Проект системы отгрузки мазута на Архангельском терминале

Проект системы отгрузки мазута на Архангельском терминале

Введение

В новых экономических условиях исключительно важная роль отведена увеличению грузооборота нефти и нефтепродуктов. В связи с этим возникает проблема транспорта нефти и нефтепродуктов. Создание новой и развитие существующей инфраструктуры на Севере России вызвано изменением его геополитического и экономического положения.

Одним из путей вывоза нефтепродуктов является комбинированный способ перевалки по трубопроводам, в железнодорожных цистернах, а далее на танкерах через Архангельский нефтяной терминал по северным путям на экспорт. В сложившейся ситуации решением проблемы транспорта нефтепродуктов является модернизация действующего терминала ООО «РН - Архангельскнефтепродукт», что приведёт к созданию предприятия, отвечающего современным требованиям действующих норм и правил Российской Федерации для комплексов приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов.

Целью дипломного проекта является разработка предложений по созданию новой системы слива мазута из железнодорожных цистерн Архангельского терминала ООО «РН - Архангельскнефтепродукт» с использованием существующей системы слива мазута.

В рамках поставленной цели решаются следующие задачи:

1)   Разработать технологические решения по реконструкции системы отгрузки мазута:

-    определить почасовой расход мазута исходя из заданных параметров;

-    установить необходимые технические характеристики трубопроводов;

-    подобрать оборудование для каждого технологического блока;

)     Определить экономическую эффективность проекта.

1.  
Краткая характеристика предприятия

1.1     Характеристика района расположения

1.1.1  Административное положение

Территория действующей нефтебазы расположена в Приморском районе Архангельской области, в непосредственной близости (300 - 400 м) от жилого поселка и на расстоянии 600 м от деревни Талаги.

Площадка действующего терминала окружена со всех сторон существующими сооружениями, инженерными и транспортными коммуникациями.

С севера и запада площадка ограничена автомобильными дорогами - в г. Архангельск и в деревню Талаги. С юга, вплотную к площадке терминала, примыкает железнодорожная станция, с востока, вдоль ограждения, на расстоянии 25,0 м проходит высоковольтная линия 10 кВ.

1.1.2  Географическое положение

Архангельская область занимает центральное положение на Европейском Севере. На западе она граничит с Карелией, на востоке - с Коми и Тюменской областью, на юге - с Вологодской и Кировской областями. Площадь территории составляет 587,3 тыс. км. Область расположена в тундровой, лесотундровой и таежной природных зонах.

1.1.3  Рельеф

Территория Архангельской области в целом представляет собой обширную равнину со слабо выраженным уклоном к Белому и Баренцеву морям. На плоских водораздельных плато на западе области, где ближе всего к поверхности подходят палеозойские известняки и мергеля, широко распространены карстовые явления. Низины обычно выполнены толщами морских, озерно-ледниковых и аллювиальных наносов. На изменение рельефа влияют эрозия (ежегодно в бассейне Северной Двины смывается до 660 кг почвы с 1 га), морской или озерный прибои, карстовые процессы, образование болот, аккумулирующая деятельность льдов на озерах и реках.

1.1.4  Геологическая характеристика

Геологическое строение рассматриваемого участка представлено следующими грунтами: пески различные по крупности, плотности сложения; суглинки и глины от мягкопластичной до твердой консистенции с включением гравия; супеси пластичные с гравием и галькой.

Грунт берегов - суглинок, подстилаемый глинами, грунт дна реки песчано-илистый. В целом, в естественных условиях, русло и берега устойчивы к размыву, о чем свидетельствуют сложение дна песчано-илистыми отложениями. Водосбор протоки данного участка покрыт кустарниковой растительностью и луговыми травами.

1.1.5  Гидрогеологическая характеристика

Обилие поверхностных вод и сильная заболоченность типичны для этого края. Избыточные воды застаиваются в замкнутых впадинах, насыщают грунты или стекают в море многочисленными реками. Питаются реки в основном талыми снеговыми водами, весной сильно разливаются. Спад весенних вод затягивается из-за значительной залесенности их бассейнов. Высокой заболоченностью (до 25%) отличаются северные районы и бассейн Онеги, что связано с равнинностью территории, слабым дренажем и наличием водоупорных глин ледникового происхождения.

1.1.6  Метеорологическая характеристика

Климат устьевой области реки Северной Двины формируется в условиях малого количества солнечной радиации, под воздействием моря и интенсивного западного переноса воздушных масс. Вынос теплого морского воздуха в атлантических циклонах, перемещающихся через северные районы Скандинавии, и частые вторжения арктического воздуха с Ледовитого океана придают погоде большую неустойчивость, резкую изменчивость давления, ветра и температуры воздуха. Близость морей, наличие многочисленных рек, озер и особенно болот способствуют большой влажности климата. Поступление воздушных масс арктического происхождения в любое время года сопровождается холодными и сухими северо-восточными ветрами, приносящими резкие похолодания. Наиболее часто их вторжения наблюдаются в летнее время. Со стороны Сибири зимой нередко приходит континентальный воздух, принося сухую морозную погоду. С юга и юго-востока поступают преимущественно континентальные массы воздуха, прохладные зимой и прогретые летом.

Совокупность перечисленных факторов обуславливают короткое прохладное лето и длительную холодную зиму с устойчивым снежным покровом. Зима продолжается 5…6 месяцев, лето 3…4 месяца.

-    Температура воздуха

Средняя годовая температура воздуха составляет 0,8°С. Наименьшая среднемесячная отмечается в январе и составляет -12,5°С. Наибольшая среднемесячная температура достигает 15,6°С и наблюдается в июле.

В период с мая по август температура воздуха может подниматься до 30°С и более, достигая наибольшего значения в июле 34°С.

Наиболее сильные морозы, когда температура воздуха может понижаться до - 40°С и ниже, отмечаются с декабря по февраль. Наименьшая наблюдаемая температура - 45°С.

Начало весны, характеризуемое переходом температуры через нуль, приходится на первую декаду апреля. При прорывах масс холодного воздуха с севера возможны возвраты морозной погоды. В наиболее холодные весны температура понижается до -13… - 16°С.

Лето (период с температурой воздуха выше 10°С) наступает в третьей декаде мая - первой декаде июня. При вторжении арктических воздушных масс возможны заморозки.

Осень наступает в первой декаде сентября. Для осени характерна облачная погода с осадками и частыми усилениями ветра.

Зимний сезон начинается во 2…3 декадах октября. Каждую зиму случаются дни с оттепелями, за сезон наблюдается 26…30 таких дней.

) Влажность воздуха

Абсолютная влажность воздуха в среднем за год составляет 6,8 мбар. (1 мбар=1 ГПа), за навигацию - 10,0 мбар.

Наиболее влажен воздух в теплый период с мая по октябрь (навигация) когда значения абсолютной среднемесячной влажности колеблются от 6,5 мбар. в октябре до 13,6 мбар. в июле.

В период с мая по октябрь относительная влажность колеблется от 60% в июне до 83% в октябре. В среднем за год величина относительной влажности колеблется от 60% в июне до 83% в октябре. В среднем за год величина относительной влажности составляет 75%. а за навигацию 68%.

) Осадки

Рассматриваемая территория находится в зоне избыточного увлажнения. В год в районе Архангельска в среднем выпадает 675 мм осадков. В течение года осадки выпадают не равномерно. Наибольшее среднемесячное количество осадков выпадает в сентябре и составляет 73 мм, наименьшее в апреле - 35 мм. Наименьшее количество осадков за навигацию отмечается в мае и равняется 48 мм. В навигационный период (май-октябрь) выпадает 394 мм или 58% от годового количества осадков. В среднем за каждый месяц навигационного периода выпадает 66 мм осадков, в то время как за годовой период в среднем на месяц приходится 56 мм осадков.

Суточные максимумы осадков, наблюдающиеся обычно в теплый период года, достигают 60…80 мм. В летнее время суточные максимумы формируются за счет ливневых дождей.

Жидких осадков за год выпадает 50…60%, твердых 25…30%, смешанных 10…15%.

) Ветер

Направления ветра имеет четко выраженный годовой ход. Зимой преобладают южные и юго-западные, летом - северные и северо-восточные ветры. В переходные периоды направление ветра не устойчиво.

Преобладающими являются ветра южной четверти, повторяемость которых составляет 47% от повторяемости всех направлений. Ветра северо-восточных и северных направлений имеют наименьшую повторяемость (9 и 8%). Средняя годовая скорость ветра равна 4,9 м/с, наибольшая среднемесячная скорость ветра 5,6 м/с приходится на октябрь и ноябрь, наименьшая 4,4 м/с - на июль. Максимальные скорости ветра редко превышают 20 м/с, имеют малую повторяемость - 0,03% и только в западной четверти. За навигационный период ветра со скоростью 0…8 м/с повторяются 95,87%, со скоростью 9…13 м/с - 3,80%, со скоростью 14…20 м/с - 0,30% и 21 м/с и более - 0,03%. Повторяемость скоростей ветра 34…40 м/с будет один раз в 10…20 лет.

) Снежный покров

Снежный покров в районе Архангельска появляется в среднем 21 октября и становится устойчивым в среднем к 8 ноября.

Наибольшей высоты снежный покров достигает в марте и в среднем составляет 0,66 м. Максимальная из наибольших высот снежного покрова равна 0,96 м, а минимальная - 0,39 м. К концу апреля высота снежного покрова значительно уменьшается. В среднем 30 апреля снежный покров сходит. Среднее число дней в году со снежным покровом составляет 175 дней.

Число дней в году: с метелями - 23 дня; с гололедом - 10,5 дней; туманом - 28 дней. Глубина сезонного промерзания суглинистых грунтов 1,74 м, песков - 2,12 м.

1.2     Характеристика предприятия

Терминал ООО «РН-Архангельскнефтепродукт» является дочерним предприятием государственной нефтяной компании «РОСНЕФТЬ». Терминал эксплуатируется с 1973 года.

1.2.1  Классификация

По различным показателям база нефтепродуктов классифицируется следующим образом:

-    По грузообороту - к классу 1 (в соответствии с «Нормами технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)» ВНТП5-95);

-       По общей вместимости резервуарного парка и максимального объема одного резервуара - к категории 1 (в соответствии со СНиП 2.11.03-93);

-       По функциональному назначению - к перевалочно-распределительной базе нефтепродуктов (в соответствии с ВНТП 5-95);

-       По транспортным связям поступления и отгрузки - к водно-автомобильно-железнодорожной (по ВНТП 5-95);

-       Пo номенклатуре хранимых нефтепродуктов - база нефтепродуктов смешанная.

1.2.2  Производственная деятельность

В настоящее время на территории Архангельского терминала осуществляется перевалка (прием, хранение и отгрузка) светлых и темных нефтепродуктов в количестве 7,2 млн. т/год.

Хранение осуществляется в наземных вертикальных резервуарах общей емкостью 280000 м³.

Поступление нефти и нефтепродуктов на терминал осуществляется по железной дороге, отгрузка производится морскими танкерами.

Технологическая схема работы терминала включает в себя следующие основные операции:

-    слив из железнодорожных цистерн нефтепродуктов, требующих предварительного разогрева (нефть, мазут);

-       слив светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн;

-       отгрузка нефтепродуктов в танкеры.

К вспомогательным периодическим технологическим операциям относятся:

-    зачистка трубопроводов;

-       перекачка из резервуара в резервуар.

На Архангельском терминале осуществляется перевалка следующих продуктов:

-    мазут;

-       топливо маловязкое судовое;

-       нефть;

-       дизельное топливо;

-       дизельное топливо экологически чистое;

-       топливо ТС-1;

-       топливо печное бытовое;

-       бензин Регуляр-91;

-       керосин технический.

Слив из железнодорожных цистерн осуществляется на трех железнодорожных эстакадах:

-    односторонняя железнодорожная эстакада для слива мазута на 15 цистерно-мест;

-       двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива светлых нефтепродуктов на 30 цистерно-мест;

-       двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти на 52 цистерно-места.

Причальные сооружения позволяют раздельно отпускать на танкер до 800 т/ч светлых нефтепродуктов и 400 т/ч - тёмных. Глубины подходов к причалу позволяют принимать круглогодично танкера грузоподъемностью до 30000 т и осадкой до 9 м.

На территории терминала расположены пять отдельных зданий насосных:

-    насосная слива светлых нефтепродуктов;

-       насосная слива мазута (сейчас используется для подачи нагретого мазута для разогрева железнодорожных цистерн);

-       насосная слива нефти;

-       насосная пожаротушения;

-       насосная налива нефтепродуктов в танкеры.

Основные технологические трубопроводы, по которым осуществляется перекачка нефтепродуктов, надземной и подземной прокладки.

Территория действующего терминала полностью застроена.

2.  
Технологические решения

Система слива мазута представляет собой комплекс технологического оборудования, обеспечивающего бесперебойный и своевременный слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и перекачку их в резервуарный парк, и включает в себя:

-    одностороннюю железнодорожную эстакаду на 15 цистерно-мест;

-       сливные и напорные коллектора;

-       устройства нижнего слива;

-       обвязку технологических трубопроводов;

-       теплообменники;

-       узел фильтров;

-       насосную станцию по перекачке мазута.

Максимальный грузооборот эстакады составляет 500 тыс. т/год. Распределение грузопотоков на эстакаде слива мазута составляет, тыс. т/год:

Слив мазута из железнодорожных цистерн осуществляется на эстакаде слива мазута методом циркуляционного разогрева через теплообменники.

Разогрев мазута в теплообменниках осуществляется до температуры 65…80°С, которая является оптимальным условием обеспечения стабильной работы насосов, перекачивающих вязкие мазуты.

Односторонняя железнодорожная эстакада на 15 цистерно-мест разделена на две секции по 7 и 8 цистерно-мест в каждой.

По физико-химической характеристике мазут является легкозастывающим продуктом, требующим перед сливом предварительного разогрева. Разогрев осуществляется за счет подачи горячей струи продукта в цистерны.

Слив мазута из цистерн осуществляется с помощью устройств нижнего слива, оборудованных гидромонитором (УСН 1-3…УСН 15-3).

Первоначальное заполнение системы слива и циркуляцию через теплообменники выполняют существующие насосы Н-8, Н-9, оснащенные частотными вариаторами. Технологической схемой предусмотрена возможность разогрева мазута с использованием как существующих, так и вновь проектируемых теплообменников. В теплообменниках в качестве теплоносителя используется водяной пар. Расход водяного пара регулируется по температуре мазута после теплообменников.

Насосы Н-8, Н-9 подают мазут по линии циркуляции в теплообменники Т-3, Т-4, где продукт подогревается до температуры 65…80°С и поступает на железнодорожную эстакаду. Из нагнетательных коллекторов мазут распределяется по секционным трубопроводам и по перемычке между напорным и сливным коллекторами заполняет сливные коллектора. При этом из коллекторов вытесняется воздух, который направляется в буферную емкость Е-4.

Показателем заполнения системы продуктом является наличие уровня продукта в буферной емкости, который фиксируется уровнемером.

После заполнения системы слива мазутом открывают задвижки на сливных и напорных трубопроводах у каждой цистерны, и горячий мазут поступает в гидромонитор устройства нижнего слива.

Под давлением мазута телескопический монитор вводится внутрь котла цистерн. Подогретый мазут, вытекающий из сопел, интенсивно перемешивается с холодным внутри цистерны и подогревает его.

Первоначально мазут подается в цистерны насосами с минимальной производительностью, которая обеспечивается частотным вариатором, которым оснащены насосы Н-8, Н-9.

Окончательный слив продукта из цистерн осуществляется при достижении температуры мазута после теплообменников 80…90°С. Откачка в резервуары хранения мазута осуществляется насосами Н-45, Н-46 насосной станции.

Технологической схемой предусмотрена возможность частичной откачки разогретого мазута в резервуары во время циркуляции. Для этого на линиях после теплообменников устанавливаются клапаны расхода, регулирующие подачу мазута в цистерны и резервуары.

Разделение железнодорожной эстакады на секции позволяет производить разогрев и слив мазута одновременно из двух секций, а также последовательный разогрев и слив каждой секции.

Для слива цистерн с неисправным нижним прибором используется установка верхнего разогрева и слива (УВСМ-15), которая включает в себя:

-    стояк верхнего разогрева и слива УВРСН-100;

-       теплообменник;

-       расходную емкость (ресивер);

-       насосы высокого и низкого давления;

-       запорно-регулирующую арматуру, КИП и автоматику.

Предварительно прогретая паром сливная труба опускается в котел цистерны, где через сопла происходит размыв продукта. Циркуляция мазута осуществляется из расходной емкости через теплообменник, где мазут подогревается от 30 до 90°С. Насосы осуществляют предварительный прогрев мазутного трубопровода и последующую циркуляцию через теплообменник, а также откачку мазута в резервуары хранения.

Кроме мазута, на железнодорожной эстакаде слива мазута осуществляется слив печного топлива и судового моторного топлива. Слив топлив не требует предварительного разогрева, цистерны опорожняются с помощью устройств нижнего слива УСН 16-3…УСН 30-3 насосами Н-47, Н-48 насосной слива мазута.

2.1
Односторонняя железнодорожная эстакада слива мазута

Эстакада размещается на пятом железнодорожном пути терминала. Конструкция эстакады - односторонняя, рассчитана на одновременную разгрузку пятнадцати железнодорожных цистерн вместимостью 60 т каждая. Максимальный грузооборот эстакады составляет 500 тыс. т/год и распределяется по следующим грузопотокам соответственно таблице 2.1.

Таблица 2.1. Распределение грузооборота на односторонней железнодорожной эстакаде слива мазута

Максимальное время при использовании эстакады расходуется на разогрев и слив мазута (остальные нефтепродукты сливаются без разогрева), поэтому с учетом нормативного времени разогрева и слива мазута в зимний период (10 часов), загрузка эстакады составляет не более двух ставок в сутки.

Специфика расположения сливного оборудования на эстакаде позволяет принимать к разгрузке вагоно-цистерны без расцепки ж/д состава.

Габариты эстакады определяются технологией слива, габаритами строительных конструкций и габаритами приближения строений в соответствии с ГОСТ 9238-83:

-    длина 180 м;

-       площадь застройки 1900 м².

Оборудование железнодорожной эстакады для слива мазута включает:

-    Устройства нижнего слива УСН-175Г, оборудованные гидромониторами………………………………….……………….15 шт.

-       Устройства нижнего слива…………….…………………15 шт.

-       Установку верхнего слива (УВСН-15)………………….1 шт.

-       Насос для слива печного и судового топлив…………1 шт.

-       Устройство верхнего слива УВСН-100…………………1 шт.

-       Коллекторы для подачи горячего мазута в цистерны;

-       Воздушники для выпуска воздуха из системы трубопроводов;

-       Сливной коллектор для печного и судового топлива;

-       Сливные коллекторы для мазута;

-       Каплесборники;

-       Систему дренажных трубопроводов для опорожнения коллекторов;

-       Арматуру;

-       Коллектор пара.

Территория, занятая сливной эстакадой, имеет твердое водонепроницаемое покрытие, усиленное в зоне железнодорожных путей. Твердое покрытие выполнено из бетона и имеет бортик высотой 200 мм.

Рабочий настил на сливной эстакаде выполняется на отметке +3,400 м из просечно-вытяжного настила. На сливной эстакаде в торцах предусмотрены лестницы из несгораемого материала шириной 1 м с углом наклона 45°. Ступени лестницы выполнены из просечно-вытяжного настила.

В конце эстакады, со стороны тупика, предусмотрена возможность слива аварийных цистерн.

Эстакада оборудована лебедкой для аварийной расцепки ж/д состава в случае пожара.

Для сбора проливов предусмотрены монолитные железобетонные поддоны с бортиками, с уклоном к лоткам. Лотки также из монолитного железобетона, перекрыты стальным оцинкованным решетчатым настилом типа «Батайск».

Слив мазута выполняется через сливные приборы типа УСН-175Г, предназначенные для подачи подогретого нефтепродукта и герметизированного слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн. Сливные приборы установлены на эстакаде с шагом 12 м.

Мазут через УСН-175Г поступает в коллектор слива, который совместно с трубопроводом (коллектором) подачи мазута на разогрев, прокладываются надземно.

Для дренажа мазута из коллектора слива и коллектора разогрева предусмотрены врезки штуцеров в отходящие трубопроводы с установкой запорной арматуры.

Для поддержания нормального атмосферного давления в коллекторах слива и обогрева в перемычке между ними предусмотрена свеча на продувку. Для исключения возможности попадания искры в газовое пространство свечи она оборудуется огневым предохранителем.

Смыв проливов мазута на железнодорожной эстакаде осуществляется паром низких параметров (пар после теплообменников). Разводка пара вдоль эстакады выполняется сухотрубом, прокладываемым открыто по конструкциям эстакады в тепловой изоляции.

При обнаружении течи из железнодорожной цистерны слив должен быть немедленно приостановлен до полного устранения неисправности. В случае выхода из строя клапана сливного устройства железнодорожной цистерны проектом предусмотрена откачка нефтепродукта через верхний люк при помощи переносной установки верхнего слива УВСМ-15.

На трубопроводах нефтепродуктов, подходящих к эстакаде, установлены, на случай аварии, отключающие задвижки, управление которыми осуществляется как со щита операторной, так и непосредственно со сливной эстакады. На воздушниках сливных коллекторов установлена электроприводная задвижка и выполнена блокировка, обеспечивающая бесперебойную и безопасную работу насосов при сливе железнодорожных цистерн.

2.1.1  Установка нижнего слива нефтепродуктов УСН-175Г

Устройства УСН-175Г предназначены для подогрева и герметизированного слива вязких нефтепродуктов и железнодорожных цистерн.

Устройство в единой конструкции совмещает средство герметизированного нижнего слива и средство подачи греющего агента в котел цистерны. Схема установки представлена на рисунке 1.

Установка соответствует требованиям, предъявляемым как к средствам герметизированного нижнего слива, так и средствам подогрева вязких нефтепродуктов.

Устройство механизирует наиболее тяжелые операции по подогреву и сливу вязких нефтепродуктов, сокращает время обработки цистерн при подогреве и сливе, повышает культуру труда, максимально снижает обводнение сливаемых нефтепродуктов, снижает вероятность загрязнения наружной поверхности цистерн, эстакады и окружающей территории, снижает пожарную опасность на месте проведения работ.

Рисунок 1 - Установка герметизированного слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в коллектор

Рисунок 2 - Типовая схема циркуляционного разогрева железнодорожных цистерн

Работа устройства основана на использовании гидромеханической энергии затопленных струй нефти или нефтепродуктов, вводимых в котел цистерны через патрубок сливного прибора (гидромонитор).

В зимнее время года, когда парафиновый остаток становится более вязким, мазут, подаваемый в цистерну для размыва осадка, подогревают в теплообменниках до более высокой температуры.

Таблица 2.3 - Технические данные устройства УСН-175Г

2.1.1 
Установка аварийного слива УВСМ-15

При аварийном верхнем сливе устройство УСН-175Г при работе не используется.

При разогреве используется оборудование, погружаемое в цистерну через верхний люк:

-    УНЖ6-100 с блоком откидных труб;

-       погружная колонна.

Погружная колонна включает в себя:

-    всасывающую трубу Ду150;

-       напорную трубу Ду50, входящую во внутреннюю полость всасывающей трубы Ду150 через верхнюю торцевую крышку, на конце которой установлено нижнее сопло-распылитель, направленное таким образом, что горячий продукт, выходящий из сопла, попадает обратно во всасывающую трубу Ду150;

-       Для предварительного подогрева продукта внутри колонны предназначен кольцевой подогреватель, расположенный в нижней части колонны, подвод и отвод теплоносителя к нему осуществляется по вертикальным трубам Ду20, проходящим внутри всасывающей трубы Ду150.

Соединение колонны с блоком разогрева осуществляется рукавами DN100 (всасывающий), DN80 (напорный) и DN20 (подвод пара) при помощи быстроразъемных соединений.

Погружение колонны в цистерну производится лебедкой. Лебедка закреплена на траверсе кран-балки, предназначенной для перемещения и центрирования погружной колонны относительно люка цистерны вдоль оси эстакады и для погружения и подъема колонны из цистерны.

Кран-балка крепится на вертикальную опору эстакады и имеет поворотные шарниры, обеспечивающие, совместно с передвигаемой тележкой, на которой закреплена погружная колонна, центрирование погружной колонны над люком цистерны при неточности ее установки.

Этапы разогрева цистерны через верхний люк полностью одинаковы при разогреве цистерны через сливной клапан.

Слив цистерны после разогрева производится насосом через верхний люк.

Основные технические параметры установки УВСМ-15 приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Основные технические параметры установки УВСМ-15

2.2 Расчеты

2.2.1  Расчет расхода мазута

Расход мазута рассчитывается, исходя из условия одновременного слива всего маршрута (15 цистерн) в течение времени, не превышающего двух часов.

Расход мазута из одной цистерны:

, (1)

где m - масса мазута в одной цистерне, m=60 т;

r - плотность мазута, r=961 кг/м³;

k - коэффициент, учитывающий расход мазута на разогрев, k=1,7;

t - время, требующееся для слива цистерн, t=2 ч.

 м³.

Расход мазута из 15 цистерн:

 м³/ч.

Скорость движения продуктов по трубопроводам составляет, м/с:

-    При сливе из цистерн………………………………………1,5

-       При откачке в резервуары…………………………………2,0

2.2.2  Гидравлический расчет сливного коллектора

Особенностью расчета сливного коллектора является постоянно изменяющийся расход, следовательно, необходимо разбить всю длину коллектора на восемь участков.

Расчет произведем на примере первого участка, расчеты остальных участков приведены в таблице 2.5.

Расчет первого участка коллектора

1)   Необходимый диаметр коллектора:

, (2)

где Q - расход мазута, м³/ч;

u - скорость мазута в коллекторе, м/с, u = 1,5.

 м.

Принимаем наружный диаметр 219 мм (по таблице 9 [1]).

2)   Толщина стенки коллектора:

, (3)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», n = 1,15;

p - рабочее давление, МПа, p=0,6;

D_н - наружный диаметр трубы, см, D_н = 21,9;

R - расчетное сопротивление растяжению (сжатию), кг/см², рассчитывается по формуле:

, (4)

где R^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), для стали Ст20 R^н=360 МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», m=0,90;

k_1, - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 9 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», k₁=1,40;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», k_н=1,05.

МПа.

Тогда толщина стенки:

 мм.

В соответствии с СП 34-116-97 для обеспечения поперечной местной устойчивости толщина стенки должна быть не менее D_н/140 (1,6 мм) и более 4 мм.

По условию прочности и с учетом прибавки на коррозию (1 мм) принимаем толщину стенки трубопровода 7 мм.

3)   Внутренний диаметр коллектора:

. (5)

 мм.

4)   Уточняем скорость движения мазута в коллекторе:

 (6)

 м/с.

5)   Число Рейнольдса:

, (7)

где g_ср - кинематическая вязкость, g_ср=118 сСт =118 *10^-6 м²/с.

.

Так как Re < 2320, то режим течения ламинарный.

6)   Коэффициент гидравлического сопротивления:

. (8)

.

7)   Полные потери в коллекторе:

, (9)

где Dz - разность геодезических отметок начала и конца коллектора, рассчитывается как разность отметок низа цистерны и центра всасывающего патрубка насоса, Dz = 0,880 м;

x - коэффициент местного сопротивления, величину которого принимаем по таблице 10-74 и 10-75 [2]

 Па.

Таблица 2.5 - Расчет сливного коллектора

2.2.3  Гидравлический расчет напорного трубопровода

1)   Необходимый диаметр трубопровода рассчитывается по формуле (2),

где Q - расход мазута, м³/ч, Q = 796,5;

u - скорость мазута в коллекторе, V=2,0 м/с.

 м.

Принимаем наружный диаметр 377 мм (по таблице 9 [1]).

2)   Толщина стенки трубопровода рассчитывается по формуле (3),

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», n=1,15;

p - рабочее давление, p=1,0 МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, см;

R - расчетное сопротивление растяжению (сжатию), кг/см², рассчитывается по формуле (4),

где R^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), для стали Ст20 R^н=360 МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», m=0,90;

k_1, - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 9 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», k₁=1,40;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 СНИП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», k_н=1,05.

МПа.

Тогда толщина стенки:

 мм.

В соответствии с СП 34-116-97 для обеспечения поперечной местной устойчивости толщина стенки труб должна приниматься не менее D_н/140, но не менее 4 мм для труб с D свыше 200 мм.

По условию прочности и с учетом прибавки на коррозию (1 мм) принимаем толщину стенки трубопровода 7 мм.

3)   Внутренний диаметр трубопровода рассчитывается по формуле (5):

 мм.

4)   Уточняем скорость движения мазута в трубопроводе по формуле (6):

 м/с.

5)   Число Рейнольдса рассчитывается по формуле (7),

где g_ср - кинематическая вязкость, g_ср=118 сСт=118×10^-6 м²/с.

.

Режим течения турбулентный, т.к. 6544 > 2320.

6)   Коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима течения определяется по формуле:

, (10)

.

7)   Полные потери в коллекторе рассчитываются по формуле (9).

Потери напора напорного трубопровода рассчитываются с учетом длины трубопровода 216 м и местных сопротивлений в девяти поворотах на 90°, обратном клапане, трех задвижках и тройнике. Разность геодезических отметок принимаем равной нулю.

,

 МПа.

2.2.4  Побор откачивающих насосов для мазута

Требуемая производительность насосов 796,5 м³. Напор насоса должен компенсировать потерю давления в коллекторе - 0,021 МПа и трубопроводе - 0,077 МПа, преодолеть сопротивление взлива заполненного резервуара равного 16,400 м. вод. ст., то есть 0,164 МПа. Минимальный требуемый напор насоса - 0,262 МПа. Подбор насосов приведен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Подбор насосов

Насосы предназначены для приема мазута из железнодорожных цистерн и перекачки его в резервуарный парк, а также для внутрибазовой перекачки мазута.

2.2.5  Расчет подогревателей мазута

Для успешного слива цистерн с темными нефтепродуктами применяются подогреватели. В задачу расчета входит определение количества подогревателей и расхода тепловой энергии.

1)   Требуемый тепловой поток в подогревателях:

, (11)

где V_м - объемный расход нагреваемого нефтепродукта, м³/ч, V_м = 400,0;

r_м - плотность мазута, кг/м³;

t_г.м. - температура мазута после подогревателя,°С, t_г.м. = 75;

t_х.м. - температура мазута перед подогревателем,°С, t_х.м = 40;

с_м - теплоемкость мазута, ккал/(кг°С), с_м = 0,47.

 ккал/ч.

2)   Расход пара на подогреватели определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:

, (12)

где i_n - энтальпия пара при давлении Р = 0,4 МПа (по термодин. табл. №11), ккал/кг, i_n = 654;

i_k - энтальпия конденсата при давлении Р = 0,4 МПа (по термодин. табл. №11), ккал/кг, i_k = 144;

j - коэффициент, учитывающий переохлаждение пара до 100°С (табл. 10.4), j = 1,08.

 кг.

3)   Подбор подогревателей по пропускной способности

Необходимый расход подогретого мазута 400 м³/ч, производительность подогревателя ПМР-13-240 240 м³/ч. Принимаем к установке два подогревателя. Общая площадь поверхности нагрева 1480 м².

2.3 Межцеховые коммуникации

Технологические связи между объектами терминала осуществляются на межцеховых коммуникациях (МЦК). На МЦК располагаются трубопроводы и наружное оборудование.

На межцеховых коммуникациях устанавливается следующее оборудование:

-    Буферная емкость Е-4 для мазута, предназначенная для обеспечения равномерной подачи продукта на всасывание насосов при сливе из цистерн железнодорожной эстакады. Буферная емкость оснащается:

1)            системой блокировок, срабатывающих при максимальных и минимальных показаниях уровня продукта в емкости, что позволяет контролировать процесс слива продукта из цистерн, избежать перелива емкости, а также защищает винтовые насосы от работы «всухую»;

2)      контрольно-измерительными приборами: датчиком температуры, уровнемером, сигнализатором уровня;

3)      подогревателем для исключения застывания продукта.

Таблица 2.6 - Характеристики буферной емкости

-    Фильтры жидкостные Ф-13…Ф-16, предназначены для очистки от механических примесей нефтепродуктов, поступающих из железнодорожных цистерн. Для контроля степени загрязнения фильтров устанавливаются приборы перепада давления (манометры до и после фильтров).

-       Теплообменники Т-3, Т-4 предназначены для разогрева мазута при сливе из железнодорожных цистерн. В качестве теплоносителя в теплообменниках используется водяной пар с параметрами: Р = 0,8 МПа, Т=164°С. Безопасная работа теплообменников обеспечивается контролем следующих параметров:

1)            давление;

2)      температура;

)        регулирование расхода водяного пара в теплообменник по температуре выходящего мазута.

Освобождение теплообменников и трубопроводов в нижних точках от продукта осуществляется по трубопроводам в дренажную емкость Е-6.

-    Емкость дренажная подземная горизонтальная Е-6 предназначена:

1)            для сбора остаточных нефтепродуктов при опорожнении оборудования и трубопроводов перед ремонтными работами;

2)      для сбора смеси нефтепродуктов и воды после пропарки оборудования и трубопроводов.

Дренажная емкость укомплектована:

1)            погружным насосом Н-6 для откачки накопленных продуктов;

2)      внутренними электрическими подогревателями для поддержания заданной температуры продуктов;

)        воздушниками с огневыми предохранителями.

В дренажных емкостях контролируются:

1)            давление на нагнетании погружного насоса;

2)      максимальный и минимальный уровни продукта в емкости;

)        температура продукта;

)        температура подшипников погружного насоса;

)        давление охлаждающей воды на входе системы охлаждения погружного насоса.

Выполнены блокировки по отключению погружного насоса и электроподогрева по минимальному аварийному уровню жидкости в емкости, по превышению предельно допустимой температуры продукта.

Откачка отстоявшихся нефтепродуктов из дренажных емкостей осуществляется в резервуары хранения; промывных и подтоварных вод - в систему производственно-дождевой канализации.

Характеристики дренажной емкости Е-6 приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Характеристики дренажной емкости

Прокладка технологических трубопроводов осуществляется надземной.

Трубопроводы без давления прокладываются на низких стойках с уклоном в сторону насосов.

На верхних ярусах эстакад прокладываются трубопроводы, работающие под давлением.

Совместно с продуктопроводами прокладываются тепловые сети, а также кабели электрические и КИП.

При подземном пересечении трубопроводами железнодорожных путей и автомобильных дорог, трубопроводы закладываются в футляры из стальных труб диаметром на 200 мм больше диаметра прокладываемых в них трубопроводов.

Концы футляров выступают на два метра от крайнего рельса или от края проезжей части автодороги.

Арматура на трубопроводах установлена в легкодоступных местах для удобства обслуживания и ремонта.

На двухъярусных и более ярусных эстакадах предусмотрен проходной мостик шириной 0,7 м. Настил и перила выполнены из несгораемых материалов.

Для захода на проходные мостики предусматриваются маршевые лестницы через каждые 400 м (но не менее двух).

Диаметры трубопроводов выбираются с учетом производительности насосов по перекачке мазута (Н-45, Н-46). За пределами железнодорожной эстакады трубопроводы (коллекторы) выводятся из канала на поверхность земли и на опорах прокладываются до насосной слива мазута. Для возможности дистанционного управления переключением трубопроводов предусмотрена запорная арматура с электрическим приводом.

При перекачке нагретых нефтепродуктов, а так же при изменении температуры окружающей среды стальные трубопроводы подвергаются деформации. Во избежание аварий трубопровода предусмотрены компенсаторы, а именно гибкие радиальные П - образные.

Трубопроводы проложены с электрообогревом во взрывозащишенном исполнении. Нагревательным элементом является гибкий кабель. Трубопроводы теплоизолированы скорлупами из пенополиуритана и заземлены.

Освобождение аппаратуры, оборудования и трубопроводов от нефтепродуктов производится в дренажную систему.

2.3.1  Подогреватели мазута типа ПМР 13-240

Подогреватели мазута типа ПМР предназначены для подогрева высоковязкого мазута марки М-100 с содержанием серы до 3,5% и механических примесей до 2,5% по ГОСТ 10585-75 и представляют собой теплообменные аппараты кожухотрубного типа.

Технические характеристики подогревателя типа ПМР 13-240 приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Технические характеристики подогревателя типа ПМР 13-240

Основными узлами аппаратов являются:

-    Корпус;

-       Трубная система из нагревательных элементов;

-       Трубный пучок;

-       Паровая крышка;

-       Мазутная крышка;

-       Контрольно-измерительные приборы и арматура к ним.

Подогреватель мазута оснащен:

-    Манометрами для измерения давления мазута на входе в подогреватель и давления греющего пара в корпусе;

-       Указателями уровня конденсата в корпусе и паровой крышке.

Подогреватели устанавливаются на открытой площадке возле здания насосной слива мазута.

При установке аппарата на открытой площадке, перед запуском в работу в зимнее время температура аппарата и трубопровода должна поддерживаться не ниже +5°С.

Подогрев должен производиться паром, горячей водой или горячим песком в мешках. Нагрев корпуса должен выполняться со скоростью не более 2°С в минуту.

Необходимым условием компоновки подогревателей является наличие площадок со стороны разъемного парового днища для полного выема пучка труб нагревательных элементов.

Подогреватель мазута устанавливается двумя опорами на фундамент и крепится к фундаменту анкерными болтами. Для улучшения слива конденсата через конденсатные патрубки предусматривается наклон корпуса в сторону паровой крышки (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема установки подогревателя на фундамент

До пуска должны быть закончены все монтажные или ремонтные работы, необходимо убедиться в полной готовности и исправности всех узлов и подогревателя в целом. Контрольно-измерительные приборы должны быть исправны и подключены. Необходимо открыть задвижки на входе и выходе. Для выпуска воздуха из корпуса клапаны должны быть открыты до появления нефтепродукта, после чего они закрываются. Производится настройка парового регулирующего клапана и клапана регулятора уровня конденсата таким образом, чтобы при номинальном расходе нефтепродукта и необходимой температуре его на выходе из аппарата поддерживается нормальный уровень конденсата в корпусе.

Во время эксплуатации подогревателя ведется наблюдение за следующими показателями:

-    температура и давление нефтепродукта на входе;

-       температура и давление нефтепродукта на выходе;

-       температура и давление греющего пара;

-       уровень конденсата;

-       загрязненность конденсата нефтепродуктом.

Осуществляется контроль за гидравлическим сопротивлением, которое должно быть не более 0,1 МПа, и за нарушением герметичности фланцевых соединений.

Разборка подогревателя для ремонта или очистки трубной системы выполняется с помощью специального ремонтного приспособления в виде рамы из швеллера. На фланце выдвигаемого пучка труб устанавливаются две опоры с катками, скользящими по направляющим рельсам - швеллеров. Перемещение пучка труб вместе с паровой крышкой осуществляется с помощью грузоподъемного устройства (ручной тали или другого механизма).

Подогреватели мазута должны эксплуатироваться в соответствии со следующими документами:

-    Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

-       Правилами по технике безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций;

-       Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;

-       Правилами пожарной безопасности;

-       Эксплуатационными документами на приборы и другие устройства.

2.3.2  Фильтры жидкостные

Фильтры предназначены для защиты насосного и другого оборудования в технологических установках нефтеперерабатывающей, нефтехимической, нефтяной и газовой отраслей промышленности при работе которого размер твердых частиц механических примесей в жидкости должен быть более 200 мкм, то есть для грубой очистки высоковязких мазутов от твердых остатков нефтяных фракций и механических примесей.

Фильтры установлены на линии всасывания насосов Н-45 и Н-46 в узле фильтров по одному на каждой линии.

Фильтры мазута представляют собой сосуд вертикального типа, работающий под давлением. Фильтр состоит из вертикального цилиндрического корпуса, состоящего из обечайки, выполненной из трубы, с днищем и эллиптической крышкой. В корпус аппарата вварены штуцера для входа и выхода среды, а также штуцер для дренажа.

Корпус фильтра оборудован фланцевым разъемом для возможности очистки и ремонта внутренней части корпуса и замены перфорированного стакана.

Фильтрующий элемент представляет собой каркас с натянутой на него сеткой, концы которой сшиты между собой и скреплены при помощи зажимных планок.

Для фильтров грубой очистки применяется сетка, имеющая около 5 отверстий на 1 см². Фильтрующий элемент устанавливается на опорное кольцо.

Мазут подается через верхний входной штуцер. Проходя через сетку, он очищается от твердых компонентов и выходит через нижний штуцер корпуса.

Эксплуатация фильтров должна производится в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03-576-03, норм и правил, действующих в соответствующих отраслях промышленности, технологического регламента и должностных инструкций по безопасному ведению технологических процессов.

Эксплуатация фильтров должна производится только на параметрах, указанных в паспортах фильтров.

Фильтры должны быть защищены от повышения давления предохранительным клапаном.

При работе фильтров необходимо контролировать перепад давления на фильтрующем элементе, который не должен превышать 0,1 МПа, для этого до и после фильтров установлены манометры.

При эксплуатации изделия не допускается:

-    Превышение давления выше указанного в паспорте;

-       Превышение температуры выше указанной в паспорте;

-       Заполнение аппарата более разрешенного уровня.

Подготовка фильтров к эксплуатации должна состоять из следующих работ:

-    Проверка правильности установки прокладок, наличие полного комплекта шпилек или болтов в отверстиях фланцевых соединений и вхождения выступа ответных фланцев во впадину фланцев штуцеров;

-    Присоединение фланцев трубопроводов к фланцам фильтра;

-       Затяжка крепежных изделий фланцевых соединений;

-       Присоединение изделий к проекту.

Техническая характеристика фильтра представлена в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Техническая характеристика жидкостного фильтра

2.4 Насосная слива мазута

Насосная станция по перекачке мазута предназначена для:

-    Приема топлива с железной дороги;

-       Внутрибазовой перекачки;

-       Зачистных операций.

Насосная представляет собой одноэтажное, открытое, прямоугольное в плане сооружение с габаритными размерами 9,6*24,0 м.

Строительные показатели:

-    Площадь застройки, м²………………………………………302,13

-       Общая площадь, м²………………………………………230,40

-       Строительный объем, м³………………………………………833,96

Насосная расположена под навесом, полы насосной выполнены с электрообогревом.

Насосная выполнена с боковыми защитными ограждениями, которые составляют не более 50% общей площади закрываемой стороны. По условиям естественной вентиляции защитное боковое ограждение не доходит до ограждающего бортика не менее чем на 0,3 м. Высота бортика вокруг насосной - 0,15 м. Пространство между бортиком и ограждением зашито плетеной сеткой.

Для проведения монтажных и ремонтных работ предусмотрена электрическая кран-балка грузоподъемностью 3,2 т.

Краткая характеристика насосного оборудования для слива нефтепродуктов из цистерн представлена в табл. 2.10. Схема расположения оборудования насосной приведена на рисунке 5.

Насосы предназначаются только для слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и последующей перекачки в резервуарный парк. Для хранения мазута предназначены РВС 5000 №0 - 3. Разогрев мазута осуществляется существующими насосами Н-8 и Н-9, которые представляют собой горизонтальные одноступенчатые центробежные агрегаты в спиральном корпусе и оснащены частотными преобразователями.

Для контроля работы насосов предусматривается замер давления на всасывающем и нагнетательном трубопроводах, а также - сигнализация предельных значений температуры масла в подшипниках с последующей блокировкой на отключение насоса, измерение давления и сигнализация утечки уплотняющей жидкости.

Таблица 2.10 - Характеристика оборудования насосной слива мазута

Все сигналы от приборов выводятся в операторную.

Для пропарки трубопроводов и насосов перед ремонтом проводится водяной пар, для продувок - инертный газ.

Винтовые насосы оборудованы предохранительным клапаном для защиты системы от превышения давления свыше 16 кгс/см².

Рисунок 5 - Схема расположения оборудования насосной слива мазута

Спуск остаточного количества продукта из корпуса насосов осуществляется в дренажную систему с отводом в дренажную ёмкость Е-6.

Для слива мазута установлены двухвинтовые насосы «Allweiler-Houttuin» марки 249.178.075.

Таблица 2.11 - Рабочие параметры насоса для слива мазута

Насос подобран по требуемой производительности и напору и представляет собой сдвоенный винтовой насос, который является двухваловым роторным насосом положительной производительности, состоящим из двух вращающихся в противоположных направлениях винтовых валов.

Для защиты насоса от избыточного давления используется предохранительный редукционный клапан, который соединяет слив и всасывающую часть насоса. Редукционный клапан может использоваться также для снижения стартового вращающего момента. Особенности конструкции ручного маховика позволяют открывать клапан для снижения давления и создавать стартовый вращающий момент во время запуска.

Необходимо обеспечить правильное соединение агрегата насоса с землей, а также по возможности интегрировать агрегат с системой аварийного останова и принять меры для предупреждения случайного включения агрегата до того, как будут проведены процедуры по обслуживанию.

Так как винтовые насосы имеют закрытые зазоры между работающими частями, крайне важно, чтобы всасывающая труба осторожно и тщательно прочищалась перед монтажом. Поэтому на всасывающей стороне обязательно должен использоваться фильтр.

На сливной трубе (напорный трубопровод) находится обратный клапан, который защищает насос от обратного вращения в случае обратного течения, когда насос выключен, а также позволяет параллельную работу другого насоса в той же системе.

3. 
Расчет экономической эффективности

Исходные данные представлены в таблице 3.1.