вкр (1207402), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

01. 2017. ПЗ – 946Лист203 РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК НПС № 273.1 Расчёт ёмкости резервуарного парка НПС № 27В связи с тем, что НПС № 27 при увеличении производительности ТС«ВСТО-2» до 50 млн. тонн в год становится станцией, расположенной награнице эксплуатационного участка, появляется необходимость в строительстверезервуарного парка. Произведём расчет его ёмкости по методике [3].Суточная производительность нефтепровода, м3/сут:сут =год ∙ нп,∙(2.1)где: Gгод ‒ годовая массовая производительность нефтепровода, кг/год(Gгод = 50 млн т/год = 50∙109 кг/год);kнп ‒ коэффициент неравномерности перекачки (kнп = 1,05 [4]);N ‒ расчётное число рабочих дней нефтепровода, сут/год (N =350 сут/год);ρ ‒ плотность перекачиваемой товарной нефти, кг/м3.50 ∙ 109 ∙ 1,05сут == 176 470,6 м3/сут350 ∙ 850Таким образом, можно сделать вывод о том, что суточный объёмперекачки составляет сут = 176 470,6 м3 .Проектный объём резервуарного парка промежуточной НПС на границеэксплуатационного участка принимают из расчета 30-50 % суточных объемовперекачки магистрального нефтепровода [5]:пр = (0,3 … 0,5) ∙ сут ,(2.2)где: Vпр ‒ проектный объём резервуарного парка, м3.Подставляя численное значение суточного объёма перекачки, получаемминимальный и максимальный проектные объёмы, соответственно используякоэффициенты 0,3 и 0,5:пр = 0,3 ∙ 176 470,6 = 52 941,2 м3Изм.

Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист21пр = 0,5 ∙ 176 470,6 = 88 235,3 м3Исходя из полученных значений принимаем резервуары РВСПК-50000 вколичестве 2 шт. Полезный объём каждого из них определяется:рез = ном ∙ з ,(2.3)где: Vном ‒ номинальный объём резервуара, м3;kз ‒ коэффициент заполнения ёмкости (для РВСПК-50000 kз = 0,79 [4]).рез = 50 000 ∙ 0,79 = 39500 м3Найдём какую долю (х) суточного объёма перекачки составляет нефть,заключённая в объёме двух резервуаров РВСПК-50000:х=х=рез ∙ 2,сут39 500 ∙ 2176 470,6(2.4)= 0,45.То есть, при использовании двух резервуаров РВСПК-50000 общий объёмрезервуарногопаркасоставит0,45суточного объёмаперекачки,чтоудовлетворяет требованиям [5].Резервуары номинальной ёмкостью 50 тыс. м3 приняты исходя из того,что при выборе резервуаров ёмкостью 20 тыс.

м3, их необходимо было бы 5шт.,они бы заняли большую площадь и затраты на их сооружение были бы больше.Также увеличились бы потери от испарения при технологических операциях.3.2 Резервуар РВСПК-50000 для хранения нефти, его основноеоборудованиеОбщий вид резервуара РВСПК-50000 приведён в приложении 1.Конструкция резервуара с плавающей крышей объемом 50000 м 3разработанавсоответствиистребованиями[2,6,7].Основныеэксплуатационные параметры резервуаров, проектируемых на НПС № 27представлены в таблице 2.2.Изм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист22Таблица 2.2 ‒ Основные эксплуатационные параметры резервуараРВСПК-50000ПараметрВнутренний диаметр резервуараВысота стенки резервуараГеометрический объём (цилиндрической части)Максимальный уровень взлива воды пригидроиспытанииВерхний аварийный уровеньВерхний допустимый уровеньВерхний нормативный уровеньНижний аварийный уровень взлива нефтиНижний допустимый уровеньНижний нормативный уровеньРасчетная производительность заполнения опорожнения(из расчета на перспективу увеличенияпроизводительности МН до 60 млн.т/год)Максимально-допустимая скорость движенияплавающей крыши при заполнении-опорожнениирезервуараМаксимально допустимая скорость движения нефтив трубопроводах приемо-раздаточного узлаПродуктПлотность продукта при 20°ССейсмическая активностьРасчетное значение веса снегового покроваНормативное значение ветрового давленияРасчетная температура основных металлоконструкцийрезервуараЦикличность нагруженияНормативный срок эксплуатацииМежремонтный интервалЕдиницаизмеренияммм3мЗначение60,718,15237717,157ммммммм3/ч17,15116,91616,1911,6262,2032,4478736м/ч4,0м/с8,8кг/м3баллыкПакПа°Снефть поГОСТ Р 518582002843 - 8657 баллов именее0,80,38минус 38циклов в годлетлетне более 3505020Всё оборудование, подлежащее установке на резервуарах должносоответствоватьтребованиямпредприятия-изготовителя,стандартамиправилам технической эксплуатации системы ПАО «Транснефть», иметьразрешениенаприменение,выданноеФедеральнойслужбойпоэкологическому, технологическому и атомному надзору.Изм.

Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист23Для обеспечения требуемых режимов и безопасной эксплуатациирезервуаров в соответствии с [2] предусматривается монтаж следующеготехнологического оборудования, патрубков и люков:патрубок приёмо-раздаточный DN 700, расположенный в первом-поясе стенки резервуара, с приемо-раздаточным устройством DN 700,установленным внутри резервуара ‒ 4 шт.;патрубок DN 150 для зачистки, расположенный в первом поясе стенки-резервуара с задвижкой DN 150 и трубопроводом DN 32 с шаровым краном DN32 для опорожнения патрубка, установленными снаружи резервуара ‒ 1 шт.;кран сифонный DN 80, расположенный в первом поясе стенки-резервуара, в комплекте с поворотным узлом DN 80 ‒ 2 шт.;патрубок, расположенный на восьмом поясе стенки резервуара, для-монтажа камеры низкократной пены системы пожаротушения резервуара ‒7 шт.;патрубок DN 250, расположенный в первом поясе стенки резервуара,-для подключения трубопроводов DN 250 системы подслойного пожаротушения‒ 3 шт.;-патрубок DN 150 на площадке обслуживания для установкисигнализатора верхнего уровня ‒ 3 шт.;-патрубок DN 150 для монтажа системы водоспуска с плавающейкрыши ‒ 2 шт.;-люк DN 700, расположенный в первом поясе стенки резервуара, длямонтажа устройства «Диоген-700» для размыва донных отложений внутрирезервуара ‒ 2 шт.Для доступа внутрь резервуара предусмотрены люки:-люк-лаз 600×900, расположенный в первом поясе стенки резервуара ‒-люк-лаз 600×900, расположенный в первом поясе стенки резервуара с3 шт.установленной на нём бобышкой для термопреобразователя для измерениятемпературы нефти в пристенном слое ‒ 1 шт.;Изм.

Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист24люк-лаз 600×900, расположенный во втором поясе стенки резервуара‒ 2 шт.Дляразмещенияоборудованияиобслуживаниярезервуарапредусматривается монтаж следующих патрубков и люков на плавающейкрыше резервуара:-патрубок DN 850 для направляющей плавающей крыши ‒ 1 шт.;-патрубок DN 250 для клапана предохранительного ‒ 2 шт.;-патрубок DN 150 для люка замерного ‒ 5 шт.;-патрубок DN 100 на направляющей для датчика средней температуры‒ 1 шт.;-патрубок DN 150 для люка замерного ‒ 1 шт.;-измерительная труба DN 204 (1 шт.) радарного уровнемера внаправляющей плавающей крыши;-патрубок водоприемника DN 168 мм ‒ 2 шт.;-патрубок для аварийного водоспуска DN 150 ‒ 2 шт.;-люк монтажный DN 1000 ‒ 1 шт.;-люк-лаз DN 600 ‒ 4 шт.;-люк смотровой DN500 ‒ 74 шт.Навсехфланцевыхразъемахпредусматриваетсяустановкашунтирующих перемычек. Все болтовые соединения узлов заземлениязащищены от коррозии силиконовой мастикой.Согласно[2,6]предусматриваетсяустановкаприёмо-раздаточногоустройства ПРУ-700 ‒ два комплекта (четыре единицы) на приемораздаточныхпатрубках резервуара DN 700.Цели установки ПРУ-700:оптимальное увеличение полезной ёмкости стального резервуара;уменьшение интенсивности накопления парафинистых отложений;увеличение срока службы первого пояса и днища резервуара, за счётснижения зоны коррозионной активности донного осадка.Изм.

Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист25Призаполнениирезервуаранефть,проходячерезПРУ-700,распространяется по днищу резервуара в виде затопленной струи, размываетдонный осадок и переводит его во взвешенное состояние в массе нефти.Также в соответствии с [2,6] предусмотрено оснащение резервуараустройством для размыва донных отложений «Диоген-700» в количестве двухштук.

Устройство устанавливается в первом поясе стенки резервуара на люкеDN 700.«Диоген-700» обеспечивает:размыв и перемещение донных отложений в резервуаре подвижнойструей нефти, формируемой пропеллером устройства;автоматическоеизменениенаправленияструинефтивгоризонтальной плоскости за счёт встроенного привода поворота валапропеллера;создание кругового вращения всей массы нефти, хранимой врезервуаре, при работе устройства в крайних угловых положениях валапропеллера;запуск в работу и остановку от местного поста управления илидистанционно с центрального пульта оператора.Технологический процесс размыва и удаления донных отложений изнефтяного резервуара безопасен и не требует дополнительных мер по охранеокружающей среды, так как экологически чист.

Технология предусматриваетвовлечение размытого и диспергированного донного осадка непосредственно внефть и откачку вместе с нею в магистральный нефтепровод и, тем самым,исключается загрязнение окружающей среды (атмосферы, почвы, водоёмов).Электрооборудование, используемое для размыва и удаления донныхотложений из резервуара, имеет взрывозащищенное исполнение.Инструмент, используемый при монтаже системы размыва и удалениядонных отложений из резервуара, выполнен из искробезопасных материалов.Во время процесса размыва и удаления донных отложений из резервуараоткрывание технологических люков запрещается.Изм.

Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист26Замерять и отбирать пробы донных отложений разрешается не раньше,чем через 2 часа после закачки (откачки) нефти.При открывании люков они должны быть заземлены на автономныйконтур заземления.Технический надзор за производством работ производится согласно [8].Для забора и слива подтоварной воды в первом поясе стенкипредусмотрены два крана сифонных DN 80.Система водоспуска располагается под плавающей крышей резервуара ипредназначена для отведения воды с поверхности крыши самотёком. Даннаясистема не должна ограничивать подъём плавающей крыши на полную высоту.Проектом предусмотрена установка направляющей стойки DN 500 дляпредотвращения вращения плавающей крыши и размещения приборов КиПиА,а также замерного люка.

Характеристики

Список файлов ВКР