«Проект головной нефтеперекачивающей станции» содержит 84 страницы текстового документа,

метки: Станция, Перевозка, Бензин, Нефтепродукт, Обслуживать, Насос, Правило, Автомобильный

В настоящее время нефть и нефтепродукты являются наиболее распространенными энергетическими и топливными ресурсами. Доставка нефти и нефтепродуктов потребителям осуществляется различными способами.

Одним из них является трубопроводный транспорт. это один из самых популярных масел, так как он имеет минимальные экономические затраты при исключительно равномерной и бесперебойной подаче масла.

Аварии, случающие на магистральном нефтепроводе (МН), приводят к отказам, которые полностью или частично приводят к прекращению перекачки, нарушают работу нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз.

Для прикрытия и обеспечения дополнительной откачки создается различное резервное оборудование, которое можно использовать вместо или вместо основного.

Для перекачки нефти и нефтепродуктов в составе магистрального нефтепровода имеются нефтеперекачивающие станции (НПС).

Они используются для увеличения напора и расхода в МН при перекачке. Поскольку НПС является важнейшим компонентом нефтеперекачивающей станции, от ее работы зависит равномерность и непрерывность подачи.

Основным оборудование в составе головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) и промежуточной НПС на границе эксплуатационных участков является резервуарный парк. При его поломке вся НПС теряет свою работоспособность.

В этом документе рассматривается способ улучшения нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком, реализация ее дальнейшей эксплуатации даже при выходе из строя всего резервуарного парка. Применимо в проекте НПС-1 на трубопроводе ТС ВСТО — Комсомольский НПЗ».

Целью данной выпускной квалификационной работы является проектирование промежуточной НПС-1 для бесперебойной работы в составе ответвления трубопровода ВСТО-Комсомольский НПЗ, которая обеспечит дальнейшую перекачку нефти.

Задачи дипломной работы:

• изучить сведения о проектируемом объекте;
• изучить характеристику района строительства;
• определить часовую пропускную способность трубопровода;
• подобрать основное оборудование в соответствии с пропускной способностью;
• предоставить проект НПС-1.

1 Технико-экономические обоснования проекта

Система магистральных нефтепроводов — самый экономически выгодный и надежный транспорт; при значительном сокращении инвестиций гарантируется своевременная и бесперебойная подача масла. Строительство Транснефтью новой ветки нефтепровода «ТС ВСТО — Комсомольский НПЗ» позволит сократить временные и финансовые затраты на доставку сырья потребителю и подключить существующий НПЗ к трубопроводной системе.

Курсовая работа введение экологические последствия добычи нефти газа

... деятельность по добыче нефти оказывает значительное экологическое воздействие на ... нефти; 6 — газокомпрессорная станция; 7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 — резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть ... введение жестких экологических рамок для любого сценария экономического развития нефтедобывающего комплекса РФ. Целью данной работы является оценка экологических ...

Кроме того, создание проекта позволит Хабаровскому краю развить социально-экономический эффект на этапе строительства газопровода: привлечь подрядчиков и новые рабочие места. Кроме того, на этапе эксплуатации трубопроводной ветки в регионе будут созданы новые рабочие места — формирование новых рабочих бригад по обслуживанию линейной части и нефтеперекачивающих станций.

Нефтепровод-отвод позволит компании «Транснефть» поставлять нефть от «ТС ВСТО» до «Комсомольского НПЗ», который в свою очередь будет обеспечивать Хабаровский край нефтепродуктами, производимыми на нем.

В качестве проектируемого объекта в рамках выпускной квалификационной работы выбрана головная нефтеперекачивающая станция участка «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ»

Выполнить проект НПС-1, подобрать основное насосное оборудование, определить количество насосных агрегатов (НА), определить объем резервуарного парка, имея следующие данные:

1) плановое задание на перекачку GГ  8 млн.т/год;

2) длина технологического участка МН LМН  293 км;

3) свойства перекачиваемой жидкости:

• плотность  P = 852 кг/м3;
• кинематическая вязкость  P = 0,25·10-4 м2/с.

2 Общие сведения о компании ООО «Транснефть Дальний Восток»

Целью проекта трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан является обеспечение транспортировки нефти с месторождений Тихоокеанского региона через порт Козьмино и Китайскую Народную Республику.

Система ВСТО технологически связана с магистральными трубопроводами Транснефти и образует единую сеть, гарантирующую оперативное распределение нефтяных потоков на территории России. С целью обеспечения увеличения поставок нефти на российские НПЗ и на экспорт предусматривается дальнейшее развитие мощности ВСТО (строительство новых НПС).

Основные направления деятельности [1]:

• эксплуатация и техническое обслуживание объектов нефтепроводного транспорта;
• транспортировка нефти по магистральным трубопроводам;
• хранение нефти;
• капитальный и текущий ремонт оборудования, зданий и сооружений, в том числе объектов социальной инфраструктуры;
• ведение ремонтных и аварийно-восстановительных работ на объектах нефтепроводного транспорта;
• монтаж оборудования и пуско-наладочные работы на объектах нефтепроводного транспорта;
• участие в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте, внедрение новых видов технологий, материалов высокого качества;

— взаимодействие по вопросам транспортировки нефти с нефтедобывающими и нефтетранспортными предприятиями Российской Федерации, а также иностранных государств, в том числе на основе межправительственных соглашений.

3 Расчет основного оборудования НПС

3.1 Определение часовой пропускной способности

Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода найдем по формуле

GГ

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

... насосов и интенсивный износ рабочих агрегатов. В результате вибрации усиливаются, вода через торцевые уплотнения попадает в погружной двигатель, двигатель перегревается, что приводит к сбою работы УЭЦН. Условное обозначение установок: УЭЦН ... насосов, поскольку они обеспечивали большой напор при заданной подаче жидкости и размере насоса. Широкое распространение центробежных скважинных насосов ...

QЧ  , (1)

24  N P   Р

где GГ – плановое задание на перекачку, млн.т/год; N P – расчетное число суток работы нефтепровода (таблица 1);  P – плотность нефтепродукта, кг/м3;

Таблица 1 – Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Диаметр трубопровода

Протяженность, км

до 820 (включительно) свыше 820

до 250 357 355

250 – 500 356/355 353/351

500 – 700 354/352 351/349

свыше 700 352/350 349/350

Определяем пропускную часовую способность по формуле (1)

8 1,07 109

QЧ   1175,9 м3/ч.

24  356  852

3.2 Подбор основного оборудования

В соответствии с найденной расчетной часовой пропускной способностью нефтепровода осуществляем подбор основного насосного оборудования: магистральные насосы (НМ), НМ 1250-260; насосы подпорные вертикальные (НПВ), НПВ 1250-60.

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой

H  H 0  a  Q  b  Q2 , (2)

где H – напор насоса при подаче Q , м; H 0 – потенциальный напор, м (см. таблицу 3); a и b – эмпирические коэффициенты (см. таблицу 3); Q – подача насоса, м3/ч.

Таблица 2 – Техническая характеристика спиральному насосу типа НМ

Насос Электродвигатель

Номинальный режим Типоразмер Доп.

Частота Мощность, насоса Подача, Напор, кавит. Кпд, Тип

вращ., кВт

м3/ч м запас, %

об/мин

м

СТДП1250-2

УХЛ 4 1250 НМ 1250-260 1250 260 3000 20 80

СТДП1600-2 1600

УХЛ 4

Таблица 3 – Справочные данные по спиральному насосу типа НМ

Типоразмер Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм

Ротор насоса H0 , м a , ч/м 2 106  b , ч2/м5 Д ВХ Д2 ns

НМ 1250-260 0.7 216,4 — 40,9 353 418 62 Окончание таблицы 3 – Справочные данные по спиральному насосу типа НМ

Типоразмер Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм

Ротор насоса H0 , м a , ч/м 2 106  b , ч2/м5 Д ВХ Д2 ns

316,8 — 41,9 353 460 71

1 289,8 — 34,8 353 418 77 НМ 1250-260

271,0 — 43,9 353 395 89

1,25 327,4 — 25,0 353 450 79

Из таблицы 3, для насоса НМ 1250-260 H 0  271 м, a  0 ч/м 2 ,

b  43,9 106 ч2/м5.

Таблица 4 – Техническая характеристика подпорного насоса НПВ

Насос Электродвигатель

Номинальный режим Типоразмер Доп.

Частота Мощность, насоса Подача, Напор, кавит. Кпд, Тип

вращ., кВт

м3/ч м запас, %

об/мин

м

ВАОВ500МНПВ 1250-60 1250 60 1500 2,2 76 400

4У1

Таблица 5 – Справочные данные по подпорному насосу типа НПВ

Типоразмер Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм

Ротор насоса H0 , м a , ч/м 2 106  b , ч2/м5 Д ВХ Д2 nS

74,8 — 9,5 408 525 106

НПВ 1250-60 1 69,2 — 10,6 408 500 116

59,9 — 8,9 800 475 127

Из таблицы 5, для насоса НПВ 1250-60 H 0  271 м, a  0 ч/м 2 ,

b  8,9 106 ч2/м5.

Определим напор насосов по формуле (2)

H НМ  271  43,9 106 1175,92  210,29 м,

H НПВ  59,9  8,9 106 1175,92  47,59 м.

3.3 Определение рабочего давления

Обычно число последовательно включенных магистральных насосов 3 , поэтому на данном этапе зададим количество магистральных насосов mn  3 . Зная количество насосов, по напорным характеристикам насосов определим рабочее давление [2]

Насосная станция

... напора на излив воды из трубопровода в смеситель, принимается равным 1. Hпотр. = 26,02 м. 6. Предварительно назначаем количество рабочих насосов n раб. на насосной станции ... по формуле: дв. =kN, где k - коэффициент запаса для учета возможных перегрузок электродвигателя в процессе эксплуатации насоса. По ... К. п. д. не менее 86%; доп. для номинального режима - 4,5 м, для перегрузочного - 7,0 м; ...

P  P  g  ( H НПВ  H НМ  mНМ ) , (3)

где  P – то же, что и в формуле (1); g – ускорение свободного падения ( g = 9,81 м/с2); mНМ – число последовательно включенных магистральных насосов; H НМ – напор магистрального насоса при расчетной производительности QЧ , м.

P  852  9,81  (47,59  3  210,29) 106  5,67 106 Па.

Найденная величина P должна быть меньше допустимого давления РДОП , определяемого из условия прочности запорной арматуры, если условие

РДОП не проводится, поэтому необходимо уменьшить количество основных насосов или использовать сменные роторы меньшего диаметра. Обычно запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление РДОП  6,4 МПа. Найденное значение P меньше РДОП .

3.4 Перерасчет характеристик насоса с воды на нефть

Главные насосы используются в основном для перекачки нефти и нефтепродуктов. Их характеристики приводятся в специальных каталогах. В каталогах приводятся характеристики снятые на воде. Для перекачки нефти и нефтепродуктов необходимо произвести перерасчет характеристик водомасляных насосов.

Параметр, характеризующий течение жидкости в колесе это число Рейнольдса

n  Д 22

Reн  , (4)

P

где n – число оборотов ротора насоса выбирается из таблицы 2 (об/мин); Д 2 – диаметр рабочего колеса выбирается из таблицы 4;  P – кинематическая вязкость.

3000  0,3952

Reн   31205.

0,00025  60

Пересчет характеристик с воды на нефть нужен в том случае, когда величина Reн не превышает величину переходного числа Рейнольдса Reп , вычисляемого по формуле

Reп  3,16 105 ns 0,305 , (5)

где ns – коэффициент быстроходности насоса, выбирается из таблицы 4.

Reп  3,16 105  890,305  80264.

Найденное значение Re больше, чем значение Re, что означает, что нет необходимости пересчитывать характеристики с воды на масло.

3.5 Определение мощности потребляемой насосами

Мощность, потребляемая насосами, рассчитывается по формуле

Qp  h   P

NП  , (6)

367 

где N П – мощность потребляемая насосами, кВт; Q p – пропускная способность проектная, м3/ч;

• h – расчетный напор насоса, м;
•  P – тоже что и в формуле (1);
•  – коэффициент полезного действия насоса (см. таблицу 2 и 4)

При перекачке масла на маслонасосной станции работают один подкачивающий насос и три основных насоса. Определяем общую мощность потребляемую насосами на ГНПС

3  1175,9  210,29  852 1  1175,9  47,59  852

NП =   1174,8 кВт.

367  0,8 367  0,76

3.6 Расчет электроэнергии за расчетный период

Расход электроэнергии за расчетный период на перекачку нефти и нефтепродуктов определяется по формуле [3]

G  H  1,03

NГ   NВ , (7)

367  Н Э

где G – расчетный объем перекачки, тонн за расчетный период;

• H – расчётный суммарный напор агрегатов, м;
• H – значение КПД с учётом пересчета на вязкость;
•  Э – значение КПД электродвигателей основных насосов; NГ – расход электроэнергии на собственные нужды НПС и вспомогательные установки площадки НПС, кВт·ч/год.

Расход электроэнергии на собственные нужды НПС приведен в таблице 6.

Конструкции технологического оборудования насосного цеха нефтеперекачи-вающей ...

... нефтепродуктов) под избыточным давлением. По назначению нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные: головная НПС находится в начале магистрального трубопровода, а промежуточные ... относятся: подпорная насосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема ...

Таблица 6 – Расход электроэнергии на собственные нужды на одну НПС

Расход электроэнергии 103 кВт·ч/год

Подача НПС, м /ч

ГНПС ПНПС

До 1250 2460 1950

8  106  3  210,29  1,03 8  106  1  47,59  1,03

NГ    2460000 

367  0,8  0,95 367  0,76  0,95  22577415,1 кВт  ч / год.

3.7 Определение объема резервуарного парка

Объем резервуарного парка нефтеперекачивающей станции при перекачке одного вида нефти или нефтепродукта согласно [3] определяется по формуле

TПС TПС  G  109

VРП   qСУТ  , (8)

Р  Р  350   P

где TПС – требуемый запас времени работы участка трубопровода (зависит от типа насосной станции с емкостью и определяется по таблице 7), сут; Р – коэффициент использования полезной емкости резервуара по отношению к строительному номиналу, определяется по таблице 8; qСУТ – суточная производительность трубопровода, м3/сут; G – расчетный объем перекачки, млн. т/год;  P – тоже что и в формуле (1).

Таблица 7 – Значение требуемого запаса времени работы участка трубопровода Тип насосной станции Нефтепровод Нефтепродуктопровод Головная НПС 2,0-3,0 2,0-3,0

Таблица 8 – Значение коэффициента использования полезной емкости резервуара

Для нефтепродуктопровода

Для нефтепровода согласно

Тип резервуара согласно СО 03-04-АКТНП РД 153-39.4-113-01

014-2004 РВС-1000 с понтоном — 0,7 РВС-1000 без понтона — 0,83 РВС-3000 с понтоном — 0,65 РВС-3000 без понтона — 0,81 Окончание таблицы 8 – Значение коэффициента использования полезной емкости резервуара

Для нефтепродуктопровода

Для нефтепровода согласно

Тип резервуара согласно СО 03-04-АКТНП РД 153-39.4-113-01

014-2004 РВС-5000 с понтоном 0,76 0,7 РВС-5000 без понтона 0,79 0,84 РВС-10000 с понтоном 0,76 0,74 РВС-10000 без понтона 0,79 0,85 РВС-20000 с понтоном 0,79 0,74 РВС-20000 без понтона 0,82 0,85 Вертикальный стальной 50 0,79 100 тыс.м3 с понтоном Вертикальный стальной 20100 тыс.м3 с плавающей 0,83 крышей Железобетонный заглубленный 10-30 тыс.м3 0,79 (существующие)

2,35  8 109

VРП   79803,69  80000 м3

0,79  350  852

4 Патентно-информационный обзор

№ 2597274. Нефтеперекачивающая станция бесперебойной работы [4]

Изобретение относится к оборудованию для нефтепроводов, т.е к нефтеперекачивающим станциям магистральных нефтепроводов, в состав которых входят резервуарные отложения.

Известна типовая технологическая схема нефтеперекачивающей станции, которая содержит следующие основные элементы:

• магистральная насосная станция (основные насосы);
• подпорная насосная станция (подпорные насосы);
• соединение трубопроводных коммуникаций (обвязка);
• резервуарный парк;
• технологическое оборудование (узел фильтров-уловителей, узел регулирования давления, резервуар аварийного сброса);
• предохранительные клапаны (два клапанных узла);
• технологические задвижки (задвижки и затворы).
  3 стр., 1372 слов

  Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов

  ... регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств – скребков. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с ...

По совокупности характеристик и достигаемому техническому результату данная схема нефтеперекачивающей станции наиболее близка к заявленному изобретению и выбрана в качестве прототипа.

Существующая типовая технологическая схема нефтеперекачивающей станции предусматривает раздельную работу участков магистрального нефтепровода до и после нефтеперекачивающей станции. При этом в соответствии с нормативными требованиями при возникновении аварийной ситуации в резервуарном парке предусмотрено его отключение от технологических трубопроводов на входе НПС только после остановки перекачки на участке до НПС.

Это требование обусловлено необходимостью исключения превышения допустимого рабочего давления линейной части МН и допустимого давления технологических трубопроводов и оборудования НПС. Данное требование обуславливает следующие нежелательные последствия (недостатки):

• необходимость отключения резервуарного парка приводит к остановке перекачки на предыдущем участке магистрального нефтепровода;

— поступление нефти в резервуарный парк в аварийной ситуации продолжается в течение времени остановки предыдущего участка магистрального нефтепровода. При этом, если аварийная ситуация связана с возгоранием в резервуаре, подача горящего резервуара маслом из магистрального трубопровода будет продолжена в период отключения и закрытия задвижек резервуара.

Целью заявленного изобретения является обеспечение непрерывности перекачки нефти при возникновении аварийной ситуации в резервуарном парке нефтеперекачивающей станцией.

Технический результат заключается в обеспечении бесперебойности работы и повышении безопасности нефтеперекачивающей станции за счет переключения обратным клапаном потока перекачиваемой нефти, поступающего от магистрального нефтепровода, на вход магистральной насосной станции при отключении резервуарного парка.

Кроме того, трубопроводы, соединяющие узел фильтровгрязеуловителей с отключающей задвижкой и обратным клапаном (ОК), и трубопровод, соединяющий обратный клапан с магистральной насосной станцией, выполнены рассчитанными на номинальное давление 2,5 МПа.

Заявленное изобретение поясняется рис. 1, на котором представлена ​​технологическая схема непрерывно работающей нефтеперекачивающей станции.

1 – магистральная насосная станция, 2 – подпорная насосная станция; 3 – резервуарный парк; 4 – узел сбросных пружинных предохранительных клапанов; 5 – узел фильтров грязеуловителей; 6 – отключающая задвижка; 7 – узел регулирования давления; 8 – резервуар аварийного сброса; 9 – обратный клапан; 10 – узел подключения; 11 –

магистральный нефтепровод

Рисунок 1 – Технологическая схема НПС бесперебойной работы

Предлагаемая технологическая схема нефтеперекачивающей станции бесперебойной работы в отличие от типовой предусматривает оборудование перемычки с ОК 9 для соединения технологического трубопровода на входе НПС (после узла фильтров-грязеуловителей 5) и трубопровода на входе магистральной насосной станции 1. Для этого устанавливают трубопроводы, соединяющие узел фильтров-грязеуловителей 5 с отключающей задвижкой 6 и ОК 9, и трубопровод, соединяющий ОК 9 с магистральной насосной станцией 1, которые рассчитаны на номинальное давление 2,5 МПа.

В результате выход узла фильтров-грязеуловителей 5 соединен через обратный клапан 9 с входом магистральной насосной станции 1, узел сбросных пружинных предохранительных клапанов (СППК) 4, выход которого подключен к резервуару аварийного сброса 8, расположен на трубопроводе, соединяющем выход подпорной насосной станции 2 с входом магистральной насосной станции 1, после точки присоединения выхода ОК 9. Вход отключающей задвижки 6 при этом соединен с выходом узла фильтров-грязеуловителей 5 и входом ОК 9.

Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

... этого вида транспорта. Для заправки топливом автотранспортных машин, функционирующих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций, а также сельскохозяйственных машин и самолетов применяют специальные автоцистерны, оборудованные комплектом насосно-раздаточных ...

В нефтеперекачивающей станции бесперебойной работы необходим только один узел СППК 4 (в существующих типовых нефтеперекачивающих станциях применяются два узла с трубопроводами сброса от данных узлов в резервуар аварийного сброса), размещенный на трубопроводе, соединяющем выход подпорной насосной станции 2 с входом магистральной насосной станции 1, после точки присоединения выхода ОК 9.

Указанные технические нововведения кроме решения основной задачи – обеспечения непрерывности перекачки нефти при возникновении аварийной ситуации в резервуарном парке нефтеперекачивающей станции, дают дополнительное преимущество, а именно: с учетом более высокого давления срабатывания узла СППК 4 (до 2,5 МПа) по сравнению с исключенным узлом СППК (до 1,6 МПа) уменьшается производительность сброса, что приводит к сокращению требуемой емкости резервуара аварийного сброса 8.

Заявленное устройство работает следующим образом.

В случае возникновения аварийной ситуации в резервуарном парке 3 он немедленно отключается от блока фильтра и сепаратора 5 путем закрытия запорной арматуры 6 без прерывания откачки. После закрытия отключающей задвижки 6 и отключения резервуарного парка 3 возрастает давление на входе ОК 9, который автоматически открывается, и поток нефти направляется по перемычке на вход магистральной насосной станции 1, осуществляющей перекачку на следующем участке магистрального нефтепровода 11.

Рост давления на входе магистральной насосной станции 1 (и соответственно, на выходе подпорной насосной станции 2) за счет потока нефти из магистрального нефтепровода 11 происходит до значения, соответствующего напорной характеристике подпорного насоса подпорной насосной станции 2 при нулевой подаче. При достижении этого давления дожимная насосная станция 2 отключается. После отключения подпорных насосных агрегатов подпорной насосной станции 2 давление на входе магистральной насосной станции 1 (и следовательно, на выходе подпорной насосной станции 2) снизится до значения, поддерживаемого автоматической системой регулирования давления узла регулирования давления 7, подключенного к выходу магистральной насосной станции 1.

Нефтеперекачивающая станция, выполненная по предлагаемой принципиальной технологической схеме, обеспечивает возможность незамедлительного отключения резервуарного парка 3 отключающей задвижкой 6 при возникновении в нем аварийной ситуации без остановки перекачки на предыдущем технологическом участке магистрального трубопровода.

В этом случае происходит автоматическая перекачка потока масла из блока фильтрации шлама 5 непосредственно на вход главной насосной станции 1, которая осуществляет перекачку в следующий технологический участок магистрального трубопровода.

При отключении резервуарного парка 3 и переходе НПС на режим работы «из насоса в насос» (то есть при подключении потока нефти непосредственно на вход магистральной насосной станции 1), являющемся штатным переходом, необходимо учитывать возможность аварийного отключения магистральной насосной станции 1 (например, при внезапном отключении энергоснабжения).

Полеты автоматических межпланетных станций к планетам Солнечной системы

... с целью изучения Солнечной системы - межпланетного пространства, Луны, планет, Солнца, комет и др. Для выполнения этих задач на автоматической межпланетной станции устанавливается научная аппаратура, измеряющая параметры небесных тел, их физический и химический состав, ...

При этом магистральный нефтепровод 11 перейдет на режим работы «минуя НПС» через ОК, установленный в узле подключения 10.

Данный режим является нештатным (аварийным) и характеризуется ростом «проходящего» давления на входе НПС. В этих условиях защита по давлению технологических трубопроводов НПС и линейной части магистрального нефтепровода 11 обеспечивается с помощью узла СППК 4, установленного на трубопроводе, соединяющем выход подпорной насосной станции 2 с входом магистральной насосной станции 1, после точки присоединения выхода ОК 9.

Узел СППК 4 ограничивает давление на приеме НПС до 2,5 МПа. При этом эпюра допустимого рабочего давления линейной части участка магистрального нефтепровода 10 до входа в рассматриваемой НПС должна удовлетворять эпюре максимальных давлений, построенной с учетом максимального давления на выходе предыдущей НПС (на чертеже не показана) технологического участка и максимального давления 2,5 МПа, ограниченного с помощью узла СППК 4 рассматриваемой НПС. При остановке магистральной насосной станции 1 должна формироваться команда на отключение предыдущего технологического участка магистрального нефтепровода 11.

Преимущества устройства, выполненного по предлагаемой технологической схеме:

• обеспечивается возможность незамедлительного отключения резервуарного парка задвижкой при возникновении в нем аварийной ситуации без остановки перекачки на предыдущем участке. При этом сокращается объем продукта, поступающего в резервуарный парк при аварийной ситуации, тем самым повышается безопасность работы МН;
• исключается строительство одного из двух узлов СППК с трубопроводами сброса от данного узла;
• сокращается требуемая емкость резервуара аварийного сброса.

Изобретение гарантирует бесперебойную перекачку нефти при возникновении аварийной ситуации в резервуарном парке нефтеперекачивающей станции.

Достигнута бесперебойность работы и повышение безопасности нефтеперекачивающей станции за счет переключения обратным клапаном потока перекачиваемой нефти, поступающего от магистрального нефтепровода, на вход магистральной насосной станции при отключении резервуарного парка [4].

5 Конструкция и компоновка насосного цеха

Основное насосное оборудование НПС и вспомогательное оборудование находится в насосном цехе. Надежная работа основного и вспомогательного оборудования при минимальных габаритах насосного цеха — главное требование к планировке насосного цеха. Ремонт основного и вспомогательного оборудования в насосном цехе проводится без остановки откачки. У обслуживающего персонала должны быть нормальные санитарные условия. Постройка насосного цеха осуществляется из прочных и огнеупорных материалов (бетон, кирпич).

Размер здания насосного цеха зависит от габаритов основного и вспомогательного оборудования, а также их конструктивных особенностей.

При расчете фундамента они основываются на данных динамических и статических нагрузок. Статические нагрузки составляет вес оборудования.

Основные помещения насосного отделения: насосное отделение, электромоторное отделение. Их оборудуют грузоподъемными механизмами – мостовыми кранами. Грузоподъемность крана определяется максимальной массой установленного оборудования. Проект здания насосного цеха выбирается с учетом климатических условий и наличия строительных материалов.

Тема работы Модернизация автоматизированной системы управления ...

... трудоёмкость выполняемых операций. Целью дипломной работы является автоматизация системы управления технологическим процессом дожимной насосной станции. Автоматизация производства позволяет осуществлять технологические процессы ... затрат на перевооружение Расчет условно-годовой экономии от автоматизации Расчет экономического эффекта, коэффициента эффективности и срока окупаемости капитальных затрат ...

Насосные агрегаты соединены коленами изогнутых труб, которые соединяют их входные и выходные патрубки через общий внешний коллектор. Трубопроводы укладывают в грунте и присоединяют к насосам сваркой. В общем укрытии прокладываются трубопроводы для вспомогательных систем и возводятся площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При проходе трубопроводов через разделительную стенку используют специальные герметизирующие сальники [5].

6 Генеральный план НПС

Генеральный план представляет собой комплексное решение планировки расположения различных объектов на территории НПС. При правильном расположении объектов снизятся эксплуатационные расходы и повысится безопасность объекта.

Генеральный план содержит расположение всех зданий и различных сооружений, инженерных сетей и транспортных коммуникаций в соответствии с действующими стандартами проектирования.

Площадка под нефтеперекачивающую станцию ​​выбирается в соответствии с проектом планировки и застройки участка строительства. Участок должен быть рядом с существующими транспортными коммуникациями.

Требования, предъявляемые к площадке под НПС:

• рельеф должен быть пологим с выраженным уклоном для обеспечения стека поверхностных вод, и обеспечение благоприятной работы самотечной канализации;
• грунты на площадке строительства должны иметь хорошую несущую способность, строение всех зданий и сооружений должно по возможности быть без создания искусственного основания;
• грунт на площадки должен быть сухим, с низким уровнем грунтовых вод, под площадки для строительства нельзя применять заболоченные, оползневые участки, участки вблизи зоны санитарной охраны источника водоснабжения.

Относительно населенных пунктов площадку под НПС располагают ниже по течению рек.

При размещении НПС вблизи рек или различных водоемов следует учитывать расчетный горизонт высоких вод, при планировке площадки отметки планировки территории применяют выше 0,5 м расчетного горизонта сточных вод.

Выбор площадки должен предусматривать возможное расширение.

Унификация генерального плана предусмотрена на этапе разработки, с разделением территории станции на две зоны: производственную и вспомогательную. В зоне производственного характера находится основное оборудование и объекты, которые связаны с перекачкой нефти (насосный цех, резервуарные парки), а в служебно-вспомогательной зоне находятся сооружения и объекты обслуживающие НПС (склады, административнохозяйственный блок, боксы пожаротушения) [5].

7 Технологическая схема НПС

Технологическая схема нефтеперекачивающей станции представляет собой принципиальную схему внутристанционных коммуникаций, на которой показаны все производственные операции, необходимые для перекачки нефти или нефтепродуктов. Схема представляет собой чертеж без масштаба, показывающий связи трубопровода с оборудованием, благодаря которому приемные, перекачивающие и откачивающие операции производятся внутри станции.

На технологической схеме показаны все сантехнические устройства и все сантехнические соединения между ними, которые необходимы для осуществления технологического процесса.

Система перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтеперекачивающую станцию ​​зависит от типа схемы подключения насосов и резервуаров. Существует четыре типа систем: стационарная, насос-насос, с подключенным резервуаром, с резервуаром.

Для постанционной системы перекачки характерны ГНПС. В этой системе масло поступает в один из резервуаров, и в то же время масло перекачивается из другого резервуара. Эта система откачки сопровождается значительными потерями нефти или нефтепродуктов во время «больших вдохов», но с помощью этой системы можно дозировать масло в резервуар.

1 – резервуар, 2 – насосный цех

Рисунок 2 – Постанционная система перекачки нефти

В насосной системе с «подключенным резервуаром» большая часть масла проходит мимо резервуара. Уровень масла в баке практически не меняется, лишь бы между станциями была разница в расходе на предыдущем и последующем прогоне. Потери от «больших вдохов» малы по сравнению с стационарной насосной системой, но потери все равно велики.

1 – резервуар, 2 – насосный цех

Рисунок 3 – Система перекачки «с подключенным резервуаром»

По системе откачки «через резервуар» масло перекачивается в резервуар и одновременно перекачивается в магистральный трубопровод. Обеспечивает «мягкую» откачку, так как в баке предусмотрено гашение волны давления. Непрерывный приток и откачка нефти из пласта приводит к повышенному испарению легких фракций.

1 – резервуар, 2 – насосный цех

Рисунок 4 – Система перекачки «через резервуар»

Система перекачки от насоса к насосу используется на промежуточных станциях с резервуарным парком или без него. При такой насосной системе резервуары отсоединяются от масляного насоса и используются только для перекачки нефти или нефтепродуктов в случае аварии. Связи с тем, что резервуары отключены, уменьшаются потери от испарений. Подпорные насосы не нужны, используют подпор от предыдущей станции. требуется полная синхронизация работы секций внутри операционной секции. На данный момент самая распространенная система перекачки.

2 – насосный цех

Рисунок 5 – Система перекачки «из насоса в насос»

Основное направление движения нефти на головной НПС имеет вид: узел фильтров-грязеуловителей, узел предохранительных устройств, узел учета, резервуарный парк, подпорные насосы, магистральные насосы, узел регуляторов давления, магистральный трубопровод [5].

На планируемой установке выбрана стационарная насосная система, так как НПС является головной; Также предусмотрен режим откачки от насоса к насосу».

8 Вспомогательные системы насосного цеха

Для обеспечения нормальной эксплуатации магистральных насосов с заданными параметрами необходимо функционирование следующих вспомогательных систем:

• разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;
• смазки и охлаждения подшипников;
• сбора утечек от торцевых уплотнений;
• подачи и подготовки сжатого воздуха;
• оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом;
• средств контроля и защиты насосного агрегата.

8.1 Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений

Устройства, изолирующие выход вала насоса от корпуса, как во время работы, так и когда агрегаты находятся в неподвижном состоянии, находятся под воздействием динамического или статического давления. В основных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величина напора в камерах уплотнений колеблется от двух – трех десятков до 700 … 800 м.

Когда насосы соединены последовательно в первом насосе, напор в камере уплотнения минимален, а в третьем — максимален. Уплотнение под высоким давлением снижает надежность узла уплотнения. Следовательно, чтобы снизить давление в камерах уплотнения до допустимых значений, в гидравлической системе нагнетания предусмотрена часть перекачиваемой жидкости, которая отводится через подходящую трубу 4 согласно фиг.6 в зоне низкого давления.

1 – щелевое уплотнение; 2 – полость камер торцевых уплотнений; 3 – торцевое уплотнение; 4

• трубопровод;
• ВП – всасывающая полость;
• НП – нагнетательная полость

Рисунок 6 – Традиционная система разгрузки и охлаждения концевых

уплотнений вала насоса

Обычно жидкость из напорной линии подается либо в сборный резервуар утечки, либо в коллектор насосной станции на стороне всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из всасывающей полости насоса через уплотнения горловины 1 и полости камеры 2 торцевого уплотнения 3 обеспечивает не только снижение давления в камерах уплотнения, но и охлаждение детали механического уплотнения. Отсутствие такой циркуляции контактных колец торцевого уплотнения может привести к неисправности торцевого уплотнения и даже аварии.

Технологическая схема обвязки насосных агрегатов промежуточной насосной станции и системы отвода уплотнений вала при последовательном включении основных насосов. Эта система получила название групповой и основным недостатком является снижение к.п.д. установки из-за значительной величины перетока жидкости по линии разгрузки. Переток жидкости зависит от количества работающих насосов, развиваемых насосами напоров, состояния щелевых уплотнений и достигает нескольких десятков кубических метров в час.

С появлением торцевых уплотнений, обеспечивающих необходимую надежность работы насосного агрегата, при напорах в камере уплотнений до 500 … 800 м стало возможным от групповой системы разгрузки отказаться, а охлаждение торцевых уплотнений обеспечить путем создания циркуляции жидкости из полости нагнетаний насоса в полость всасывания насоса. Эта схема называется системой охлаждения индивидуального торцевого уплотнения.

В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть, нашла применение импеллерная система охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливают втулку с винтовой нарезкой, которая при вращении вместе с валом насоса создает динамический напор, действующий в сторону, противоположную местоположению камеры уплотнения в соответствии с рисунком 7. m, h – шаг и глубина нарезки; b – ширина выступов; а – угол наклона винтовой линии

Рисунок 7 – Винтовой импеллер

Импеллер устанавливают вместо щелевого уплотнения в промежутке между камерой торцевого уплотнения и полостью всасывания насоса. Число заходов нарезки не влияет на создаваемое импеллером давление, а подача возрастает пропорционально числу заходов нарезок [5].

8.2 Система смазки и охлаждения подшипников

Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принудительную систему смазки в соответствии с рисунком 9. С помощью шестеренчатого насоса 1 заполняют маслом бак 2. Основной насос 3 подает масло через фильтры 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, соединенные с узлами, требующими смазки (подшипниками), откуда масло возвращается в бак 2. Отработавшее масло, насосом 6 перекачивается в емкость 7. Аккумулирующий бак 8 предназначен для подачи масла при аварийных ситуациях, например, при остановке насосов в случае отключении электроэнергии. 1, 6 – насос шестеренчатый; 2 – бак; 3 – основной насос; 4 – фильтр; 5 – маслоохладитель;

7 – емкость; 8 – аккумулирующий бак

Рисунок 8 – Принципиальная схема системы смазки насосно-силовых агрегатов

НПС

В последнее время на НПС нашли широкое распространение аппараты воздушного охлаждения масла.

На рисунке 9 показана схема системы маслоснабжения с охлаждением масла воздухом.

Из баков 1 масло рабочим насосом 2 подают через фильтры 3 и воздушные маслоохладители 4 по маслопроводам к узлам трения, а отработанное масло самотеком по линии слива поступает в маслобаки 1. Воздух в маслоохладитель подают центробежным нагнетателем 5. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температуру охлаждения масла контролируют и регулируют терморегулятором 6. Для обеспечения насосного агрегата смазкой во время аварийного отключения электроэнергии предусматривают маслобак 7 на высоте не менее 3 м от оси насосных агрегатов. 1 – бак; 2 – рабочий насос; 3 – фильтры; 4 – воздушные маслоохладители; 5 – центробежный

нагнетатель; 6 – терморегулятор; 7 – маслобак

Рисунок 9 – Схема маслоустановки с воздушным охлаждением масла

Из баков 1 масло рабочим насосом 2 подают через фильтры 3 и воздушные маслоохладители 4 по маслопроводам к узлам трения, а отработанное масло самотеком по линии слива поступает в маслобаки 1. Воздух в маслоохладитель подают центробежным нагнетателем 5. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температуру охлаждения масла контролируют и регулируют терморегулятором 6. Для обеспечения насосного агрегата смазкой во время аварийного отключения электроэнергии предусматривают маслобак 7 на высоте не менее 3 м от оси насосных агрегатов.

Для смазки трущихся частей насосных агрегатов применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси.

-Система охлаждения представлена на рисунке 10. Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов 1, подшипников промежуточного вала 2, маслоохладителя 6, подшипников и воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется холодной водой, подаваемой из градирни 4 водяными насосами 5 в нагнетательную линию 7. Отработавшая (нагревшаяся) вода по линии 8 поступает в градирню для охлаждения. Для системы охлаждения используют преимущественно консольные одноступенчатые насосы, а также вихревые самовсасывающие насосы типов ЦВС, ВСМ [5].

1 – основной насос; 2 – промежуточный вал; 3 – электродвигатель; 4 – градирня; 5 – водяные

насосы; 6 – маслоохладители; 7 – нагнетательная линия; 8 – всасывающая линия

Рисунок 10 – Принципиальная схема системы охлаждения насосно-силовых

агрегатов

8.3 Система откачки утечек от торцевых уплотнений

При перекачке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам могут иметь место утечки через концевые уплотнения вала насоса. Утечки от насоса самотеком поступают в специальный резервуар. Величина этих утечек незначительна, а при использовании уплотнений торцевого типа она сведена практически к нулю. 1 – насос; 2 – линия разгрузки; 3 – линия всасывания; 4 – насосы; 5 – резервуар утечек

Рисунок 11 – Схема сбора утечек

Большой объем утечек (до 40 м3/ч с одного насосного агрегата) происходит через линии разгрузки концевых уплотнений. Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 в соответствии с рисунком 13 поступают на прием подпорных насосов или в резервуары утечек 5. Периодически из резервуара утечек нефть или нефтепродукт закачивают насосами 4 во всасывающую линию 3 магистрального трубопровода.

Для откачки утечек нефти и нефтепродуктов используют центробежные насосы типа 4НК–5х1 и 6НК–9х1, многоступенчатые центробежные насосы типа ЦНСН–60–330 и другие высоконапорные насосы [5].

8.4 Средства контроля и защиты насосного агрегата

Надежную работу нефтепродуктопроводов обеспечивает защита насосных станций, включающая приборы контроля, защиты и сигнализации, установленные на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании. Защита предохраняет насос от вибрации, подшипники агрегата от перегрева и работы насоса в кавитационном режиме, а также от чрезмерной утечки жидкости через уплотнения.

Работа оборудования на высоких скоростях требует бесперебойной подачи смазки и эффективной системы теплового контроля, в соответствии с рисунком 12, узлов с трущимися деталями (подшипников и уплотнений вала насоса, подшипников электродвигателя), а также корпусов насоса и электродвигателя, входящего и выходящего из электродвигателя воздуха [5].

1 – датчик; 2 – манометр; 3,4 – манометр; 5 – тепловая защита корпуса насоса; 6 – насос; 7 – амперметр; 8 – счетчик числа часов работы агрегатов; 9 – сигнализатор падения

давления; 10 – электроконтактный манометр

Рисунок 12 – Схема измерений и автоматической защиты основного насосного

агрегата

8.5 Система подачи и подготовки сжатого воздуха

Предназначается для питания пневмоприводов, устройств контрольноизмерительных приборов (КИП) и автоматики. Она является составной частью компрессорной. Очистка воздуха осуществляется на специальных фильтрах, осушка – на автоматической установке (типа УОВБ-5).

Воздух, забираемый компрессорами снаружи блок-бокса, перед осушкой должен быть охлажден в теплообменниках до температуры + 30 °С. Для охлаждения воздуха следует подавать воду в объеме 0,2 … 0,5 м3/ч с температурой не более 20 … 25 °С. Давление воды в теплообменнике не должно превышать 0,5 … 0,6 МПа . Очистку и осушку воздуха необходимо осуществлять постоянно во избежание порчи приборов КИП и выхода из строя систем автоматики [5].

9 Система предохранительных клапанов

Система предохранительных клапанов предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих чрезмерных крутых волн давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти сбрасывается в отводящий трубопровод, который ведет в специальную безнапорную емкость.

Каждый СППК состоит из корпуса с нижним входным и верхним выходным фланцем. Внутри корпуса клапана имеется золотник. Седло клапана перекрывается золотником под действием пружины. Пружина клапана сменная и выбирается в зависимости от рабочего давления.

Рисунок 13 – Сбросный пружинный предохранительный клапан

Клапан работает следующим образом. При повышении давления в трубопроводе сверх допустимого золотник преодолевая силу пружины, поднимается вверх и открывает вход для движения перекачиваемой жидкости в свободный коллектор. Благодаря этому обеспечивается сброс чрезмерного давления в трубопроводе.

10 Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций

Резервуарные парки (РП) – неотъемлемая часть магистрального нефтепровода, которая служит для работы основного технологического процесса. РП состоят из соединенных резервуаров для того чтобы выполнять операции по приему, хранению и перекачки нефти или нефтепродукта.

РП предназначены:

• для приема нефти от нефтедобывающих предприятий;
• для учета нефти;
• для обеспечения заданных свойств нефти, включая компаундирование;
• для компенсации неравномерностей перекачки.

Резервуарные парки сооружаются на ГНПС, на некоторых промежуточных НПС, на нефтебазах.

На головных НПС магистрального нефтепровода при перекачки одного сорта нефтепродукта резервуарный парк должен быть объемом двух – трех суточной пропускной способности нефтепровода.

В зависимости от объема и расположения резервуары подразделяются на три класса:

• I класс – особо опасные резервуары объемом от 10000 м3 и более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, расположенные вблизи рек, крупных водоемов и находящиеся в городской черте;
• II класс – резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10000 м3;
• III класс – опасные резервуары от 500 до 1000 м3.

В системе магистральных нефтепроводов большее распространение получили вертикальные стальные резервуары (РВС).

Для сокращения потерь на этих резервуарах монтируются дыхательной арматурой, понтонами, плавающими крышами или газовой обвязкой.

Некоторые типы резервуаров применяемых в системе магистральных нефтепроводов [5]:

1) РВС со стационарной крышей представляет собой цилиндр, сваренный из отдельных стальных листов размером 1,5 … 6,0 м, и толщиной 4 … 25 мм. Поясом резервуара называется ряд листов. Крыша резервуара бывает конической или сферической. Объем таких резервуаров бывает от 100 до 50000 м3. Максимальное избыточное давление 2000 Па;

2) РВС с понтоном отличаются от РВС со стационарной крышей тем, что имеет в своем составе понтон. Он плавает по поверхности нефти и обеспечивает сокращение потерь от испарения. Понтоны бывает двух видов металлические и синтетические;

3) РВС с плавающей крышей в отличие от других не имеют в своем составе стационарную крышу. Преимущество таких резервуаров заключается в снижении потерь от испарения. Крыша также как и понтон плавает по поверхности нефти или нефтепродукта, и перемещение происходит по направляющим трубам.

11 Общестроительные работы на нефтеперекачивающих станциях

Прежде чем начать какие-либо работы, связанные со строительством любого объекта насосной станции (НС), основные оси и размеры сооружений переносят с чертежей на местность. Работы, выполняемые при этом называют разбивочными.

Предварительно создают опорную геодезическую сеть, привязанную в горизонтальном и высотном положении к государственной триангуляционной и нивелирной сети. Опорные точки на строительной площадке закрепляют реперами – бетонными, металлическими или деревянными столбами диаметром 12 … 15 см и длиной 2 м .

Привязку проекта НС к местности осуществляют в системе прямоугольных координат. Для этого на генеральный план наносят строительную сетку квадратов, а затем в соответствии с ней производят разбивку осей зданий.

В ходе земляных работ на площадках НС производят планировку территории, отрывают котлованы под фундаменты зданий, роют траншеи для прокладки трубопроводов и инженерных сетей.

Целью планировки территории является выравнивание территории строительной площадки. Эти работы производят с помощью бульдозеров. Для защиты мест производства земляных работ от притока ливневых и талых вод устраивают дренажные каналы.

В ходе бетонных работ изготавливаются фундаменты под здания, сооружения и оборудование на НС.

По характеру работы их можно подразделить на две основные группы: фундаменты под статические нагрузки и фундаменты под динамические нагрузки.

Фундаменты первой группы сооружают под стены зданий, колонны, стойки, отдельно стоящие колонны, стенки резервуаров и т.п. Их основное назначение – воспринимать расчетную нагрузку и равномерно распределять ее воздействие на грунт. Кроме того, осадка не должна превышать расчетной величины.

Под статические нагрузки сооружают одиночные, ленточные и свайные фундаменты.

Глубину заложения фундамента назначают ниже глубины промерзания грунта.

Под насосы, компрессоры, газотурбинные установки и другое оборудование с подвижными частями сооружают фундаменты, рассчитанные не только на статическую, но и на динамическую нагрузку. Фундаменты данного типа бывают массивные и рамные. Их общий вид приведен на рисунке 14.

При сооружении фундаментов под динамические нагрузки необходимо выполнять ряд требований. Так, фундамент под перекачивающий агрегат (насос и электродвигатель, нагнетатель и газовую турбину и т.п.) должен быть общим. Фундамент агрегата не должен жестко соединяться со стенами здания и фундаментом под них.

а – с электроприводом; б – с газотурбинным приводом

Рисунок 14 – Фундаменты под компрессорные агрегаты

Здания насосных и компрессорных цехов, приведены на рисунке 15, состоят из следующих элементов и узлов: колонн, стен, подкрановых балок и покрытия.

Колонны являются основной несущей конструкцией каркаса промышленных зданий НС. Как правило, они бывают железобетонными. В отдельных случаях используются металлические колонны.

Стены зданий цехов обычно собираются из железобетонных и асбоцементных панелей, которые крепятся к колоннам с помощью сварки.

Подкрановые балки являются составной частью каркаса здания, а также по ним укладывают пути для мостового крана. Подкрановые балки изготавливают, в основном, из обычного или предварительно напряженного железобетона, реже из металла.

В процессе монтажа зданий сначала устанавливают, выверяют и замоноличивают колонны. Затем сооружают цокольную часть стен из крупных бетонных блоков или кирпича. После этого монтируют панели, на две грани которых для обеспечения герметизации швов наклеены прокладки из пороизола, пенопласта или губчатой валиковой резины диаметром 30 мм. Завершаются монтажные работы установкой балок и ферм, а также плит перекрытия.

Устройство кровли

При устройстве кровли поверх железобетонных плит выполняют цементную и асфальтобетонную стяжки, а затем наклеивают рубероид [6].

1 – колонна; 2 – стена; 3 – подкрановая балка; 4 – ферма; 5 – железобетонные панели или

плиты; 6 – гидроизоляционный слой.

Рисунок 15 – Разрез насосного цеха

12 Экономическая часть

В экономической части дипломного проекта необходимо рассчитать единовременные и эксплуатационные затраты на строительство и эксплуатацию головной магистральной насосной станции ООО «Транснефть Дальний Восток», а так же в отдельности затраты на строительство и эксплуатацию обводной линии для создания НПС бесперебойной работы и сравнить эти затраты с потерями до усовершенствования.

1 Единовременные затраты включают: сметную стоимость строительства, фонд оплаты труда, страховые взносы, а также взносы на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний строителей и монтажников.

2 К эксплуатационным затратам относятся амортизационные отчисления, плата за электроэнергию, заработная плата рабочим, страховые взносы.

12.1 Расчет единовременных затрат на реализацию проекта

Единовременные капитальные вложения на строительство объекта составляют:

ЕКВобъекта  СОСР,МТО  ФОТ  СВ  СНСП , (9)

где ЕКВобъекта – единовременные капитальные вложения; ССМР, ПНР – сметная стоимость строительства (в том числе: общестроительные работы, монтаж технологического оборудования магистральной насосной, стоимость материалов и оборудования, дополнительные работы, стоимость временных зданий и сооружений), руб; ФОТ – фонд оплаты труда, руб; СВ – страховые взносы, руб;

• СНСП – взносы на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, руб.

Рассчитаем показатели и сведем все данные в таблицу 12.

12.1.1 Расчет сметной стоимости строительства

СОСР.МТО  СОСР  СМТО  ТОС  СНЦ  СМСиКР  СМСЭ  СМСА  ССПВ  (10)

СЗР  СВР  СПР ,

где СОСР – затраты на общестроительные работы, (25121, 27 тыс. руб.); СМТО – затраты на монтаж технологического оборудования, (10254,9 тыс. руб.); ТОС – стоимость технологического оборудования магистральной насосной; СНЦ – затраты на строительство и монтаж магистральной насосной

(78342,23 тыс. руб.); СМСиКР – затраты на монтаж силового и контрольного оборудования, (2111,38 тыс. руб.); СМСЭ – затраты на монтаж сетей внутреннего электроснабжения, (348,53 тыс. руб.); СМСА – затраты на монтаж средств автоматизации, (3169,08 тыс. руб.); ССПВ – затраты на строительство производственного водопровода, (14,58 тыс. руб.); СЗР – затраты на дополнительные земляные работы под фундаменты, (188,98 тыс. руб.); СВР – затраты на временные здания и сооружения; СПР – затраты на прочие работы.

Цены на затраты строительных, монтажных и земляных работы взяты с электронных сайтов компаний профилирующихся в той или иной сфере: , http://evrotekhservis.ru, https://арендатехники24.рф, http://valtec.ru.

Проведем расчет затрат на строительство и монтаж обводной линии по формуле

СНЦ  СТТ  СОК  СОЗ , (11)

где СТТ – затраты на монтаж технологических трубопроводов, (543,20 тыс. руб.); СОК – затраты на монтаж обратного клапана, (97,3 тыс. руб.); СОЗ – затраты на монтаж отключающей задвижки, (99,4 тыс. руб.).

Цены на затраты строительных и монтажных работ взяты с электронных источников: https://smetnoedelo.ru/, .

Вычислим общую стоимость затрат на строительство и монтаж обводной линии по формуле (11)

СНЦ  543200  97300  99400  739900 руб.

Проведем расчет стоимости технологического оборудования обводной линии по формуле

ТООЛ  ОКС  ТТС  ТККС  ЗСРС  ОЗС , (12)

где ОК с – стоимость обратного клапана (100740 руб.); ТТ с – стоимость технологических трубопроводов (733400 руб.); ТККс – стоимость транспортировки комплектов конструкций оборудования для обводной линии, (354472 руб.);

• ОЗс – стоимость отключающей задвижки (135532 руб.);
• ЗСРс – стоимость заготовительно-складских работ.

Цены на технологическое оборудование обводной линии насосной станции взяты с электронных источников: http://armgasinvest.ru/,

Стоимость заготовительно-складских работ составляет 1,2 % от стоимости прямых затрат на покупку оборудования

1,2

ЗСРс   (ОК с  ТТ с  ТКК  ОЗс ), (13)

1,2

ЗСРс   (100740  733400  135532)  11636,06 руб.

Вычисляем общую стоимость технологического оборудования обводной линии:

ТООЛ  100740  733400  354472  135532  11636,06  1335780,06 руб.

Для удобства сведем данные в таблицу 9.

Вычислим стоимость технологического оборудования и затраты на монтаж и строительство обводной линии и отобразим данные на рисунке 16

СНЦ  ТОс  739900  1335780,06  2075680,06 руб. Рисунок 16 – Структура затрат на монтаж и строительство обводной линии

Проведем расчет потерь при остановке перекачки, которые могут возникнуть при возникновении аварийной ситуации на резервуарном парке.

При возникновении аварии на резервуарном парке происходит остановка перекачки, ликвидация аварий может занимать от трех часов до семи суток. Идет простой оборудования.

Принимаем, что среднее время ликвидации аварии занимает 4 дня.

Рассчитаем потери при остановке перекачки при ликвидации аварии в течении 4 суток по формуле

ПОП  QПРЕД  t , (14)

где ПОП – потери при остановке перекачки; Qпред – подача от предыдущей станции, (1175,9 м3/ч);

• t – время на ликвидацию аварии и остановки перекачки.

ПОП  1175,9  24  4  112886,4 м3.

Объем перекачиваемой нефти нужно перевести в тонны по формуле

М  ПОП  P , (15)

где М – масса перекачиваемой нефти, т;  P – то же, что и в формуле (1); ПОП – то же, что и в формуле (14).

М  112886,4  852 / 1000  96179,21 т.

Тариф за перекачку примем 71 руб./т, (цена взята с , тогда экономические потери при остановке перекачки и простоя оборудования будут равны:

Эп  71 96179,21  6828723,9 руб.

Исходя из расчетов затрат на монтаж и строительство обводной линии и расчетов экономических потерь при остановке перекачки, видно что строительство обводной линии экономически выгоднее. Для наглядности отразим результаты сравнения на рисунке 17.

Рисунок 17 – Сравнение затрат на строительство обводной линии и потерь при

остановке перекачки на 4 суток Таблица 9 – Стоимость технологического оборудования обводной линии (объектная смета на обводную линию)

Наименование затрат Стоимость, тыс.

руб. Стоимость обратного клапана 100,740 Стоимость отключающей задвижки 135,532 Стоимость технологических трубопроводов 733,400 Стоимость транспортировки комплектов конструкций

354,472 оборудования здания магистральной насосной

Итого прямые затраты 1324144 Стоимость заготовительно-складских работ (1,2 %) 11,636

Итого с заготовительно-складскими работами 1335,78

Проведем расчет стоимости технологического оборудования всей НПС по формуле

ТОС  КНС  ДОС  ТККС  ЗСРС  ОЛС , (16)

где КН С – стоимость комплекта насосов (4 магистральных насоса НМ 1250-260 и 2 подпорных насоса НПВ 1250-60), руб; ДОС – стоимость дополнительного оборудования (технологические части трубопроводов с КИП и А, комплекты фильтров, запорной арматуры с электроприводами, комплект регулирующих клапанов), (147200945 руб.); ТККС – стоимость транспортировки комплектов конструкций оборудования, (1113294 руб.); ОЛ С – стоимость обводной линии (13358780 руб.); ЗСРС – стоимость заготовительно-складских работ.

Цены на технологическое оборудование магистральной насосной станции взяты с электронных источников: https://www.уралгидротех.рф, http://armtorg.ru/, , .

Вычисляем стоимость комплекта насосов по формуле

КНС  4МНС  2  ПНС , (17)

где МН С – стоимость одного магистрального насоса; ПН С – стоимость одного подпорного насоса.

Стоимость одного подпорного насоса марки НПВ 1250-60 составляет порядка 1972051 руб. (https://www.уралгидротех.рф), стоимость магистрального насоса марки НМ 1250-260 – 31472061 руб. (https://www.уралгидротех.рф).

КНС  4  31472061  2 1972051  129832346 руб.

Стоимость заготовительно-складских работ составляет 1,2 % от стоимости прямых затрат на покупку оборудования:

1,2

ЗСРС   ( КН С  ДОС  ТККС  ОЛ С ) , (18)

1,2

ЗСРС   (129832346  147200945  1113294  13358780)   3498064,38 руб.

Вычисляем общую стоимость технологического оборудования по формуле (16)

ТОС  129832346  147200945  1113294  13358780  349806,38   295003429 руб.

Для удобства сведем данные в таблицу 10. Таблица 10 – Стоимость технологического оборудования магистральной насосной станции (объектная смета на магистральную насосную) Наименование затрат Стоимость, тыс.

руб. Стоимость комплекта насосов 129832346 Стоимость дополнительного оборудования 147200,945 Стоимость транспортировки комплектов конструкций

1113294 оборудования Итого прямые затраты 278146,585 Стоимость заготовительно-складских работ (1,2 %) Итого с заготовительно-складскими работами 281644,649

Общая стоимость строительства без учета прочих работ и временных зданий и сооружений:

СОСР.МТО  25121, 27  10254,9  281644,649  78342,23  2111,38  348,53  3169,08  14,58  188,98  401195,59 тыс. руб.

Затраты на временные здания и сооружения составляют порядка 7,2 % от общей стоимости строительства

7,2

СВР  СОСР.МТО , (19)

7,2

СВР   401195,59  28886,08 тыс. руб.

Общая стоимость строительства с учетом временных зданий и сооружений:

СОСР.МТО  25121, 27  10254,9  281644,649  78342,23  2111,38  348,53  3169,08  14,58  188,98  28886,08  430081,67 тыс. руб.

Затраты на прочие работы включают в себя: удорожание работ производимых в зимнее время (7,128 %) и затраты на снегоборьбу (0,6 %)

7,128 0,6

СПР  СОСР.МТО   СОСР.МТО  , (20)

100 100

7,128 0,6

СПР  430081,67   430081,67   33236,71 тыс. руб.

100 100

Общая стоимость строительства с учетом прочих работ и временных зданий и сооружений:

СОСР.МТО  25121, 27  10254,9  281644,649  78342,23  2111,38  348,53  3169,08  14,58  188,98  28886,08  33236,71  463318,38 тыс. руб.

Стоит учесть резерв средств на непредвиденные работы и затраты. Резерв составляет 1,5 % от общей сметной стоимости строительства

1,5

РЕЗС   СОСР.МТО , (21)

1,5

РЕЗС   463318,38  6949,77 тыс. руб.

Сведем полученные результаты в таблицу 11. Таблица 11 – Сметная стоимость строительства головной насосной станции

Наименование затрат Стоимость, тыс. руб. Затраты на общестроительные работы 25121,27 Затраты на монтаж технологического оборудования 10254,9 Стоимость технологического оборудования магистральной 281644,64 насосной Затраты на монтаж здания магистральной насосной 78342,23 Затраты на монтаж силового и контрольного оборудования 2111,38 Затраты на монтаж сетей внутреннего электроснабжения 348,53 Затраты на монтаж средств автоматизации 3169,08 Затраты на строительство производственного водопровода 14,58 Затраты на дополнительные земляные работы под фундаменты 188,98

Итого 110335,499 Временные здания и сооружения – 7,2 % 28886,08

Итого с затратами на временные здания и сооружения 430081,67 Прочие работы и затраты Удорожание работ производимых в зимнее время 30656,22 Затраты на снегоборьбу 2580,49

Итого 463318,38 Резерв средств на непредвиденные работы и затраты 6949,77

Итого 470268,156

12.1.2 Расчет затрат на оплату труда и страховых взносов на

строительство головной станции

Фонд оплаты труда составляет 13981,09 тыс. руб.

В соответствии с российским законодательством работодатель обязан производить социальные выплаты, базой для расчета которого является ФОТ.

Ставка для расчета налога составляет 30 %, в которые входят:

22 % – в пенсионный фонд;

2,9 % – в фонд социального страхования;

5,1 % – в фонд обязательного медицинского страхования.

Таким образом, рассчитываем страховые взносы

СВ  ФОТ  , (22)

30

СВ  13981,09   4194,32 тыс. руб.

Рассчитаем взносы на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

База для расчета взноса – фонд заработной платы.

Ставка взноса зависит от класса профессионального риска предприятия. В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 6 ноября 2011 г. N 300-ФЗ «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний», ставка взноса 0,9 %.

0,9

СНСП  ФОТ  , (23)

0,9

СНСП  13981,09   125,82 тыс. руб.

Все единовременные затраты на строительство головной магистральной насосной станции сведем в таблицу 12. Таблица 12 – Единовременные затраты на строительство головной магистральной насосной станции

Наименование затрат Стоимость,

тыс. руб. Сметная стоимость строительства 470268,156 Фонд оплаты труда 13981,09 Страховые взносы 4194,32 Взносы на страхование от несчастных случаев на производстве и

125,82 профессиональных заболеваний Итого 488569,386

Рисунок 18 – Единовременные затраты на строительство и монтаж головной

магистральной насосной

12.2 Расчет годовых эксплуатационных затрат

12.2.1 Расчет амортизационных отчислений

Затраты на амортизацию рассчитываются линейным методом, исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и срока эксплуатации.

Для расчета амортизационных отчислений необходимо помнить, что к амортизируемому имуществу относятся основные средства со сроком службы более 12 месяцев и стоимостью более 40 000 руб. По остальным основным средствам амортизация не начисляется, они в полном объеме списываются на издержки производства.

Сумма амортизационных отчислений по каждому виду основных средств за год рассчитывается по формуле

АО  СОС  Н А / 100 , (24)

где СОС – первоначальная стоимость основного средства, руб. Н А – годовая норма амортизационных отчислений, %

Н А = 100/Срок службы в годах (25)

Данные сведем в таблицу 13. Таблица 13 – Расчет годовых амортизационных отчислений технологического оборудования насосной станции

Сумма

Стоимость Годовая

Срок амортизацион Виды основных Кол-во, единицы, норма

эксплуа- ных

средств шт. без НДС амортизации,

тации, лет отчислений,

руб. %

руб. Центробежный магистральный 4 31472061 5 20 25177648,8 насос НМ 1250-260 Подпорный насос

2 1972051 5 20 788820,4 НПВ 1250-60 Электродвигатель типа СТДП1600-2 4 1772687 7 14,29 1013267,89 УХЛ 4 Электродвигатель типа ВАОВ 500М- 2 1577455 7 14,29 450836,63 4У1 Шаровый кран с электроприводом

4 172 027 5 20 137621,6 11с67п (КЗШС) Ру40 для Ду200 Шаровый кран с электроприводом

28 1 709 187 5 20 9571447,2 11с67п (КЗШС) Ру40 для Ду400 Обратный клапан

1 100740 5 20 20148 шаровый Dendor Отключающая задвижка клиновая фланцевая с 1 135532 5 20 27106,4 электроприводом 30с964нж 2,5 МПа Окончание таблицы 13 – Расчет годовых амортизационных отчислений технологического оборудования насосной станции

Годовая

Стоимость

Срок норма Сумма Виды основных Кол-во, единицы,

эксплуа- амортизации, амортизационных

средств шт без НДС

тации, лет % отчислений, руб.

руб.

Сильфонный компенсатор

18 48563 5 20 174826,8 КСО2 400-10 Итого 38960303 37361724 Не амортизируемые основные средства (стоимостью до 40 тыс. руб.) в том числе Технологические части трубопроводов с КИП и А, регулирующая и

69698950 запорная арматура, радиальные вентиляторы и прочее

Итого 69698950 69698950

Всего 108659253 107060674

12.2.2 Расчет затрат на оплату труда на эксплуатацию головной станции

Проведем расчет затрат на оплату труда при эксплуатации насосной.

Заработная плата за месяц работника состоит из оклада по тарифу, северной надбавки 50 %, северного коэффициента 1,2.

Сведем данные в таблицу 14.

Таблица 14 – Расчет фонда оплаты труда при эксплуатации головной магистральной насосной на ООО «Транснефть Дальний Восток»

Заработная Северная

Районный Категория плата надбавка Итого за год,

Кол-во коэффициент персонала (месячная), (месячная), руб.

(месячный), руб.

руб. руб. Инженернотехнические

4 30000 6000 15000 2448000 работники (ИТР) Рабочие 8 15500 3100 7750 2529600 Итого 12 4977600

Для расчета заработной платы за год необходимо рассчитать месячную заработную плату и умножить ее на 12.

Расчет месячной заработной платы производится по формуле

ФОТ  ЗП  ЗПсн  ЗПрк , (26)

где ЗП – месячная заработная плата; ЗПрк – районный коэффициент (20 % от ЗП); ЗПсн – северная надбавка (50 % от ЗП).

Заработная плата для Инженерно-технических работников:

ФОТ  30000  6000  15000  51000 руб.

Итого за год:

51000 12  4  2448000 руб.

Заработная плата для рабочих:

ФОТ  15500  3100  7750  26350 руб.

Итого за год:

26350 12  4  2529600 руб.

12.2.3 Расчет страховых взносов

Ставка для расчета налога составляет 30 %, в которые входят: 22 % – в пенсионный фонд; 2,9 % – в фонд социального страхования; 5,1 % – в фонд обязательного медицинского страхования. Рассчитаем страховые взносы по формуле (22) СВ  4977600   1493280 руб. Из страховых взносов в пенсионный фонд поступит

СВПФ  4977600   1095072 руб.

Из страховых взносов в фонд социального страхования поступит

2,9

СВФСС  4977600   144350,4 руб.

Из страховых взносов в фонд обязательного медицинского страхования поступит

5,1

СВФОМС  4977600   253857,6 руб.

Распределение страховых взносов представлено в таблице 15.

Таблица 15 – Распределение страховых взносов по внебюджетным фондам

Наименование статьи Сумма, руб. Пенсионный фонд 1095072 Фонд социального страхования 144350,4 Фонд обязательного медицинского 253857,6 страхования

Итого 1493280

12.2.4 Расчет взносов на страхование от несчастных случаев на

производстве и профессиональных заболеваний

База для расчета взноса – фонд заработной платы.

Ставка взноса зависит от класса профессионального риска предприятия.

Вид деятельности предприятия – транспортирование по трубопроводам нефти и нефтепродуктов. В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 6 ноября 2011 г. N 300-ФЗ «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний», ставка взноса 0,2 %.

0,2

СНПС  ФОТ  , (27)

0,2

СНПС  4977600   9955,2 руб.

12.2.5 Расчет платы за электроэнергию

Плата за электроэнергию определяется по формуле

Пэ / э  Т э / э  J , (28)

где Пэ/ э – плата за электроэнергию, руб; Т э/ э – тариф за электроэнергию, руб. / кВт  ч ; J – среднее потребление электроэнергии в год.

Согласно [7] в Хабаровском крае одноставочный тариф на электроэнергию диапазона напряжения СН-II принимаем 4,11 руб./ кВт·ч.

Тариф действуют с 1 января 2017 года по 31 декабря 2017 года.

Наиболее электро-потребляемым оборудованием являются электродвигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов. Также необходимо учитывать, что постоянно в работе будут находится 3 магистральных насосных и 1 подпорный насосный агрегат (1 МНА и 1ПНА находятся в резерве).

Расчетные данные сведем в таблицу 16.

Таблица 16 – Расчет мощности, потребляемой электрооборудованием насосной станции в год

Потребляемая Наименование Общее потребление

Кол-во мощность одной Плата, руб. потребителя электроэнергии, кВт

единицей, кВт Электродвигатель типа СТДП1600-2 3 1600 40320000 165715200 УХЛ 4 Электродвигатель типа ВАОВ 1 400 3360000 13809600 500М-4У1 Итого: 179524800

Рассчитываем потребление электроэнергии по формуле

Q  КЧ  Р  КЕ , (29)

где КЧ – количество часов работы в год, (8400 ч.); Р – потребляемая мощность; КЕ – количество единиц.

Для электродвигателей типа СТДП1600-2 УХЛ 4:

Q  8400 1600  3  40320000 кВт.

Для электродвигателей типа ВАОВ 500М-4У1:

Q  8400  400 1  3360000 кВт.

12.2.6 Расчет прочих расходов и затрат

Прочие расходы составляют порядка 10 % от фонда оплаты труда.

Спр.  ФОТ  , (30)

10

Спр.  4977600   497760 руб.

Все эксплуатационные затраты сведем в таблицу 17.

Таблица 17 – Затраты на эксплуатацию головной магистральной насосной станции на ООО «Транснефть Дальний Восток» за 1 год

Наименование затрат Стоимость, тыс. руб. Амортизационные отчисления 107060,674 Оплата труда 4977,600 Страховые взносы 1493,280 Взносы на страхование от несчастных случаев на производстве 9,955 и профессиональных заболеваний Плата за электроэнергию 179524,800 Прочие расходы и затраты 497,96

Итого 293564,26

Таким образом, в экономической части дипломного проекта произведен расчет единовременных затрат на строительство и монтаж головной магистральной насосной станции на ООО «Транснефть Дальний Восток», а также расчет затрат на эксплуатацию станции за 1 год. Единовременные затраты на строительство и монтаж насосной станции составляют – 488569,386 тыс. руб., эксплуатационные затраты за 1 год составят – 293564,26 тыс. руб. Рисунок 19 – Затраты на эксплуатацию головной магистральной насосной

станции за 1 год

13 Безопасность жизнедеятельности

В настоящее время самым экономически целесообразным видом транспорта является трубопроводный.

Однако при нарушении правил техники безопасности магистральный нефтепровод может стать источником техногенных аварий, приводящих к загрязнению окружающей среды, пожарам, разрушениям, гибели людей, значительным материальным потерям. Проблема своевременного и достоверного прогнозирования, предупреждения и ликвидации последствий ЧС на трубопроводном транспорте является актуальной.

13.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Участок установки НПС будет расположен в Хабаровском крае на территории Амурского района.

Рабочим местом машиниста насосных установок является насосный цех, где происходит выполнение монтажных и восстановительных работ с использованием; ревизия и ремонт задвижек и кранов; демонтаж и установка контрольно-измерительных приборов; а также другие виды работ.

При выполнении работ персонал может быть подвержен воздействию следующих опасных и вредных факторов [8]:

• повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов (ожоги);
• повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
• повышенный уровень напряжения в электрической цепи;
• повышенный уровень давления в технологическом оборудовании и трубопроводах;
• пожаро- и взрывоопасность;
• повышенный уровень шума;
• недостаточная освещенность рабочей зоны;
• токсичное воздействие на организм человека (токсичные пары и газы).

По основному виду экономической деятельности установлен II класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 0,2 % к начисленной оплате труда [9].

К возможным аварийным ситуациям в насосном цеху можно отнести:

• неисправность основного технологического оборудования и вспомогательных систем с последующей аварийной остановкой насосного агрегата;
• неисправность энергетического оборудования с последующей аварийной остановкой НА;
• взрыв или пожар на объектах МА.

В результате аварий на НПС окружающей среде наносится серьезный экологический ущерб. Наиболее распространенным и вредным является разлив нефти в большом количестве, который наносит вред своей токсичностью окружающей среде и работникам НПС, и ведет к большим экономическим потерям.

13.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению

безопасности работ

Проектируемый объект располагается в Хабаровском крае. Работы выполняются в насосном цеху круглый год в дневное время суток, независимо от температурного режима и осадков.

Климат Хабаровского края – муссонный, с характерно холодной зимой и влажным жарким летом. Климатические условия существенно изменяются с характером рельефа, близостью к морю и с севера на юг. Зима в крае – продолжительная, суровая, снежная. Зимний период длится около 6 месяцев. Средняя температура января от -22 °С на юге и до -40 °С на севере, на побережье до -24 °С. Абсолютная минимальная температура воздуха холодного периода достигается -50 °С. Лето жаркое и влажное. Средняя температура июля на юге +20 °С, а на севере +15 °С. Годовая сумма выпадаемых осадков на территории Хабаровского края колеблется от 400 мм до 600 мм [10].

При имеющихся условиях эксплуатации материалы и конструкции производственного оборудования не должны оказывать вредного влияния на человека, создавать пожаровзрывоопасные ситуации, вызывать нагрузки на детали и сборочные единицы, которые при разрушении могут навредить работающим [11].

Работы на НПС ведутся круглый год. Эксплуатация МА ведется 355 дней в году, без учета в среднем 10 дней на техническое обслуживание и ремонт.

13.3 Санитарно-гигиенические требования к помещению и

Таблица 18 – Фактическое состояние условий труда на рабочем месте

Класс Наименование условий

ПДК, производственног Дата Фактический труда,

ПДУ, Величина

о фактора, проведенн уровень степень

допустим отклонени

единица ого производственно вредност

ый я

измерения измерения го фактора ии

уровень

опасност

и Тяжесть трудового 11.04.14 — 3.1 процесса Напряженность трудового 11.04.14 — 2 процесса Шум, Дб 65 11.04.14 87 — 3.2 Температура, °С 20 11.04.14 22.4 — 2 Влажность, % 35 11.04.14 43 — 2 Скорость движения 0.1 11.04.14 0,1 — 2 воздуха, м/с Освещенность, лк 300 11.04.14 160 2 2 КЕО, % 0.6 11.04.14 1,3 — 2 ТНС, С

21 11.04.14 17,8 — 2

Тепловое

140 11.04.14 1272 — 3.1 излучение, Вт/см2 Окончание таблицы 18 – Фактическое состояние условий труда на рабочем месте

Класс Наименование условий производственног ПДК, ПДУ, Дата Фактический труда,

Величина о фактора, допустимы проведенно уровень степень

отклонени

единица й го производственног вредност

я измерения уровень измерения о фактора ии

опасност

и Вредные химические вещества в

2 11.04.14 0.1 7 2 воздухе рабочей зоны, мг/м3 Стирол

13.4 Обеспечение безопасности технологического процесса

13.4.1 Искусственное освещение

Правильно выполненное освещение насосного цеха по техническому обслуживанию, эксплуатации способствует повышению эффективности и безопасности слесарных работ, снижает травматизм и утомляемость, сохраняет высокую работоспособность.

Для того чтобы не допустить повышения уровня травматизма, рассеянности, низкой продуктивности работы и несоответствием освещения рабочих мест, необходимо рассчитать систему освещения в помещении цеха.

13.4.2 Расчет искусственного освещения

Расчет системы освещения цеха должен соответствовать санитарным нормам Искусственное освещение подразделяют на комбинированное, местное и общее. При расчете искусственного освещения в производственных помещениях применяются разные методы. Наиболее распространенным и простым являются метод светового потока. Уровень освещения должен соответствовать нормам: 300 … 500 лк. Для расчета берём минимальный уровень освещения ЕН  300 лк. В помещении цеха установлено 9 светильников типа ВЗГ-200НМ (2х40 Вт).

Длина 1,24 м, ширина 0,27 м, высота 0,10 м. Тип ламп ЛБ40, мощностью 40 Вт. Количество ламп 18 штук. Люминесцентные лампы более экономичны, чем лампы накаливания, дают свет близкий по спектру дневному, в 4-5 раз долговечнее ламп накаливания, яркость не превышает гигиенического уровня. Световой поток Ф , который должна излучать каждая электрическая или газоразрядная лампа (при заданном количестве ламп), рассматривают по формуле

Eн  S  K з  Z Ф , (31)

N 

где Eн – нормируемая минимальная освещённость, лк; S – площадь освещаемого помещения, м2; K з – коэффициент запаса, учитывающий загрязнение светильника (по СниП 23-05 – 95 «Естественное и искусственное освещение» Кз = 1,4); Z – коэффициент минимальной освещенности (Z = 1,1); N – число ламп в помещении;  – коэффициент использования светового потока. Световой поток Ф выбранной лампы (ЛБ-40) равен (2480 лм).

Отсюда количество ламп в помещении находим по формуле

Eн  S  K з  Z N . (32)

Ф 

Количество ламп (ЛБ-40) в помещении цеха равно 18. Коэффициент использования светового потока  выбирают по следующим данным:

• коэффициент отражения побеленного потолка ρп = 70 %;
• коэффициент отражения от стен, окрашенных в светлую краску ρс = 50 %;
• коэффициент отражения от пола, покрытого линолеумом темного цвета ρр = 10 %;

Индекс помещения находим по формуле

S 48 I   1,22 (33)

h(a  b) 2,8  47

где S – площадь помещения, м2; h – высота подвеса светильника, м; a – длина помещения, м; b – ширина помещения, м.

Коэффициенты отражения ограждающих поверхностей определяются согласно СниП II-Л.4 – 62.

Высоту подвеса светильника рассчитываем по формуле

hп  H  (hкр  hp ) , (34)

где H – высота помещения, м; hкр – расстояние от потолка до нижней кромки светильника, м;

• hp – высота рабочей поверхности от пола, м.

hп  3,3  0,1  0,8  2,6 м.

Определяем количество ламп в помещении

300  48  1,4  1,1

N  18,24. (35)

2480  0,49

Исходя из расчетов, делаем вывод, количество ламп установленных в помещении цеха, не удовлетворяет расчетным данным. Следовательно, данное помещение не соответствует установленным требованиям искусственного освещения. Для устранения выявленного замечания, в помещении цеха требуется установить один дополнительный светильник ВЗГ-200НМ (2х40 Вт) как минимум с одной люминесцентной лампой ЛБ-40. Обнаруженные отклонения от норм устраняют путем изменения типа ламп и их мощности или заменой светильников. Чтобы поддерживать светоотдачу светильников и света пропускную способность окон на заданном уровне, проводят их чистку, не менее двух раз в год, а также проводить своевременную замену перегоревших ламп. Расстояние от крайних светильников до стены определяется по формуле

l  0,3  0,5L (36)

где L – расстояние между соседними светильниками, м; l – расстояние от крайних светильников до стены, м. Светильники типа ВЗГ-200НМ с люминесцентными лампами ЛБ-40 в помещении цеха установлены рядами, три светильника в ряд с раздельным включением линий светильников. Общий числовой поток светильника ЛДР (2х40 Вт) равен 4960 лм. В рабочих помещениях следует применять систему общего освещения. Светильники с люминесцентными лампами располагаются параллельно светонесущей стене на расстоянии 1,2 м от наружной стены и на расстоянии 1,5 м от внутренней.

13.4.3 Производственный шум

Повышенный уровень шума на рабочем месте. Имеет место при обслуживании насосного цеха. В соответствии с требованиями пункта 2, 3 [12], допустимые уровни звукового давления на постоянных рабочих местах не должны превышать 65 Дб, в соответствии с этими требованиями небольшие агрегаты (вентиляторы и т.п.) устанавливаются на виброопоры, магистральные насосные агрегаты и трубопроводы к ним устанавливаются на виброизолирующие компенсирующие опоры.

13.4.4 Воздухообмен

Повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны. Имеет место как при строительстве так и при эксплуатации НПС, т.к. некоторые объекты расположены на открытых площадках. Для защиты рабочих применяются костюмы зимние на утепленной основе по [13].

В летний период сварщикам предлагаются полусапоги на противоскользящей резиновой подошве по [14], с дюпельно-клеевым креплением подошвы. Для защиты рук применяют рукавицы брезентовые удлиненные (краги) типа Е [15].

Для защиты от переохлаждения объект обустраивается помещениями для обогрева.

В вытяжных системах вентиляции взрывоопасных помещений имеется дублирующие пусковые кнопки во взрывобезопасном исполнении, устанавливаемые на наружной стороне здания. Вентиляторы, электродвигатели и пусковые устройства к ним, обслуживающие приточные системы вентиляции взрывоопасных помещений или расположенные в загазованной среде, должны быть во взрывобезопасном исполнении. Вытяжка воздуха из нижней зоны помещений производится при помощи шахт с установкой осевых вентиляторов. На вытяжных шахтах естественной вытяжной вентиляции устанавливают дефлекторы типа ЦАГИ. Вытяжка из верхних зон при больших избытках тепла производится фонарями. Открывающиеся створки фонарей, а также оконных переплетов должны быть снабжены устройствами для легкого и быстрого открывания и закрывания их [16].

Приточно-вытяжная вентиляция взрывоопасных помещений не связана с вентиляцией невзрывоопасных. В нерабочее время вентиляция взрывоопасных помещений осуществляется естественным путем, вытяжными шахтами с дефлекторами, фрамугами, окнами. Естественная вентиляция должна обеспечивать трехкратный воздухообмен [16].

Для обеспечения безопасной эксплуатации, насосные цеха оборудуются приточно-вытяжной и аварийной механической вентиляцией.

13.5 Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности

Пожары в насосном цеху являются, как правило, следствием аварий, которые могут произойти по различным причинам, таким как коррозионные повреждения, дефекты труб и сварных швов, нарушение правил эксплуатации, внешние воздействия и др. Так же причинами пожаров могут являться несоблюдение правил пожарной безопасности, курение в неположенном месте.

Нефть относится к ЛВЖ категории пожаровзрывоопасных веществ, температура самовоспламенения нефтей от 222 до 256 ºС. В таблице 18 для нефти и ее составляющих приведены значения нижнего и верхнего концентрационного предела (НКПР и ВКПР) и предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация (ПДВК).

Насосный должен быть оборудован телефонной и радиосвязью, а также автоматической пожарной сигнализацией, для оперативного вызова дополнительных сил и средств в случае пожара.

Здания, сооружения и другие объекты МН подлежат защите автоматическими установками пожаротушения (АУПТ).

13.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

Аварийные ситуации, возникающие на НПС, имеют разрушительный характер, к таким ситуациям можно отнести неисправность основного технологического оборудования, вспомогательных систем и неисправность энергетического оборудования с последующей аварийной остановкой насосного агрегата. Такого рода аварии наносят существенный экономический ущерб, так как при внезапных остановках основных агрегатов происходят перебои и задержки в транспортировке нефти.

К чрезвычайным ситуациям относят взрыв или пожар на объектах МА, а так же выход нефти в насосном зале. Для минимизации последствий таких ситуаций предлагается в конструкции насосного цеха использовать только навес на фундаментном основании. Такая компоновка цеха обеспечит свободный подъезд пожарных машин и специально технике, легкий выход людей из опасной зоны.

Компоновка НПС предусматривает резервуарный парк на 4 резервуара, каждый вместимостью 20000 м3 . Для предотвращения цепных реакций при возгорании, взрыве в МН резервуарный парк будет расположен на безопасном расстоянии [17].

На территории НПС расположено 2 склада горючесмазочных легковоспламеняющихся материалов с огнестойким корпусом, которые так же являются внутренним источником для образования вторичных факторов поражения и требуют установки на входной двери соответствующего предупреждающего знака «опасность».

МН имеет непрерывный технологический процесс. Все работники согласно своим рабочим профессиям имеют средства индивидуальной защиты. Предусмотрено наличие медицинских аптечек, для административно-бытового комплекса – 2, для ремонтной мастерской – 2, гараж – 1 шт [18].

Для защиты работающих и повышению устойчивости производства в чрезвычайных ситуациях необходимо [16]:

• своевременно и с отметкой в журнале проводить первичный, вторичный, плановые инструктажи;
• перед выполнением ремонтных работ любой сложности каждый раз инструктировать рабочих с их подписью в наряд-допуске;
• соблюдать внутрицеховые порядки;
• проводить осмотр основного оборудования – ежедневно, зданий и сооружений – 1 раз в неделю.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения выпускной квалификационной работы была спроектирована нефтеперекачивающая станция на нефтепроводе-отводе «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ», предназначенная для осуществления перекачки в этом нефтепроводе, а также была предложена конструкция по созданию ее бесперебойной работы.

Для достижения поставленных задач были произведены расчеты по подбору нефтеперекачивающего оборудования, выбор схемы перекачки, выбор соединения НА в насосном цехе. Проведена оценка экономической эффективности проекта и его безопасности жизнедеятельности. Было выявлено, что на НПС-1, оптимальным НА служит НМ 1250-260, схема перекачки на данной станции является «постанционная», наиболее выгодное соединение НА «последовательное».

В результате экономического расчета было выявлено, что экономический эффект от создания обводной линии и приданию НПС бесперебойной работы в денежном эквиваленте составит 4753043 рубля.

При создании НПС бесперебойной работы обеспечится непрерывность перекачки при возникновении аварийной ситуации на резервуарном парке, тем самым уменьшатся экономические затраты от простоя оборудования.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГНПС – головная нефтеперекачивающая станция НПС – нефтеперекачивающая станция; МН – магистральный нефтепровод; МА – магистральный агрегат; НА – насосный агрегат; КИП – контрольно-измерительный прибор; НМ – насос магистральный; РВС –резервуар вертикальный стальной; РП – резервуарный парк; СППК – сбросные пружинные предохранительные клапаны; ОК – обратный клапан; ПДВК – предельно допустимая концентрация;

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/na-temu-stantsii-obslujivayuschie-perevozki-nefteproduktov/