Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

2324

АНАЛИЗ РАБОТЫ ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ ЛПДС «Нурлино»-Дипломная работа-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа

ID: 179122
Дата закачки: 16 Марта 2017
Продавец: leha.nakonechnyy.2016@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
АНАЛИЗ РАБОТЫ ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ ЛПДС «Нурлино»-Дипломная работа-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛПДС

ЛПДС эксплуатируется 6 действующих магистральных нефтепроводов. Техническое состояние их характеризуется следующими данными:
1. Нефтепровод “Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск” Ду1200 участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 234,5 км, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1973 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 14,7 до 26,9 сСт, плотностью от 857,2 до 864,8 кг/ м3. Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 28 дорог (авто и ж/д) и 27 рек и ручьев, в том числе р. Уфа шириной 180 м, р. Белая шириной 335 м.
2. Нефтепровод “ Нижневартовск-Курган-Куйбышев” участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 248,2 км, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с1973 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 11,45 до 25,87 сСт, плотностью от 855,0 до 865,3 кг/ м3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 24 дорог (авто и ж/д) и 27 рек и ручьев, в том числе р. Уфа шириной 180 м, р. Белая шириной 335 м.
3. Нефтепровод “Туймазы - Омск-Новосибирск-1” Ду500 участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 213,7 км (выведенные из эксплуатации 16,17км), граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с1959 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 12,7 до 26,87 сСт, плотностью 855,0 до 864,8 кг/ м3. Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 27 дорог (авто и ж/д) и 34 рек и ручьев, в том числе р. Белая шириной 335 м (подводный переход Ду500).
4. Нефтепровод “Туймазы - Омск-Новосибирск-3” Ду800 (отвод на Уфимское НПЗ Ду500) участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 61,2 км , граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1962 года . Перекачиваемая нефть – вязкостью от 13,8 до 53,8 сСт, плотностью 857,0 до 896,7 кг/ м3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 16 дорог (авто и ж/д) и 9 рек и ручьев, в том числе р. Белая шириной 335 м (подводный переход Ду500) .
5. Нефтепровод “Туймазы-Уфа-1” Ду350 участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 55,2 км, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1947 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 21,12 до 96,4 сСт, плотностью 858,3 до 887,3 кг/м3. Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 13 дорог (авто и ж/д) и 7 рек и ручьев, в том числе р. Белая шириной 335 м.
6 Нефтепровод “Туймазы-Уфа-3” Ду500 участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 54,2 км, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1954 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 21,1 до 69,4 сСт, плотностью 858,3 до 891,3 кг/ м3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 11 дорог (авто и ж/д) и 7 рек и ручьев, в том числе р. Белая шириной 335 м.
2.2 Виды потерь нефти при эксплуатации РП

Потери нефти на станциях приводят к большому материальному и экологическому ущербу. Поэтому их сокращение - важнейшая задача работников. Для того, чтобы успешно решать ее, необходимо точно знать возможные источники потерь и причины их возникновения.

2.2.1 Источники и причины потерь нефти

Все виды потерь можно разделить на три группы: количественные, качественные и количественно - качественные.
Количественные потери нефти являются следствием неудовлетворительного технического состояния сооружений и оборудования нефтебаз, а также небрежности и халатности персонала. К количественным потерям нефти приводят утечки, переливы или, наоборот, неполное опорожнение резервуаров.
Основной причиной утечек нефти в резервуарном парке является негерметичность резервуаров, трубопроводов, задвижек, насосов и другого оборудования. Нередко встречаются переливы резервуаров или их неполное опорожнение вследствие халатности персонала.
Следует отметить, что в отдельных случаях количественные потери нефти неизбежны. Так, при зачистке резервуаров в удаляемом из них шламе велика доля нефти.
Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения и окисления нефти.
Загрязнение нефтей механическими частицами происходит в результате их контакта с атмосферным воздухом, а также с металлом трубопроводов и емкостей, покрытым продуктами коррозии. Некоторое количество окалины выпадает в нефть с кровли резервуаров.
Обводнение нефтеи происходит в результате конденсации паров воды из воздуха, подсасываемого в резервуары, происходящей в ночное время на охлажденной поверхности кровли и верхней части обечайки. При хранении высоковязких нефтей причиной обводнения может стать негерметичность подогревателей, в которых в качестве теплоносителя используется пар.
Окисление нефтей происходит в результате их контакта с атмосферным воздухом. Это приводит к образованию органических кислот, смолистых веществ и осадков.
Количественно - качественные потери происходят при испарении нефтей поскольку в данном случае не только уменьшается их количество, но и изменяются их качественные характеристики. В наибольшей, степени «страдают» от этого бензины, в меньшей - низколетучие светлые нефтепродукты (керосины, дизельное топливо и т. д.). Практически неиспаряющиеся масла, мазуты и смазки этому виду потерь не подвержены.
Потери от испарения возникают вследствие вытеснения паровоздушной смеси из резервуаров, тары и транспортных емкостей в силу следующих причин:
- их заполнения продуктом (так называемые потери от «больших дыханий»);
- превышения давления в газовом пространстве резервуаров над атмосферным давлением либо вследствие падения последнего, либо в результате увеличения температуры в газовом пространстве при смене ночи днем (потери от «малых дыханий»);
- дополнительного насыщения газового пространства парами нефти после окончания выкачки (потери от «обратного выдоха»).


Комментарии: В данном дипломном проекте проведен анализ эксплуатации и реконструкции резервуарного парка ЛПДС «Нурлино».
В технологической части анализируется работа резервуарного парка и системы промканализации, а также проведен расчет емкости резервуарного парка, и рассмотрен капитальный ремонт резервуара РВС 20000 № 5 ЛПДС «Нурлино».
В пятой части дипломного проекта рассмотрена безопасность и экологичность при проведении капитального ремонта резервуара.
В шестой части приведен расчет экономического эффекта от внедрения понтона алюминиевого «Альпон».
В седьмой части дипломного проекта рассмотрены приборы для технической диагностики резервуаров.
Данный дипломный проект содержит 8 листов графического материала, 124 страницы пояснительной записки, 16 таблиц, 13 рисунков, использовалось 12 источников.

ВВЕДЕНИЕ


ОАО «Уралсибнефтепровод» создано в 1947 году на базе нефтепроводов Ишимбай-Уфа, Туймазы-Уфа, дирекции строящихся нефтепроводов, а также Черниковской, Ишимбайской и Уруссинской товарно-производственных контор.
ОАО «Уралсибнефтепровод» (УСМН) является дочерним акционерным обществом АК «Транснефть», которая осуществляет координирующую роль в области единой научно-технической, инвестиционной и финансовой политики.
Протяженность эксплуатируемых нефтепроводов около 7000 км., количество эксплуатируемых насосных нефтеперекачивающих станций – 26 штук, общая вместимость резервуаров – 1,16 млн.куб.метров, количество резервуаров – 116 штук.
Крупнейшими нефтепроводами в системе Уралсибнефтепровод являются: Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА) и “ Нижневартовск-Курган-Куйбышев” (НКК). Оба они проходят через ЛПДС “Нурлино”, которая, таком образом является крупнейшей в системе ОАО УСМН следовательно от четкой работы станции “Нурлино”, во многом зависит и успешная работа нефтепроводов УБКУА и НКК, и в целом всего ОАО.
В представленном дипломном проекте приведены результаты анализа работы этой станции.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛПДС

Нефтеперекачивающая станция Нурлино введена в эксплуатацию в 1976 году, является структурным подразделением ОАО УСМН, и представляет собой комплекс сооружений и устройств, для перекачки нефти.
Проект нефтеперекачивающий станции разработан проектным институтом Гипротрубопрвод.
В состав НПС Нурлино входят:
-резервуарный парк;
-подпорная насосная;
-насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;
-фильтры-грязеуловители;
-фильтры-решетки;
-узел регулирования давления;
-узлы с предохранительными устройствами;
-узел учета (в случае необходимости ведения оперативного контроля прохождения нефти через промежуточные станции);
-технологические трубопроводы;
-системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, автоматизированных систем управления (АСУ), связи, производственно – бытовые здания и сооружения.
ЛПДС обслуживает 8 действующих магистральных нефтепроводов. Техническое состояние их характеризуется следующими данными:
1. Нефтепровод “Усть – Балык – Курган – Уфа – Альметьевск” Ду1200 мм участок протяженностью 234,5 км, обслуживаемый Черкасским НУ граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1973 года.
2. Нефтепровод “ Нижневартовск – Курган – Куйбышев” участок протяженностью 248,2 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1973 года.
3. Нефтепровод “Туймазы – Омск – Новосибирск – 1” Ду500 мм участок протяженностью 213,7 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1959 года.
4. Нефтепровод “Туймазы – Омск – Новосибирск – 2” Ду700 мм участок протяженностью 178,6 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1959 года.
5. Нефтепровод “Туймазы – Омск – Новосибирск – 3” Ду800 мм (отвод на Уфимское НПЗ Ду500 мм) участок протяженностью 61,2 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1962 года.
6. Нефтепровод “Туймазы – Уфа – 1” Ду350 мм участок протяженностью 55,2 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1947 года.
7. Нефтепровод “Туймазы – Уфа – 2” Ду350 мм участок протяженностью 120,6 км, обслуживаемый Черкасским НУ, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1949 года.
8. Нефтепровод “Туймазы – Уфа – 3” Ду500 мм участок протяженностью 54,2 км, обслуживается Черкасским НУ, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации находится с 1954 года.

2 АНАЛИЗ РАБОТЫ РП ЛПДС «НУРЛИНО»

2.1 Характеристика резервуарного парка

Резервуарный парк состоит из шестнадцати вертикальных стальных резервуаров типа РВС 20 000 (№1,2,5,6) и РВСП 20 000 (№7-18). Суммарная полезная ёмкость резервуарного парка 262400 м3. Двенадцать резервуаров с понтоном типа РВСП – 20 000 м3 работают в транзитном режиме с магистральным трубопроводом НКК, четыре резервуара типа РВС – 20 000 м3 работают в транзитном режиме с трубопроводом УБКУА. Резервуары РВСП – 20000 м3 оборудованы вентиляционными патрубками и огнепредохранителями ОП – 500 в количестве четырёх штук на каждом резервуаре. Для уплотнения кольцевого зазора между понтонами и стенкой резервуара используются петлевые затворы и затворы типа РУМ 2 (резервуарное уплотнение мягкое), а для герметизации затвора между патрубком понтона и направляющими стойками установлены затворы типа ЗУС – 426 (затвор уплотняющий стойки).
Резервуары типа РВС-20000 оборудованы современными дыхательными и предохранительными клапанами типа КДС (КДС – 3000), которые отрегулированы на избыточное давление Ризб- 200 мм вод. ст., Рвак- 25 мм вод. ст. Все резервуары НКК и УБКУА оборудованы замерными люками для ручного контроля и системой автоматического дистанционного контроля уровня нефти в резервуарах “Кор-Вол”, за исключением РВСП №№13-18, которые оборудованы системой “Нивотран”, с передачей данных в местный диспетчерский пункт (МДП).
Оборудование резервуаров.
На резервуаре установлены:
- дыхательная арматура;
- приемо-раздаточные патрубки с хлопушей;
- стредства защиты от внутренней коррозии;
- оборудование для подогрева нефти;
- дыхательные клапана для выброса избыточных газов в случае заполнения, в случае откачки для входа воздуха;
- предохранительные клапана ставятся на случай выхода из строя механического клапана;
- огневые предохранители препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр, при входе воздуха через дыхательные клапана;
- огневые предохранители, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип работы основан на том, что пламя и искра не способна проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода;
- верхний световой люк предназначен для естественного освещения резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке;
- замерный люк – для ручного замеров уровня нефти и подтоварной воды и отбора проб;
- система Кор-Вол – дистанционный замер уровня нефти в резервуара
- хлопуша – для предотвращения утечкек нефти из резервуара в случае повреждения приемо – раздаточных трубопроводов и задвижек;
- приемо – раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефти из резервуара;
- сифонный кран – для удаления подтоварной воды;
- люк – лаз для проникновения внутрь резервуара рабочих во время ремонта;
- пеногенераторы - для автоматического пожаротушения;
- кольцо орошения - для охлаждения стен резервуаров в случае пожара.
Для сокращения потерь нефти от испарения на станции, в резервуарном парке используют металлические понтоны (типовой проект 704-1-171.84).

2.1.1 Молниезащита резервуаров

По устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. м3 должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. Допускается установление на самих резервуарах. На ЛПДС молниеотводы устанавливаются отдельно от резервуаров.
При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров присоединены к заземлителям, к ним же присоединяются токоотводы отдельно стоящих молниеотводов.
Понтоны для защиты от электростатической индукции соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара в 4 местах.

2.1.2 Защита резервуаров от коррозии

К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.
При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Для этих целей на ЛПДС применяется полимерная краска Permacor – 128A. Окрашивается внешняя и внутренняя поверхности, а также днище (причем внутренняя поверхность окрашивается на высоту 2 м).

2.1.3 Защита резервуаров от статического электричества

Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека предусматривается следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:
- снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;
- устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникации, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;
- уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;
- заземляющие устройства для защиты от статического электричества объединяются с заземляющими устройствами электрического оборудования.
Резервуары присоединены к заземлителям с помощью 4 заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.
Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств проводятся не реже одного раза в год.

2.2 Определение емкости резервуарного парка

В ходе расчета: определяются – минимальный и максимальный допустимый, нормативный аварийный, нормативный нижний, нормативный верхний уровни нефти в резервуарах, потенциальная полезная емкость, полезная емкость, коэффициент полезной емкости, запаса аварийной емкости и технологических остатков; [7] проверяется соответствии объема резервуарного парка, условию бесперебойной перекачки.

2.2.1 Расчёт максимального допустимого уровня взлива

Максимально допустимый уровень определяется по формуле:

НМАКС ДОП = НКОНСТР – 100 мм = 11940 – 100 = 11840 мм, где

НКОНСТР – высота, определяемая типом и конструкцией резервуара:
- для РВС со стационарной крышей и понтоном - от днища (в районе уторного уголка) до нижней образующей пенокамеры;
100 мм – это расстояние, определяющее запас ёмкости на температурное расширение нефти. Для РВС с понтоном 100 мм отмеряются от нижней образующей пенокамеры до верха короба понтона и вычитается высота понтона, с учетом его погружения (пояснения даны на рисунке 2.2.1).


Размер файла: 46,4 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / АНАЛИЗ РАБОТЫ ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ ЛПДС «Нурлино»-Дипломная работа-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа
Вход в аккаунт:
Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
UnionPay СБР Ю-Money qiwi Payeer Крипто-валюты Крипто-валюты


И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!