- размыв парафина в резервуарах подпорными насосами, путем забора нефти подпорной насосной из приемного коллектора и подачи ее через размывающие головки в резервуары.
- сброс нефти в резервуары
- через предохранительные клапаны №1 в случае повышения давления в приемной линии;
- через предохранительные клапаны №2 при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуаров;
- через предохранительные клапаны №3 при повышении давления в случае остановки магистральных насосных агрегатов;
- сбор утечек нефти от магистральных и подпорных насосных, дренаж фильтратов грязеуловителей, трубопроводов и фильтров узла учета нефти, а также наземных участков трубопроводов насосных при ремонтных работах в емкости для сбора и откачки утечек ЕП-40.
- откачка нефти из емкости для сбора и откачка утечек – 40погружными насосами 124-А-9х4 во всасывающий коллектор подпорной насосной;
- зачистка резервуаров, приемного и напорного коллекторов подпорной насосной, трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ-1250-60, сбросного трубопровода диаметром 108 мм – насосом 12НА-9х4
- оперативный учет нефти, перекачиваемой по нефтепроводу, узлом учета, расположенным после подпорной насосной;
- поверка счетчиков турбопоршневой поверочной насосной.
Проектные решения.
У современных магистральных насосов с обеих сторон вала при выходе его из корпуса применяется сначала щелевое, а за ним торцовое уплотнение, после которого расположена камера утечек из насоса. Между щелевыми и торцевыми уплотнениями находится камера разгрузки торцового уплотнения от грязевых давлений. Применяемые на магистральных насосах торцовые уплотнения не допускают давления в камере более 25 кгс/см2. Повышенное давление в камере разгрузки возникает при возрастании давления в корпусе насоса перед уплотнением и недостаточном расходе нефти через щелевое уплотнение. На насосных станциях с последовательным соединением агрегатов давление в корпусе насоса зависит от очередности его расположения в потоке нефти. У насоса, расположенного первым по потоку, давление в корпусе в зоне всасывания (обычно там, где располагаются выходы вала и его уплотнения) будет минимальным и равным давлению на всасывании насосной. У последующих насосов давление в корпусе уплотнений будет равно давлению на выходе предыдущего насоса.
Для уменьшения давления перед торцовыми уплотнениями насосов, расположенных последними по потоку, камеры разгрузки всех магистральных насосов объединяются общим трубопроводом, называемом коллектором разгрузки. Если его не присоединять к другим технологическим трубопроводам, то давление в камерах разгрузки всех насосов будет примерно равно среднему арифметическому давлению всасывания всех работающих насосов. При тех или четырех агрегатах этого мероприятия недостаточно для снижения давления перед торцовыми уплотнениями насосов ниже 025 кгс/см2. Так как проектом предусмотрена работа двух магистральных агрегатов, предлагается коллектор разгрузки соединять с линией всасывания, что даст необходимый эффект разгрузки торцовых уплотнений ниже 25 кгс/см2.
Кроме разгрузки торцовых уплотнений от чрезмерных давлений необходимо и постоянное охлаждение. В данном случае оно обеспечивается потоком нефти, проходящим через камеру разгрузки.
3. Расчет технико-экономических показателей транспорта нефти
Капитальные вложения
Имея основные технологические параметры нефтепровода УПН НГДУ «Речицанефть» - Мозырский НПЗ, приступим к расчету его технико-экономических показателей.
Капитальные вложения
Суммарные капитальные вложения на строительство нефтепровода включает в себя:
а) капитальные вложения в линейную часть
б) капитальные вложения в НС и резервуарные парки
К = (Кл + Кнс) х Кт х Ктер
где: Кл – капитальные вложения в линейную часть;
Кл = Кл1 х Lтр
Кл1 = 256,64 млн.руб/км
Lтр – длина трубопровода, = 89 км
Кл = 256,64 х 89 = 22,84 млрд.руб
Кнс – капитальные затраты на сооружение перекачивающих станций:
Кнс = Кгнс + (n - 1) х Кпнс + Vр х Кр
Vр – объем резервуарного парка
Кр – капитальные затраты на сооружение одного резервуара
Кгпс, Кпнс – капитальные вложения на сооружение головной и промежуточной НС
Кгнс = 36,832 млрд.руб
В данном проекте нет необходимости в промежуточных насосных станциях.
n – число перекачивающих станций, = 1
С учетом вышесказанного
Кнс = Кгнс = 36,832 млрд. руб
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.