ 7000-210. Для создания необходимого напора необходимо установить 2 насоса.

Проверка всасывающей способности

Для обеспечения необходимой подачи должно выполняться условие

для НМ 7000-210

Кавитационный запас

Так как , то требуется подобрать подпорный насос

Так как , значит всасывание насосом и безкавитационная работа обеспечены.

Для обеспечения необходимой подачи устанавливаем параллельно два насоса типа .

В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный, [7].

Расчет совмещенной характеристики трубопровода и группы насосов

Совмещенная характеристика трубопровода и группы насосов насосной станции (рисунок 1.5) представляет собой пересечение графика зависимости напора насоса от подачи Н= f(Q) и графика зависимости потребного напора трубопровода от расхода Нпотр = f(Q).

Уравнение характеристики магистрального насоса НМ 7000-210

1.1.4 Характеристика насоса, его устройство и особенности его работ

В основной насосной размещены три магистральных насоса марки НМ 7000-210 (два рабочих, один резервный). С возможностью последовательного и параллельного подключения [3].

1) Основной насос

Насос типа НМ марки НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса 475 мм и частотой n=3000 с^-1.

Насосы типа НМ - центробежные горизонтальные одноступенчатые с рабочим колесом двустороннего входа и двухзавитковым спиральным отводом. Входной и выходной патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены в противоположные стороны, что обеспечивает удобный доступ ротору без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов.

Горизонтальный разъем корпуса между ней 1 и верхней 4 его частями уплотнен прокладка. Ротор насоса состоит из вала 3, рабочего колеса 7, защитных втулок 5 и 6.

Двусторонний подвод жидкости к рабочему колесу и двухзавитковый спиральный

Отвод обеспечивает уравновешивание гидравлических осевых и радиальных сил, действующих на ротор.



Рисунок 1.1 Ї Продольный разрез одноступенчатого насоса типа "НМ" с рабочим колесом двустороннего входа жидкости.

Опорами ротора служат подшипники скольжения 8 с жидкой принудительной смазкой (под давлением) от маслоустановки агрегатов. Остаточное осевое усилие ротора воспринимают два упорных подшипника 9.

Рабочее колесо литое, одностороннего входа. Направляющий аппарат - литой. Для обеспечения бескавитационной работы насоса устанавливается литое предвключенное колесо.

Осевое усилие ротора уравновешено разгрузочным диском.

Концевые уплотнения ротора - механические торцевые. Опоры ротора - подшипники скольжения с кольцевой смазкой и водяным охлаждением.

Крышки всасывания и напорная стягиваются стяжными шпильками, образуя вместе с секциями корпус насоса.

Насос и электродвигатель, соединенные муфтой, устанавливают на отдельных фундаментных рамах.

Направление вращения вала - по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя.

Насосы изготавливают по ТУ 26-06-1407-84.

2) Подпорный насос

Перед основным насосом чаще всего на производстве ставят подпорный насос. Его назначение - создавать необходимое давление на входе в основной насос. Чтоб обеспечить ему нормальные условия всасывания.

Допускаемый кавитационный запас ? получают на основе снятия кавитационных характеристик и приводят в паспортах или каталогах. Пределы изменения ? для основных насосов от 18 до 80 м, для подпорных насосов от 2- х до 6 м. Такой малый кавитационный запас насосов позволяет им осуществлять нормальное всасывание из резервуарных парков НПС. На входе эти насосы дают давления, больше допускаемого давления основных насосов. Обороты подпорных насосов 1000 или 1500 об/мин.

В целях уменьшения капитальных затрат на строительство зданий подпорных насосных станций (цехов) в последнее время устанавливают вертикальные подпорные насосы (рис. 4) в открытом исполнении.

Конструктивно этот насос, расположенный в нижний части стакана 1, сходен с насосом НМП. Он также имеет рабочее колесо 16, предвключенные колеса 15, 17, вал 13, спиральный корпус. Нагнетательные патрубки 3, подводы 14, 18.

На верхний фланец фонаря 11 устанавливается электродвигатель, соединяемый с помощью муфты с валом насоса. Нефть входит в стакан по всасывающему патрубку 21, выходит по напорным патрубкам 4,7. Весь вал вращается на подшипниках скольжения 6, 19, опираясь на крестовины 20, 5. Напорные патрубки конструктивно переходят в напорную крышку 8.

Подшипник 10 радиально-упорный. Он воспринимает нагрузку от вала двигателя. В месте выхода вала 13 из напорной крышки устанавливается торцевые уплотнения 12. Стакан 1 герметичный, он эксплуатируется под абсолютным давлением (0,05…0,1) МПа. Он опускается в колодец глубиной 3- 4 м. Это позволяет увеличить подпор на выходе в НПВ.

Эти насосы допускают как последовательную, так и параллельную схему (чаще параллельно). Кавитационный запас насосов НПВ в пределах 2…5 м.

Рисунок 1.2- Подпорный вертикальный насос типа НПВ: 1 - стакан; 2 - спиральный корпус; 3 - нагнетательные патрубки; 4, 7 - напорные патрубки; 5, 20 - крестовины; 6,19 - подшипники скольжения; 8 - напорная крышка; 9 - втулка; 10 - радиально - упорный подшипник; 11 - электродвигатель; 12 - торцевое уплотнение; 13 - вал; 14, 18 - подводы; 15, 17 - предвключенные колеса; 16 - рабочее колесо.

1.1.5 Пересчет характеристики с воды на перекачиваемый продукт основного насоса

Пересчет характеристики НМ 7000-210, [4]

Определяем коэффициент быстроходности насоса

где

Определим переходное число Рейнольдса

Определяем число Рейнольдса

где

Так как , то автомодельный режим присутствует и не требуется пересчет и .

Пересчет КПД насоса с воды на перекачиваемую жидкость

где

Поправочный коэффициент

Пересчёт характеристик НПВ 3600-90, [4]

Определяем коэффициент быстроходности насоса

Определим переходное число Рейнольдса

Определяем число Рейнольдса

Так как , то автомодельный режим присутствует и

Не требуется пересчет и .

Поправочный коэффициент

0,96*85=82%

1.1.6 Совмещенная характеристика трубопровода и группы насосов, регулирование подачи обточкой рабочего колеса

Обточка рабочих колес по наружному диаметру широко применяется в трубопроводном транспорте нефти. Этот способ может быть эффективно использован при установившемся на длительное время режиме перекачки. Следует отметить, что уменьшение диаметра рабочего колеса сверх допустимых пределов приводит к нарушению нормальной гидродинамики потока в рабочих органах насоса и значительному снижению к.п.д.

- коэффициент параболы обточки

Строим параболу обточки, определяющуюся по формуле:

где

Построим параболу подобия. Результаты построения сведем в таблицу

Таблица 6.1 - Парабола обточки

Q, мі/ч	0	1625	3250	4875	6500	8125	9750
H	0	19,75	79	177,8	316	493,8	711

Точка 2 находится на пересечении напорной характеристики насоса с параболой обточки.

Получим на пересечении с характеристикой насоса точку 2 с параметрами, удовлетворяющими уравнениям подобия.

;

Степень обточки

Процент обточки

При обточке колеса наблюдается незначительное уменьшение КПД насоса, зависящее от коэффициента быстроходности и степени обточки колеса. По формулам

и

пересчитаем кривую НМ. При 150<n_s<200 допускается обточка рабочих колес до 10%. В нашем случае n_s=194 и ?=8,9% - условие выполняется, следовательно, регулирование подачи путем обточки рабочего колеса приемлемо.

При работе двух основных насосов на насосной станции режимная точка лежит в пределах пределами рабочей зоны основных насосов, т.е. данный режим работы насосной станции возможен.

Рисунок 1.4 Совмещенная характеристика трубопровода и НПС: 1 -характеристика трубопровода; 2 - характеристика НМ 10000-210; 3 - характеристика 2 НМ 7000-210; 4 - парабола подобия; 5 - характеристика 2 НМ 7000-210 после регулирования

1.2 Определение объема резервуарного парка

нефтеперекачивающий трубопровод гидравлический резервуар

Резервуарный парк служит для обеспечения основного технологического процесса - надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарным парком называется комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти.

Резервуарные парки НПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки.

Полезный объем резервуарного парка магистрального нефтепровода составляет 421200 мі. В соответствии с этим подбираем 9 резервуаров РВСП - 50000. В целях защиты резервуаров от перелива и технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка выделяется два резервуара для сброса РВСП 20000. В резервуары для сброса предусматривается сброс нефти по специальному трубопроводу через узел №1 предохранительных клапанов в случае повышения давления на входе НПС, и через узел №2 предохранительных клапанов при повышении давления в трубопроводе между подпорной и магистральной насосной в случае остановки магистральных насосных агрегатов, при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуар.

Резервуарный парк НПС состоит из четырех основных резервуаров РВСП - 50000. Схема резервуара РВСП-50000 приведена на рисунке 1.13, технические характеристики резервуаров приведены в таблице 1.8.



Рисунок 1.13 - Резервуар вертикальный стальной цилиндрический с понтоном: 1 - днище; 2 - стенка; 3 - крыша; 4 - направляющие понтона; 5 - площадка обслуживания; 6, 7 - лестница шахтная; 7-13 - люки и патрубки на крыше; 14 - площадка и стремянка у люка-лаза во 2 поясе стенки; 15-22- люки и патрубки в стенке.

Таблица 1.8 Технические характеристики резервуаров

Тип резервуара	РВСП-50000
Объем резервуара, мі	50000
Внутренний диаметр резервуара, мм	60700
Высота стенки, мм	18000
Конструкция стенки, днища	Полистовая
Конструкция крыши	Коническая, щитовая
Масса, т	984,225

2. Компоновка насосного цеха

2.1 Основная насосная

Помещение магистральных насосных агрегатов предназначается для размещения основного технологического оборудования и создания нормальных условий для его работы.

Насосный цех стационарного типа сооружен из огнестойких материалов (кирпич, бетон, железобетон). Фундамент насосного цеха выполнен в виде одиночных ленточных (сплошных) железобетонных фундаментов. По конструкции фундаменты под основные насосные агрегаты и электродвигатели массивные. Фундамент под основной насос и электродвигатель общий и не соединен с фундаментом здания, [6].

Насосный зал относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории.

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы Dу=1220-12 мм. В общем здании насосного цеха уложены трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружены площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При прохождении трубопроводов через разделительную стенку смонтированы специальные герметизирующие фрамуги.

2.2 Подбор электродвигателя и определение размеров насосного агрегата

НМ 7000-210:

- подача 7000 мі/ч;

- напор 210 м;

- частота вращения 3000 об/мин;

- КПД (не менее) 89 %;

- масса 6125 кг.

Подбираем электродвигатель СТДП 5000-2 УХЛ 4:

- мощность 5000 кВт;

- напряжение 6000/10000 В;

- масса 14750 кг.

Насос НМ 7000-210 представлен на рисунке 8.1.

Рисунок 2.1 - Габаритные размеры насосного агрегата

Размеры НМ 7000-210 (мм) [2]: L₀=6720; L=2405; L₁=625; L₂=1250; L₃=1250; l=4030; l₁=470; l₂=1505; l₃=1505; B=2300; B₁=1200; B₂=920; B₃=640; b=860; b₁=1780; b₂=860; H=1785; H₁=1000; H₂=500; H₃=500; h=1445; h₁=680; D_B=610; D_H=610.

2.3 Подбор подъёмно-транспортного оборудования

Насосный зал оборудован мостовыми кранами. Подбираем кран мостовой, среднего режима работы, с двумя крюками, грузоподъемностью 15/3 т, база крана 5000 мм, ширина моста 6300 мм, высота крана 2300 мм, давление колеса крана не более 15,5, крана с тележкой 22,5 т.

2.4 Размещение оборудования в насосном цехе

Оборудование в насосном цехе размещается в соответствии с РД 153-39.4-113-01 "Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов".

В насосном зале проложены 4 трубопровода вспомогательных систем, 2 маслообменных, один для разгрузки торцовых уплотнений и один для сбора утечек.

2.5 Характеристика вспомогательных систем насосного цеха

Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные системы:

- система сбора и откачки утечек от торцевых уплотнений;

- централизованная система смазки и охлаждения подшипников магистральных насосных агрегатов;

- аппараты воздушного охлаждения масла;

- аппараты воздушного охлаждения электродвигателей;

- система подготовки и подачи сжатого воздуха;

- система контроля и защиты насосных агрегатов;

- система вентиляции;

- система пожаротушения.

2.5.1 Система сбора утечек насосного цеха

Система сбора утечек предусматривается для приема капельных утечек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия их торцов. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться незаполненный объем емкости, достаточный для приема максимальных утечек, образующихся при раскрытии торцов за время закрытия задвижек на основных трубопроводах-отводах насоса, на котором возникла неисправность торцов. Отвод утечек нефти осуществляется в подземные емкости объемом 40 мі. Для дренажа магистральных насосов применяется дренажный поддон конструкции "Гипротрубопровода". Поддон предназначен для сбора нефти при проливах с последующим отводом собранной нефти в коллектор утечек.

2.5.2 Система разгрузки торцовых уплотнений

Система разгрузки торцов насосов осуществляется путем отвода части перекачиваемой нефти после лабиринтных уплотнений валов в приемный коллектор или в отдельно стоящий сборник нефти ударной волны и разгрузки. Отвод разгрузочной нефти от торцовых уплотнений насосов в сборник нефти ударной волны и разгрузки по защитному контуру производится при срабатывании предохранительного клапана лишь в отдельных случаях, когда давление в приемном коллекторе поднимается выше 2,5 МПа допустимого по прочности торцов. Отвод нефти из разгрузочных устройств предусмотрен во всасывающий трубопровод насосной. В случае повышения давления в трубопроводе насосной нефть направляется в подземную емкость.

2.5.3 Система маслоснабжения

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти (насос НМ 7000-210, электродвигатель СТДП 5000-2 УХЛ 4).

Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать поступление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения "сухого" запуска агрегатов, что может привести к выплавлению баббитовых вкладышей подшипников и выходу насосных агрегатов из строя.

Подача масла на подшипники осуществляется насос ШФ 20-25А. Забор масла производится из двух маслобаков, емкостью по 2,0 мі каждый. Во время эксплуатации из двух емкостей одна рабочая, другая резервная, что обеспечивает быстрый ввод другого бака в работу без заполнения ее свежим маслом. Насос ШФ 20-25А подает масло на сетчатый фильтр, который может работать, как параллельно, так и в случае ремонта или промывки одного из них, одним элементом. После фильтра масло поступает в установку маслоохлаждения состоящую из трех воздушных маслоохладителей (секций АВОМ) работающих по одному, по две и по три в зависимости от температуры наружного воздуха и от температуры масла на выходе из воздушных холодильников. После маслоохладителей масло поступает на подшипники насосных агрегатов. Необходимо следить, чтобы вентили на входе масла к подшипникам действующих насосов и электродвигателей были полностью открыты, а ремонтируемые закрыты. Масло с подшипников самотеком по линии слива возвращается обратно в масляные баки емкостью 2,0 мі. Задвижки рабочего бака сливной трубы должны быть открыты, а резервные закрыты для аварийной подачи масла в случае отключения электроэнергии служит аккумулирующий бак емкостью 0,5 мі, который расположен под потолком. С аккумулирующего бака лишнее масло по линии перетока перетекает обратно в рабочий бак. Этим в аккумулирующем баке все время поддерживается атмосферное давление, а при остановке и включении в работу аккумулирующего бака играет роль воздушника.

При работе маслосистемы происходит потери масла, которые восполняются насосом ШФ 20-25А из бака хранения масла емкостью 5 мі, расположенного за пределами зала. Кроме того имеется вывод для наполнения 2 мі емкости из бочек или автоцистерны при помощи гибкого рукава. При работе агрегатов необходимо помнить, что в маслосистеме находится около 2 мі масла и пополнение масляных баков производить из расчета, чтобы масло в случае остановки насосов смогло перелиться в приямок, то есть в масляном баке не должно быть масла более 2 мі при работающих агрегатах.

2.5.4 Система вентиляции помещений насосной станции

В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой расположенной в подвале, и вытяжной камерой расположенной на чердаке.

Приточные системы механической вентиляции состоят из следующих конструктивных элементов:

- воздухоприемного устройства, через которое наружный воздух поступает в приточную камеру;

- приточной камеры с оборудованием для обработки воздуха и подачи его в помещения;

- сети каналов и воздуховодов, по которым воздух вентилятором распределяется по отдельным вентилируемым помещениям;

- приточных отверстий с решетками;

- регулирующих устройств в виде дроссель-клапанов, устанавливаемых в воздухоприемных устройствах, на ответвлениях воздуховодов и в каналах.

Вытяжные системы механической вентиляции состоят из следующих элементов:

- жалюзийных решеток и специальных насадков, через которые воздух из помещений поступает в вытяжные каналы;

- вытяжных каналов, по которым воздух, извлекаемый из помещений, транспортируется в сборный воздуховод;

- сборных воздуховодов, соединенных с вытяжной камерой;

- вытяжной камеры, в которой установлен вентилятор с электродвигателем;

- оборудования для очистки воздуха, если удаляемый воздух сильно загрязнен;

- вытяжной шахты, служащей для отвода в атмосферу воздуха, извлекаемого из помещений;

- регулирующих устройств (дроссель-клапанов).

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную и корпуса электродвигателей.

В блоке установлены:

- два приточных вентилятора для обеспечения воздухообмена и обогрева помещения нефтенасосной;

- два подпорных вентилятора для создания избыточного давления воздуха в корпусе электродвигателя;

- водяные калориферы на каждый вентилятор, через которые засасывается воздух из вентиляционных камер, для подогрева воздуха;

- тепловой узел для распределения тепла.

Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

Для очистки воздуха от пыли при его запыленности более 0,2 мг/мі установлены фильтры ячейковые типа ФЯВ. Подаваемый воздух подогревается до 10°С (в холодный период года) в калориферных установках.

Создание необходимых режимов работы системы обеспечивается воздушной регулировочной заслонкой с электроприводом, установленной на воздухозаборе. Частично закрытое положение заслонки соответствует режиму "продувка", полностью открытая - режимам "закрытие клапана" и "подпитка".

В настоящее время на нефтеперекачивающих станциях в общественных и производственных зданиях устраивают механическую вентиляцию, в которой воздух перемещается по сети воздуховодов и другим элементам системы с помощью центробежных и осевых вентиляторов, приводимых в действие электродвигателями.

3. Расчет системы вентиляции

3.1 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

, (3.1)

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

, (3.2)

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 3.1. 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

, (3.3)

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

, (3.4)

где - фактическая площадь сечения участка 1.

Потери давления при движении воздуха в участке

, (3.5)

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

, (3.6)

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

. (3.7)

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

. (3.8)

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

, (3.9)

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

(3.10)

- при обогреве водой

, (3.11)

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.

3.2 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 днфлекторы

(3.12)

А расход воздуха, удаляемого с помощью вентиляторов

(3.13)

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

Задачей расчета дефлектора является определение диаметра его патрубка

(3.14)

где Q_д - 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)

 (3.15)

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

l_{д -} длина патрубка дефлектора.

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

Однако при оно решается в явном виде

(3.16)

Скорость ветра, обдувающего дефлектор, принимается согласно [7]. По найденной величание диаметра патрубка выбирается номер дефлектора.

3.3 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 .

Рисунок 3.1 - Расчетная схема приточной системы вентиляции помещения насосной

Необходимый расход вытяжного воздуха:

.

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:

;

;

;

.

В соответствии с найденными величинами выбираем размеры сечений прямоугольных воздуховодов: для участков 1, 2, 4 и 6 - 400х 500 мм, для участка 3 - 500х 600 мм, для участка 5 - 600х 800 мм, для участков 7 и 8 - 800х 1000 мм.

Фактическая скорость воздуха в воздуховодах и их эквивалентный диаметр:

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 по таблице находим и .

Массовая скорость воздуха на участке 8

.

Коэффициент теплопередачи:

.

Необходимая поверхность нагрева калориферной установки определим по формуле (1.28)

.

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

Гидравлическое сопротивление одного калорифера по формуле (3.27)

.

Найдем потери давления в каждом из участков (без учета калориферов):

;

;

;

;

;

;

;

.

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.

4. Эксплуатация резервуарного парка

Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт и быть оснащен полным комплектом исправного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам. На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота. К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:

Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагается:

- градуировочная таблица;

- протокол калибровки;

- эскиз резервуара;

- журнал обработки результатов измерений при калибровке.

Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. мі:

- со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;

- со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;

- с понтоном и плавающей крышей (без давления);

- резервуары с защитной (двойной) стенкой;

- резервуары с двойной стенкой;

- резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.

Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР 50.2.009-94 ГСП. "Порядок проведения испытаний и утверждение типа средств измерений".

Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ 17032-71.

Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84* и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами.

Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 мІ горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно. В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума. Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона. Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.

Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.

Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:

- дыхательные клапаны;

- предохранительные клапаны;

- стационарные сниженные пробоотборники;

- огневые предохранители;

- приборы контроля и сигнализации;

- противопожарное оборудование;

- сифонный водоспускной крап;

- вентиляционные патрубки;

- приемораздаточные патрубки;

- люки-лазы;

- люки световые;

- люки измерительные;

- диски-отражатели.

Технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов из резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-041-99 "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов". При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/ч до момента заполнения конца приемо-раздаточного патрубка. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 3,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из полимерных материалов должна быть указана в технической документации на понтон. Нефтепродукты в резервуар должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, и по возможности, струя нефтепродукта должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть такими, чтобы исключить разбрызгивание. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков. При увеличении производительности наполнения и опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми показателями.

Нефтепродукты, перекачка которых допускается по одному технологическому трубопроводу, приведены в ГОСТ 1510 "Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортировка и хранение". Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным технологическим трубопроводам, должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны записываться в журнал телефонограмм, рабочий журнал, режимный лист.

Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть, задвижки свободного резервуара и убедиться, что в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки заполненного резервуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов пены и температурного расширения нефтепродукта при нагревании. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального уровня. В случае отсутствия ограничителя оперативно измерять уровень нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту) через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается. Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном, если в технологических или магистральных трубопроводах после ремонтных работ остался воздух. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных в обращение в установленном порядке. Учетно-расчетные операции между поставщиком и потребителем осуществляются в соответствии с "Инструкцией по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах" РД 153-39-011-97.

Зачистку резервуаров следует выполнять в соответствии с "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" с учетом требований пожарной безопасности ВППБ 01-03-96 и ПОТ Р О-112-002-98. Резервуары должны периодически зачищаться согласно требованиям ГОСТ 1510 [42]:

- не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов. Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;

- не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

- не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов;

- по мере необходимости - для моторных топлив, мазутов.

Резервуары зачищаются также при необходимости смены сорта нефтепродукта, пирофорных отложений, ржавчины и воды, ремонта, при проведении полной комплексной дефектоскопии.

Заключение

В данном курсовом проекте спроектирована промежуточная НПС без резервуарного парка:

- разработана технологическая схема;

- спроектирована компоновка насосного цеха;

- произведен расчет системы маслоснабжения.

Графическая часть состоит из:

- технологическая схема промежуточной НПС;

- план (разрез) насосного цеха.

Список использованных источников

1. Коршак А.А.,. Нефтеперекачивающие станции: Учебное пособие/ Новосёлова Л.П.- Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008.-304с.

2. Каталог ЦИНТИхимнефтемаш "Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов ", 1981.

3. Шаммазов А.М., Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для ВУЗов/ Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. - М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2003.- 404 с.

4. Тугунов П.И., Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак и др.-Уфа: ДизайнПолиграфСервис,2002.- 594 с.

5. Нечваль А.М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.

6. Абдуллин Н.В. Компоновка элементов одноэтажного промышленного здания: Учебно - методическое пособие по дисциплине "Строительные конструкции".- Уфа:2008.-37с.

7. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов АК "ТРАНСНЕФТЬ". - Москва, 2002 г.

8. ГОСТ Р 53675-2009. Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов. Общие требования. - Москва, 2010 г.

Размещено на Allbest.ru