Подбор основного оборудования

                                                         ,                                       (16)

     где верхний предел расхода через УУН, м³/ч;

       пропускная способность  преобразователя,  м³/ч. [11]

                                                                                                

     Округлив, принимаем n = 4.

         Число резервных измерительных линий принимаем равным 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     

3. Размещение  зданий и сооружений НПС на генеральном  плане

 
 

     Генеральный план площадки выполнен в соответствии с технологической схемой.

       В основу планировочных решений генплана положены следующие принципы:

–  размещение основных и вспомогательных сооружений в соответствии с   принятой технологической схемой;

–  зонирование объектов;

–  соблюдение санитарных и противопожарных требований;

– учет ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке;

–  размещение инженерных коммуникаций;

–  организация транспортных потоков.

     На  проектируемой площадке предусмотрено функциональное зонирование территории на производственную зону и зону вспомогательных сооружений.

     Производственная  зона включает в себя все технологические сооружения  проектируемой площадки: насосная основная, насосная подпорная, площадка фильтров, регулирующих устройств, узел учета нефти.

     В зону  вспомогательных сооружений входят: подстанция электрическая закрытая, контора, гараж, склады, ремонтная мастерская, пожарное депо, водонасосная, котельная.

     Размеры площадок строительства и размещение по отношению друг к другу определялись из условий, необходимых для нормальной эксплуатации проектируемых объектов с соблюдением требований следующих нормативных документов: ВНТП 3-85; СНиП II-89-80*; СНиП 2.11.03-93.

     ГНПС  занимает площадь 23 га.

     Насосные, узлы учета и замера, очистные сооружения должны находиться на расстоянии не менее 30 м,  водонасосная и пожарное депо на расстоянии не менее 40 м от резервуарного парка. [9] На проектируемой площадке водонасосная расположена в 100 м, пожарное депо в 150 м, узел учета в 100 м,  магистральная насосная в 80 м, подпорная насосная в 90 м от резервуарного парка.

     Край  проезжей части внутренних автомобильных  дорог располагается на расстоянии 25 м от каждого резервуара.

     По  границам резервуарного парка  и  между резервуарами предусмотрены  проезды с проезжей частью шириной  4 м.

     Расстояние  между резервуарами, расположенными в одной группе составляет 30 м.

     Расстояние  между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах 60 м.

     В пределах одной группы резервуары отделены внутренними земляными валами.

     Диаметр одного резервуара равен 60,7 м.

     К зданиям и сооружениям по всей их длине обеспечивается подъезд  пожарных автомобилей. От края проезжей части до стен здания не более 25м.

     На  генеральном плане нанесена роза ветров, изображающая частоту ветров в различных направлениях, и положение  сторон света. Повторяемость ветра по направлениям указана в таблице 2.

     Котельная и очистные сооружения  расположены с подветренной стороны по отношению к другим объектам.

     Для защиты от аварийного разлива нефтепродуктов предусматриваются следующие мероприятия:

–  каждый резервуар имеет обвалование;

– территория каре резервуарного парка покрывается противофильтрационным экраном.

     Зоны  площадок объединяются между собой дорогами и проездами. Для прокладки инженерных коммуникаций предусматриваются свободные коридоры, располагаемые вдоль противопожарных проездов и дорог. 
 

4.     Составление технологической схемы головной НПС

 
 

     Основной  схемой технологического процесса перекачки  нефти НПС с емкостью является перекачка «через резервуары».

     Товарная  нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС через приемные задвижки расположенные в узле  пуска и приема средств диагностики и направляется на фильтры-грязеуловители ФГ1-ФГ3. Нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, пройдя через узел предохранительных устройств и  узел учета, поступает в технологические резервуары Р1-Р7. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны КП1-КП8. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары. После сброса нефти от предохранительных клапанов сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Для подачи нефти от резервуаров Р1-Р7 к основным насосам предусмотрена подпорная станция. Из резервуаров нефть откачивается подпорными насосами Н1-Н2, через узлы учета количества и качества нефти и предохранительные клапаны КП1-КП3 подается на прием магистральной насосной, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики – в магистральный нефтепровод. С помощью узлов учета количества и качества нефти ведется коммерческий или оперативный учет нефти.  
 
 
 
 
 
 
 
 

5.    Описание, компоновка и эксплуатация фильтров-грязеуловителей

 
 

     Площадка  фильтров-грязеуловителей располагается  на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначены для улавливания  крупных механических частиц, поступающих из подводящего трубопровода.

     В качестве фильтров-грязеуловителей  приняты фильтры горизонтального

исполнения  типа ФГ-800.

     Расчетное избыточное давление 7,0 МПа, внутренний объем аппарата 4,95 , размер улавливаемых твердых частиц не менее 4 мм. Производительность одного аппарата по нефти до 2688 т/час. Фильтрующий элемент выполнен в виде перфорированной трубы и установлен на лотке. При чистке элемент совместно с лотком извлекается через быстродействующий концевой затвор.

     С учетом максимальной производительности НПС по нефти – 30 млн. т./год, общее количество фильтров составляет 3 шт.: 2 рабочие, 1 в резерве.

     Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется  перепадом давления на фильтре и  уровнем вибрации.

     Увеличение  перепада давления на фильтре до величины более 0,05 МПа или уменьшении до величины менее 0,03 МПа свидетельствует о  засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого фильтра-грязеуловителя. Перепад давления измеряется манометрами класса  точности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4 МПа.

     По  результатам диагностического контроля фильтры-грязеуловители выводят в текущий или капитальный ремонт, при этом производится переключение на резервный фильтр. [1] 
 
 

   ПРИЛОЖЕНИЕ  А

   

 

   ПРИЛОЖЕНИЕ  Б 

   

 
 

     СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ

1. ГумеровА.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» , 2001. – 475 с.
2. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А. Трубопроводный транспорт нефти. Под редакцией Вайнштока С.М.: Учеб. Для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.  – Т.1. – 407 с.
3. Шаммазов А.М., Александров В.Н. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учеб. для вузов – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.  – Т.1. – 404 с.

     4       РСН 68-87 Проектирование объектов промышленного и гражданского назначения Западно-Сибирского нефтегазового комплекса

          5        РД 153-39.4-113-01 Нормы  технологического проектирования  технологических трубопроводов

     6     Коршак А.А., Новоселова Л.П. Нефтеперекачивающие  станции. Учебное пособие. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2008. – 384 с.

     7  РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом1000-50000 м3

     8  ВНТП 3-85 Нормы технологического  проектирования объектов сбора,  транспорта, подготовки нефти, газа  и воды нефтяных месторождений.

     9  СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.»

     10  СНиП ІІ-89-80 Генеральные планы промышленных предприятий

     11 Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Золотухин Е.А., Фатхутдинов Т.А., Коловертнов. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при сборе, транспорте и переработке. Г.Д. Пособие для метрологов, 1999.