Технологическая схема раскачки баржи с помощью стендера СР-250

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Задание на курсовое проектирование

Спроектировать систему раскачки баржи грузоподъемностью 600 т, раскачка стендером топлива АИ-95.



Содержание

Введение

1. Расчет структурных элементов

1.1 Гидравлический расчет трубопровода

1.1.1 Расчет всасывающей линии

1.1.2 Расчет нагнетающей линии

1.2 Расчет толщины стенки трубопровода

1.3 Расчет фланцевых соединений

2. Требования к грузовому оборудованию баржии, относящиеся к предотвращению разливов

3. Обмен информацией перед приходом баржи в порт

4. Выгрузка

5. Охрана труда при операции налива

6. Требования по обеспечению пожарной безопасности

Заключение

Список использованных источников



Введение

баржа трубопровод грузовой

Все производимые в мире работы требуют использования топлива: промышленность, судоходство, легковой и грузовой транспорт и т.д. Именно поэтому в настоящее время перевозки нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо) являются весьма востребованными и актуальными. Доставка топлива осуществляется железнодорожным, водным и автомобильным транспортом. Водный транспорт разделяется на морской и речной. Он производит перевозку нефти и нефтепродуктов как внутри страны, так и за ее пределами. На долю водного транспорта при-ходится около 13 % от общего размера перевозок нефтегрузов.

Преимуществом перевозки топлива водным транспортом является возможность транспортировки очень больших объемов, низкие транспортные тарифы, низкая себестоимость перевозок, а также большая пропускная способность. Среди недостатков отмечается относительно малый выбор мест швартовки (только порт с глубоководной акваторией), малая скорость движения, ограниченные функциональные возможности транспорта. Процесс слива/налива нефтепродуктов занимает немаловажное место в нефтехимической промышленности. Все работы данного процесса осуществляются при помощи наливного оборудования. Наливное оборудование представляет собой шарнирно-сочлененный трубопровод, подвижность которого обеспечивается шарнирами. Эта конструкция пришла на смену шланговой системе налива и является более безопасной и эффективной [1].



1. Расчет структурных элементов

1.1 Гидравлический расчет трубопровода

Согласно Приложению 3 ВНТП5-95[2] - принимаем грузооборот причала до 5000 тонн, в связи с чем выбираем условный диаметр грузового трубопровода равный Dу=200 мм. Производительность причала Qт=90т/час.

Переведем массовую производительность в объемную

(1)

гдеQт -требуемая производительность при сливе;

- плотность нефтепродукта, кг/м3.

Плотность АИ-95 равна АИ-95=760 кг/м3 по ГОСТ Р 51105-97 [3].

Тогда по формуле (1)

Подберем по справочнику насос, соответствующий требуемой производительности. Принимаем центробежгый насос типа ЦН 160/112-Б-Е, с номинальной подачей QН= 160 мі/ч и номинальным напором НН=112 м и кавитационным запасом 4,8 м.

Секундный расход определим по формуле

(2)

где - номинальная производительность насоса, мі/ч.

Определим режим течения жидкости в трубопроводе. Для этого определяем скорость перекачивания жидкости

(4)

гдеq - то же, что в формуле (2);

D - наружный диаметр трубопровода.

Рассчитаем число Рейнольдса по формуле

(5)

гдеW - то же, что в формуле (4);

D - то же, что в формуле (4);

- кинематическая вязкость перекачиваемого нефтепродукта, в соответствии с ГОСТ Р 51105-97 [3] н=0,7•10-6 м2/с.

Так как Re>2300, то режим течения турбулентный.

Тогда по формуле Блазиуса находим коэффициент потерь на трение по длине трубопровода

(6)

гдеRe - то же, что в формуле (5).

1.1.1 Расчет всасывающей линии

Определим потери напора во всасывающем трубопроводе по формуле

(7)

гдеhтр - потери напора на трение по длине трубопровода;

hм.сопр - потери напора на местные сопротивления;

?z - разность высотных отметок.

Потери напора на трение

(8)

где D - то же, что в формуле (4);

Lтрпр-длина всасывающей/нагнетательной линии;

л - то же, что в формуле (6);

W - то же, что в формуле (4);

g - ускорение свободного падения, g=9,8 м/с2;

Выбираем категорию нефтебазы по СНИП 2.1103-93- 3а, расстояние от резервуарного парка до сливоналивного причала минимум - 50 метров по таблице 3[4], принимаем 300 метров.

Тогда для определения длин всасывающего и нагнетательного трубопроводов составим схему расположения элементов (рисунок 1).

Рисунок 1 - Всасывающий трубопровод

По рисунку 1 определяем значения всех длин и высот, необходимых для выполнения гидравлического расчета.

L1=50 м, согласно таблице 4[4];

L2= 150 м, согласно таблице 4[4];

L3=5 м, , принимаем равным сумме расстояний от насоса до стены (3 м) и расстояния между основным и дополнительным насосами (2 м);

?Z1=10,5 м, подбирается конструктивно для стендера.

Длина всасывающнго трубопровода определяется по формуле

(9)

где L1, L2, L3 - длины, согласно рисунку 1.

Потери напора по длине всасывающего трубопровода

Потери напора на сопротивление

(10)

где- местные сопротивления;

W - то же, что в формуле (4);

g - то же, что в формуле (8).

Чтобы определить местные сопротивления составим схему с изображением всех источников сопротивления (рисунок 2).

Рисунок 2 - Схематичное изображение всасывающего трубопровода

Определим суммарный коэффициент местного сопротивления всего участка всасывающего трубопровода с помощью таблицы 1. При этом рассматриваем случай, когда работает запасной насос, который подключен параллельно основному, как наиболее худший вариант.



Таблица 1 - Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений

Элемент	Количество	Коэффициент сопротивления
Задвижка с ручным управлением	4	0,15
Фильтр	1	1,7
Вход	1	1
Поворот под прямым углом	1	0,5
Тройник с поворотом	1	3,5
Тройник прямоходный	1	1,1

Местные сопротивления находятся по формуле

(11)

где- сопротивление входа;

- сопротивление фильтра;

- сопротивление задвижки с ручным управлением;

- сопротивление тройника с поворотом

- сопротивление поворота под прямым углом;

- сопротивление тройника прямоходного;

Тогда

Суммарные потери напора во всасывающем трубопроводе по формуле (7) составляют



То, что величина потери напора во всасывающем трубопроводе отрицательна, означает, что у насоса (как основного, так и у запасного) всегда будет необходимый подпор.

1.1.2 Расчет нагнетающей линии

Для гидравлического расчета нагнетательного трубопровода составим схему расположения элементов (рисунок 3).

Рисунок 3- Нагнетательный трубопровод

По рисунку 3 определим значения всех длин и высот, необходимых для выполнения гидравлического расчета.

L5=0,75Dрез= 0,75•21=15,75 м по таблице 6[4];

L4=80 м, по таблице 3[4];

L3=5 м, конструктивно, принимаем равным сумме расстояний от насоса до стены (3 м) и расстояния между основным и дополнительным насосами (2 м);

Z2=11,9 м определяется конструктивно, как сумма высоты песчаной подушки и расстояния от песчаной подушки до максимальной высоты взлива.

Длина нагнетательного трубопровода определяется по формуле

(12)

где L3, L4, L5 - длины, согласно рисунку 3.

Потери напора на трение по длине нагнетельного трубопровода определяются по формуле (8)

Чтобы определить местные потери напора в нагнетательном трубопроводе составим схему с изображением всех источников сопротивления (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схематическое изображение нагнетательного трубопровода

Определим суммарный коэффициент местного сопротивления всего участка нагнетательного трубопровода с помощью таблицы 2. При этом рассматриваем случай, когда работает запасной насос, который подключен параллельно основному, как наихудший вариант.

Таблица 2 - Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений

Элемент	Количество	Коэффициент сопротивления
Задвижка с ручным управлением	4	0,15
Фильтр	1	1,7
Вход/выход	1	1
Поворот под прямым углом	1	0,5
Тройник с поворотом	1	3,5
Тройник прямоходный	1	1,1
Счетчик жидкости	1	10
Задвижка с электроприводом	1	0,7

Местные сопротивления находятся по формуле

(13)

где- сопротивление входа;

- сопротивление фильтра;

- сопротивление задвижки с ручным управлением;

- сопротивление счетчика жидкости;

- сопротивление поворота под прямым углом;

- сопротивление тройника прямоходного;

- сопротивление тройника с поворотом;

- сопротивление задвижки с электроприводом

Тогда

Суммарные потери напора в нагнетательном трубопроводе по формуле (7) равны

Необходимо, чтобы выполнялись условия

(14)

гдеНкав - кавитационный запас, для принятого насоса Нкав =4,8.

Так как условия выполняются, то выбранный насос будет обеспечивать стабильную работу системы.

1.2 Расчет толщины стенки трубопровода

Для данного технологического трубопровода при рабочем давлении до 10 МПа применяются трубы стальные электросварные по ГОСТ 10705-80 [5] из стали Ст3сп со следующими механическими характеристиками: временное сопротивление разрыву ув = 360 МПа, предел текучести ут= 216 МПа.

Определим толщину стенки трубопровода[6] по формуле

(15)

где Р - рабочее давление (избыточное), МПа;

Dн - наружный диаметр трубопровода, с учетом приближенного внутреннего диаметра примем 0,219 м ГОСТ 10704-91 [7];

n1 -- коэффициент надежности по нагрузке, n1=1,1;

R1 - расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений.

Рабочее давление Р= 2,5 МПа.

Расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений определяется по формуле

(16)

где RH1 - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности увр=360 МПа;

m0 - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории трубопровода и его участка, т.к. все технологические трубопроводы нефтебазы относятся к высшей категории, то m = 0,75;

К1 - коэффициент надежности по материалу, К1=1,47;

Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для Dн < 1000 мм Кн = 1, для Dн = 1200 мм Кн = 1,05).

Рассчитаем толщину стенки по формуле (15)

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту д=4 мм [7].

Определяем внутренний диаметр трубопровода, необходимый для гидравлического расчета, м.

(17)

гдеDн - то же, что и в формуле (15);

д - принятая толщина стенки, д =0,004 м.

Проверим толщину стенки трубы под воздействием температур. Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов рассчитываются по формулам

(18)

(19)

где - коэффициент линейного расширения металла трубы, =12•10-6 град-1;

Е - модуль упругости металла, Е=2,06•105 МПа;

м - коэффициент Пуассона, м=0,3;

R1 - то же, что в формуле (16).

К дальнейшему расчету принимаем большую из величин ?Т= 52

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений

(20)

где - то же, что в формуле (19);

Е - то же, что в формуле (19);

?Т - расчетный температурный перепад;

Dвн - внутренний диаметр трубы, м;

д- то же, что в формуле (17);

n1 - то же, что в формуле (15).

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла

(21)

гдеR1 - то же, что в формуле (16);

- то же, что в формуле (20).

Пересчитываем толщину стенки нефтепродуктопровода

(22)

гдеР - то же, что в формуле (15);

Dн- то же, что в формуле (15);

n1 - то же, что в формуле (15);

R1 - то же, что в формуле (15);

1 - то же, что в формуле (21).

Так как ,то значение толщины стенки не требует изменения.

1.3 Расчет фланцевых соединений

Для данного технологического трубопровода в данном случае применим фланцевое соединение с неконтактирующими фланцами типа шип-паз (рисунок 5). Фланец изготовлен из того же материала что и трубопровод. В данном соединении наблюдается два опасных сечения: AB и BC, в которых фланец испытывает изгибающие напряжения.

Рисунок 4 - Фланцевое соединение типа шип-паз

Расчетное усилие, действующие на болты, определяют по формуле

(23)

где Рр - то же, что и в формуле (15);

к - коэффициент затяжки, для мягких прокладок, к=2,5;

- средний диаметр прокладки, принимаем равным =0,213 м.

Далее, определим изгибающий момент в сечении AB по формуле

(24)

где - то же, что и в формуле (23);

- плечо, равное расстоянию от оси болта, до внутренней стороны паза фланца, примем равным =0,02 м.

Далее, определим момент сопротивления изгибу сечения АВ по формуле

(25)

где - наружный диаметр прокладки, примем равным =0,225 м;

- толщина фланца, примем равной h=0,015 м.

Определим напряжение в сечении АВ по формуле

(26)

где то же, что и в формуле (24);

- то же, что и в формуле (25).

Далее, определим изгибающий момент в сечении ВС по формуле

(27)



где - то же, что и в формуле (23);

- плечо, равное расстоянию от внешней стенки трубы до осей болтов, примем равным 0,025 м.

Определим момент сопротивления изгибу сечения BC по формуле

(28)

где - внутренний диаметр трубопровода, равен Dвн= 0,211 м;

- ширина фланца в сечении BC, приме равной b= 0,014 м.

Определим напряжение в сечении BC по формуле

(29)

где - то же, что и в формуле (27);

- то же, что и в формуле (28).



Так как напряжения в опасных сечениях не превышают допустимого (), а в нашем случае это предел прочности материала фланца, то изменения толщин и размеров фланцевого соединения не требуется.



2. Требования к грузовому оборудованию баржи, относящиеся к предотвращению разливов

Грузовое оборудование баржи должно обеспечивать безопасное проведение грузовых операций и не допускать загрязнения моря нефтяными грузами.

Предохранительный клапан должен открываться при давлении на 10% выше рабочего.

Грузовые стрелы баржи должны обеспечивать безопасный подъем шлангов, включая подъем подводных шлангов при постановке на беспричальный налив (слив).

Судовые шлангоприемники должны быть оборудованы фланцами международного образца, обеспечивающими надежное герметичное присоединение стендеров и грузовых шлангов.

На барже должен быть выбор переходников для обеспечения стендеров и грузовых шлангов разных диаметров.

На барже должны быть установлены специальные устройства экстренной остановки грузовых насосов.

На барже в районе шлангоприемников должна быть специальная стационарная или переносная емкость для сбора различных нефтепродуктов. Аналогичные емкости должны быть установлены под воздушные трубки топливных цистерн перед проведением бункеровочных операций.

Шпигаты на грузовой палубе должны надежно закрываться на время проведения грузовых и балластных операций, а также при мойке танков.

Рекомендуется применение специальных устройств по локализации и сбору разлитой на палубу нефти.

Для предотвращения аварийного разлива груза на грузовых трубопроводах баржи должны устанавливаться клинкеты (задвижки) надежной конструкции, исключающей самопроизвольное их закрытие и открытие.

Каждая баржа должна быть снабжена достаточным количеством швартовных канатов, обеспечивающих безопасную стоянку в планируемых портах захода при ожидаемых погодных условиях, течениях, приливо-отливных явлениях.

Для безопасного управления грузовыми, балластными и другими операциями на барже должен быть комплект портативных радиопередатчиков во взрывобезопасном исполнении одобренного типа.



3. Обмен информацией перед приходом баржи в порт

До прихода баржи в порт следует заблаговременно обменяться информацией между судном и портом по вопросам, связанным с безопасностью судна и причала и предотвращением загрязнения моря.

Капитан судна должен сообщить порту:

осадку и дифферент судна на момент прихода в порт;

о требуемой помощи буксиров;

наличие водотечности в корпусе, переборках, трубопроводах, которая может явиться причиной загрязнения моря;

место расположения шлангоприемников и размеры фланцев, если они не соответствуют принятым стандартам;

количество грязного и чистого балласта на борту баржи и необходимое время на дебалластировку.

Порт должен сообщить судну:

- наличие буксиров и плавсредств, которые могут быть использованы при швартовке;

- специальные швартовные предосторожности, включая глубину у причала;

- наличие швартовных канатов и приспособлений, которые судну необходимо иметь для швартовных операций;

- грузоподъемность судовой стрелы, требующейся для работы со шлангами, если предстоят рейдовые грузовые операции;

- диаметр грузовых шлангов;

- расположение береговых грузовых приемников;

- возможность приема берегом балласта, находящегося на борту судна;

- план швартовки;

- другую информацию, относящуюся к обеспечению безопасной работы судна.



4. Выгрузка

Все правила для баржи, производящего погрузку у причала, обязательны для баржи, осуществляющей выгрузку.

С приходом баржи в порт выгрузки на основании обмена информацией между судном и грузополучателем разрабатывается план разгрузки, содержащий указания об интенсивности разгрузки, максимально допустимом давлении в грузовых шлангах и стендерах, средствах связи, а также о работе камбуза, режиме курения и других вопросах, связанных с безопасным проведением грузовых операций.

Разгрузка баржи должна производиться по заранее разработанной технологической карте. На всем протяжении выгрузки напряжения на корпус судна от распределения груза по танкам не должны превышать допустимых норм.

Перед тем как открывать крышки смотровых лючков для отбора проб груза и замера пустот в грузовых танках, необходимо открыть ручкой клапан газоотводной системы, иначе давлением газов в танке может сорвать крышку, привести к травме работающих и искрообразованию.

После того как стендеры или грузовые шланги подсоединены к приемникам баржи и представитель грузополучателя сообщил о готовности берега к приему груза, следует начинать выгрузку, для чего первыми открывают клинкеты на причале, и только после этого можно открывать приемные клинкеты баржи.

Если до начала выгрузки береговой грузовой трубопровод находится под большим давлением, и на нем не установлен невозвратный клапан, то, чтобы исключить возможность поступления груза с берега в танки, что может привести к их переполнению и переливу груза, необходимо сначала запустить грузовой насос и только после этого постепенно открыть приемный клинкет у шлангоприемника на барже.

Выгрузку следует начинать малой интенсивностью, скорость потока не должна превышать 1 м/с. При открытых клинкетах на грузовой магистрали необходимо произвести осмотр фланцевых соединений грузовых шлангов на предмет отсутствия течи нефтегруза, а также удостовериться, что в шлангах и трубопроводах давление не поднимается выше допустимого.

Увеличить выгрузку до номинальной можно только после получения разрешения с берега.

После увеличения интенсивности выгрузки до максимальной следует постоянно вести контроль за давлением в грузовой магистрали, чтобы оно не превышало допустимого; также следует вести наблюдение за фланцевыми соединениями грузовых шлангов и стендеров для своевременного обнаружения течи.

На протяжении всей выгрузки, особенно в первый момент, необходимо вести наблюдение за водой вокруг баржи, особенно за тем районом, где расположены кингстоны насосного отделения и сливные забортные клапаны, с целью своевременного обнаружения малейших возможных признаков утечки нефтегруза.

В начале выгрузки произвести осмотр насосного отделения, чтобы убедиться, что крышки фильтров, сальники клинкетов, пробки осушения грузовой системы не имеют течи нефтепродуктов.

Во время работы грузовых и зачистых насосов необходимо вести наблюдение за отсутствием течи груза через сальники и подшипники и за их нагревом. Если произошел перегрев сальников, то насосы должны быть немедленно остановлены.

Судно должно быть готово к прекращению слива груза в любой момент по получении соответствующего сигнала с берега.

С уменьшением осадки судна швартовные тросы необходимо своевременно потравливать на протяжении всей выгрузки, чтобы предупредить их разрыв и чрезмерную подвижку баржи, что может привести к разрыву грузового шланга или повреждению стендера и разливу груза.

В случае значительного ухудшения погоды, создающего чрезмерное движение судна у причала, что может привести к разрыву грузового шланга или повреждению стендера, необходимо прекратить выгрузку.

При этом необходимо учитывать, имеют ли грузовые стендеры устройство по их автоматическому отключению от судовых приемников и автоматическому перекрытию потока груза при -неожиданном перемещении баржи сверх рабочей зоны стендера.

Палубные шпигаты при выгрузке должны быть так же плотно закрыты, как и при погрузке.

При выгрузке легковоспламеняющихся (летучих) нефтепродуктов, когда в танке остается мало груза и насос начинает работать без подпора на всасывании, струя груза разрывается и рабочие полости насоса заполняются газами. В этих случаях, если не принять надлежащих мер, насос может перегреться и создать большую пожарную опасность. Первыми признаками разрыва всасываемой струи груза являются самопроизвольное повышение оборотов насоса и падение давления в нагнетательной трубе.

При обнаружении разрыва всасываемой струи груза необходимо принять следующие меры:

-закачать насос грузом из полного танка;

-работать насосом при уменьшенных оборотах;

-давление в нагнетательной трубе держать не выше 0,2 - 0,3 МПа (2 - 3 кгс/см2);

-использовать инертный газ для создания давления в разгружаемом танке там, где он может быть применен.

Запрещается прокачивать водой грузовые шланги и береговые трубы, особенно при отрицательной температуре наружного воздуха. Прокачка водой грузовых шлангов и береговых трубопроводов может производиться только при наличии соответствующего условия в договоре перевозки (чартере) и письменной заявки грузополучателя.

В конце выгрузки, когда идет зачистка грузовых танков, при большом противодавлении в береговом трубопроводе возможно образование обратного потока груза с берега на судно. Если на береговом трубопроводе отсутствует невозвратный клапан, то необходимо частично перекрыть приемный клинкет на баржи и держать его в таком состоянии до окончания всей зачистки грузовых танков, после чего плотно закрыть.

Если зачистка груза из всех танков производится в один из грузовых танков, то необходимо вести постоянный контроль за уровнем груза в этом танке во избежание перелива.

Если в процессе слива груза намечено производить мойку танков сырой нефтью, то об этом должен быть проинформирован грузополучатель. Мойку танков грузом можно начинать после получения согласия грузополучателя и портовой администрации [8].



5. Охрана труда при операции налива

К проведению сливоналивных операций на причалах допускаются лица, прошедшие в установленном порядке медицинский осмотр, обучение, инструктаж и проверку знаний по охране труда.

Работники должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, специнструментами и другими средствами.[10]

В насосных и помещениях, связанных с отпуском легковоспламеняющихся нефтепродуктов необходимо использовать одежду из антистатических материалов и обувь, считающуюся электропроводной, так же, рабочее место должно быть обеспечено фильтрующим противогазом на случай аварийной ситуации.

Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие давление. Показания приборов должны быть выведены в операторную.

Освещение причала должно быть прожекторное. Для местного освещения допускается применение взрывобезопасных аккумуляторных фонарей напряжением 12 В, включение и выключение которых должно производиться вне взрывоопасной зоны.

Не допускается присутствие посторонних лиц и личных автотранспортных средств в производственной зоне нефтебаз.

Рабочие места должны быть укомплектованы аптечками, а так же должны быть предусмотрены первичные средства пожаротушения.



6. Требования по обеспечению пожарной безопасности

Расстояния между объектами, находящимися в составе нефтебазы должны соответствовать СНиП 2.11.03-93 [4].

Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормативным документам по технологическому проектированию портов и пристаней, требованиям по перевозке нефти и нефтепродуктов на баржах.

Основными частями причальных сооружений являются подходные эстакады, центральные платформы, швартовые фалы и отбойные устройства.[10]

Причалы (пирсы) и причальные сооружения должны быть оснащены:

- швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;

- системой трубопроводов, проложенной с берега на причал (пирс);

- сливоналивными устройствами - стендерами;

-средствами механизации швартовки;

-средствами подачи электроэнергии, стационарным и переносным освещением;

- средствами связи с судами (для оперативного управления производства на причале);

-системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;

- устройством для заземления судов;

-системой сбора дождевых стоков, аварийных проливов и производственных сточных вод от систем охлаждения насосов продуктовых насосных станций.

Сливо-наливные причалы, технологическое оборудование на нем, здания и сооружения в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожароопасных зон должны быть оборудованы молниезащитой от прямых ударов молнии и защитой от статического электричества.

Все оборудование, устанавливаемое на причалах, должно предусматриваться во взрыво- и пожаробезопасном исполнении. При сливоналивных операциях оборудование должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

Грузовые и вспомогательные операции могут быть начаты только после окончания работ по заземлению корпуса судна, соответствующих трубопроводов, а так же другого металлического оборудования.

На нефтепроводах, транспортирующих нефтепродукты к причалу, должны быть отсекающие задвижки, установленные на расстоянии от 30 до 50 м от причала.

Для предотвращения проливов нефтепродуктов на технологическую площадку причала при аварии, а также отсоединения стендера от приемных патрубков баржи, технологические трубопроводы и стендеры должны быть оборудованы быстрозакрывающимися клапанами, а также устройствами защиты от гидравлического удара.

Запрещается швартовать наливные суда с легковоспламеняющимися нефтепродуктами стальными тросами.

На барже в районе соединения стендера и приемным патрубком должна быть специальная стационарная или переносная емкость для сбора различных нефтепродуктов.

Для предотвращения возможных разливов груза необходимо выбирать такой вариант технологии погрузки, в котором нужно делать меньше переходов с танка на танк в процессе налива.

При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера. Наливная система должна быть оборудована устройствами защиты от гидравлического удара.

Во время грозы и сильного ветра (10-15м/с) запрещается проведение сливоналивных операций ЛВЖ.

При получении сигнала о возникновении пожара на причальном комплексе, технологической площадке или барже автоматически включается водяная завеса. Подается команда на остановку продуктовых насосов с открытием задвижки на обводном сбросном трубопроводе в резервуар, закрытие отсекающих задвижек технологических трубопроводов, прекращение всех погрузочно-разгрузочных операций, закрытие секционных клапанов у стендера, а после закрытия секционных клапанов, подается команда на отсоединение стендеров и затем на сброс швартовых концов.

Пожарные извещатели (датчики) размещаются на технологической площадке и внутри защищаемых помещений зданий причала. Расстояние между автоматическими извещателями должно быть не более 6 м, а расстояние между извещателями ручного действия, устанавливаемыми по периметр у причального сооружения - не более 100 м. Оператор причала должен быть обеспечен прямой связью с обслуживающим пожарным депо, пунктом пожарной связи города, дежурным на стоящем под погрузкой баржи. [10]



Заключение

В данном курсовом проекте была предложена технологическая схема раскачки баржи с помощью стендера СР-250. Вид сливаемого топлива - АИ-95.

В ходе курсового проекта были проведены гидравлический и механический расчеты. Был выбран насос ЦН 160/112-Б-Е, с номинальной подачей QН= 160мі/ч, допускаемым кавитационным запасом Нкав=4,8 м и номинальным напором НН=112 м.

Для технологического трубопровода была принята труба из стали Ст3сп со следующими механическими характеристиками:

- временное сопротивление разрыву ув = 360 МПа;

- предел текучести ут= 216 МПа;.

- внутренний диаметр Dвн=211 мм;

- толщина стенки трубы д=4 мм.



Список использованных источников

1 Современное нефтегазовое оборудование. Волна http://lngas.ru/transportation-lng/ustrojstva-stoyaki-sliv-naliv-spg.html: сайт. Дата обращения 16.11.2014.

2ВНТП5-95Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз). - Введ. 01.05.1995. - Москва : Нефтепродуктпроект, 1995. - 54с.

3ГОСТ Р 51105-97Неэтилированный бензин. Технические условия. - Введ. 01.01.1983. - Москва : Издательство стандартов, 1999.

4СНИП 2.1103-93 Склады нефти и нефтепродуктов. противопожарные нормы - Введ 26.04.1993 - Москва : Южгипронефтепровод, 1993. - 15с.

5ГОСТ 10705-80Трубы стальные электросварные - Введ. 01.01.1982. - Москва : Издательство стандартов, 1999.

6Коршак, А.А. Технологический расчет магистрального нефтепровода: учеб. /А.А. Коршак. - М.: изд-во АСВ, 2005. - 98 с.

7ГОСТ 10704-91Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент - Введ. 01.01.1993. - Москва : Издательство стандартов, 2001.

8РД 31.11.81.36-81 Правила морской перевозки нефти и нефтепродуктов наливом на танкерах ММФ - Введ. 01.01.1986. - Москва : Издательство стандартов, 2010.

9ПБ 09-560-03Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов//- Постановление Госгортехнадзора РФ - 20.05.2003.

10ВСН 12-87Причальные комплексы для перегрузки нефти и нефтепродуктов. Противопожарная защита. Нормы проектирования - Введ. 01.06.198. - Москва, Минморфлот СССР : Издательство стандартов, 2008.

Размещено на Allbest.ru