проектирование НПЗ. Реферат выпускная квалификационная работа по теме Проект головной нефтеперекачивающей станции
 Скачать 1.73 Mb.
|
|
РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа по теме «Проект головной нефтеперекачивающей станции» содержит 84 страницы текстового документа, 30 использованных источников, 6 листов графического материала. ОБОРУДОВАНИЕ НПС, МАГИСТРАЛЬНЫЙ НЕФТЕПРОВОД, НПС БЕСПЕРЕБОЙНОЙ РАБОТЫ, НАПОР, РАСХОД, ОБРАТНЫЙ КЛАПАН. Объект проектирования: НПС-1 на нефтепроводе-отводе «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ». В настоящей бакалаврской работе приведены расчеты определения часовой пропускной способности; произведен подбор основного насосного оборудования, перерасчет характеристик насоса с воды на нефть, определение максимального давления, определение мощности потребляемая насосами, определение электроэнергии потребляемая насосами, определение объемов резервуарного парка НПС, произведен подбор вспомогательного оборудования составление Генерального плана и Технологической схемы НПС. В результате была спроектирована НПС-1 на нефтепроводе-отводе «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ», а также предложена конструкция по усовершенствованию НПС с резервуарным парком, создание ее бесперебойной работы при поломке резервуарного парка. Найденные технические решения защищены патентами и обоснованы моими техническими расчетами. Предоставленный мною проект является выгодным и рекомендован для реализации. СОДЕРЖАНИЕ Введение ...................................................................................................................... 7 1 Технико-экономические обоснования проекта .................................................... 8 2 Общие сведения о компании ООО «Транснефть Дальний Восток»................. 10 3 Расчет основного оборудования НПС ................................................................. 11 3.1 Определение часовой пропускной способности ............................................ 11 3.2 Подбор основного оборудования .................................................................... 11 3.3 Определение рабочего давления ..................................................................... 14 3.4 Перерасчет характеристик насоса с воды на нефть ....................................... 15 3.5 Определение мощности потребляемой насосами .......................................... 16 3.6 Расчет электроэнергии за расчетный период ................................................. 17 3.7 Определение объема резервуарного парка ..................................................... 18 4 Патентно-информационный обзор ....................................................................... 19 5 Конструкции и компоновка насосного цеха ....................................................... 25 6 Генеральный план НПС ......................................................................................... 26 7 Технологическая схема НПС ................................................................................ 27 8 Вспомогательные системы насосного цеха ......................................................... 30 8.1 Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений ............................. 31 8.2 Система смазки и охлаждения подшипников ................................................ 33 8.3 Система откачки утечек от торцевых уплотнений ........................................ 36 8.4 Средства контроля и защиты насосного агрегата ......................................... 37 8.5 Система подачи и подготовки сжатого воздуха ............................................ 38 9 Система предохранительных клапанов ............................................................... 39 10 Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций ...................................... 40 11 Общестроительные работы на перекачивающих станциях ............................. 41 12 Экономическая часть ........................................................................................... 45 12.1 Расчет единовременных затрат на реализацию проекта ............................. 45 12.1.1 Расчет сметной стоимости строительства ............................................... 45 11.1.2 Расчет затрат на оплату труда и страховых взносов на строительство головной станции ............................................................................. 55 12.2 Расчет годовых эксплуатационных затрат ................................................... 58 12.2.1 Расчет амортизационных отчислений ...................................................... 58 12.2.2 Расчет затрат оплату труда на эксплуатацию головной станции ......... 61 12.2.3 Расчет страховых взносов ......................................................................... 62 12.2.4 Расчет взносов на страхование от несчастных случаев на производстве и пофессиональных заболеваний .................................................... 63 12.2.5 Расчет платы за электроэнергию .............................................................. 64 12.2.6 Расчет прочих расходов и затрат .............................................................. 65 13 Безопасность жизнедеятельности ....................................................................... 67 13.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов .......................... 68 13.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ .................................................................................................. 69 13.3 Санитарно-гигиенические требования к помещению и размещению используемого оборудования................................................................................... 70 13.4 Обеспечение безопасности технологического процесса ............................ 71 13.4.1 Искусственное освещение ......................................................................... 71 13.4.2 Расчет искусственного освещения ........................................................... 72 13.4.3 Производственный шум ............................................................................ 75 13.4.4 Воздухообмен ............................................................................................. 75 13.5 Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности ......................... 76 13.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ...... 77 Заключение ................................................................................................................. 79 Список сокращений .................................................................................................. 80 Список использованных источников ...................................................................... 81 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время нефть и нефтепродукты являются самым распространенным топливо-энергетическим ресурсом. Доставка к потребителям нефти и нефтепродуктов осуществляется различными способами. Одним из них является трубопроводный транспорт. Он является одним из самых распространенных, так как имеет минимальные экономические затраты при значительно равномерных и бесперебойных поставках нефти. Аварии, случающие на магистральном нефтепроводе (МН), приводят к отказам, которые полностью или частично приводят к прекращению перекачки, нарушают работу нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Для того чтоб подстраховаться и обеспечивать дальнейшую перекачку создаются различные резервные оборудования, которые можно использовать взамен или вместо основного. Для перекачки нефти и нефтепродуктов в составе магистрального нефтепровода имеются нефтеперекачивающие станции (НПС). Они служат для поднятия напора и расхода в МН, чтобы осуществить перекачку. Так как НПС является важнейшей составной частью МН, от ее работы зависит равномерность и бесперебойность поставок. 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 данной работе рассмотрен способ улучшения НПС с резервуарным парком, осуществление ее дальнейшей работы даже при поломке всего резервуарного парка. Применимый в проекте НПС-1 на нефтепроводе-отводе «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ». Цель настоящей выпускной квалификационной работы является проектирование промежуточной НПС-1 бесперебойной работы в составе нефтепровода-отвода «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ», которая будет обеспечивать 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 значительно не больших вложениях обеспечивается своевременная и бесперебойная поставка нефти. Строительство нового нефтепровода-отвода «ТС ВСТО – Комсомольский НПЗ» компанией «Транснефть» позволит снизить временные и финансовые затраты по доставке сырья на потребителя, и совершить подключение действующего НПЗ к системе магистральных трубопроводов. Кроме того создание проекта позволит Хабаровскому краю развить социально-экономический эффект на этапе сооружения трубопровода: привлечение подрядных организаций и новые рабочие места. Также на этапе эксплуатации нефтепровода-отвода в регионе будут создаваться 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 8 Г G млн.т/год; 2) длина технологического участка МН 293 МН L км; 3) свойства перекачиваемой жидкости: - плотность P = 852 кг/м 3 ; - кинематическая вязкость P = 0,25·10 -4 м 2 /с. 2 Общие сведения о компании ООО «Транснефть Дальний Восток» Цель проекта трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» – обеспечение транспортировки нефти месторождений Тихоокеанского региона через порт «Козьмино» и в Китайскую Народную Республику. Система «ВСТО» технологически соединена с магистральными нефтепроводами «Транснефти» и создает единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение потоков нефти по 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 24 Г Ч P Р G Q N , (1) где Г G – плановое задание на перекачку, млн.т/год; P N – расчетное число суток работы нефтепровода (таблица 1); P – плотность нефтепродукта, кг/м 3 ; Таблица 1 – Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов Протяженность, км Диаметр трубопровода 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) 9 8 1,07 10 1175,9 24 356 852 Ч Q м 3 /ч. 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 2 0 , H H a Q b Q (2) где H – напор насоса при подаче Q , м; 0 H – потенциальный напор, м (см. таблицу 3); a и b – эмпирические коэффициенты (см. таблицу 3); Q – подача насоса, м 3 /ч. Таблица 2 – Техническая характеристика спиральному насосу типа НМ Типоразмер насоса Насос Электродвигатель Номинальный режим Тип Мощность, кВт Подача, м 3 /ч Напор, м Частота вращ., об/мин Доп. кавит. запас, м Кпд, % НМ 1250-260 1250 260 3000 20 80 СТДП1250-2 УХЛ 4 СТДП1600-2 УХЛ 4 1250 1600 Таблица 3 – Справочные данные по спиральному насосу типа НМ Типоразмер насоса Ротор Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм 0 H , м a , ч/м 2 6 10 b , ч 2 /м 5 ВХ Д 2 Д s n НМ 1250-260 0.7 216,4 - 40,9 353 418 62 Окончание таблицы 3 – Справочные данные по спиральному насосу типа НМ Типоразмер насоса Ротор Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм 0 H , м a , ч/м 2 6 10 b , ч 2 /м 5 ВХ Д 2 Д s n НМ 1250-260 1 316,8 - 41,9 353 460 71 289,8 - 34,8 353 418 77 271,0 - 43,9 353 395 89 1,25 327,4 - 25,0 353 450 79 Из таблицы 3, для насоса НМ 1250-260 0 271 H м, 0 a ч/м 2 , 6 43,9 10 b ч 2 /м 5 Таблица 4 – Техническая характеристика подпорного насоса НПВ Типоразмер насоса Насос Электродвигатель Номинальный режим Тип Мощность, кВт Подача, м 3 /ч Напор, м Частота вращ., об/мин Доп. кавит. запас, м Кпд, % НПВ 1250-60 1250 60 1500 2,2 76 ВАОВ500М- 4У1 400 Таблица 5 – Справочные данные по подпорному насосу типа НПВ Типоразмер насоса Ротор Коэффициенты в формуле (2) Параметры насоса, мм 0 H , м a , ч/м 2 6 10 b , ч 2 /м 5 ВХ Д 2 Д S n НПВ 1250-60 1 74,8 - 9,5 408 525 106 69,2 - 10,6 408 500 116 59,9 - 8,9 800 475 127 Из таблицы 5, для насоса НПВ 1250-60 0 271 H м, 0 a ч/м 2 , 6 8,9 10 b ч 2 /м 5 Определим напор насосов по формуле (2) 6 2 271 43,9 10 1175,9 210,29 НМ H м, 6 2 59,9 8,9 10 1175,9 47,59 НПВ H м. 3.3 Определение рабочего давления Обычно число последовательно включенных магистральных насосов 3 , поэтому на данном этапе зададим количество магистральных насосов 3 n m Зная количество насосов, по напорным характеристикам насосов определим рабочее давление [2] ( ) P НПВ НМ НМ P g H H m , (3) где P – то же, что и в формуле (1); g – ускорение свободного падения ( g = 9,81 м/с 2 ); НМ m – число последовательно включенных магистральных насосов; НМ H – напор магистрального насоса при расчетной производительности Ч Q , м. 6 6 852 9,81 (47,59 3 210,29) 10 5,67 10 P Па. Найденная величина P должна быть меньше допустимого давления ДОП Р , определяемого из условия прочности запорной арматуры, если условие ДОП Р Р не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра. Обычно запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление 6,4 ДОП Р МПа. Найденное значение P меньше ДОП Р |