Дипломный проект системы маслоснабжения

Содержание

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

РЕФЕРАТ

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Характеристика линейной части нефтепровода «Салават-Орск»

1.2 Краткая характеристика НПС нефтепровода «Салават–Орск»

1.2.1 Общие сведения ЛПДС «Салават»

1.2.1.1 Характеристика насосного цеха

1.2.1.2 Характеристика системы маслоснабжения

1.2.1.3 Характеристика резервуарного парка

1.2.1.4 Технологический режим работы ЛПДС «Салават»

1.2.2 Характеристика НПС «Мраково»

1.2.2.1. Общие сведения НПС «Мраково»

1.2.2.2 Характеристика насосного цеха

1.2.2.3 Технологический режим работы НПС «Мраково»

1.3 Методы защиты нефтепровода от коррозии

1.3.1 Катодная защита

1.3.2 Протекторная защита

1.4 Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального

нефтепровода

1.4.1 Общие положения

1.4.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

1.4.3 Основные технические данные внутритрубных инспекционных

снарядов

1.4.3.1 Очистные скребки типа СКР 1 и СКР 1-

1.4.3.2 Профилемер «Калипер»

1.4.3.3 Снаряд-дефектоскоп «Ультраскан WM»

1.4.3.4 Снаряд-дефектоскоп «Ультраскан CD»

1.4.4 Результаты диагностического обследования нефтепровода

1.5 Эксплуатация магистральных трубопроводов с самотечными

участками

1.6 Гидравлический расчет МН «Салават-Орск»

1.6.1 Расчет параметров перекачиваемой нефти при расчетной

температуре

1.6.1.1 Характеристики Западносибирской нефти при расчетной

температуре

1.6.2 Гидравлический расчет нефтепровода «Салават-Орск»

1.7 Расчет толщины стенки трубопровода

1.7.1. Проверка нефтепровода на прочность

1.7.2 Проверка нефтепровода на деформацию

РАЗДЕЛ 2 КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И

АВТОМАТИКА

2.1 Выбор и обоснование объекта автоматизации

2.2 Структура системы автоматики

2.3 Автоматизация насосного агрегата

2.3.1 Управление магистральным насосным агрегатом

2.3.2 Защита магистрального насосного агрегата

2.4 Автоматизация системы маслоснабжения насосных агрегатов

РАЗДЕЛ 3 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

3.1 Выбор и обоснование объекта

3.2 Анализ опасности и вредности насосного цеха при эксплуатации

основного оборудования

3.2.1 Взрыво- и пожароопасность производства

3.2.2 Атмосферное электричество

3.2.3 Статическое электричество

3.2.4 Токсичность

3.2.5 Вредное воздействие шума и вибрации

3.2.6 Освещение

3.2.7 Метеорологические условия

3.2.8 Электроопасность

3.2.9 Давление

3.3 Технические и организационные мероприятия по защите

от вредных воздействий

3.3.1 Герметизация насосных агрегатов и трубопроводов

3.3.2 Защита от пожаровзрывоопасности

3.3.3 Защита от статического электричества

3.3.4 Защита от токсичных веществ

3.3.5 Защита от шума и вибрации

3.3.6. Защита от электроопасности

3.3.7. Защита от чрезмерных давлений

3.4 Промышленная безопасность

3.4.1 План ликвидации возможных аварийных ситуаций

3.4.2 Система пожаротушения ЛПДС «Салават»

3.4.2.1 Характеристика системы пожаротушения

3.4.2.2 Расчет необходимых объемов воды и

пенообразователя на тушение пожара в здании насосного цеха

3.5 Экологичность проекта

РАЗДЕЛ 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия

4.1.1 Система показателей оценки деятельности предприятия

4.1.2 Способы анализа хозяйственной деятельности предприятия

4.1.3 Анализ объемов перекачки нефти и грузооборота

4.1.4 Анализ себестоимости перекачки нефти

4.1.5 Анализ использования трудовых ресурсов

4.2 Оптимизация размеров партии поставок производственных запасов

для ремонта магистрального нефтепровода

4.2.1 Задача максимизации прибыли

4.2.2 Задача о страховом запасе

4.3 Определение места хранения ТМЦ, необходимых для ремонта

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

1.2.1.2 Система маслоснабжения НПС

Система маслоснабжения предназначена для смазки и охлаждения нефтяных магистральных насосных агрегатов, работающих в системе перекачивающей станции. Система смазки подшипников магистральных насосов и электродвигателей на НПС централизованная, циркуляционная с охлаждением масла воздухом в маслоохладителях.

В состав системы маслоснабжения НПС ЛПДС «Салават» входят:

- два насоса шестерёнчатых Ш40419,5/4, с подачей 19,5 м3/ч;

- два бака масляных – железные ёмкости объёмом 1.0 м³;

- два маслоохладителя с поверхностью охлаждения 18 м²,

- два фильтра с поверхностью фильтрации 0.362 м², расход масла через один фильтр 5.8 м3/ч;

- бак аварийный, объёмом 0.5 м³, установленный на высоте 6 м от пола насосной.

Технологическая схема системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов НПС ЛПДС «Салават» представлена на листе 3 графической части дипломного проекта.

Оборудование системы смазки (кроме маслоохладителей) располагается в здании насосной на отметке 1,5 м ниже уровня пола для обеспечения самотечного отвода масла от подшипников МНА. Коммуникации смонтированы с уклоном в сторону баков для масла

Масляная коммуникация состоит из напорных и сливных труб, предназначенных для подвода и отвода масла. Всасывающие трубопроводы делают максимально короткими. В насосном зале трубопроводы масляной системы прокладываются в канале предназначенном для трубопроводов вспомогательных систем

Система маслоснабжения выполнена со 100 % резервом.

Перед поступлением в маслосистему масло очищается в фильтрах. Два одинаковых маслофильтра – основной и резервный устанавливаются параллельно. Каждый фильтр отключается двумя вентилями. Обязательно наличие мест отбора давления масла или непосредственная установка манометров для замера давления до и после маслофильтров. По перепаду давления определяется засоренность фильтра.

В работе находится один из маслофильтров, второй – закрытый в резерве.

В зависимости от гидравлического сопротивления напорного трубопровода, расхода и напора, создаваемого маслонасосом определяется давление отрегулированного редукционным клапаном маслонасоса при работающем одном маслофильтре. Определяется перепад на маслофильтре. Перво-начальное значение давления на входе в фильтр фиксируется на момент пол-ной замены масла и фильтрующего элемента. Рекомендуемое давление на нагнетании маслонасоса 2,0 кг/см2. При превышении этого значения более, чем на 0,2 кг/см2 необходимо переключиться на резервный фильтр и произвести чистку фильтрующего элемента.

Масло подаётся из маслобака маслонасосом в маслоохладитель. Маслоохладитель представляет собой трубчатый теплообменник. Маслоохладитель предназначен для охлаждения масла и установлен вне помещения. Охлаждение масла происходит за счет атмосферного обдува теплообменника, либо вентиляторами. В холодное время года маслоохладитель отсекается запорной арматурой, при этом охлаждение масла происходит в рабочем баке, аккумулирующем баке, технологических трубопроводах. Схемой предусмотрена как параллельная, так и последовательная работа маслоохладителей. Для регулирования расхода и давления масла на напорной линии предусмотрен байпас.

Температурный режим в системе охлаждения масла должен обеспечивать температуру масла на входе в подшипники в пределах 3555 0С. Система автоматики НПС предусматривает отключение МНА при достижении температуры подшипника 80 0С по технологической защите «максимальная температура подшипника», предварительно выдав предупреждающий сигнал о неисправности подшипника при температуре 70 0С.

Из маслоохладителей масло по маслопроводам поступает в аккумулирующий бак. Из аккумулирующего бака по маслопроводам масло через калибровочные шайбы поступает на подшипники скольжения агрегатов. Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 МПа и не менее 0,03 МПа. С подшипников масло, по масло-проводам – самотеком, поступает обратно в маслобаки.

В случае аварийного отключения электроэнергии масло на смазку подшипников насосных агрегатов подается из аварийного бака под действием гидростатического давления. Объем аккумулирующего бака выбирается по условиям работы НПС при отключенных маслонасосах не менее 810 ми-нут до достижения статического давления масла на подшипниках МНА до значения технологической защиты «минимальное давление масла».

Пополнение объемов масла в маслобаках осуществляется самотеком из емкости чистого масла, расположенной снаружи НПС. Опорожнение осуществляется одним из рабочих маслонасосов.

Масляные баки оборудованы средствами КИП для контроля минимального и аварийного уровня масла.

Сорт применяемого масла зависит от типа насоса, условий его эксплуатации и определяется заводом-изготовителем. Обычно для смазки подшипников насосов и электродвигателей применяют турбинное, машинное, авиационное масла, а также густые консистентные смазки (солидолы и консталины). На ЛПДС «Салават» применяют масло турбинное марки Т – 22.

В процессе эксплуатации химические и физические свойства масла из-меняются. Происходит увеличение вязкости вследствие испарения легких фракций, повышается кислотность от воздействия воздуха и металла, увеличивается содержание механических примесей, масло обводняется или насыщается нефтепродуктом при попадании их из сальников, системы охлаждения и др. Такие изменения качества масла снижают его смазочные свойства и увеличивают износ трущихся деталей.

Срок службы масла зависит от его качества, степени изношенности деталей, материала трущихся деталей, удельных давлений, температурного режима и количества масла в циркуляционной системе.

Качество масла периодически проверяют в лаборатории. Масло следует заменить, если содержание механических примесей более 1.5 %, содержание воды свыше 0.25 %, кислотное число более 1.5 мг КОН на 1 г масла, температура вспышки снижена до 150 °С, содержание кокса повысилось до 3 %.

1.2.1.4 Технологический режим работы НПС «Салават»

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Технологическая схема БКНС «Салават» представлена на рисунке 1.2.

ЛПДС «Салават» осуществляет прием нефти по нефтепроводу «ШкаповоСалават» через приемные задвижки №№ 7, 8.

Технологическая схема обвязки трубопроводов НПС позволяет осуществлять перекачку нефти по следующим системам:

- с подключенными резервуарами – эта система используется для компенсации неравномерности расходов на перегонах между станциями. Основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуарный парк;

- «из насоса в насос» – при этой системе перекачки нефть не заходит в резервуары ЛПДС, а сразу поступает в фильтрагрязеуловители.

Далее нефть проходит через фильтрыгрязеуловители №№ 1у,2у или 3у,4у, где она очищается. В работе находится один из фильтров, другой в резерве. Перепады давления в фильтрахгрязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Значение максимального перепада давления на фильтрегрязеуловителе равно 0.05 МПа. При превышении максимального перепада давления на фильтрегрязеуловителе он должен быть отключен и очищен.

Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны СППК №№ 1-4. Давление настройки предохранительных клапанов Рн=1,6 МПа. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВСП №№ 13, РВС № 4.

Для подачи нефти от резервуаров №№ 1-4 к основным насосам предусмотрены подпорные насосные агрегаты №№ 1,2. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом № 1 или № 2 и подается на при-ем магистральной насосной.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления на выходе НПС.

Максимальное давление на выходе из магистральной насосной 5,6 МПа.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки №№ 1,2 ДУ 377 мм, Ру = 6,4 МПа.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС № 16 подается на НПС «Мраково».

1.4 Проведение комплексной диагностики линейной части МН

1.4.1 Общие положения

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части МН.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

– о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;

– о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

– о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).

ТД предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

1.4.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция должна проводиться после завершения под-готовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию должна быть обеспечена проверкой исправности камеры пуска-приема очистных и диагностических устройств и запорной арматуры, про-ведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода должна достигаться на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

– дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы эле-ментов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

– дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т. п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

– поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

– продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции должно производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), прежде всего, должна быть получена информация об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации следует использовать комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снарядапрофилемера. Проведение диагностических работ должно начинаться с про-пуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 60%, 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снарядапрофилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера установка маркерных передатчиков должна производиться с интервалом 5 – 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, должно устранить сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования должно производиться выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снарядпрофилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования должно производиться выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снарядадефектоскопа, магнитного скребка, снарядашаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования должно производиться выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снарядапрофилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров, при первом пропуске снарядовдефектоскопов, должна осуществляться с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске сна-рядов-дефектоскопов установка маркеров должна производиться в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.