Промежуточная нефтеперекачивающая станция

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассматривается промежуточная нефтеперекачивающая станция задачей которой является перекачка нефти с проектным расходом 8 300 м3/ч на расстояние 84 км.

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

1. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ НПС

Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по поддержанию в трубе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти или нефтепродуктов.

В технологическую схему промежуточной НПС входят (рисунок 1.1):

- магистральная насосная;

- камера приема средств очистки и диагностики;

- камеры пуска средств очистки и диагностики;

- узел предохранительных устройств;

- емкость для сбора ударной волны;

- емкость сбора утечек к погружным насосам;

- узел регуляторов давления;

- площадка с фильтрами-грязеуловителями.

Для составления технологической схемы НПС необходимо иметь данные по объему перекачки, а также о перспективах развития станции.

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.



Рисунок 1.1 -Технологическая схема промежуточной НПС

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.

Соединение центробежных насосов на НПС предусмотрено как последовательное, так и параллельное. Обвязка насосов обеспечивает работу НПС при выходе в резерв любого из агрегатов. При параллельном подключении основных насосов предусматривается работа одновременно только двух насосов и двух резервных, а при последовательном подключении работают три насоса при одном резервном. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов -- максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. Предусмотрена установка подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу основных насосов. Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как_последовательно,_так_и_параллельно.

Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку обратного клапана справа, больше, чем давление, действующее слева (давление на входе в насос). Вследствие этого заслонка клапана закрывается, и перекачиваемая жидкость идет через насос. При неработающем насосе заслонка соответствующего клапана открывается под давлением потока жидкости и пропускает жидкость к следующему (работающему)_насосу.

Основное направление движения нефти по коммуникациям промежуточной НПС следующее: узел подключения станции к магистрали, камера фильтров, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения, магистраль.

Узел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки счетчиков -- прувера или контрольного счетчика. Камера пуска и приема скребка и узел подключения к магистрали могут быть выполнены в различных вариантах. [1, 2]

1.1 Подбор насосного оборудования

В данной работе рассматривается участок нефтепровода, перекачивающий нефть и нефтепродукты с проектным расходом 8 300 м3/ч. По часовому расходу подбираем магистральные и подпорные насосы на станции.

В основной насосной размещены четыре магистральных насосов марки НМ 10000-210 (три рабочих, один резервный), с возможностью последовательного и параллельного подключения [3].

Рисунок 1.2 - Разрез основного магистрального насоса типа НМ

Основным элементом центробежного насоса является рабочее колесо 5, где осуществляется передача энергии от двигателя к жидкости путем воздействия лопаток вращающего колеса. Корпус насоса 3 имеет спиральный подвод 7 и улиточный отвод 6. Корпус имеет горизонтальный разъем. Рабочее колесо насаживается на вал 2 с помощью шпонки. Важную роль в насосе играют уплотнения: 1) уплотнение рабочего колеса 4 щелевого типа и 2) концевое уплотнение вала торцевого типа 9.

Основными подшипниками являются подшипники скольжения 10; они непрерывно смазываются маслом под станционной системой смазки. Для восприятия осевых усилий устанавливается радиально-упорный подшипник 1. Под номером 13 изображены разделительные втулки. При помощи труб 12 осуществляется отвод утечек из камер сбора утечек. Насос соединяют с двигателем при помощи зубчатой муфты 11.

В подпорной насосной размещены три подпорных насоса марки НПВ 5000-120 (два рабочих и один резервный), с возможностью параллельного и последовательного подключения [4].

Рисунок 1.3 - Разрез подпорного вертикального насоса типа НПВ

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

Конструктивно этот насос, расположенный в нижней части стакана 11, сходен с насосом НМП. Он также имеет рабочее колесо 2, предвключенные колеса 1, 3, вал 13, спиральный корпус 16, нагнетательные патрубки 5, 12, подводы 14,17.

На верхний фланец фонаря 8 устанавливается электродвигатель, соединяемый с помощью муфты с валом насоса.

Весь вал вращается на подшипниках скольжения 4, 18. Напорные патрубки конструктивно переходят в напорную крышку 9.

Подшипник 7-радиально-упорный. Он воспринимает нагрузку от вала двигателя. В месте выхода вала 13 из напорной крышки устанавливается торцевое уплотнение 10.

Стакан герметичный, он эксплуатируется под абсолютным давлением (0,05…0,1) МПа. Он опускается в колодец глубиной 3-4 м. Это позволяет увеличить подвод на входе насоса НПВ.

1.2 Выбор основного (технологического) оборудования

К основному (технологическому) оборудованию насосной станции кроме основного и подпорного насосных цехов относят:

- узел учета нефти;

- узел регулирования давления;

- узел с предохранительными устройствами;

- фильтры-грязеуловители;

- камеру пуска-приема очистных устройств;

- технологические трубопроводы с запорной арматурой.

1.2.1 Узел учета нефти

Узел учета предназначен для измерения количества нефти при коммерческом и оперативном учете.

Узел учета нефти производства ЗАО «РС Технологии» (г. Бугульма) выполнен на базе турбинных датчиков расхода, в соответствии с руководящими документами по учету нефти РД 153-39.4-042-99 и МИ 2693-2001 и состоит из технологической части и аппаратуры сбора и обработки информации.

Технологическая часть имеет в составе блок фильтров, блок измерительных линий, блок контроля качества и изготавливается в блочно-модульном исполнении. Каждый блок выполняется в железнодорожных габаритах на рамных основаниях. Силовая и контрольная кабельная разводки внутри блоков монтируется на заводе и выводятся на взрывозащищенные клеммные коробки. Внутри блок-бокса устанавливаются сигнализаторы загазованности и пожара, взрывозащищенные электроотопители, осветительная арматура и вентилятор [8].

Таблица 1.2 - Технические характеристики узла учета нефти

Предел основной приведенной погрешности:
- при коммерческом учете	±0,25%
- при оперативном учете при обводненности:
- до 30%	±0,5%
- более 30%	±1,0%
Условный проход входного и выходного коллекторов	400 мм
Условный диаметр турбинного преобразователя расхода жидкости	150 мм
Пропускная способность узла учета	до 3000 т/час
Рабочее давление	2,5 - 6,3 МПа

1.2.2 Узел регулирования давления

Регуляторы давления с регулирующими заслонками фирмы «Гульдэ» типа 2016 предназначены для автоматического регулирования давления на выходе из насосной станции. Заслонки приводятся в движение с помощью электрических сервоприводов. Техническая характеристика регулирующих клапанов приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Техническая характеристика регулирующих клапанов

Наименование показателей	Параметры
Номинальное давление, МПа	7,5
Условный диаметр, мм	500
Вес, включая привод, кг	3050
Угол перемещения клапана, 0	0-75
Время полного перемещения при открывании, сек.	10-30
Время полного перемещения при закрывании, сек.	20-60
Заслонка	Проходного типа
Уплотнение вала	Сальниковая набивка
Вид привода	Электрический
Привод	Рычажный RН 900
Рабочие данные
Среда	Сырая нефть
Удельный вес нефти, кг/м3.	700-900
Температура среды, 0С	От -5 до +80
Температура окружающей среды, 0С	От - 50 до +50
Содержание серы, %	До 3,5
Содержание парафина, %	До 7,0
Содержание механических примесей, %	До 0,06
Максимальный расход, м3/час	14000
Максимальный разность давлении при закрытом клапане, Мпа	3,5
Разность давлении при открытом клапане и при максимальном расходе, МПа	0,03

1.2.3 Узел с предохранительными устройствами

Система сглаживания волн давления фирмы Грове, типа «Аркрон - 1000», предназначена для защиты нефтяных трубопроводов при повышении давления на входе НПС, при повышении давления в трубопроводе между подпорной и магистральной насосной в случае остановки магистральных насосных агрегатов. При этом часть потока нефти сбрасывается в резервуары для сброса. Система состоит из 4-х клапанов «Флекс-фло», Ду 300мм, установленных параллельно, для регулирования скорости повышения давления в диапазоне от 0,1 до 0,3 кгс/см2 в секунду.

Система рассчитана на работу с сырой нефтью имеющей следующие характеристики, указанные в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика ССВД

Наименование показателей	Единица измерения	Значение
Вязкость	см2 /сек	0,4
Удельный вес	т/м 3	0,7-0,9
Содержание парафина	%	7
Содержание мехпримесей	%	0,05
Содержание серы в несвободном состоянии	%	3,5
Температура	С	-5 до +60
Максимальное давление	Кгс /см 2	40

1.2.4 Фильтры-грязеуловители

Фильтры предназначены для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей, посторонних предметов, глины, парафино-смолистых отложений и окалины, образующихся во время ремонта и эксплуатации линейной части магистрального нефтепровода. Фильтры предназначены для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 60 до плюс 40°С (климатическое исполнение - УХЛ1 по ГОСТ 15150). Сейсмичность района установки фильтров не более 9 баллов по 12-ти балльной шкале.

Фильтр ФГ-1000 нефти производства ОАО «Курганхиммаш» (г. Курган) состоит из камеры с быстродействующим концевым затвором, технологическими патрубками и фильтрующим элементом, в виде перфорированной трубы (рисунок 1.5). Для замены фильтрующего элемента предусматривается лоток или рама-лоток с тяговым механизмом. Штуцеры входа и выхода продукта выполняются в виде патрубков для приварки к трубопроводу или заканчиваются фланцевым соединением или фланцевым соединением с поворотной заглушкой. Фильтры удобны в эксплуатации. Позволяют за 10 - 20 минут производить замену фильтрующих элементов [7].

Таблица 1.5 - Основные параметры и характеристики фильтра-грязеуловителя

Параметры	Значение
Условный диаметр присоединяемого трубопровода Dy	1000
Внутренний диаметр корпуса, мм	1600
Максимальная производительность, м3/час	5100
Давление, МПа
- рабочее, не более, МПа	6,3
- пробное при гидравлическом испытании, МПа	8
Температура, С
- рабочая среды	- 20…+50
- расчетная стенки	+80
- минимально допустимая отрицательная	-60
Максимальный перепад давления на чистом фильтрующем элементе, МПа	0,03
Максимальный перепад давления на загрязненном фильтрующем элементе, МПа	0,1
Номинальная тонкость фильтрации, мм	4,0 - 8,0

Рисунок 1.4 - Фильтр-грязеуловитель: 1 - корпус; 2 - элемент фильтрующий; 3 - лоток; 4 - патрубок осевой; 5 - патрубок боковой; 6 - концевой затвор; 7 - опора; 8 - ролики; 9 - манометр; 10 - поддон; 11 - заглушка поворотная; 12 - воздушник; А - вход/выход продукта, Б - вход/выход продукта, В - воздушник, Г - дренаж, Д 1, 2 - под манометр

1.2.5 Камера пуска-приема очистных устройств

Камеры пуска-приема очистных устройств предназначены для установки на магистральном нефтепроводе и служат для периодического запуска и приема внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных средств. Изготавливаются ОАО «Кургахиммаш» по ТУ 3683-006-00220575-2002 (таблица1.6, рисунок 1.6).

В зависимости от расположения патрубков подвода и отвода нефти по отношению к направлению перекачки, камеры изготавливаются в правом (Пр) или левом (Л) исполнении. Камеры предназначены для эксплуатации в условиях макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 60 °С до плюс 40 °С категория размещения 1 по ГОСТ 15150. Вид климатического исполнения - УХЛ1. Конструкция камер обеспечивает стойкость к ветровым нагрузкам с характеристиками:

* нормативное значение ветрового давления - не менее 0,48 кПа.

* скорость ветра (верхнее значение) - 50 м/с. [7]

Таблица 1.6 - Основные параметры камеры приема-запуска

Наименование показателей	Значения
Давление, МПа	рабочее, не более	10
	расчетное	10
	пробное при гидроиспытании	15
Температура, °С	рабочей среды	от минус 15 до плюс 80
	расчетная стенки	плюс 80
	минимально допустимая отрицательная стенки элементов камеры, находящихся под давлением	УХЛ1
Герметичность	ОТТ-75.180.00-КТН- 275-06
Контроль сварных соединений	ОТТ-75.180.00-КТН- 275-06
Прибавка для компенсации коррозии, мм	3
Рабочая среда	среда	Нефть
	класс опасности ГОСТ 12.1.007-76	3
	взрывоопасность	Да
	пожароопасность	Да



Рисунок 1.5 - Камера запуска средств очистки и диагностики нефтепроводов Ду 1000 мм в блочном исполнении с левым расположением патрубка подвода нефти КЗ-1000-8,0-С-Б-Л-УХЛ1(КЗ-1000-8,0-С-Б-Пр-УХЛ1 - правое исполнение, зеркальное отражение КЗ-1000-8,0-С-Б-Л-УХЛ1 относительно оси аппарата)

2. КОМПОНОВКА НАСОСНОГО ЦЕХА

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.

Насосный зал относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории, где установлены 3 основных насоса марки НМ 10000-210 с приводом от электродвигателя СТДП 5000-2 УХЛ4 (во взрывобезопасном исполнении), система вентиляции, блок откачки утечек, мостовой кран, а так же блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком.

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы Dу=377-12 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.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его обеспечивает:

- самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в резервуар-сборник нефти ЕП-40;

- подачу нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости сбора утечек ЕП-40;

- подачу под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные на глубине 2,6 м в специальном приемнике.

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.

2.1 Подбор электродвигателя и определение размеров насосного агрегата

В таблице 2.1 приведены характеристики насоса НМ 10000-210

Таблица 2.1 - Характеристики насоса НМ 10000-210

Насос	НМ 10000-210
Подача	10000
Напор	210 м
Частота вращения	3000 об/мин
Допускаемый кавитационный запас	65 м
КПД	89%
Масса	9795 кг

В соответствии с типом насоса подбираем электродвигатель СТДП 5000 - 2УХЛ 4. Характеристики которого представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Электродвигатель СТДП 5000 - 2УХЛ 4

Тип	СТДП 4000 - 2УХЛ 4
Мощность	5000 кВт
Напряжение	6000/10000 В
Масса	25620 кг

На рисунке 2.1 представлены размеры насосного агрегата

Рисунок 2.1 - Размеры насосного агрегата, мм: =7525; L=2505; =645; =1300; =1325; =4490; =510; =1650; =1650; =2600; =1300; =1000; =500; =1900; =1900; =1900; =2125; =-1200; =600; =600; =1815; =860; =610; =610.

2.2 Подбор подъемно-транспортного оборудования

В насосном цехе используется двухбалочный опорный мостовой кран с электроприводом. Двухбалочные опорные мостовые краны предназначены для подъема и перемещения грузов при производстве ремонтных, монтажных, строительных и других работ в помещении или под навесом при температуре от минус 20°С до 40°С. Краны передвигаются по рельсам, находящимся на неподвижных опорах. В конструкции кран-балки используются крановая тележка и цепной механизм передвижения.

Масса насосного агрегата 35415 кг. Масса самого насоса 9795 кг, исходя из этого условия, подбираем кран. Ставим кран мостовой среднего режима работы с одним крюком грузоподъемность 10 т.

Масса электродвигателя 25620 кг, из этого условия ставим кран мостовой двубалочный среднего режима работы с двумя крюками грузоподъемность 30т.

2.3 Размещение оборудования в насосном цехе

2.3.1 Общие сведения

Магистральная насосная предназначена для создания необходимого напора при перекачке нефти с заданной пропускной способностью, определяемого при гидравлическом расчете нефтепровода.

Магистральная насосная оснащается агрегатами типа НМ с двойными торцевыми уплотнениями, циклонной системой смазки и охлаждения уплотнений.

Подключение насосных агрегатов к технологическим трубопроводам осуществляется с помощью трубных компенсаторов.

Подключение трубопроводов вспомогательных систем (маслоснабжения, охлаждения, сбора утечек от торцевых уплотнений, трубопроводы пропарки торцевых уплотнений) к магистральным насосным агрегатам осуществляется через виброгасящие рукава системы ВКС.

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.

Колонны каркаса здания должны быть запроектированы сборными железобетонными с шагом 6 м. Жесткость здания должна обеспечиваться вертикальными связями по колоннам и фермам и горизонтальными связями по конструкциям покрытия. Конструкции ферм и связей выполняются из стальных прокатных профилей покрытых огнезащитным составом. Кровля выполняется из комплексных панелей с пределом огнестойкости не менее RE15 [12], которые должны иметь сертификат пожарной безопасности.

Окна должны быть запроектированы с металлическими переплетами по серии 1.436.3-16/88 с двойным раздельным остеклением, толщиной стекла 4 мм (не стеклопакет) в типоразмерах [13]. Габариты оконным блоков - 4,8х4,8 м и 4,8х2,4 м над воротами. Оконное остекление предусматривается в качестве легкосбрасываемых конструкций. Площадь остекления составляет 0,05 м2 на 1 м3 объема помещения по [14].

Полы в зале насосных агрегатов и венткамерах в соответствии с требованиями по взрывопожарной опасности и электропроводности должны быть выполнены из несгораемых и безыскровых материалов - мозаично-бетонные с известковым заполнителем.

Внутренняя отделка помещений должна быть запроектирована следующим образом: улучшенная штукатурка стен под покраску; отделка панелей в зале насосных агрегатов химически стойкими покрытиями на высоту 2,5 м от уровня пола.

Уклон полов магистральной насосной к лотку должен быть не менее 0,005. В полу вдоль фасадной стены (с остеклением) должен предусматриваться лоток шириной 150 мм и максимальной глубиной не более 200 мм с уклоном 0,005 в сторону колодца с гидрозатвором.

В случае аварии нефть в магистральной насосной по лотку поступает в колодец с гидрозатвором и далее из колодца в трубопровод сбора утечек от магистральных насосов.

Насосный зал относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории, где установлены четыре основных насоса марки НМ 10000-210 с приводом от электродвигателя СТДП 5000-2УХЛ4 (во взрывобезопасном исполнении), система вентиляции, блок откачки утечек, мостовой кран во взрывобезопасном исполнении грузоподъемностью 30 тонн, а так же блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком.

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы Dу=1020-10 мм. В общем здании насосного цеха уложены трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружены площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами.

Ворота и калитки должны быть оборудованы самозакрывающимися притворами, уплотнителями и отвечать требованиям к путям эвакуации. Нормальное положение ворот - закрытое.

В зале насосных агрегатов у выхода, ближайшего к вентиляционной камере, на стене на высоте 1.5 метра устанавливается телефон во взрывозащищенном исполнении.

В здании магистральной насосной предусматривается рабочее, дежурное и аварийное освещение (безопасности и эвакуационное) в соответствии с [15]. Аварийное освещение должно быть запитано от дизельной электростанции.

Кратность воздухообмена в помещениях магистральной насосной, в которых имеет место выделение паров нефти (категории А) в зависимости от сорта перекачиваемой нефти, должна быть не менее:

- товарная нефть при содержании серы менее 0,6% весовых-3 обменов в час;

- при содержании серы от 0,6% до 1,8%-8 обменов в час.

Вытяжная общеобменная вентиляция складывается из:

- механической, из нижней зоны на 80% общего расхода;

- естественной, из верхней зоны на 20% общего расхода.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его обеспечивает:

- самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в резервуар-сборник нефти;

- подачу нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости сбора утечек;

- подачу под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные на глубине 1,7 м в специальном приемнике.

2.3.2 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.

2.3.2.1 Система разгрузки торцевых уплотнений

Устройства, уплотняющие выход вала насоса из корпуса как процессе работы, так и при остановках агрегатов, находятся под воздействием динамического или статического напора. В основных магистральных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величина напора в камерах уплотнений колеблется от 2-3 десятков до 700-800 м.

При последовательном соединении насосов в первом насосе напор в камере уплотнения минимален, а в последнем максимален. Работа уплотнения под большим напором снижает надежность узла уплотнения. Поэтому для снижения напора в камерах уплотнения до допустимых значений предусматривается система гидравлической разгрузки с отводом части перекачиваемой жидкости по специальному трубопроводу в зону пониженного давления.

Система разгрузки торцевых уплотнений насосов осуществляется путем отвода части перекачиваемой нефти после лабиринтных уплотнений валов в приемный коллектор НПС 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 во всасывающем коллекторе НПС поднимается выше 2,5 МПа, допустимого по прочности торцов. Отвод нефти из разгрузочных устройств предусмотрен во всасывающий трубопровод основной насосной. В случае повышения давления в трубопроводе насосной нефть направляется в подземную емкость.

2.3.2.2 Система маслоснабжения

Маслосистема (рисунок 2.2) предназначена для маслоснабжения и охлаждения подшипников нефтяных магистральных насосных агрегатов (насос НМ 10000-210, электродвигатель СТДП 5000-2УХЛ4).



Рисунок 2.2 - Принципиальная схема системы смазки насосно-силовых агрегатов НПС

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 насосами Ш-40-6-18/4-1, связанных по системе АВР, то есть при аварийном отключении одного из насосов, автоматически включается другой. Забор масла производится из двух маслобаков, емкостью по 3 м3 каждый.

Во время эксплуатации из двух емкостей одна рабочая, другая резервная, что обеспечивает быстрый ввод другого бака в работу без заполнения системы свежим маслом. Насос Ш-40-6-18/4-1 подает масло на сетчатый фильтр (2 шт., исходя из условия №1-в работе, №2 - в резерве), 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 двух воздушных маслоохладителей МХ-8 работающих по одному, по два 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 от подшипников самотеком по линии слива возвращается обратно в масляные баки емкостью 3,0 м3. Задвижки рабочего бака сливной трубы должны быть открыты, а резервные закрыты для аварийной подачи масла в случае отключения электроэнергии служит аккумулирующий бак емкостью 0,8 м3, который расположен под потолком. Из 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 Ш 2-25-1,4/16 из бака хранения масла емкостью 5 м3, расположенного за пределами зала. Кроме того имеется вывод для наполнения 3 м3 емкости из бочек или автоцистерны при помощи гибкого рукава. При работе агрегатов необходимо помнить, что в маслосистеме находится около 3 м3 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 3 м3 при работающих агрегатах. Для обеспечения возможности осушки масла предусмотрено наличие сепаратора СЦ-1,5.

2.3.2.3 Система сбора утечек насосного цеха

Система сбора утечек предусматривается для приема капельных утечек от торцевых уплотнений, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия их торцевых уплотнений. 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 торцевых уплотнений за время закрытия задвижек на основных трубопроводах-отводах насоса, на котором возникла неисправность.

2.3.2.4 Система вентиляции

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.

В насосном цехе НПС вентиляционная система включает два центробежных вентилятора типа RSD-900, развивающими давление 350 Па, n=960 об/мин, Q=11 000 м?/ч, тип электродвигателя М160М06 N=7,5 кВт, рабочий и резервный; два осевых вентилятора типа APR-800, развивающими давление 250 Па, n=1435 об/мин, Q=21000 м?/ч, тип электродвигателя VM 41-04 N=5,5 кВт; восемь осевых вентилятора типа APZ-800, развивающими давление 400 Па, n=2820 об/мин, Q=1700 м?/ч, тип электродвигателя DM2202 N=2,2 кВт; четыре дефлектора типа ЦАГИ №5; электрокалорифер для нагрева воздуха в холодный период времени; четыре фильтра типа FVD-1 для очистки воздуха от пыли при его запыленности более 0,2 мг/м?.

Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор.

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”.

3. Расчет системы сбора утечек

Система предназначена для сбора и откачки утечек от четырех магистральных насосов НМ 10000 - 210. Утечки самотеком поступают в специальную емкость ЕП-40, откуда откачиваются высоконапорным погружным насосом.

Расчет сводится к гидравлическому расчету самотечного участка и подбору насосного оборудования.

3.1 Гидравлический расчет линии сбора утечек

Вычисляем диаметр трубопровода по формуле

где d - диаметр трубопровода, м;

Q - расход жидкости в трубопроводе, м3/ч;

- скорость жидкости, м/с.

Вычисляем скорость течения жидкости по зависимости

Находим число Рейнольдса

где Re - число Рейнольдса.

Определяем переходные значения числа Рейнольдса

где кэ - коэффициент шероховатости, для новых сварных стальных труб равен 0,00005, м.

Для ламинарного течения жидкости Re<2320, коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода определяем по формуле Стокса

где ? - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

Для турбулентного течения жидкости Re>2320, коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода определяем в зависимости от зоны трения по формулам

- гидравлические гладкие трубы 2320<Re<ReI

- зона смешанного трения ReI<Re<ReII

- зона квадратичного трения Re>ReII

Потери напора в трубопроводе находим по зависимости

где h - потери напора в трубопроводе, м;

- потери на местных сопротивлениях, м;

- потери на трение в трубе, м;

- длина трубы, м.

Расчетная схема приведена на рисунке 3.1.

1 - магистральный насос; 2 - линия разгрузки; 3 - к резервуару; 4- насос откачки утечек; 5 - резервуар сбора утечек.

Рисунок 3.1 - Схема системы сбора утечек

Исходные данные приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные

Наименование параметров	Параметры
Величина утечек от одного уплотнения согласно [16], м3/ч	0,00025
Плотность нефти, кг/м3	830
Вязкость нефти при температуре 35 С, м2/с	45·10-6
Длины участков, м: 1 2 3 4 5 6	2,5 13,5 12 12 50 200

Местные сопротивления приведены в таблице 3.2, по участкам.

Таблица 3.2 - Местные сопротивления

Участки	Поворот 90°,0,5	Задвижка, 0,5	Тройник, 0,8	Вход в рез., 0,5	??
	Кол	?	Кол	?	Кол	?	Кол	?
1	1	0,5	-	-	-	-	-	-	0,5
2	1	0,5	1	0,5	1	0,8	-	-	1,8
3	-	-	-	-	1	0,8	-	-	0,8
4	-	-	-	-	1	0,8	-	-	0,8
5	2	1	1	0,5	1	0,8	1	0,5	2,8
6	1	1,5	1	0,5	1	0,8	-	-	2,8

Выбираем диаметр трубопровода сбора утечек по ГОСТ d = 25x3 мм (dу = 19 мм).

Расчет участка 1.

Вычисляем скорость течения жидкости по зависимости

Находим число Рейнольдса по формуле

Для ламинарного течения жидкости Re<2320, коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода определяем по формуле

Вычисляем потери на местных сопротивлениях по формуле

.

Определяем потери на трение в трубе по формуле

Потери напора в трубопроводе находим по зависимости

.

Аналогично производится расчет для других участков. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.3.

насосный сбор утечка резервуарный

Таблица 3.3 - Результаты расчетов

Участок	d, м	Q, м3/ч	v, м/с	Re	?	hмс, м	hт, м	h, м
1	0,019	0,00025	2,45E-04	0,103	621,36	1,53E-09	2,501E-04	2,501E-04
2	0,019	0,0005	4,9E-04	0,206	310,68	2,2E-08	2,701E-03	2,701E-03
3	0,019	0,001	9,8E-04	0,413	154,96	3,92E-08	4,791E-03	4,791E-03
4	0,019	0,0015	1,47E-03	0,621	103,06	8,82E-08	7,169E-03	7,169E-03
5	0,019	0,002	1,96E-03	0,828	77,29	5,49E-07	0,0398	0,0398
6	0,019	0,002	1,96E-03	0,828	77,29	5,49E-07	0,1593	0,1593

Суммарные потери в линии разгрузки определим как сумму потерь по участкам:

3.2 Проверка величины заглубления резервуара сбора утечек

Величина заглубления резервуара 3,5 м. Уровень взлива в резервуаре составляет 0,6 м. При выполнении условия (3.13) будет обеспечено самотечное поступление утечек нефти в резервуар.

hн - Нобщ < hзагл - hвзв

где hн - расстояние от уровня грунта до оси вала насоса (для насоса НМ 10000-210 - 1,8м);

Нобщ = 0,0547 м - суммарные потери в линии разгрузки;

hзагл = 3,5 м - уровень заглубления резервуара сбора утечек;

hвзв = 0,6 м - уровень взлива в резервуаре.

1,8-0,0547 < 3,5 - 0,6;

1,7453 < 2,9.

Условие выполняется, таким образом уровень заглубления резервуара выбран верно.

3.3 Подбор насоса

Для подбора насоса, необходимо рассчитать потребный напор до всасывающей линии магистрального трубопровода. Насос откачки утечек необходимо подобрать таким образом, чтобы развиваемый им напор превышал напор в подающей линии резервуара.

где Hпотр - потребный напор от насоса откачки утечек до всасывающей линии магистрального трубопровода, м;

Нгн - геометрическая высота нагнетания, м;

h6 - потери напора на участке 6, м.

Геометрическая высота нагнетания определяется по формуле:

где Pвс - давление во всасывающей линии магистрального трубопровода (Pвс = 1,6 МПа);

? - плотность жидкости, м2/c.

Определяем потребный напор до всасывающей линии магистрального трубопровода по формуле

По полученному потребному напору подбираем погружной насос CVD-81/51 (Q = 16-41 м?/ч, Н = 273-376 м).

4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ

ССВД предназначена для снижения воздействия на магистральный нефтепровод (Ду700 - 1200мм) волны давления, возникающей при пуске остановке НПС. ССВД обеспечивает сброс части потока нефти из приемной линии МН в резервуары-сборники, снижая величину и скорость роста давления. Число рабочих клапанов, входящих в состав блока ССВД, как целое число отношения пропускной способности блока ССВД к пропускной способности одного клапана. ССВД устанавливается на промежуточных НПС без емкости, на байпасе приемной линии НПС после фильтров- грязеуловителей с установкой двух задвижек. [20]

Основные характеристики ССВД:

- пропускная способность ССВД - от 700 до 15000 м3 /час, определяется в зависимости от производительности нефтепродукта и от суммарной пропускной способности клапанов обеспечивающих сброс нефти из приемного нефтепровода НПС в безнапорную емкость.

- пропускная способность клапана ССВД при сбросе нефти должна обеспечивать расход в пределах, от 700 до 2000 м3 /час;

- регулятор давления клапана ССВД должен обеспечивать настройку скорости роста давления после срабатывания ССВД в диапазоне (0,01 - 0,06) МПа/с;

- клапан ССВД должен срабатывать при скачке давления, превышающем величину установленной настройки в диапазоне (0,1 - 0,45) МПа, при скорости роста давления, превышающего величину установленной настройки в диапазоне (0,01 - 0.060) МПа/с.

Техническое состояние ССВД определяется:

- при проведении комплексного опробования и проверки эффективности срабатывания ССВД;

- при проведении осмотров персоналом. Осмотр проводится 1 раз в сутки и после каждого срабатывания системы.

При осмотрах контролируются:

а) при осмотрах помещений блок-бокса и систем инженерного обеспечения:

1. загазованность блок-бокса;

2. отсутствие загрязнения и видимых дефектов светильников и кабельных подводов к ним, датчиков загазованности, пожара;

б) при осмотрах устройств гашения ударных волн:

1.отсутствие видимых протечек нефти через клапаны из-за возможного засорения или повреждения манжет клапанов (при прослушивании всех линий каналов). При постоянной протечке должна быть закрыта задвижка, отсекающая неисправную линию;

2. отсутствие утечек разделительной жидкости и нефти, положение вентилей согласно рабочему состоянию устройства, положение лимба переменных дросселей на значениях, установленных при настройке (фиксируются в карте уставок);

в) при осмотрах отсекающих электроприводных задвижек: положение задвижек на рабочих линиях (полностью открыты), кнопки «стоп» (не застопарены), отсутствие течи сальниковых устройств, надежность узлов крепления электропривода, вводных устройств кабелей;

г) при осмотрах средств сигнализации на панели управления: длительность цикла откачки нефти из безнапорной емкости и пауз между ними. Удлинение цикла откачки сокращения пауз между ними по сравнению с обычным является признаком дополнительного поступления нефти в емкость или неисправности системы откачки (насосов).

Таблица 4.1 - Контролируемые параметры системы гашения ударных волн

Оборудование, система	Контролируемый параметр
Емкость сброса нефти	Уровень нефти. Визуальный контроль 1 раз в сутки. Не должно быть изменения уровня, если не происходило срабатывание системы ССВД и не проводились работы по откачке нефти из емкостей.
Разделительный бак	Уровень в разделительном баке-после срабатывания системы.
Блок-бокс	Температура воздуха в блок-боксе- 1 раз в сутки (не менее 5?С).
Сбросной трубопровод	Отсутствие нефти -по наличию противодавления после клапана, по прибору в операторной.
Клапаны	Отсутствие протечек. Противодавление после клапана, по приборам в операторной. Наличие потока через клапан.
Система закачки сбросной нефти в трубопровод	Давление на выходе насоса откачки. Температура подшипников насоса откачки.

Результаты осмотров, выявленные и устраненные дефекты, регистрируются в журнале осмотра и формуляре устройства сглаживания волн давления.

Таблица 4.2 - Периодичность и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту ССВД

Объемы работ	Периодичность выполнения работ
Осмотр	1 раз в сутки
Комплексное опробование системы (проверка систем: пожаротушения, контроля загазованности, откачки нефти из емкости, проверка уровня в емкости сброса, опробование задвижек на приемной линии, контроль исправности клапанов) в соответствии с программой испытания ССВД	1 раз в 6 мес.
Проверка эффективности работы ССВД	Не реже 1 раза в год
Проверка заполнения воздухом камер аккумулятора	1 раз в 6 мес.
Наружный и внутренний осмотры аккумуляторов	Через каждые 2 года
Техническое обслуживание	1раз в месяц
Внешний осмотр системы с целью обнаружения возможных утечек жидкости, воздуха. Прослушивание всех клапанов и их линий на наличие шума.
Внешний осмотр системы откачки. Плотность закрытия обратных клапанов проверяется по отсутствию шума обратного потока.
Проверка уровня жидкости в разделительном баке путем поочередного открытия вентилей снятия проб.
Восстановление знаков присоединения заземляющих проводников на корпусах, рамах, на площадках обслуживания.
Контроль состояния эластичных элементов системы по шуму, изменению уровня в емкостях, пузырей аккумуляторов проведением пневмоиспытаний воздуха.	1раз в год
Текущий ремонт	1 раз в год
Все работы выполняемые при ТО, а также:
Демонтаж и замена аккумулятора при наличии дефектов
Демонтаж и замена дросселирующего и обратного клапанов при наличии дефектов
Удаление механических примесей из разделительного бака и резервуара
Замена разделительной жидкости (при загрязнении)
Очистка наружных поверхностей с последующей окраской
Очистка и обследование шаровых кранов, клапана переключения, обратных клапанов
Очистка дроссельных клапанов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте были рассмотрены характеристики оборудования и основные технологические операции промежуточной НПС без резервуарного парка, компоновка насосного цеха НПС, которая включает описание оборудования основной магистральной насосной и характеристику вспомогательных систем, также выполнили расчет системы сбора утечек.

Графическая часть проекта включает технологическую схему НПС и план-разрез насосного цеха НПС.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. А.М. Шаммазов, В.Н. Александров, А.И. Гольянов «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов. -М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2003.-404 с.

2. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов/ А.А. Коршак, А.М. Нечваль; Под ред. А.А. Коршак. - СПб.: Недра, 2008. 488с.

3. Каталог Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов: Москва 1989, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ.

4. Каталог Центробежные нефтяные подпорные насосы для магистральных трубопроводов: Москва 1973, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ.

5. РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов».

6. Типовые технические решения при проектировании НПС: Москва, ОАО Гипротрубопровод

7.Общая информация: [Электронный ресурс]:ООО «Курганхиммаш» официальный сайт: http://khm.zaural.ru/.

8. Узел учета нефти (СИКН) [Электронный ресурс]: официальный сайт ЗАО «РС Технологии» : http://www.rstechnology.ru/goods/uun_uun/.

9. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А.Коршак, А.М.Шаммазов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» Учебное пособие для ВУЗов.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658с.

10. Электронный ресурс http://www.artr.ru/Motor/ArmaTrade_Motor_SinhVzr/ ArmaTrade_Motor_SinhVzr_STD.htm

11. Кран мостовой двухбалочный [Электронный ресурс]: официальный сайт ООО «ПТП Трансмаш»: http://www.transmash.su/node/25

12. СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений ».

13. ГОСТ 12506-81 «Окна деревянные для производственных зданий».

14. СНиП 31-03-2001 «Производственные здания».

15. СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».

16. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

17. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

18. Обслуживание и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций: Учебное пособие / А.А. Коршак, В.А. Бикинеев. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 152 с.

19. РД 75.000.00-КТН-079-10 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций.

Размещено на Allbest.ur