Головная насосная станция магистрального нефтепровода

25

7. Резервуарный парк насосной станции. 7.1. Определение вместимости резервуаров.

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

-         на головной насосной станции;

-         на границах эксплуатационных участков;

-         в  местах подкачки  нефти  с  близлежащих месторождений или
сброса нефти попутным потребителям.

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен

(7.1)

где-суточный объем перекачки нефти по трубопроводу; -число эксплуатационных участков;

число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемосдаточные операции).

Для наших условий=99264м3/сут;=0;=1.

=297792 м3

В том числе на границе эксплуатационного участка 0,5 , на

головной насосной станции 2,5

=248160 м3

Для определения общего объема резервуарного парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент пользования емкости ηρ,

определяемый   по   табл.   2.2[4].   Так   как   предполагается   использовать резервуары без понтонов вместимостью 50 тыс.м3, то= 0,84

Тогда полезный объем резервуаров

= 295428м3

принимаем к установке 6 резервуаров по 50 тыс. м3 каждый (общая вместимость 300 000м3). В соответствии со СНиП 2.11.03 -93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы ." резервуары в резервуарном парке размещаются группами. При применении резервуаров емкостью < 50000 м3 со стационарной крышей общая емкость резервуаров в одной группе должна быть не более 120 000 м3.

Основные данные по применяемым резервуарам:

Диаметр -60,7 м, высота -17,9 м, масса -959,9 т.

26

7.2. Оборудование резервуаров.

На резервуарах устанавливаются:

-         оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и
снижение потерь нефти;

-         оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

-         противопожарное оборудование;

-         приборы контроля и сигнализации.

7.2.1.              Оборудование     для     обеспечения     надежной     работы
резервуаров и снижения потерь нефти.

Эта арматура включает дыхательные и предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в том, чтобы при заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве сохранять давление в них близким к атмосферному. Дыхательные клапаны открываются как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны. Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве.

Проектируем установку на резервуарах клапанов дыхательных северного исполнения типа КСД и клапанов предохранительных гидравлического типа КПГ (рис.7.1).

Дыхательная арматура является еще и первичным средством сокращения потерь нефти от испарения.

На резервуарах устанавливаются приемно-раздаточные патрубки с хлопушками на конце.

Для борьбы с внутренней коррозией резервуаров вследствие наличия в них некоторого количества отстоявшейся подтоварной воды устанавливаются сифонные краны на высоте 350 мм от дна.

7.2.2.              Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров.

Для указанных целей используется следующее оборудование: люки-лазы; люки световые; люки замерные; система размыва и предотвращения накопления донных отложений; лестница.

Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проникновения рабочих внутрь резервуара.

Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, также для отбора проб пробоотборником.

Люки световые предназначены для проникновения солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

27

Система размыва и предотвращения накопления донных отложений представляют собой группу веерных кольцевых сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к соплам подается нефть. Скорость истечения нефти через кольцевую щель сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их взвешивание.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Она имеет ширину 0,7 м и наклон к горизонту 50°, снабжена перилами высотой 1 м.

28

НДКМ:

Рис.7.1   Непримерзающий   мембранный  дыхательный   клапан  типа

1-соединительный патрубок; 2-седло; 3-тарелки; 4-мембрана; 5-фланец нижнего корпуса; 6-фланец верхнего корпуса; 7-боковой люк; 8-мембрана; 9-диски; 10-регулировочный груз; 11-крышка; 12-трубка; 13-амортизирующая пружина; 14-цепочка; 15-импульсная трубка; 16-кольцевой огневой предохранитель

29

7.2.3.              Противопожарное оборудование.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они обязательно оснащены противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного тепло отвода. Конструктивно огневой предохранитель (рис.7.2) представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В данном проекте для тушения горящей в резервуаре нефти пеной применены установки типа ГВПС-2000, см. рис.7.3.

7.2.4.              Приборы контроля и сигнализации.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применены:

-         местные измерители уровня нефти типа УДУ;

-         система дистанционного замера уровня «Кор-Вол»;

-         пробоотборник типа ПСД-4;

-         установка  сигнализатора уровня ультразвукового  типа  (СУУЗ)
контролирует    верхний    аварийный    и    нижний    уровень    в
резервуарах.

30

Рис. 7.2. Огневой предохранитель: 1-фланец; 2-прижимной болт; 3-корпус; 4-крепежный болт; 5-кассета; 6-кожух; 7-уплотняющая прокладка

31

Рис. 7.3. Установка ГВПС-2000: 1-пеногенератор; 2-стенка резервуара; 3-фланец; 4-люк; 5-камера; 6-площадка; 7-вставка; 8-растворопровод; 9-кронштейн; 10-герметизирующая крышка

32

8. Решение генерального плана насосной станции. 8.1. Компоновка генплана.

Генеральный план перекачивающей станции (см. чертеж 2) содержит комплексное решение вопросов планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

Расстояние территории насосной станции от оси магистрального нефтепровода принято 100 м.

Площадка выбрана со спокойным рельефом, пологим с выраженным уклоном i=0,02 для удобства отвода поверхностных вод.

Грунты на площадке имеют несущую способность 1,8 кг/см2, допускают возведение всех сооружений станции без создания искусственного основания. Коэффициент застройки принят 0,3.

Основные объекты головной насосной станции - основной насосный цех, цех подпорных насосов, резервуарный парк для нефти, площадка расходомеров и фильтров-грязеуловителей, установка откачки и сбора утечек нефти, предохранительные устройства, узел подключения насосной станции к магистральному трубопроводу с камерой пуска очистных устройств (скребков) и разделителей. В состав головной насосной станции входят системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, технологической связи и административно-хозяйственные здания.

Питание электроэнергией электродвигателей насосных агрегатов осуществляется от трансформаторной подстанции на напряжении 110/10 кВ.

Вся площадь насосной станции разделена на две зоны:
производственную              и              служебно-вспомогательного              комплекса.

Производственная зона расположена со стороны магистрального трубопровода, а зона служебно-вспомогательного комплекса - со стороны подъездной автодороги.

От установок по перекачке нефти насосного цеха насосной станции до некоторых объектов установлены следующие минимальные расстояния: резервуарного парка-20 м; до аппаратов огневого нагрева нефти-15 м; до компрессорных сжатого воздуха, насосных станций оборотного водоснабжения, операторных-9 м; наземных складов масел-15 м, до очистных сооружений (открытые нефтеловушки, канализационные насосные станции) - 9 м; до противопожарных насосных станций-18 м; ремонтно-механических мастерских, гаражей, складов материалов, котельных-30 м; до пожарных депо-70 м; до узлов управления-9 м.

Расстояние между стенками надземных резервуаров одной группы принято 30 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах для наземных резервуаров - 60 м.

33

Высота внешнего ограждения группы резервуаров принята на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся нефти - 1,5 м.

Каждая группа резервуаров ограждена сплошным земляным валом шириной по верху 0,5 м.

8.2. Водоснабжение насосной станции.

На перекачивающей станции запроектирована система производственного, противопожарного и хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Кроме источника водоснабжения предусмотрены специальные резервуары для создания запаса воды на противопожарные нужды и шестичасового запаса воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды.

Наибольшей гарантии требует подача воды на противопожарные нужды.

Расчетный расход воды на тушение (наружное или внутреннее)
здания насосной станции принимается по табл.7 СНиП 2.04.02-84*
«Водоснабжение. Наружные сети и сооружения». При объеме здания
насосной станции 4700 м3 расход воды на тушение наружного пожара - 10
л/с, внутреннего - 5 л/с, итого 15 л/с. Интенсивность подачи пенного
раствора (6% пенообразователя и 94% воды) на 1 м зеркала испарения нефти
в горящем резервуаре принимается равной 0,08 л/с*м . Так как площадь
резервуара              0,785 *(60,7)2=2892,3,              то              расход              воды:

0,08*2892,3*0,94/1000=0,2175 м3/с. За расчетное время тушения пожара принимаем 10 мин. Таким образом, расход воды составит 0,2175*10*60=130,5 м3. Запас воды должен быть трехкратным, т.е. 130,5*3=391,5 м3.

Кроме того, следует предусматривать расход на охлаждение горящего резервуара (с интенсивностью 0,8 л/с на 1 м длины окружности резервуара) и на охлаждение соседних резервуаров - 0,3 л/с на 1 м расчетной длины окружности. За расчетную длину окружности резервуара принимают половину длины его окружности.

Общий расход воды на охлаждение надземных резервуаров (горячего и соседних с ним) принимается согласно п.8.13. СНиП 2.11.03-93.-20 л/с.

Продолжительность охлаждения надземных резервуаров 6 ч.

Таким образом, расход воды на охлаждение резервуаров составит -432 м3.

Полный запас воды на противопожарные цели составляет - 994,5 м3. Принимаем к установке 2 круглых железобетонных резервуара вместимостью по 500 м3 каждый.

34

8.3. Система канализации.

На нефтеперекачивающей станции предусмотрена производственно-ливневая, бытовая и специальная (для отвода загрязненных этилированными бензинами вод) системы канализации.

В производственно-ливневую систему канализации предусмотрен сбор, очистка и выпуск следующих вод:

-         подтоварных;

-         промывных (при промывке резервуаров);

-         производственных,      поступающих      от      насосной      станции,
лабораторий, котельной, гаража и других объектов;

-         атмосферных осадков.

На сетях производственно-ливневой канализации запроектированы смотровые колодцы с гидравлическими затворами и дождеприемные с запорным устройством, для выпуска воды из обвалования резервуарного парка.

В эту систему канализации входят очистные сооружения, состоящие из песколовок, отстойников, нефтеловушек, шламонакопителей. При необходимости глубокой очистки от нефти можно использовать флотаторы.

35

8.4.Грозозащита здания насосной станции.

Здание насосной станции имеет размеры: длина - 36 м, ширина - 18, высота - 7,2 м. Так как здание насосной станции имеет значительную протяженность, то проектируем двойной стержневой молниеотвод.

Расстояние между молниеотводами принимаем, а=36м, наименьшую высоту hо=7,2м.

Высота молниеотвода вычисляется по формуле:

Для принятых условий

= 11.57м

Радиус зоны защиты на высоте =7,2 от поверхности земли вычисляется по формуле:

где к-постоянный коэффициент; для стержневых молниеотводов к=1,2.

= 3.86м

В наиболее узкой части, ширина защитной зоны, равна:, где величина, определяемая по формуле:

Зона защиты двух стержневых молниеотводов равна , т.е. 5,7*2=11,4.

Так как ширина здания 18 м , то необходимо увеличить высоту молниеотвода. Примем h=13.

Тогда=6,=10,83 м.

Зона защиты=21,66м>18. Превышение молниеотвода над кровлей насосной станции 13-7,2=5,8м.

8.5. Грозозащита резервуаров с нефтью.

Для защиты от молний резервуаров с нефтью проектируем одиночные стержневые молниеотводы. Зона защиты на уровне от поверхности земли находится внутри конуса. Зависимость радиуса защиты гх на высотеот поверхности земли следующая:

где h -высота молниеотвода.