СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Таблица 1.5-Нормы вибрации магистральных насосов
Величина среднего |
Оценка вибросостояния насоса |
Оценка |
квадратичного значения |
|
длительности |
виброскорости мм/с |
|
эксплуатации |
|
|
|
До 2,8 |
Отлично |
Длительная |
|
|
|
Свыше 2,8 до 4,5 |
Хорошо |
Длительная |
|
|
|
Свыше 4,5 до 7,1 (для |
Удовлетворительно,необходимо |
Ограниченная |
нормальных режимов) |
улучшение |
|
|
|
|
Свыше 4,5 до 7,1 (для |
Удовлетворительно |
Длительная |
режимов отличных от |
|
|
наминального) |
|
|
|
|
|
Свыше 7,1 до 11,2 (для |
Удовлетворительно,необходимо |
Ограниченная |
режимов отличных от |
улучшение |
|
наминального) |
|
|
|
|
|
Свыше 11,2 |
Недопустимо |
Недопустимо |
|
|
|
3.5.2.6 Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех насосов определить
рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными.
При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса более 3% в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата , запорной арматуры, вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса , некачественного выполнения литья и механической обработки. В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.
Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин,
связанных с литьем и механической обработкой про точной части насоса.
Таблица 1.6-Причины деформаций характеристик насосов
Описание деформаций характеристик |
Возможные причины |
|
|
Напор и КПД ниже, мощность без |
Грубая, некачественно обработанная |
изменения |
поверхность межлопаточных |
|
каналов рабочего колеса и корпуса. |
|
Увеличенная шероховатость |
|
проточной части корпуса насоса. |
|
Колесо установлено несимметрично |
|
относительно вертикальной оси |
|
улитки насоса. |
|
Работа насоса в режиме кавитации. |
|
|
Напор и мощность ниже, КПД |
Уменьшенный наружный диаметр |
изменения |
рабочего колеса. Скорость вращения |
|
ниже номинальной. Искажение |
|
отливки рабочего колеса. |
|
|
|
|
Напор без изменений, мощность |
Дефекты подшипниковых узлов и их |
выше, КПД ниже |
сборки. Расцентровка насоса и |
|
электродвигателя. Прогиб вала. |
|
Перезатянуто торцовое уплотнение. |
|
Деформация корпуса насоса из-за |
|
дополнительных напряжений от |
|
всасывающего и напорного |
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
патрубков. Повышенные |
|
механические потери. |
|
|
Напорная характеристика более |
Увеличенная площадь спирального |
полога, величина максимального |
отвода. |
КПД смещается в сторону больших |
|
подач |
|
|
|
Напорная характеристика более |
Площади спирального отвода |
крутая , величина максимального |
уменьшены по сравнению с |
КПД смещается в сторону меньших |
расчетными. |
подач |
|
|
|
Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6% и более для насосов горизонтального исполнения и на 7% - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, пpи котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет более затрат,
вызванных с перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ это величина составляет 2-4% в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - и 4%; НМ 1250-260 - на 3,5%; НМ
2500-230 - на 3%; НМ 3600-230 НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и
подпорные насосы - на 2%; подпорные вертикальные насосы - на
3,5%).Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.
Диагностирование состояния насосных агрегатов по париметрическим критериям допускается производить как на основе единых, полученных по каналам телемеханики, так и на основе контрольных измерений с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности,
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
частоты вращения ротора насоса, плотности и вязкости перекачиваемой нефти.
Измеряемые параметры и средства измерения:
- давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6% при использовании системы АСУ ТП или образцовыми манометрами МО класса
0,25 или 0,4;
-подача определяется по узлу учета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами;
-мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью 0,6%. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, можно замерить и комплектами К-506, К-505 или им подобными;
-частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5%;
-плотность и вязкость перекачиваемой нефти определяются по узлам учета или в химлаборатории НПС.
Условия выполнения измерений параметров следующие:
-из расчетов должны быть исключены значения текущих параметровов,
измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса, т. к. в это время происходит приработка деталей и интенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;
-при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;
-при переключениях измерительных линий на узлах учета нефти.
Замер параметров проводится только при установившемся (стационарном)
режиме перекачки.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ±
3% от среднего значения.
Параметры измеряются при бескавитационном режиме работ НА
(контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и
отсутствии перетока нефти через обратный клапан. Оценку текущих параметров: подачи, мощности, напора и KПД необходимо производить по среднеарифметическому значению 3-х замеров (не менее).Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек
(режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.
В объем технического обслуживания входят все работы предусмотренные паспортами и инструкциями по эксплуатации конкретных насосных агрегатов.
3.6.Типовой объем работ при текущем ремонте Для магистральных и подпорных насосов производятся все операции
технического обслуживания, а также:
подготовка транспортных средств, подъемных механизмов и приспособлений, инструментов; проверка наличия и состояния запасных частей, мест для укладки узлов и деталей насоса; проверка состояния подшипников, торцовых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; смена смазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоре во вкладышах подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка, дефекация и сборка торцовых уплотнений; вновь устанавливаемые торцовые уплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде БПО; проверка герметичности стыков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпорных насосов,
крышки со стаканом вертикальных подпорных насосов; контроль
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
работоспособности и, при необходимости, ремонт системы обогрева элементов картера вертикальных насосов; проверка центровки и подготовка насосного агрегата к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров насосного агрегата под нагрузкой.
Для насосов вспомогательных систем выполняются в операции ТО, а
также: разборка, промывка деталей и узлов, дефектация и замена изношенных деталей, сборка и монтаж отремонтированного насоса; проверка центровки, пуск и проверка рабочих параметров.
3.7. Типовой объем работ при среднем ремонте При среднем ремонте магистральных и подпорных насосов проводятся
все операции текущего ремонта, а также: опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей;
проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала,
радиально-упорных подшипников (если вал не меняется); проверка степени износа импеллерных втулок; контроль размеров и технического состояния посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативныхых значений, , замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого; дефектоскопия вала (если срок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта)
согласно РД 153-39ТН-010-96; замена паронитовых прокладок между крышкой и корпусом насоса..
В зависимости от технического состояния узлов и деталей насоса производятся: замена (или ремонт) ротора; устанавливаемый должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок (или ремонт)
подшипников скольжения, пришабровка вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников;
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
восстановление антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт,
сборка воздушной камеры беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.); сборка,
центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов. Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые.
Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО. После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.
3.8.Типовой объем работ при капитальном ремонте При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего
ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов,
патрубков насоса, при необходимости, их ремонт; заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь aнтикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов;
испытанния на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.
При обнаружении поверхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.
Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются на новые.
Демонтаж подлежащего капитальному ремонту и монтаж нового или заранее отремонтированного насоса осуществляется персоналом выездной ремонтной бригады или специализированными пуско-наладочными организациями, при этом проводятся: дефектация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при необходимости); установка и монтаж насоса;
гидравлические испытания насосов при давлении Рисп.= l,5Ppаб; центровка агрегата, опробование под нагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и повторная проверка центровки; измерение и анализ рабочих параметров. Для насосов вспомогательных систем производятся демонтаж
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
подлежащего капитальному ремонту насоса и доставка его на БПО, монтаж нового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.
3.9. Нормативы технического обслуживания и ремонта Периоды времени между плановыми диагностическими контролями
определяются для каждого насоса с учетом прогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей данного насоса .
Для получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по таблице 1.7 с учетом данных оперативного диагностического контроля. При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы,
значения периодичностей, приведенные в таблице 1.7. В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке , с учетом периодичностей, указанных в таблице 1.7.
Таблица 1.7-Периодичность технического обслуживания, ремонта и планово диагностического контроля насосов НМ
Тип насоса |
Периодичность , час |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТО |
Т |
С |
К |
Плановый |
|
|
|
|
дигностически |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
й контроль |
|
|
|
|
|
|
НМ500-300; |
700-800 |
3500-4200 |
7000-8400 |
28000 |
1750-2100 |
НМ710-280 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НМ1250-260- |
700-800 |
4200-6000 |
8400-12000 |
36000 |
2100-3000 |
НМ10000-210 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормы трудоемкости ремонтов, технического обслуживания,
диагностических контролей определены типовым объемом работ и
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
типоразмерам и насосов (таблица 1.8). Нормы трудоемкости не предусматривает трудовых затрат на восстановление деталей и узлов насоса.
Таблица 1.8-Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта магистральных насосов НМ
Тип насоса |
Трудоемкость, чел.час |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
ТО |
Т |
С |
|
К |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Без замены |
С заменой |
|
|
|
|
ротора |
ротора |
|
|
|
|
|
|
|
НМ 500-300;НМ710-280 |
4 |
38 |
40 |
85 |
120 |
|
|
|
|
|
|
НМ1250-260 |
4 |
38 |
47 |
110 |
148 |
|
|
|
|
|
|
НМ2500-230 |
4 |
38 |
47 |
92 |
130 |
|
|
|
|
|
|
НМ3600-230 |
4 |
38 |
47 |
110 |
148 |
|
|
|
|
|
|
НМ5000-210 |
6 |
44 |
58 |
116 |
160 |
|
|
|
|
|
|
НМ7000-210 |
6 |
44 |
58 |
116 |
160 |
|
|
|
|
|
|
НМ10000-210 |
8 |
49 |
70 |
155 |
210 |
|
|
|
|
|
|
4. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
4.1.1 Газоопасность В данном разделе дипломного проекта рассмотрим и охарактеризуем
опасные и вредные факторы, которые при этом проявляются либо могут проявиться. Согласно перечня, утвержденного главным инженером предприятия, на территории НПС имеется одиннадцать газоопасных мест:
-насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов,
-блок-бокс регуляторов давления,
-блок-бокс гашения ударной волны,
-площадка приема и пуска внутритрубных снарядов,
-топливное хозяйство котельной,
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
-блок погружных насосов,
-емкость утечек,
-емкости сброса ударной волны,
-топливозаправочный пункт,
-емкости хранения дизельного топлива резервной дизельной электростанции,
-блок хранения масла.
В этих местах возможно скопление взрывоопасных и токсичных смесей,
газов – паров нефти, легких углеводородов, метана, сероводорода и др.
Характеристика газов с точки зрения взрывопожароопасности приведены в таблице 3.1 ГОСТ 12.1.010-76 /3/.
Одним из наиболее опасных объектов нефтеперекачивающей станции, в
котором сконцентрировано большинство потенциальных опасностей и вредностей, является насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов где будет проводиться капитальный ремонт насоса НМ 10000-210.
Классификация насосного зала по взрывопожароопасности приведена в таблице 3.2.
Таблица 3.1. – Характеристика взрывопожароопасности веществ
|
Агрегатн |
|
|
|
Предел |
||
|
Температура, С |
взрываемости, |
|||||
Наименова |
ое |
||||||
|
|
мг/м3 |
|||||
ние |
состояни |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|||
|
е |
вспы |
самовоспл |
ни |
|
вер |
|
|
шки |
аменения |
жний |
|
хний |
||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Газ нефтяной |
газ |
– |
405-580 |
6 |
|
13,5 |
|
Сероводород |
газ |
– |
246 |
4,3 |
|
10 |
|
Углеводороды |
газ |
3…+45 |
260-375 |
1,1 |
|
6,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Таблица 3.2. – Классификация насосного зала по взрывопожароопасности
Наименование |
Категория |
Класс |
Молниезащита |
Группа |
|
сооружения |
здания |
взрывопожаро |
/РД 34.121.122-87/ |
смесеобр |
|
|
/НПБ 105-95/ |
опасности |
|
|
азования |
|
Категория |
Зона |
|||
|
|
/ПУЭ/ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Насосный зал |
А |
В-Iа |
II |
Б |
2Т2 |
|
|
|
|
|
|
По степени воздействия на организм человека воздушные смеси и газы,
которые могут скапливаться в газоопасных местах нефтеперекачивающей станции, относятся к третьему (сероводород в смеси с углеводородами С1-С5
ПДК 3 мг/м3, окислы азота ПДК 5 мг/м3, сероводород ПДК 10 мг/м3) и
четвертому классу (оксид углерода ПДК 20 мг/м3, нитросоединения метана ПДК 30 мг/м3, бензин ПДК 100 мг/м3) ГОСТ 12.1.005-88.ССБТ /5/.
Вышеперечисленные вещества оказывают отравляющее действие на организм человека и относятся к ядам. Так, воздушные смеси, состоящие из метана и высших углеводородов, относятся к нервным ядам и воздействуют на центральную нервную систему. Бензин, углеводородные газы,
сероводород и др. относятся к ядам наркотического действия. Кроме того,
сероводород и углеводородные газы относятся и к ядам раздражающего действия. Сероводород воздействует на верхние дыхательные пути, а
углеводороды – на легочную ткань. Попадая на кожу человека, они обезжиривают и сушат ее, вызывая различные кожные заболевания (экзема,
дерматиты). Первыми признаками отравления газами являются недомогание,
головокружение, повышение температуры тела /4/.
Основными источниками выделения вредных газов на НПС являются:
1.Нарушение герметичности соединительных разъемов аппаратов и оборудования.
2.Нарушение герметичности оборудования вследствие аварий
(коррозия, дефекты строительно-монтажных работ, дефекты материалов,
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
нарушение правил эксплуатации, выход из строя уплотнений насосов и запорной арматуры).
3. Предохранительные устройства. При остановке магистральных насосных агрегатов срабатывает установка сглаживания волн давления АРКРОН-1000, и некоторое количество нефти сбрасывается в емкость сброса ударной волны. При этом происходит интенсивное газовыделение.
4.1.2 Атмосферное и статическое электричество Атмосферное электричество также является опасным фактором. Молния
– электрический разряд высокой мощности. Напряжение молнии достигает
220 МВ, сила тока – 300…1200 кА, температура – 10000С. Опасными факторами атмосферного электричества являются:
–прямое попадание молнии может привести к пожарам и поражению электрическим током обслуживающего персонала;
–ударная волна, возникающая при электрическом разряде, может привести к различным механическим повреждениям;
–вторичные проявления атмосферного электричества, такие как электростатическая и электромагнитная индукция, могут вызвать искрение в местах плохого контакта, что, в свою очередь, при наличии взрывоопасных смесей может привести к взрыву.
Нефть, дизельное топливо, бензин являются диэлектриками. Поэтому, при движении нефти и нефтепродуктов по трубопроводам во время сливо-
наливочных операций, может накапливаться заряд статического электричества. Величина заряда может достигать 80 кВ. Поэтому между изолированными металлическими сооружениями и заземленными предметами возможны искровые разряды. Разряд статического электричества возникает, когда напряженность электростатического поля над поверхностью диэлектрика или проводника, обусловленная
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
накоплением на них зарядов, достигает критической величины. Для воздуха эта величина 30 кВ/см /4/.
Статический заряд, накапливающийся на человеке, достаточен для воспламенения практически всех паровоздушных смесей при разряде.
Кроме этого, существуют следующие опасности, связанные со статическим электричеством:
–нарушение выполнения команд КИП и автоматики, так как статическое электричество совместимо с малыми токами, на которых работает вся аппаратура КИПиА;
–физиологическое действие.
Человек ощущает искровой разряд как укол, толчок, судорогу. Для жизни это неопасно, но во время разряда возможны рефлекторные движения,
испуг, вследствие которых человек может упасть с высоты, попасть в опасную зону насосно-силового аппарата или другого оборудования /4/.
4.1.3 Промышленное электричество
Нефтеперекачивающая станция относится к энергоемким объектам.
Потребителями электрической энергии в общем укрытии магистральных насосных агрегатов являются:
– синхронные электродвигатели СТД-8000, СТД-6300 – 10 кВ;
-асинхронные электродвигатели насосов РЗ-30и, РЗ-4,5, ЦНС-60-330;
- электроосвещение – 0,4 кВ;
-приборы и оборудование КИПиА;
-установка для расточки посадочных мест под втулки разгрузки и уплотнительных колец корпуса насоса НМ 10000-210 при капитальном ремонте.
Поэтому возникает опасность воздействия электрического тока
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
напряжением до 10000 кВ при эксплуатации и ремонте оборудования из-за ошибочных действий персонала, случайного прикосновения к токоведущим частям, в случае появления напряжения на токоведущих частях в результате нарушения изоляции проводов, при аварии и т.д., что может привести не только к поражению электрическим током, но и стать причиной пожара, взрыва.
Электрический ток характеризуется тремя поражающими факторами:
электроудар, электроожог и электросудорога. Электроудары наиболее выражены в электроустановках свыше 1000 В, электросудороги – в
электроустановках до 1000 В, электроожог – в электроустановках до и свыше 1000 В. Ток в 0,1 А, действующий на организм человека более 1-2 с
является смертельным.Сопротивление тела человека составляет 2 103 –
2 106 Ом. Сопротивление влажного тела человека уменьшается до 300-500
Ом. Пороговый ощутимый ток – 0,5-1,5 мА. При прохождении через тело человека тока в 10-15 мА начинаются сильные и болезненные судороги.
При прохождении тока 20-25 мА затрудняется дыхание, при токе 100 мА – наступает фибрилляция и остановка сердца /4/.
Все электроустановки можно разделить на две категории – до 1000 В и свыше 1000 В. По электробезопасности помещения электроустановок НПС
«Терновка» относятся к двум классам: помещения без повышенной опасности и помещения с повышенной опасностью /8/.
4.1.4 Производственный шум и вибрация При осуществлении технологического процесса перекачки работа многих
механизмов сопровождается значительным шумом и вибрацией. К таким источникам шума и вибрации относятся компрессоры, насосы,
электродвигатели, элементы вентиляционных систем, трубопроводы и др.
Наиболее значительными из вышеперечисленных источников шума и вибрации являются магистральные насосные агрегаты. Уровни вибрации
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
МНА приведены в разделе 1.
Повышение уровня шума и вибрации на рабочих местах неблагоприятно сказывается на организме человека и результатах его деятельности. При длительном воздействии шума не только снижается острота слуха, но и изменяется кровяное давление, ослабляется внимание, ухудшается зрение,
происходят изменения в двигательных центрах, что вызывает определенные нарушения координации движений. Интенсивный шум вызывает функциональные изменения сердечно-сосудистой системы, нарушаются нормальные функции желудка и происходит ряд других функциональных нарушений в организме. Особенно неблагоприятное влияние шум оказывает на нервную и сердечно-сосудистую системы. Весь комплекс ощущений,
вызываемых шумом, рассматривается как «шумовая болезнь». Человеческий слуховой аппарат наиболее чувствителен на частотах 800-4000 Гц Гост
12.1.003-83.ССБТ /6/.
Вибрация возникает из-за динамического неуравновешивания вращающихся деталей, пульсаций давлений, кавитации при работе насосов и т.д. Она может вызвать нарушение механической прочности и герметичности аппаратов и коммуникаций, быть причиной различных аварий. Вибрация вызывает в организме человека реакции, которые являются причиной функциональных расстройств различных органов. Вредное действие выражается в виде повышенного утомления, головной боли, боли в суставах,
повышенной раздражительности, некоторого нарушения координации движений. В отдельных случаях длительное воздействие интенсивной вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, вызывающей тяжелые, часто необратимые изменения в центральной нервной и сердечно-
сосудистой системах, а также в опорно-двигательном аппарате ГОСТ
12.1.012.-90.ССБТ /7/.
Допустимые уровни шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам машин, механизмов и др. оборудования устанавливаются ГОСТ 12.1.003-83ССБТ /6/. Вибрация, действующая на
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
человека, в соответствии с ГОСТ 12.1.012-90ССБТ /7/ нормируется отдельно для каждого установленного направления в каждой октановой полосе.
4.1.5 Метеорологические условия
Метеорологические условия производственной среды, такие как температура воздуха, относительная влажность, скорость движения воздуха,
барометрическое давление, интенсивность теплового излучения от нагретых поверхностей как каждый в отдельности, так и в различных сочетаниях оказывают влияние на функциональную деятельность человека, его самочувствие и здоровье. Так, увеличение скорости движения воздуха уменьшает неблагоприятное действие повышенной температуры и увеличивает действие пониженной, повышение влажности воздуха усугубляет действие как повышенной, так и пониженной температуры /4/.
На нефтеперекачивающей станции значительная часть технологического оборудования размещена на открытых площадках, и обслуживающему персоналу приходится работать в условиях высоких и низких температур,
при воздействии солнечной радиации, ветре и атмосферных осадках. В
насосном зале в холодное и жаркое время года температура поддерживается с помощью приточно-вытяжной вентиляции, что приводит к значительной подвижности воздуха, появлению сквозняков. Подробно работа, состав оборудования вентиляции общего укрытия приведены в разделах 1 и 2.
4.1.6 Освещенность
Освещение рабочих мест в темное время суток – важная составляющая безопасности труда. Неправильно выбранное или недостаточное освещение – это плохое освещение опасных зон, слепящее действие ламп и блики от них,
резкие тени.
Неправильно спроектированное и выбранное производственное освещение способствует понижению производительности труда, оказывает
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
отрицательное психологическое воздействие на работающих, понижает безопасность труда, повышает утомляемость и травматизм на производстве.
В насосном зале наиболее плохо освещены узел утечек насоса НМ-10000-
210 со стороны муфты и сама соединительная муфта, что вызывает необходимость применения дополнительных источников света, создавая определенные неудобства. Нормы освещенности рабочих мест приведены
втаблице 3.3 /4/.
4.1.7Другие опасные факторы
Дополнительный фактор опасности создает наличие высокого давления в корпусах насосов НМ-10000-210 , технологических трубопроводах и аппаратах до 5,5 МПа и до 1,2 МПа в аппаратах и установках вспомогательных систем. На такое оборудование распространяются требования правил ПБ 10-115-96 /9/.
Таблица 3.3 – Освещенность производственных помещений и рабочих поверхностей на местах производства работ в нефтеперекачивающей насосной
|
Плоскость |
Освещенность, лк |
||
Производственные участки и |
нормирован |
|
|
|
комбини |
|
|||
ия |
|
|||
|
|
|||
помещения |
|
|
||
освещеннос |
рованна |
общая |
||
|
||||
|
|
|
||
|
ти |
я |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Насосные без постоянного |
На высоте |
|
|
|
дежурства |
0,8 м от |
– |
100 |
|
|
пола |
|
|
|
|
|
|
|
|
Шкалы приборов светлые |
На |
300 |
150 |
|
|
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
приборах |
|
|
|
|
|
|
|
|
Шкалы приборов темные |
На |
400 750 |
200 3 |
|
|
приборах |
|
||
|
|
00 |
||
|
|
|
|
|
Помещения для вентиляционного |
На высоте |
|
|
|
оборудования |
0,8 м от |
– |
20 |
|
|
пола |
|
|
|
|
|
|
|
|
Грубые работы, требующие |
Рабочая |
|
|
|
различения объектов при |
поверхност |
|
|
|
отношении наименьшего из |
ь |
5 |
5 |
|
размеров к расстоянию до глаз 0,05 |
|
|
|
|
и более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Работы, требующие различения |
Рабочая |
|
|
|
крупных предметов, находящихся в |
поверхност |
2 |
2 |
|
непосредственной близости от |
ь |
|||
|
|
|||
рабочего |
|
|
|
|
|
|
|
|
Кроме вышеназванных потенциальных опасностей и вредностей, можно отметить наличие крупногабаритного и тяжеловесного оборудования,
особенно это касается общего укрытия МНА. При неправильной организации работ, нарушении правил техники безопасности, нарушении правил строповки и перемещения грузов возможно получение обслуживающим персоналом травм, поломка различного оборудования и т.д. При падении тяжеловесного оборудования возможно искрообразование, что, при наличии взрывоопасной воздушной смеси ,
может привести к взрыву и пожару.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
4.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда
Рассмотрим мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на примере насосного зала общего укрытия магистральных насосных агрегатов как самого опасного объекта НПС.
4.2.1 Мероприятия по снижению взрыво-пожароопасности
Среди мероприятий по снижению взрыво-пожароопасности насосного зала можно отметить:
–исключение источников газообразования;
–контроль загазованности;
–уменьшение концентрации взрыво-пожароопасных смесей;
-исключение причин возникновения взрывов и пожаров;
-организационные;
-технические.
На проведение газоопасных работ и огневых работ проводятся по наряду-допуску оформленный отдельно на все виды работ. Перед началом работ провести противопожарный инструктаж по ведению газоопасных
(огневых работ). Место производства работ оградить со всех сторон предупреждающими знаками и транспорантами. Обеспечить контроль за состоянием воздушной среды перед началом работ и через каждые 30
минут во время работы. Обеспечить место производства работ первичными средствами пожаротушения:
-кошма войлочная или асбестовое полотно 2х2 2 шт;
-огнетушители ОП-50 2шт.,или ОУ-8 6 шт;
-лопаты , ведра , топоры ,ломы-2шт.
Произвести проверку работоспособности системы пенопожаротушения на НПС «Терновка». Установить в насосном зале противопожарный режим
(определить места размещения техники, места отдыха работающих, место
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
для курения) и контроль за его неукоснительным выполнением.Обеспечить наличие на месте производства работ пожарной машины с пожарным расчетом. При освещенности менее 150 лк на месте проведения работ следует применять переносные, взрывозащищенные светильники напряжением не более 12В. Радиотелефоны (носимые средства связи),
используемые в пределах взрывоопасных зон должны быть искробезопасного исполнения вида «Взрывобезопасная электрическая цепь», и иметь на корпусе соответствующую маркировку взрывозащиты.
Проверить телефонную связь с оператором станции и РДП.
В насосном зале источниками газообразования являются фланцевые и разъемные соединения насосов НМ-10000-210, ЦНС-60-330, запорной арматуры и трубопроводов, торцовые уплотнения магистральных насосов ТМ-120, сальниковые уплотнения насосов ЦНС-60-330 и запорной арматуры. Таким образом, устранив потери нефти в этих местах,
естественно, устраняются и источники газообразования.. Кроме того,
утечки нефти через торцовые уплотнения насосов постоянно контролируются системой автоматики на наличие сверхнормативных утечек с помощью датчиков ОМЮВ-04 с выводом сигнализации в операторную. Через каждые два часа состояние торцовых уплотнений насосов визуально контролируется оперативным персоналом /10/. При этом так же контролируется состояние сальниковых уплотнений запорной арматуры и разъемных соединений. Эксплуатация разгерметизированного оборудования не допускается.
В связи с тем, что 100%-й герметизации оборудования достичь не удается,
то необходимо осуществлять контроль загазованности и исключить причины возникновения взрывов и пожаров. Контроль состояния газовоздушной среды постоянно осуществляется стационарными газоанализаторами СТХ-3 с датчиками ДТХ-108-1 и периодически, через каждые 30 минут, во время проведения ремонтных работ переносным газоанализатором ЭТХ-1 /10/. Подробно устройство и принцип работы
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
газоанализатора СТХ-3 изложены в разделе 2.
В случае увеличения концентрации взрывоопасных газов автоматически включается приточно-вытяжная вентиляция насосного зала. Состав оборудования, расчет и работа системы вентиляции подробно изложены в разделах 1 и 2. Производство ремонтных работ с насосном зале без включенной вентиляции запрещается.
Исключение причин возникновения взрывов и пожаров достигается применением электрооборудования и цепей автоматики только во взрывобезопасном исполнении, инструмента, не дающего искр при ударе.
При работе с грузоподъемными механизмами необходимо выполнять строповку и перемещение грузов согласно ПБ-10-14-92 /11/. Стропы при этом должны быть обильно смазаны канатной смазкой. Временные огневые работы в насосном зале проводятся только после оформления наряда-допуска /12/ и выполнения всех организационно-технических мероприятий, указанных в нем. Кроме того, в обязательном порядке выполняются мероприятия по защите от статического и атмосферного электричества.
Для исключения токсического воздействия на организм человека нефти и ее паро-воздушных смесей кроме системы вентиляции применяются средства индивидуальной защиты ГОСТ 12.04.011-89.ССБТ /13/ органов дыхания (противогазы фильтрующие с коробкой марки А, изолирующие ИП-46, шланговые ПШ-1, ПШ-2, аппараты сжатого воздуха АСВ-2,
респираторы), кожи (спецодежда, изолирующие костюмы, перчатки,
рукавицы), лица и глаз (маски, очки).
4.2.3 Защита от шума и вибрации
На НПС «Терновка» снижение уровня шума и вибрации достигается следующими мерами:
1. Размещение оборудования, являющегося источниками шума и вибрации,
в отдельных помещениях. Общее укрытие насосных агрегатов
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
расположено отдельно от других производственных и административных помещений. Стены помещений выполнены из металло-полиуретанового пенопласта, что обеспечивает хорошую звукоизоляцию.
2. Дистанционное управление, вывод обслуживающего персонала непосредственно из зоны вибро-акустического воздействия. Насосный зал не является постоянным рабочим местом. Он относится к зонам обслуживания, в которых обслуживающий персонал находится только во время ремонтных работ или при проведении технического обслуживания или осмотра. То, что обслуживающий персонал постоянно не находится в помещении насосного зала, снижает степень воздействия на него шума,
вибрации, токсичных газов, но при этом увеличивается риск возникновения аварийных ситуаций, т.к. системы автоматики не настолько чувствительны.
3.Правильное проектирование оснований и фундаментов оборудования и их изоляция от несущих конструкций зданий и инженерных коммуникаций.
4.Активная и пассивная виброизоляция, применение различных виброкомпенсирующих устройств. Для насосов НМ-10000-210 этот вопрос в настоящее время находится в стадии разработки.
5.Качественное и своевременное проведение монтажных и ремонтных работ согласно РД153-39ТН-008-96 /14/. В первую очередь это статическая и динамическая балансировка роторов насосов и электродвигателей,
монтаж и подгонка подшипников, центровка. Организация и опыт проведения ремонтных работ изложены в разделах 1 и 4.
6. Применение средств индивидуальной защиты. В качестве средств индивидуальной защиты органов слуха согласно ГОСТ 12.4.051-87 /15/
применяются вкладыши – мягкие тампоны из ультратонкого волокна,
пропитанного смесью воска и парафина или жесткие вкладыши из резины или эбонита в форме конуса. Вкладыши дешевы, компактны, но
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
недостаточно эффективны – обеспечивают снижение уровня шума на 5-20
дБА. Поэтому наиболее часто применяются наушники ВЦНИИОТ-2,
акустическая характеристика которых приведена в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Акустическая характеристика наушников ВЦНИИОТ-2
Среднегеометрическ |
125 |
250 |
500 |
1000 |
2000 |
4000 |
800 |
|
ие частоты полос, Гц |
0 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Снижение уровня |
|
|
|
|
|
|
|
|
звукового давления, |
7 |
11 |
14 |
22 |
35 |
47 |
38 |
|
дБА |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При уровне звука 85 дБА применяются звукоизолирующие шлемы.
4.2.4 Электробезопасность
Защита от прямых ударов молний в наземные объекты осуществляется с помощью специальных устройств, называемых молниеотводами / /.
Молниеотвод – это устройство, принимающее на себя удар молнии и отводящее ее удар в землю.. Молниезащита общего укрытия насосный агрегатов НПС «Терновка» выполнена стержневыми молниеотводами.
Токоотвод выполнен из листовой стали согласно РД 34.21.122-87 / / и
соединен с молниеотводом сваркой.
Меры защиты от статического электричества / /:
1. Предотвращение накопления заряда на токопроводящих частях оборудования. Осуществляется путем устройства заземлений. Если заземление выполнено только для отвода статического электричества, то сопротивление заземлений должно быть не более100 Ом / /.
2. Снижение интенсивности накопления зарядов. Осуществляется путем уменьшения скорости движения нефти по трубопроводам, налива емкости без разбрызгивания, дробления струи, под слой жидкости (дренажная система). При первоначальном заполнении емкости скорость движения жидкости составляет 0,5-0,7 м/с.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Для защиты персонала от поражения электрическим током применяется
защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение, |
|
обеспечивается недоступность электрических цепей согласно ПУЭ / |
/. |
При выполнении работ в действующих электроустановках согласно / |
/ |
должен быть выполнен ряд мероприятий, направленный на обеспечение безопасности проводимых работ.
Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ в электроустановках, включают следующие пункты: оформление работ нарядом или распоряжением, допуск к работе, надзор во время работы,
оформление перерывов, переводов на другое рабочее место и окончание работы.
Технические мероприятия направлены на обеспечение безопасности работ в электроустановках. При подготовке рабочего места при ремонтных работах в электроустановках с частичным и полным снятием напряжения требуется выполнить в определенной последовательности следующие мероприятия:
-произвести необходимые отключения и принять меры,
препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационой аппаратуры;
-вывесить запрещающие плакаты, при необходимости установить заграждение;
-проверить отсутствие напряжения на токоведущих частях,
на которые должно быть наложено заземление и наложить заземление;
-вывесить информационные плакаты.
При монтаже, ремонте и обслуживании электрооборудования персонал обеспечивается комплектом инструмента, основными и дополнительными защитными средствами в необходимом количестве согласно / /.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
4.2.5 Защита от воздействия метеорологических условий
Снизить степень воздействия метеорологических условий позволяет применение спецодежды, спецобуви, которыми бесплатно обеспечиваются все работники нефтеперекачивающей станции. Спецодежда и спецобувь выдаются в зависимости от вида работ, сезона и срока носки в соответствии с Правилами /…/. Микроклимат в помещении насосного зала поддерживается с помощью системы вентиляции, состав оборудования,
расчет и работа которой изложены в разделах 1 и 2.
4.2.6 Обеспечение освещенности
Освещенность рабочих мест обеспечивается естественным и искусственным освещением. Естественное освещение насосного зала в дневное время обеспечивается двумя рядами окон на продольной стене.
В темное время суток освещенность обеспечивается искусственным освещением, светильники которого выполнены во взрывозащищенном исполнении согласно ПУЭ / /. Для местного освещения при проведении ремонтных работ применяются переносные аккумуляторные светильники ПР-60-В, ПР-60ВМ во взрывозащищенном исполнении напряжением не выше 12 В. Измерение уровня освещенности производится один раз в год с оформлением актов.
4.2.7 Защита от других опасных факторов
При обслуживании и эксплуатации оборудования с избыточным давлением до 5,5 МПа необходимо строго выполнять правила / /. Любые работы на оборудовании, на которые распространяется действие этих правил,
должны выполняться только после отключения устройства и снижения давления до нуля. Периодически в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 / / и
Правилами / / производятся гидравлические испытания технологических трубопроводов и устройств.
При эксплуатации и техническом обслуживании мостового крана
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
грузоподъемностью 8 т, смонтированного в насосном зале, необходимо строго следовать ПБ-10-14-92 / /. Строповка грузов должна осуществляться обученным персоналом в соответствии со схемами строповки. Масса поднимаемого груза должна соответствовать грузоподъемности грузозахватных приспособлений и грузоподъемного механизма. В порядке,
установленном ПБ-10-14-92 / / производятся осмотры, частичное и полное освидетельствование грузоподъемных механизмов и приспособлений с отметкой в паспортах, журналах и составлением актов.
Важным фактором, обеспечивающим безопасность условий труда является своевременное и качественное проведение технического обслуживания и ремонта в соответствии с утвержденными графиками, составленными согласно РД 153-39ТН-008-96 / /.
4.3 Мероприятия по предупреждению возникновения чрезвычайных
ситуаций и ликвидации их последствий
НПС «Терновка» согласно / / классифицируется как потенциально опасный объект вследствие физических, химических и токсических свойств нефти, способной оказывать негативное воздействие на жизнь и здоровье людей, растительный и животный мир.
Наибольшую опасность при аварии на НПС представляет возможность взрыва и возгорания паров нефти при разливах вследствие разрушения технологического трубопровода. Исходя из статистических данных,
основным показателем, определяющим взрывопожаробезопасность станции, является частота возникновения взрыва (пожара) в течение года,
которая для технологических зданий и сооружений составляет 1*10-5.
В результате аварии на НПС может произойти резкое ухудшение санитарно-экологической обстановки как на территории станции, так и за ее пределами за счет воздействия нефти на почву, а также за счет повышения концентрации паров нефти в атмосферном воздухе размещения района НПС, которая кратковременно (в течение 1 часа)
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
может превышать предельно допустимые значения в 3-60 раз.
В целях уменьшения риска возникновения аварий на НПС проводятся следующие организационно-технические мероприятия согласно РД 153- 39.4-056-00 / /:
1.Проводятся периодические и внеочередные инструктажи с обслуживающим м персоналом.
2.Со всем обслуживающим персоналом НПС в соответствии с утвержденными главным инженером предприятия графиками и программами проводится техническая учеба, противоаварийные тренировки.
Периодичность проведения противоаврийных тренировок не реже 1 раза в
квартал / /.
3.Регулярно проводится проверка знаний ИТР и обслуживающего персонала, организовано повышение квалификации в учебных комбинатах.
4.Организована техническая диагностика основного оборудования,
техническое обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений,
приборов и т.д. согласно утвержденных главным инженером предприятия графиков ППР. Пример графика ППР для системы маслоснабжения приведены в графической части на листе 7.
5. Проводится работа по приобретению современных приборов контроля, сигнализации,замене морально и физически устаревшего оборудования.
6. На НПС разработан в соответствии с / / индивидуальный план ликвидации возможных аварий (ПЛВА), который утвержден главным инженером предприятия и согласован с районными органами МЧС, ГПС,
МВД и СЭС. ПЛВА содержит оперативную, техническую часть и порядок взаимоотношений и взаимодействия владельцев НПС с организациями местных органов власти, органами технического и экологического надзора и гражданской обороны.Так как объем пояснительной записки ограничен, то в качестве примера приведем выписку из ПЛВА на НПС «Терновка» для наиболее опасного объекта – насосного зала. Выписка из ПЛВА для одной из
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
наиболее опасных ЧС приведена в таблице 3.5.
7.Организовано ежесуточное дежурство на дому патрульной группы из трех человек, возглавляемых ИТР в соответствии с графиком дежурства.
8.Разработана схема оповещения руководства НПС, РНУ и местных органов МЧС, ГПС, МВД и СЭС на случай возникновения чрезвычайной ситуации (ЧС) на НПС.
9.На случай возникновения пожара насосный зал оборудован автоматической системой пожаротушения. Состав оборудования и работа автоматической системы пожаротушения изложены в разделе 1. Кроме того
насосный зал оснащен первичными средствами пожаротушения согласно / /:
огнетушитель ОВП-100 – 4 шт., ящик с песком – 2 шт., огнетушитель ОХП-
10 – 4 шт., лопата – 4 шт., ведро – 4 шт., багор – 2 шт.
10. Для предотвращения увеличения концентрации взрывоопасных
газов общее укрытие магистральных насосных агрегатов оборудовано системой вентиляции, состав оборудования, автоматизация которой приведены в разделe 2.
Таблица 3.5 – Выписка из ПЛВА на НПС «Терновка»
Вид |
Способ ликвидации |
Ответстве |
Привл |
аварии |
|
нный |
екаем |
|
|
исполните |
ые |
|
|
ль |
средст |
|
|
|
ва |
|
|
|
|
Взрыв |
1. Остановить агрегаты и закрыть |
Оператор |
|
технол |
задвижки на всасывающей и |
НПС |
|
огичес |
нагнетательной линиях основных и |
|
|
кого |
вспомогательных насосов |
|
|
трубоп |
|
|
|
2. Сообщить диспетчеру РНУ и |
Оператор |
|
|
|
|
||
ровода |
руководству НПС. |
НПС |
|
|
|
||
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
в
помещ
ении
насосн
ого зала.
Нефть
ю
залило
помещ
ение
насосн
ого
зала
3. |
Обесточить оборудование |
Оператор |
|
насосного зала (электродвигатели |
НПС |
|
|
насосов ЦНС-60-330, освещение). |
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Обесточить оперативные цепи |
Оператор |
|
управления магистральными |
НПС |
|
|
насосными агрегатами. |
|
|
|
|
|
|
|
5. |
Принять меры по предупреждению |
Начальни |
|
возгорания нефти. |
к отдела |
|
|
|
|
СБ |
|
|
|
|
|
6. |
Выставить посты ограждения |
Оператор |
|
загазованной зоны. Открыть окна, |
НПС |
|
|
двери. Включить вентиляцию. |
|
|
|
|
|
|
|
7. |
Приступить к откачке нефти из |
Механик |
Насос |
емкости сбора утечек в емкость |
|
ы |
|
сброса ударной волны. |
|
12НА- |
|
|
|
|
9*4 |
|
|
|
|
8. |
Устранить повреждения по |
Механик |
|
разработанной технологии |
|
|
|
|
|
|
|
11.Кроме ПЛВА отдельно разработан оперативный план пожаротушения, который утвержден главным инженером предприятия и согласован с местными органами ГПС и МЧС. В состав этого плана входят карточки пожаротушения, разработанные для каждого отдельного объекта НПС с расчетом и расстановкой привлекаемых сил и средств.
12.НПС обеспечена районной телефонной связью, диспетчерской связью с РНУ, ВЧ-связью по ЛЭП – 110 кВ и радиосвязью с двумя точками –
начальником НПС и начальником узла связи, что позволяет организовать
вызов необходимых сил и служб в любое время.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
4.4 Экологичность проекта.
Нефтеперекачивающая станция является источником загрязнения воздушного бассейна, , почвы и поверхностных вод. НПС «Бородаевка» наиболее вредное воздействие оказывает на воздушный бассейн.
Все источники предприятия, подлежащие контролю по загрязнению атмосферы, делятся на две категории. К первой категории относятся источники, вносящие существенный вклад в загрязнение атмосферы, так называемые организованные выбросы (котельная), которые должны контролироваться автоматически. Ко второй категории относятся более мелкие источники, так называемые неорганизованные выбросы (емкости,
сепараторы и т.д.), которые могут контролироваться эпизодически.
В число веществ, подлежащих обязательному контролю должны быть включены окислы азота, окись углерода, углеводороды. Основными источниками выделения этих веществ являются:
1.Неплотности фланцевых соединений – углеводороды.
2.Дыхательные клапаны емкостей – углеводороды.
3.Дымовая труба котельной – окись углерода, окислы азота,
углеводороды.
Предельно допустимые концентрации (ПДК) некоторых веществ в атмосферном воздухе приведены в таблице 3.6 ГОСТ 12.2.3.02-78 / /.
Таблица 3.6 – ПДК некоторых веществ в атмосферном воздухе (мг/м3)
Наименование вещества |
|
ПДК |
|
|
|
|
|
|
Максимальная |
|
Среднесуточная |
|
разовая |
|
|
|
|
|
|
Сернистый ангидрид |
0,5 |
|
0,05 |
|
|
|
|
Диоксид азота |
0,085 |
|
0,085 |
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Окись углерода |
3,0 |
1,0 |
|
|
|
Сероводород |
0,008 |
0,008 |
|
|
|
Пыль |
0,5 |
0,1 |
|
|
|
Согласно ГОСТ 12.2.3.02-78 / / производства, выделяющие вредные выбросы, отделяются от жилых районов санитарно-защитными зонами.
НПС «Терновка» относится к пятому классу санитарных зон, т.е. к
наименее вредным производствам. Ширина зоны – 50 м.
В целях рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:
1.Сокращение технологических потерь нефти. Герметизация системы сбора и транспорта нефти. Методы сокращения технологических потерь нефти подробно изложены в разделе 1.
2.Сокращение выбросов дымовой трубы котельной осуществляется за счет выбора оптимальных режимов работы котлов НР-18 в соответствии с режимными картами, при котором происходит полное сгорание топлива, а
такде путем проведения своевременного и качественного технического обслуживания горелочных устройств АР-90.
3.Компактность НПС. Благодаря компактности НПС осуществляется экономия площади почвы, сведения к минимуму разъемных соединений и удобство обслуживания оборудования.
4.Отсутствие открытого слива и налива нефти и нефтепродуктов.
5.100-й контроль швов сварных соединений трубопроводов.
6.Испытание оборудования и трубопроводов на прочность после
монтажа и в процессе эксплуатации согласно РД 153-39ТН-008-96 / /.
7.Защита трубопроводов и оборудования от коррозии.
8.Осуществление аварийной сигнализации предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры, загазованности).
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
9. Защитное отключение насосных агрегатов и отсечение |
от |
трубопровода всей НПС. |
|
В целях охраны, рационального использования и предупреждения |
|
загрязнения почвы и воздушного бассейна предусматривается сбор хозяйственно-бытовых стоков по самотечным трубопроводам в установку биологической очистки сточных вод «Водолей-3». После установки
«Водолей-3» очищенная вода сбрасывается на рельеф. Требования к сточным водам согласно / /:
-количество растворенного в воде кислорода после смешения должно быть не менее 4 мг/л;
-БПКполн не более 3 мг/л;
-содержание вредных веществ не должно увеличиваться более чем на
0,25-0,75 мг/л;
- |
минеральный осадок не более 1000 мг/л; |
- |
водородный показатель 6,5 рН 8,5. |
Система канализации и ее эффективность описаны в разделе 1.
В случае нарушения технологического процесса, связанного с авариями, в
целях охраны природы предусматриваются следующие мероприятия:
1.Опорожнение аппаратов путем дренажа в дренажные
емкости.
2.Локализация авраийных разливов нефти путем обвалования площадки емкостей высотой, превышающей не менее, чем на 0,2 м
уровень разлива жидкости.
3.Устройство бетонных площадок с бетонным ограждением и дождеприемником емкостей и аппаратов.
4.Ликвидация последствий выброса нефти. Для ликвидации аварийных выбросов нефти используются природные и искусственные сорбенты: торф, опилки, солома, полимерные
материалы. На пути возможного движения потока нефти
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
оборудуются ямы-накопители, дренажные канавы.
При неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ) вводится такой режим работы предприятия, который обеспечивает снижение выбросов на
10-20%.
Для этого достаточно:
1.Усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента.
2.Сместить во времени технологические процессы, связанные
сбольшим выделением вредных веществ в атмосферу, например,
заполнение и опорожнение емкостей для нефти и нефтепродуктов.
3.Прекратить испытания оборудования.
Вцелом, мероприятия по снижению выбросов в атмосферу, почву и воду подразделяются на два направления:
Первое направление: охрана окружающей среды при вводе в действие специальных объектов, связанных с устранением имеющихся или ожидаемых вредных последствий. Это организация очистки загрязненных сточных вод, установка устройств для очистки и обезвреживания токсичных веществ в отходящих газах.
Второе направление: исключение или снижение возможности отрицательного воздействия. Например, замена токсичных реагентов на менее токсичные, создание безопасных технологий.
5. Расчет системы маслоснабжения
5.1. Подбор насоса, осуществление температурного режима Потребность в масле для нефтеперекачивающей станции можно
определить из уравнения теплового баланса, которое имеет вид /4/
Q = nN(1 – н)A Gмсм(t2м – t1м) Gвсв(t2в – t1в) кF ср. |
(1.1) |
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Из уравнения (1.1) определим количество тепла, выделяемое во всех подшипниках работающих насосных агрегатов:
|
Q = nN(1 – n)A = 2 8000 (1 – 0,9828)103 = 27,5 104 Дж/с, |
(4.2) |
|||||||||
где |
Q – |
количество тепла, Дж/с; |
|
|
|||||||
|
n – максимальное число работающих агрегатов, n=2; |
|
|||||||||
|
N – мощность на валу электродвигателя, кВт, N=8000 кВт; |
|
|||||||||
|
п – |
коэффициент полезного действия подшипников, п =0,9828; |
|
||||||||
|
А – тепловой эквивалент механической работы, А=1103. |
|
|||||||||
|
Массовый расход турбинного масла из уравнения (1.1) |
|
|||||||||
|
|
G м |
|
Q |
|
|
|
27,5 104 |
|
6,55 кг/с, |
(1.3) |
|
|
Cм |
t 2м t1м |
|
2100 55 35 |
||||||
|
|
|
|
|
|
||||||
где |
Gм – |
массовый расход масла, кг/с; |
|
|
|||||||
|
См – |
теплоемкость масла, Дж/(кг К), для практических расчетов |
|||||||||
|
|
теплоемкость масла можно принять См=2100 Дж/(кг К); |
|
||||||||
|
t1м – температура масла на входе в подшипник, С, t1м =35 С; |
|
|||||||||
|
t2м – температура масла на выходе из подшипника, С, t2м =55 С. |
||||||||||
Объемный расход масла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Q |
|
|
G |
м |
|
6,55 |
0,00664 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м |
|
ρ |
|
986 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
м3/с,
(1.4)
где Qм – объемный расход масла, м3/с;
– плотность масла турбинного Т 22, кг/м3, =686 кг/м3.
Объемный расход масла на один магистральный насосный агрегат
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Q |
|
Q |
|
n |
|
|
0,00664 |
0,00166 |
|
м1 |
м |
н |
4 |
||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
м3/с,
(1.5)
где |
nн – число насосных агрегатов, обеспечиваемых маслом, nн =4. |
|
Исходя из конструктивных отличий подшипников насоса НМ 10000-210 |
и электродвигателя СТД-8000, расход масла на смазку подшипников электродвигателя принимается Qстд=0,00098 м3/с, а на смазку подшипников насоса – Qнм=0,00068 м3/с. Следовательно расход масла на один подшипник электродвигателя составит qстд=0,49 10-3 м3/с, а на один подшипник насоса – qнм=0,49 10-3 м3/с, что соответствует паспортным данным /2/.
По производительности Qм1=0,00166 м3/с подберем насос для системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов. Наиболее подходящим является шестеренчатый насос Р3-30и с подачей Q=18 м3/ч, давлением нагнетания Р=0,36 МПа (3,6 кг/см2), вакуумметрической высотой всасывания hв=6,5 м, частотой вращения вала n=980 об/мин, потребляемой мощностью
N=4 кВт. В качестве привода насоса применяют асинхронные
короткозамкнутые электродвигатели во взрывобезопасном исполнении /4/.
|
Как уже упоминалось, в летнее время для охлаждения масла |
|||||
используется |
установка |
АВО. |
Расчетная |
производительность |
||
маслоохладителей определяется по формуле |
|
|
||||
|
g = Q c(t2B – t1B) = 5 10-3986 2100 (45-30) = 155295 Вт, |
(1.6) |
||||
где |
g – |
расчетная производительность маслоохладителей, Вт; |
|
|||
|
t1В – |
температура воздуха на входе маслоохладителей, С, t1В =30 С; |
||||
|
t2В – |
температура воздуха на выходе маслоохладителей, С, t2В =45 С. |
||||
Площадь поверхности охлаждения маслоохладителей:
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
F |
|
t |
g |
|
|
|
|
155295 |
400,5 |
м2, |
|
|
t |
|
51,7 45 37,5 |
||||||
K |
т |
ср |
т |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.7)
где tср – средняя температура масла, С,
t |
ср |
t |
1м |
t |
2м |
|
31 |
55 |
45 С ; |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
2 |
|
|
2 |
|
|
tт – расчетная температура воздуха, С,
(1.8)
t |
|
|
t1В t |
2В |
|
30 45 |
37,5 |
|
С ; |
(1.9) |
|
т |
2 |
|
2 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Кт – коэффициент теплопередачи от масла к воздуху, Вт/(м2 С),
Кт =51,7 Вт/(м2 С).
Число подлежащих установке маслоохладителей при площади поверхности охлаждения одного маслоохладителя F1=212,4 м2/4/
n |
|
|
F |
|
м |
F |
|||
|
|
|||
|
|
|
||
|
|
|
1 |
400,5
212,4
1,87
.
(1.10)
Принимаем к установке два маслоохладителя. Маслоохладители соединяются параллельно.. Кроме того, для регулирования теплопередачи маслоохладителей могут быть использованы жалюзийные решетки,
смонтированные на каждом из них.
Расход воздуха через маслоохладители определим по формуле
Q |
|
|
|
g |
|
|
|
155295 |
|
|
8591,7 |
м3/ч, |
(1.11) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
B |
ρB |
t 2B t1B |
|
1,205 45 |
30 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
где В – плотность воздуха, кг/м3, В =1,205 кг/м3 /4/.
Для обеспечения требуемого расхода воздуха через маслоохладители
выбираем четыре осевых вентилятора В-06-300-4 с подачей в рабочей зоне
Qр=2-3,5 103 м3/ч /3/.
Из опыта эксплуатации НПС следует, что вентиляторы маслоохладителей работающие в автоматическом режиме, включаются редко
- при температуре окружающего воздуха около 30 С. При этом они, в
основном, обеспечивают поддержание нормального температурного режима масла.
Вентиляторы маслоохладителей, работающие только в ручном режиме,
приходится включать для поддержания температуры масла в заданных пределах крайне редко в особенно жаркую погоду.
5.2. Расчет участка маслопровода бак статического давления – подшипники магистральных насосных агрегатов
Задаемся скоростью движения масла в трубопроводе: W=1,5
Диаметр трубопровода определим по формуле /5/:
|
d |
4q |
, |
|
πW |
||
|
|
|
|
где |
q – расход масла, м3/с; qстд=0,49 10-3 м3/с, qнм=0,34 10-3 м3/с; |
||
|
W – скорость движения масла в трубопроводе, м/с. |
||
|
Тогда диаметры трубопроводов |
для СТД и НМ по формуле |
|
соответственно:
м/с.
(1.12)
(1.2)
|
|
|
4q |
|
4 0,49 10 |
3 |
d |
|
|
|
|
||
стд |
πW |
3,14 1,5 |
|
|||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
0,02
м;
|
|
|
|
4q |
|
|
|
4 0,34 10 |
3 |
|
|
d |
нм |
|
|
|
|
|
|
|
0,017 м. |
||
πW |
3,14 1,5 |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Принимаем dстд=0,02 м, dнм=0,02 м.
Уточняем скорость движения масла в трубопроводе
|
4q |
|
4 0,34 10 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Wнм |
πd |
2 |
|
3,14 0,02 |
2 |
1,1 |
м/с. |
|
|
|
|
||||
|
нм |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Определяем число Рейнольдса
(1.13)
|
|
Reстд |
|
Wd |
|
1,5 0,02 |
1376 |
, |
|
|
|
ν |
0,218 10 |
4 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где |
– |
кинематическая вязкость масла, м2/с, =0,218 10-4 м2/с. |
|||||||
|
|
Reнм |
|
Wd |
|
1,1 0,02 |
1009 . |
||
|
|
ν |
0,218 10 |
4 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.14)
Определяем режим течения масла:
Reстд=1376 < Re=2320 – ламинарный;
Reнм=1009 < Re=2320 – ламинарный.
Для ламинарного режима течения коэффициент Дарси:
λ |
|
|
64 |
|
|
64 |
0,047 ; |
(1.15) |
стд |
Reстд |
1376 |
|
|||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||
λ |
|
|
64 |
|
нм |
Re |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
стд |
|
|
|
|
|
|
|
64 |
|
1009 |
||
|
0,063
.
Потери напора на данном участке
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
|
|
l |
W |
2 |
|
|
2 |
|
1,5 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
h стд |
|
λ |
d |
Σξ |
2g |
|
0,147 |
0,02 |
0,69 |
2 9,81 |
0,62 |
м, |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
(1.16)
где |
– |
сумма местных сопротивлений; колено с учетом поворота 900 – |
|
|
|
=0,23 /5/. |
|
|
Для ламинарного режима движения |
|
|
|
|
л = = 0,23 3,01 = 0,69, |
(1.17) |
где |
– |
функция от Re, для Reстд=1376 =3,01 /5/; |
|
|
l – |
длина участка трубопровода, м, lстд=2 м, lнм=1 м. |
|
|
|
|
l |
W |
|
|
|
|
|
|
2 |
h |
нм |
λ |
|
Σξ |
|
|
|
d |
|
2g |
|
|
|
||||
|
2 |
|
2 |
|
1,1 |
0,19 |
|||
0,063 |
0,02 |
0 |
2 9,81 |
|
|
|
|
м.
5.3. Расчет трубопровода подвода масла к электродвигателю СТД-8000 и насосу НМ10000-210
Принимаем скорость движения масла в коллекторах подвода масла к СТД и НМ W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметры:
|
|
|
4q |
|
4 0,98 10 |
3 |
|
d |
|
|
|
0,029 |
|||
стд |
πW |
3,14 1,5 |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
м;
|
|
|
4q |
|
4 0,68 10 |
3 |
d |
|
|
|
|
||
нм |
πW |
3,14 1,5 |
|
|||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
0,024
м.
Принимаем dстд=0,04 м, dн=0,04 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводах по формуле (1.12):
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
|
4q |
|
4 0,98 10 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
W |
|
|
2 |
|
|
2 |
стд |
|
πd |
|
3,14 0,04 |
||
|
|
стд |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4q |
|
4 0,68 10 |
3 |
|
W |
|
|
|
|||
|
2 |
|
2 |
|||
нм |
|
πd |
|
3,14 0,04 |
||
|
|
нм |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0,77
0,53
м/с;
м/с.
Определяем режим движения масла в трубах. По формуле (1.14) число Рейнольдса:
Re |
|
|
Wd |
|
0,77 0,04 |
|||
стд |
ν |
0,218 |
10 |
4 |
||||
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|||
1413
;
Re |
|
|
Wd |
|
0,53 0,04 |
||
нм |
ν |
0,218 10 |
4 |
||||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|||
972
.
При Reстд=1413 < Re=2320 и Reнм=972 < Re=2320 – движение ламинарное. В этом случае коэффициент Дарси определяем по формуле
(1.15):
λ |
|
|
64 |
|
стд |
Re |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
стд |
|
|
|
|
|
|
|
64 |
|
1413 |
||
|
0,045
;
λ |
|
|
64 |
|
нм |
Re |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
стд |
|
|
|
|
|
|
|
64 |
|
972 |
||
|
0,066
.
Потери напора на участке определяем по формулам (1.18) и (1.17).
Коэффициенты местных сопротивлений при ламинарном движении:
стд = = 0,32 3,01 = 0,96;нм = = 0,32 3,22 = 1,03,
Здесь =0,32 – тройник /5/.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
|
1 |
|
|
|
l |
|
W |
2 |
|
|
1 |
|
5 |
|
|
|
0,77 |
2 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
h стд |
|
2 |
|
λ |
d |
Σξ |
2g |
|
|
2 |
0,045 |
|
2 0,96 |
|
|
|
|
0,11 м; |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,04 |
|
|
2 9,81 |
|
|||||||||||
|
|
|
1 |
|
|
|
l |
W |
2 |
|
|
|
4 |
|
|
0,53 |
2 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
h нм |
|
2 |
|
λ |
|
Σξ |
2g |
|
0,066 |
|
2 |
1,03 |
2 9,81 |
0,06 |
м. |
||||||||||
|
|
|
|
|
d |
|
|
|
0,04 |
|
|
|
|
||||||||||||
где |
|
l – |
|
длина участка маслопровода, м, lстд=5 м, lнм=4 м. |
|
||||||||||||||||||||
(1.18)
5.4. Расчет коллекторов подвода масла к электродвигателям СТД-8000 и
насосам НМ10000-210
Принимаем скорость движения масла в коллекторах W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметр коллектора:
d |
|
|
4q |
|
4 4 0,98 10 |
|
стд |
πW |
3,14 1,5 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
d |
|
|
4q |
|
4 4 0,68 10 |
|
нм |
πW |
3,14 1,5 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
3
3
0,06
0,05
м;
м.
Принимаем dстд=0,08 м, dн=0,08 м. Уточняем по формуле (1.13):
|
|
4q |
|
4 4 0,98 10 |
3 |
|
||||
W |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,77 м/с; |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
стд |
|
πd2 |
|
3,14 0,082 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
стд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4q |
|
4 4 0,68 10 |
3 |
|
||||
Wнм |
|
|
|
|
0,53 |
м/с. |
||||
πd |
2 |
3,14 0,08 |
2 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
нм |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Re |
Wd |
|
0,77 0,08 |
2826 ; |
|
ν |
0,218 10 4 |
||||
стд |
|
|
|||
|
|
|
|
Reнм |
Wd |
|
0,53 0,08 |
1945 . |
||
ν |
0,218 10 |
4 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
Определим граничные числа Рейнольдса
|
Re |
|
|
10 |
|
10 |
|
4000 , |
|
|||||
|
I |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
ε |
|
|
0,0025 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где |
– относительная шероховатость труб, |
|||||||||||||
|
|
К |
|
|
|
0,2 10 |
3 |
|
|
|
|
|||
|
ε |
э |
|
|
2,5 10 |
3 |
, |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
в |
|
0,08 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
(1.19)
(1.20)
где |
Кэ – эквивалентная шероховатость для стальных сварных труб после |
|
нескольких лет эксплуатации, Кэ =0,2 10-3 м /5/. |
При 2320 < Reстд=2826 < ReI=4000 – турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб.
При Reнм=1945 < Re=2320 – ламинарный режим.
Коэффициент Дарси для трубопровода СТД
λ |
|
|
64 |
||
стд |
Re |
0,25 |
|||
|
|
||||
|
|
|
|
||
|
64 |
|
1945 |
||
|
0,03
.
(1.21)
Коэффициент Дарси для трубопровода НМ определим по формуле Стокса (1.15)
λ |
|
|
64 |
|
|
64 |
0,03 . |
|
нм |
Re0,25 |
1945 |
||||||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Потери в коллекторе при турбулентном режиме
|
|
|
1 |
|
|
|
l |
W |
2 |
|
1 |
|
|
40 |
|
|
0,77 |
2 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
h стд |
|
|
3 |
λ |
d |
Σξ |
2g |
|
|
3 |
0,043 |
0,08 |
4 0,32 |
|
|
|
0,23 |
м, |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 9,81 |
|
||||||||||||
где |
|
l – |
|
длина коллектора, м, lстд=40 м, lнм=40 м; |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
=0,32 – тройник /5/. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
1 |
|
|
|
l |
|
W |
2 |
|
1 |
|
40 |
|
|
0,53 |
2 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
h нм |
|
3 |
|
λ |
d |
Σξ |
2g |
|
|
0,03 |
0,08 |
4 0,91 |
|
|
|
0,13 |
м, |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
2 9,81 |
|
|
||||||||||||
Здесь по формуле (1.6) при Re=1945
n = = 2,84 0,32 = 0,91.
(1.22)
5.5 Расчет общего коллектора магистральных насосных агрегатов Принимаем скорость движения масла в общем коллекторе
магистральных насосных агрегатов W=1,5 м/с. Диаметр коллектора по формуле (1.12):
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4q |
|
|
|
4 4 0,98 0,68 10 |
3 |
|
||
d |
|
|
|
|
|
|
0,075 |
м. |
||
πW |
3,14 1,5 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)
|
4q |
|
4 4 (0,98 |
0,68) 10 |
3 |
|
|
W |
|
|
|
|
|
1,3 |
м/с. |
πd2 |
3,14 |
0,082 |
|
||||
|
|
|
|
|
|||
Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Re |
Wd |
|
1,3 0,08 |
4771. |
|
ν |
0,218 10 4 |
||||
|
|
|
Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):
ReI |
|
10 |
|
10 |
|
|
4000 ; |
|||||
ε |
2,5 10 |
3 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Re |
|
|
500 |
|
|
500 |
|
|
200000 . |
|||
II |
|
2,5 10 3 |
||||||||||
|
|
|
|
ε |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
При ReI=4000 < Re=4771 < ReII=200000 – турбулентный режим смешанного трения.
Коэффициент Дарси определим по формуле Альтшуля
|
68 |
0,25 |
|
|
|
|
68 |
|
0,25 |
|
10 |
3 |
|
0,04 . |
|||||
λ 0,11 ε |
|
|
0,11 2,5 |
|
|
|
|||
|
Re |
|
|
|
|
|
4771 |
|
|
Потери напора в коллекторе определим по формуле (1.22)
|
1 |
|
|
l |
W2 |
|
1 |
|
|
10 |
|
1,32 |
|
|||
h |
|
|
|
λ |
|
Σξ |
|
|
|
|
|
0,04 |
|
0,23 2 0,32 |
|
0,17 м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
3 |
|
|
d |
|
2g |
|
3 |
|
|
0,08 |
|
2 9,81 |
|||
(1.23)
в зоне
(1.24)
где |
l – длина коллектора, м, l=10 м. |
5.6 Расчет стояка Расчет стояка аналогичен расчету общего коллектора магистральных
насосных агрегатов, т.е. d=0,08 м, Re=4771, =0,04.
Потери напора в стояке определим по формуле (1.16)
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
1 |
|
|
l |
W |
2 |
|
|
11 |
|
1,3 |
2 |
|
|
h |
λ |
|
0,04 |
|
0,56 |
|||||||||
|
|
|
Σξ |
|
|
|
|
0,23 4 |
2 9,81 |
|||||
|
3 |
|
|
d |
|
2g |
|
|
0,08 |
|
|
|||
м.
Потери напора в линии от бака статического давления масла до трубопровода подачи масла на подшипники:
|
hстд = 0,11 + 0,23 + 0,17 + 0,56 = 1,07 м; |
|
hнм = 0,06 + 0,13 + 0,17 + 0,56 = 0,92 м. |
|
Напор в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу |
|
Нстд = Нст – hстд = 7 – 1,08 = 5,92 м; |
|
Ннм = Нст – hнм = 7 – 0,92 = 6,08 м, |
где |
Нст – статический уровень масла в баке статического давления масла, |
|
Нст=7 м. |
|
Давление в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу: |
|
Рстд = gНстд = 0,986 9,81 5,92 = 57,3 кПа; |
|
Рнм = gНнм = 0,986 9,81 6,08 = 58,8 кПа. |
где |
– плотность масла турбинного Т-22, кг/м3, =0,986 кг/м3. |
|
Давление соответствует нормативному. |
5.7. Расчет линии нагнетания Принимаем скорость движения масла в нагнетающем трубопроводе
W=3,5 м/с. Диаметр трубопровода определяем по формуле (1.12)
|
|
4Q |
|
|
|
4 6,56 10 |
3 |
|
|
|
d |
|
|
|
|
|
|
0,049 |
м; |
||
πW |
3,14 3,5 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
где Q – производительность насоса, м3/с, Q=6,56 10-3 м3/с /4/.
Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводе по формуле (1.13):
W |
4Q |
|
||
πd |
2 |
|||
|
|
|||
|
|
|
||
Определяем по формуле
4 6,56 10 |
6 |
|
|
|
|
|
|
3,14 0,05 |
2 |
3,34 |
м/с. |
|
|
||
|
|
|
(1.14) число Рейнольдса
Re |
Wd |
|
3,34 0,05 |
|||
ν |
0,218 |
10 |
4 |
|||
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
7661
.
Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):
Re |
|
|
10 |
|
10 |
2500 ; |
|
I |
ε |
0,004 |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
Re |
II |
|
|
500 |
|
ε |
||
|
|
500 |
|
0,004 |
||
|
125000
,
где
=
Кэ |
|
0,2 10 |
3 |
|
|
|
|
d |
|
0,05 |
|
|
|
0,004
.
При ReI=2500 < Re=7661 < ReII=125000 – турбулентный режим в зоне смешанного трения.
По формуле (1.24) определим коэффициент Дарси
|
68 0,25 |
|
|
68 |
0,25 |
||
λ 0,11 ε |
|
|
0,11 0,004 |
|
|
|
0,037 . |
|
|
||||||
|
Re |
|
|
7661 |
|
||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Потери напора в наиболее длиной линии нагнетания при работе насоса
НШ2 определим по формуле (1.22)
|
1 |
|
|
l |
|
W |
2 |
|
1 |
|
16 |
|
|
3,34 |
2 |
|
h |
λ |
|
|
0,23 10 2,2 0,15 6 0,32 |
|
|
||||||||||
|
|
|
Σξ |
|
|
|
0,037 |
|
4 |
2 9,81 |
||||||
|
3 |
|
|
d |
|
2g |
|
3 |
|
0,05 |
|
|
|
|||
10,5 м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где |
|
=0,23 – поворот 900, =2,2 – фильтр, =0,15 – задвижка, =0,32 – |
|
|
||||||||||||
|
|
тройник /5/; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
l – длина наиболее длинной линии нагнетателя, м, l=16 м. |
|
|
|
|
||||||||||
Полные потери напора в трубопроводе |
|
Z = Z + h = 9,7 +10,5 = 20,2 м, |
(1.25) |
где Z – геодезическая разность отметок насоса |
и бака статического |
давления масла, Z=9,7 м. |
|
Развиваемый напор насоса Р3-30и |
|
Н |
р |
|
|
Р |
|
360 |
37,2 |
|
ρg |
0,986 9,81 |
||||
|
|
|
м.
(1.26)
Следовательно, выбранный насос Р3-30и полностью обеспечивает необходимый напор и подачу и может использоваться для комплектации системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов в качестве рабочего насоса.
Излишки масла, подаваемого насосом в бак статического давления Р3 по переливному трубопроводу поступают опять в маслобаки Р1 и Р2.
Рассчитаем этот трубопровод.
Принимаем скорость течения масла W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12)
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
d |
4 Q |
|
Q |
|
|
|
4 (6,56 1,64) 10 |
3 |
м. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
Н |
|
МНА |
|
|
0,06 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
πW |
|
|
|
3,14 1,5 |
|
|
|
Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)
W |
4 Q |
|
Q |
|
|
|
4 (6,56 1,64) 10 |
6 |
м/с. |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Н |
|
|
МНА |
|
|
|
1,0 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
πd |
2 |
|
|
|
3,14 0,08 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
(1.27)
Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:
Re |
Wd |
|
1,0 0,08 |
|||
ν |
0,218 |
10 |
4 |
|||
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
3670
.
Граничные числа Рейнольдса ReI=4000, ReII=200000.
При Re=2320 < Re=3670 < ReI=4000 – турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб. Тогда по формуле Блазиуса (1.21)
λ |
0,3164 |
|
0,3164 |
|||
Re |
0,25 |
3670 |
0,25 |
|||
|
|
|||||
|
|
|
|
|||
0,04
.
Потери напора в трубопроводе по формуле (1.16)
|
|
l |
|
W |
2 |
|
|
15 |
|
1,0 |
|
λ |
|
0,04 |
0,46 м. |
||||||||
h |
|
Σξ |
|
|
|
|
0,23 5 0,32 |
2 9,81 |
|||
|
|
d |
|
2g |
|
|
0,08 |
|
|
||
Где l – длина переливного трубопровода, м, l=15 м.
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
6. Расчет КПД насоса НМ10000-210
Диагностирование текущих эксплуатационных параметров насосного агрегата основывается на сравнении базовых и фактических характеристик.
Исходные данные для расчета КПД насоса:
-насос НМ10000-210 с ротором 1,0 QНОМ;
-электродвигатель СТД-63002
-ДН – номинальный наружный диаметр рабочего колеса, мм-495/885
-- QН – номинальная подача насоса, м3/с;
-ηэл.дв. – КПД электродвигателя, % - 97,6
-ρ- плотнось перекачиваемой нефти, кг/м3
-ν20- кинематическая вязкость при 200С, м2/с – 0,0835·10-3;
-N- мощность потребляемая насосным агрегатом, кВт;
-nз – коэффициент быстроходности насоса, -233,9;
-tср- среднегодовая температура нефти, 0С – 23;
-Рвх- давление на всасывающей линии насоса, кг/см2;
-Рвых – давление на нагнетательной линии насоса, кг/см2;
1.2 Определение базовых характеристик насоса НМ-10000-210
Используя паспортные данные характеристик насоса НМ-10000-210,
производим перерасчет характеристик насоса с воды на перекачиваемую нефть по параметрам: Q; Н; η; N.
Произведем пересчет кинематической вязкости нефти на заданную температуру по формуле:
|
|
|
|
e |
|
|
|
|
|
U( t t |
) |
|
|
|
|
1 |
|
|
п |
|
t |
|
|
,
(1.28)
где |
u= 1/(t1 – t2) ln(ν2/ ν1 ), |
(1.29) |
где |
ν2 = ν10 = 0,238 х 10-3 м2/с; |
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
ν1 = ν20 = 0,0835 х 10-3 м2/с.
u= 1/(20 – 10) ln(10/ 20 ) = - 0,0693.
Из формулы ( 1.28)
ν23 = 0,0835 х 10-3 е-u(20-23) = 0,0678 х 10-3 м2/с.
Подсчитаем число Рейнольдса ( Re) по формуле :
Re = n Д2 /(60 ν ) |
(1.30) |
где n - текущая частота вращения ротора , об/мин;
Д - наружный диаметр колеса , м , Д=0,495; ν - вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с;
Re1= 3000 х 0,4952/ (60 х 0,0678 х 10-3) = 180696.
Из справочных данных [ ]
Ren = 6 х 104 = 60000.
Reгр = 20,68 х 104 = 206800.
Уравнение напорной характеристики Н; Q насоса при условии
Ren <Re1 <Reгр,
не требуется , отсюда, пересчет значений КПД с одной вязкости на другую осуществляется по формуле:
η = ηв [1- n3-0.262 lg (Reгр/Re1)], |
(1.31) |
Составим таблицу с заводскими параметрами Н;Q; η насоса.
Таблица 1.10 Заводские параметры насоса НМ 10000-210.
Н,м |
330 |
320 |
310 |
300 |
290 |
275 |
270 |
260 |
255 |
240 |
225 |
217 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Q,м3/ч |
800 |
1600 |
2400 |
3200 |
4000 |
4800 |
5600 |
6400 |
7200 |
8000 |
8800 |
9600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
η, % |
20 |
35 |
50 |
58 |
65 |
72 |
80 |
82 |
84 |
|
85 |
86 |
87 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
η = ηв [1- 233,9-0.262 lg (206800/180696)] = ηв |
х 0,986. |
|
|
||||||||
Составим таблицу пересчета КПД. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Таблица 1.11. Пересчет КПД насоса.
η, |
20 |
35 |
50 |
58 |
65 |
72 |
80 |
82 |
84 |
85 |
86 |
87 |
89 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q, |
800 |
1600 |
2400 |
3200 |
4000 |
4800 |
5600 |
6400 |
7200 |
8000 |
8800 |
9600 |
10000 |
м3/ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ηn, |
19.72 |
34.51 |
49.3 |
57.19 |
64.09 |
71.99 |
78.88 |
80.85 |
82.82 |
83.81 |
84.8 |
85.78 |
87.75 |
0.986 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Произведем пересчет значения мощности насоса :
Nпер= ρ Qпер Нпер х 104 /(102 х ηпер х ηэл.дв.),
(1.32)
Nпер1= 823 х 0.22 х 330 х 104 /( 102 х 19.72 х 97,6.) = 3043 кВт,
Nпер2= 823 х 0.44 х 320 х 104 /( 102 х 34,51 х 97,6.) = 3407 кВт,
Nпер3= 823 х 0.66 х 310 х 104 /( 102 х 49.30 х 97,6.) = 3431 кВт,
Nпер4= 823 х 0.89 х 300 х 104 /( 102 х 57.19 х 97,6.) = 3860 кВт,
Nпер5= 823 х 1.1 х 290 х 104 /( 102 х 64.09 х 97,6.) = 4121 кВт,
Nпер6= 823 х 1.33 х 275 х 104 /( 102 х 72 х 97,6.) = 4210 кВт,
Nпер7= 823 х 1.56 х 270 х 104 /( 102 х 80 х 97,6.) = 4352 кВт,
Nпер8= 823 х 1.78х 260 х 104 /( 102 х 82 х 97,6.) = 4666 кВт,
Nпер9= 823 х 2.0 х 255 х 104 /( 102 х 84 х 97,6.) = 5019 кВт,
Nпер10= 823 х 2.22 х 240 х 104 /( 102 х 85 х 97,6.) = 5182 кВт,