Файл: Технологическая часть.doc

1. 
   ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
   
   1. 
      ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА «ГОРЬКИЙ-ЯРОСЛАВЛЬ»
      

Нефтепровод Горький-Ярославль диаметром 820 мм предназначен для перекачки нефтей Ромашкинского месторождения на перерабатывающие заводы г.Ярославль, г.Москвы, г.Кириши. Строительство и ввод нефтепровода в эксплуатацию осуществлен в 1964 г. по проекту института «Гипротрубопровод» Нефтепровод находится в ведении Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и Ярославского РНУ ООО «Балтнефтепровод», проходит по территории Кстовского, Богородского, Павловского районов Нижегородской области, Гороховецкого, Вязниковского, Кировского районов Владимирской области, Савинского, Лежневского, районов Ивановской области и Бурмаковского района Ярославской области.

Нефтепровод проложен в одном техническом коридоре с линиями телемеханики, технологической связи и вдольтрассовой линии электроснабжения. С 51 км трассы нефтепровод проходит в одном техническом коридоре с магистральным нефтепроводом Сургут-Полоцк. На всем протяжении нефтепровода параллельно ему проходит газопровод Горький-Череповец. Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности, частично заболоченной и заселенной, пересекает множество рек и ручьев, относящихся к бассейнам рек Волга, Ока, и Клязьма.

Всего нефтепровод пересекает 37 рек и ручьев, 32 автодороги (грунтовые и с твердым покрытием) и 8 железных дорог.

Ответвлений нефтепровода по трассе нет. Протяженность резервных ниток на водных переходах рек составляет:

р.Ока - 2,34 км. (перегон ЛПДС Староликеево - НПС Степаньково)

р.Суворощь – 0,8 км. (перегон НПС Степаньково - НПС Филино)

р. Клязьма – 3,3 км. (перегон НПС Филино – НПС Залесье).

Основные характеристики нефтепровода Горький-Ярославль представлены в таблице 1.1

 Таблица 1.1 – Общая характеристика нефтепровода Горький-Ярославль

Общая протяженность нефтепровода	354 км
Количество НПС и расстановка их по длине нефтепровода	ЛПДС Староликеево - 0 км. (головная станция) НПС Степаньково - 92 км. НПС Филино - 177 км. НПС Залесье - 271км. ЛПДС Ярославль - 354 км. (конечный пункт)
Максимальная проектная производительность	24 млн.т /год
Диаметр трубопровода	820 мм.
Максимальное рабочее давление	52 кг/см2
Расчетная вязкость нефти по справке качества нефти (за год)	26 сст.
Расчетная плотность нефти (за год)	877 кг/см2
Разность геодезических отметок	39 м.

---

В начале эксплуатационного участка Староликеево-Ярославль нефтепровода Горький-Ярославль расположена ЛПДС «Староликеево».

1.2. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

В зависимости от оснащенности нефтеперекачивающих станций возможны четыре системы перекачки:

• 
  постанционная;
  

• 
  через резервуар НПС;
  

• 
  перекачка с подключенным резервуаром;
  

• 
  перекачка из насоса в насос.
  

При постанционной (порезервуарной) перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров НПС, а откачивают из другого.



Рисунок 1- Постанционная перекачка нефти

Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах. Основные недостатки – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость.

П ри перекачке через резервуар НПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается.

Рисунок 2 – Перекачка через резервуар НПС

Перемешивание нефти в резервуаре приводит к значительным потерям от испарения.

П ри перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции.

Рисунок 3 – Перекачка с подключенным резервуаром

Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным.

Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).

Система перекачки «из насоса в насос» осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта.

При отключенных резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. Однако работа НПС становится зависимой от работы других станций.

---

ГНПС и КП работают по системе постанционной перекачки;

Промежуточные НПС работают по системе «из насоса в насос»;

На границе эксплуатационных участков НПС могут работать по системам перекачки с подключенными резервуарами или постанционной.



Рисунок 3 – Прохождение нефти по нефтепроводу

В состав технологического оборудования НПС входит:

- Оборудование линейной части и технологических трубопроводов НПС.

- Магистральные насосы с задвижками, схемами управления и защиты.

- Подпорные насосные агрегаты с задвижками (на головной ЛПДС)

- Технологические задвижки НПС и линейной части

- Резервуары с запорной арматурой (на головной ЛПДС)

- Узлы учета нефти (на головной ЛПДС).

- Система электроснабжения, с трансформаторной подстанцией (ТП) и распределительным устройством (РУ).

- Оборудование систем автоматического пожаротушения.

- Системы автоматического регулирования и защиты нефтенасосных.

- Система гашения ударной волны «Аркрон».

- Линейная и станционная телемеханика.

- Локальные вычислительные сети.
1.3. ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНОГО ЦЕХА

К основному оборудованию НПС относятся насосы и их привод. Для перекачки нефти по МНП разработан ряд центробежных насосов серии НМ


Q – 125…710 м3/ч; Q – 1250…10000 м3/ч;

Н – 550…280 м. Н – 260…210 м.

а) б)

Рисунок 4 - Виды насосов: а) секционные (многоступенчатые);

б) спиральные (одноступенчатые)

Подпорные насосы предназначены для обеспечения бескавитационных условий работы основных магистральных насосов. Ими оборудуются НПС с резервуарными парками (ГНПС и НПС на границах эксплуатационных участков). В качестве подпорных насосов применяются насосы серии НМП и НПВ.

Для вновь проектируемых нефтепроводов предпочтительнее использовать насосы серии НПВ, устанавливаемые на открытой площадке.



Q – 125…5000 м3/ч;

Н – 60…120 м.

Рисунок 5 – Подпорный насос

Виды соединения насосов:

1) Параллельное соединение подпорных насосов

---

Рисунок 6 – Параллельное соединение насосов
2) Последовательное соединение основных насосов


Рисунок 7 – Последовательное соединение основных насосов
1.4. СИСТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ

СП 21-104-98 разработан в развитие, дополнение и уточнениетребований СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарныенормы" с учетом специфики эксплуатации резервуарных парков на объектах Госкомрезерва России.

В соответствии со СНиП 10-01-94 "Система нормативных документов в строительстве. Основные положения" СП 21-104-98 является ведомственным документом для проектирования, реконструкции и технического перевооружения систем пожаротушения в резервуарных парках на объектах Госкомрезерва России.

Для защиты резервуарных парков следует предусматривать системы пожаротушения пеной средней кратности, подаваемой на поверхность горючей жидкости, и пеной низкой кратности, подаваемой в слой нефтепродукта или на его поверхность.

Резервуары номинальным объемом 5000 м и более следует оборудовать стационарными системами пенного пожаротушения с неавтоматическим пуском (ССПТ).

Резервуары номинальным объемом 5000 м и более, используемые для оказания услуг сторонним организациям, должны оборудоваться системами автоматического пожаротушения в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы".

Для наземных резервуаров номинальным объемом менее 5000 м³ допускается предусматривать системы пенного пожаротушения с использованием передвижной пожарной техники (СПТ).

Для вертикальных стальных резервуаров (РВС) со стационарной крышей следует применять стационарные системы пожаротушения (ССПТ) и системы пожаротушения от передвижной техники (СПТ). Стационарная система пожаротушения с неавтоматическим пуском (ССПТ) состоит из насосной станции, резервуаров для воды и пенообразователя, высоконапорных пеногенераторов для получения пены низкой кратности, задвижек с дистанционным приводом, обратного клапана (при проектировании подслойной системы), дозирующей аппаратуры, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя к генераторампены, пенопроводов для ввода пены в резервуар и средств автоматизации.

---

Система пожаротушения СТП с использованием от передвижной пожарной техники для подачи пены в резервуары состоит из пенопровода, выведенного заобвалование и оборудованного соединительными головками для подключения пожарных рукавов, обратного клапана (при проектировании подслойной системы), высоко напорного пеногенератора, задвижек.

Тушение резервуаров, предназначенных для хранения вязких нефтепродуктов (масла, мазуты), с номинальным объемом 3000 м³ и менее, предусматривается от передвижной пожарной техники.

Элементы установок УППС-23 и УППС-46, смонтированные на эксплуатируемых резервуарах со светлыми нефтепродуктами объемом 5000 м³ и более, допускается использовать при проектировании ССПТ с подачей пены низкой кратности под слой нефтепродукта.

Узел открытия клапана и сам клапан необходимо демонтировать. Принципиальная схема подачи пены в резервуар, оснащенный стационарной частью УППС приведена на рис. 3 (приложение1).

Расчетная площадь тушения пожара в наземных резервуарах со стационарной крышей принимается равной площади горизонтального сечения резервуара.

Расчетное время тушения нефтепродуктов в резервуарах пеной с помощью ССПТ и СПТ (при подаче пены в слой продукта) составляет 10 минут.

При использовании СПТ с подачей пены средней или низкой кратности на поверхность горючей жидкости, а также при подаче пены с помощью мониторов или пеноподъемников расчетное время тушения следует принимать 15 минут.

Расчетное время продолжительности охлаждения наземных резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать;

при тушении с помощью ССПТ - 4 часа;

при тушении с помощью СПТ - 6 часов.

Принципиальные схемы оборудования пожарных насосных с подачей пенообразователя в напорную и во всасывающую линии водяных насосов приведены на рис.4 и рис.5 (приложение 1).

При проектировании систем пожаротушения с применением пенынизкой кратности следует применять отечественные пенообразователи типа"Форэтол", "Универсальный" или зарубежные, прошедшие сертификацию. По условиям их использования и хранения должны быть разработаны рекомендации, согласованные и утвержденные в установленном порядке.

Основные характеристики некоторых фторсодержащих пенообразователей приведены в приложении 2.

На объекте должен быть 100% резерв пенообразователя, который может использоваться для передвижной пожарной техники. Допускается отдельное хранение резерва пенообразователя от основного запаса.

---