Файл: Технологическая часть.doc

Расчетные запасы пенообразователя и воды на его приготовление для ССП представлены в табл. 1-3 приложения 3.

Резервуары с пенообразователем для передвижной пожарной техники, как правило, следует устанавливать в помещении. Допускается установка этих резервуаров вне помещения с автомобильными подъездами при условии поддержания в них температур, соответствующих техническим условиям хранения пенообразователей.

Резервуары с пенообразователем следует оборудовать устройствами для заправки пожарной техники. Время заправки пожарной техники не должно превышать 5 минут.

Автоматическое дозирование пенообразователя в напорную или во всасывающую линии следует осуществлять насосами-дозаторами. Количество и тип дозирующих устройств следует выбирать в зависимости от выбранной схемы включения, конструктивного исполнения и их технических характеристик. Линия подачи пенообразователя от бака к трубопроводу должна иметь возможно наименьшую протяженность и минимальное число изгибов.

Для надежности работы системы дозирования предусматривается технологическое резервирование (установка резервного насоса-дозатора). Дозировка пенообразователя осуществляется в смесительную камеру, устанавливаемую на линии подачи воды. Пенообразователь в смесительную камеру необходимо подавать под давлением, превышающим давление воды не менее, чем на 0,05 МПа. При защите резервуаров, требующих различного количества раствора пенообразователя, напорная линия насосов-дозаторов разветвляется по количеству разных значений требуемых расходов и на каждом ответвлении устанавливается расходная(калибровочная) шайба и вентиль с электроприводом перед ней. После расходной шайбы необходима установка обратного клапана (рис,4 и рис.5, приложение 1).

Пожарной сигнализацией следует оборудовать резервуары номинальным объемом 5000 м³ и более. Приемно-контролъные приборы пожарной сигнализации устанавливаются в помещении с круглосуточным пребыванием людей (диспетчерская караульного помещения ВВО). В случае отсутствия круглосуточного контроля за работой пожарной сигнализации необходимо предусматривать автоматический пуск системы пожаротушения. При выборе датчиков следует учитывать недопустимость их ложного срабатывания при воздействии окружающей среды: температуры, влажности, давления, электромагнитных полей, прямых и отраженных солнечных лучей, электрического освещения, запыленности, химического воздействия. Тепловые извещатели должны выбираться и устанавливаться с учетом требований СНиП 2.04.09-84. Допускается использовать датчики инфракрасного излучения или световые. Установку датчиков следует осуществлять, исходя из их технической характеристики и конструктивной особенности защищаемого объекта.

---

Дистанционный запуск ССПТ осуществляется дежурным диспетчером при поступлении сигнала, как минимум, от 2-х датчиков пожарной сигнализации, установленных на резервуаре на разных шлейфах. При поступлении сигнала о пожаре от одного и более датчиков на пульте управления должна загораться соответствующая цифровая индикация, указывающая место установки датчика (датчиков), и подаваться звуковой сигнал.

Система управления пенотушением должна быть оснащена устройствами:

дистанционного(из диспетчерской караульного помещения ВВО), и местного (из здания насосной) включения насосов подачи раствора пенообразователя;

автоматизации залива пожарных насосов;

автоматического дозирования количества пенообразователя;

автоматического и дистанционного открытия электроприводных запорных устройств в системе подачи раствора пенообразователя к защищаемому объекту и запорных устройств в системе подачи воды;

автоматической световой и звуковой сигнализации о возникновении пожара;

Схема звуковой сигнализации должна предусматривать возможность отмены звукового сигнала дежурным и повторного включения его при появлении другой аварийной ситуации, а также возможность его проверки.

Сети электропитания и автоматики должны выполняться в соответствии с действующими Правилами устройства электроустановок.

2. РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ ПРИ РАСЧЕТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ

Расчетную температуру транспортируемой нефти принимают равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Тогда

Тр= 273 - 10° С = 263 К (1)

Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава и говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменятся. Но тем не менее для характеристики нефти определение ряда физико-химических свойств имеет весьма важное значение в отношении ее состава и товарных качеств.

---

Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей при исследовании нефти. Особое значение этот показатель имеет при расчёте нефтей, занимающих данный объём или определения объема нефтей. Это важно как для расчетно-конструктивных исследований, так и для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефтей. Величины плотности у нефти весьма различны, они колеблются в пределах 0,77-2,0, хотя в большинстве случаев они укладываются в более узкие пределы 0,83-0,96.
Вязкостью или внутренним трением называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое нефть оказывает при перемещении одной ее части относительно другой под влиянием действия внешней силы. Различают Динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т. д.
Нефть характеризуется не температурами кипения, температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти.

Температура вспышки – это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такой количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.
Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд.

При понижении температуры часть компонентов нефти становятся более вязкими и малоподвижными, растворенные углеводороды могут выделятся в виде кристаллов. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах. Эту температуру называют

---

 температурой застывания.

Найдем расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность нефти при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

(2).

где – температурная поправка, кг/(м³∙К),

Сначала по формуле =1,825 – 0,001315₂₉₃, (3) вычисляем значение температурной поправки

=1,825 – 0,001315870=0,6809 кг/(м³∙К);

затем расчетную плотность нефти _Т=870,0+0,6809(293-263)=890 кг/м³.

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера (4).

По известным значениям вязкости определяем коэффициенты A_ν и B_ν по формулам (5) и (6)




расчетная вязкость по формуле (4) составит

мм²/с.

2. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при =_Т по формуле

(5)

где G_Г– годовая (массовая) производительность нефте­провода, млн. т/год;

 – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней в году, N_р=350 суток.

k_нп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для:

• 
  трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k_нп =1,05;
  

м³/ч.

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: подпорный насос НПВ 3600-90 и магистральный насос НМ 3600-230.

---

Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D₂, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса (6), коэффициенты a и b приведены в табл. 2 и 3 приложения.

Напор магистрального насоса (D₂=460 мм) составит

h_М=305,4 - 5,596010^–63469,101²=238 м;

напор подпорного насоса (D₂=610 мм)

h_П=126,1-2,804010^–63469,101²=92 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС m_М=3. По формуле (7)

МПа.

Так как рабочее давление превышает допустимое значениеP_ДОП =6,4 МПа, примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса D₂=430 мм, для которого h_М=282,4 – 8,422110^–63469,101²=181 м.

В этом случае рабочее давление составит

МПа.

Условие PP_ДОП выполняется. Для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса D₂=430 мм.
3. Определение толщины стенки трубопровода

Наружный диаметр трубопровода составляет D=820 мм. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85*, нефтепроводы диаметром D_У=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы m_у=0,9).

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Челябинского тракторного завода, изготавливаемые по ТУ 14-3р-04-94 из стали марки 12ГСБ (временное сопротивление стали на разрыв _В=510 МПа; коэффициент надежности по материалу k₁=1,4).

Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода D_У<1000 мм, согласно СНиП 2.05.06-85* , значения коэффициентов надежности по нагрузке n_p и надежности по назначению

---