Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 [ 50 ] 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

качки природного газа, относятся к категории А; соответственно этому электрооборудование должно удовлетворять нормам ПУЭ по категории В-1а, т. е. иметь взрывобезонасное исполнение. Различие в категорийностп помещений предопределяет решение компрессорного цеха в два пролета с разделительной непроницаемой стеной между залами турбогрупп и нагнетателей. В месте прохода через разделительную стенку промежуточного вала привода нагнетателя должно быть установлено уплотнение, запщщающее от проникновения природного газа из помещения нагнетателей в машинный зал газовых турбин.

2. По утвержденным Госстроем СССР нормам пролеты в зданиях для компрессорных цехов могут быть 12, 15, 18 и 24 м, шаг между колоннами - 6 и 12 м.

3. Установленным практикой является проектирование пристройки к производственному корпусу блока вспомогательных служб, к которым относятся: аккумуляторное помещение с подзарядным агрегатом, компрессорная для снабжения воздухом при ремонтных работах, мастерская КИП и автоматики, щитовая и трансформаторная, операторная, административные и бытовые помещения. В случае большого количества агрегатов (10-12) их устанавливают в двух цехах (А и Б), сблокированных в один корпус, с размещением вспомогательных служб в центре, симметрично относительно двух цехов.

Проведенная таким образом унификация объемно-планировочного решения компрессорного цеха позволила упростить проектирование, заказ строительных конструкций. На рис. 6.19 представлен разрез цеха на 12 агрегатов ГТК-10. Предлагаемую компоновку имелось в виду распространить на КС газонровода с минимальной зимней температурой до -60° С, что побудило расположить регенератор, утилизационные теплообменники и аппараты воздушного охлаждения в специальном третьем пролете. Унификация компрессорных цехов магистральных газопроводов четко отражена в разделении низкой и высокой стороны давления газа. Воздухозаборная камера, масляные холодильники, регенераторы и дымовые трубы располагаются с фасадной стороны здания, а пылеуловители, ГРС и технологическая обвязка нагнетателей - нофронту здания с противоположной стороны цеха.

В связи с новыми разработками - приспособлением ГТУ для установки на нулевую отметку - представилось возможным найти решения по компоновке агрегатов и объемно-планировочные, принципиально отличаюнщеся от традиционных (компоновка агрегатов в общем цехе). Разработан вариант компоновки блочной КС с агрегатами ГТН-6 мощностью 6 Мвт в индивидуальных зданиях. Станция имеет общую установленную модность 36 Мвт и рассчитана на пропускную способность 42,2 млн. мЗ/сутки. Все сооружения, за малым исключением, представляют собой унифицированные блок-боксы заводского изготовления, оснащенные технологическим оборудованием в соответствии с их назначением. Такое прогрессивное репюние комплекса сооружений позволит сократить сроки ввода КС в эксплуатацию до минимума.

§ 6.6. НПС: основные сведения и технологические схемы

НПС магистральных трубопроводов разделяются на головные и промежуточные. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок по ее подготовке или нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов и перекачки их из емкости в магистральный тр5бонровод. В состав технологических сооружейий головной НПС входят: насосная станция с совмещенной или отдельной подпорной насосной, резервуарный парк, установка счетчиков жидкости, площадка с предохранительными устройствами, помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы. Промежуточные НПС предназначены для повышения давления нерекачива-

eMoii жидкости в магистральном трубопроводе. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: насосная станция, площадка с фильтрами-грязеуловителями, помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы. Для обеспечения достаточно надежного уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы разбивают па эксплуатационные участки, средняя длина которых принимается в пределах 400-500 км.

Технологические схемы трубопроводов головных и промежуточных ННС должны предусматривать возможность выполнения технологических операций, вытекающих из назначения станций, условий приема нефти или нефтепродуктов, их хранения и перекачки по магистральному трубопроводу. Количество трубопроводов для подачи нефти или нефтепродуктов в резервуарный парк головной станции и приема из резервуаров подпорной насосной устанавливается в зависимости от числа источников поступления, количества и сортности перекачиваемой жидкости, а также наличия требовани!! по сохранению сортности нри дальнейшей перекачке. Разрешается перекачка в резервуарных парках головных станций нефтей различных сортов но одним трубопроводам без опорожнения. Допускается перекачка следующих сортов нефтепродуктов но одним трубопроводам нри условии обязательного онорон;-нения труб:

а) тракторного керосина и дизельного топлива;

б) тракторного керосина и автомобильного бензина (не этилированного).

Перекачка автомобильного этилированного бензина и топлива для реактивных двигателей осуществляется по отдельным трубопроводам. В отдельных случаях, когда но условиям прокладки трубопроводов не представляется возможным обеспечить полное опорожнение труб, но одним трубопроводам можно перекачивать последовательно большими партиями тракторный керосин, дизельное топливо и автомобильный бензин (не этилированный). Трубопроводы, подлежащие опорожнению нри перекачке но ним нескольких сортов нефтепродуктов, а также всасывающие трубопроводы для нефти и нефтепродуктов должны быть уложены с уклоном не менее 0,002.

Кро.ме основных операций по приему и откачке технологическая схема должна позволять выполнение вспомогательных операций, связанных с зачисткой резервуаров, опорожнением трубопроводов, сбросом через предохранительные устройства в резервуары, размывом (в случае необходимости) осадков в резервуарах. Предохранительные устройства от повышения давления долншы устанавливаться на приемных линиях, а также на трубопроводе между подпорной и перекачивающей насосными.

Обвязка головной НПС, как правило,, должна обеспечивать перекачку нефти или нефтепродуктов через емкость (для удобства приемо-сдаточных операций) и в отдельных случаях - с подключенной емкостью. Технологической схемой головной НПС эксплуатационного участка дол}Кна предусматриваться возможность перекачки по трубопроводу минуя станцию в случае ее остановки, а для нефтепродуктопровода - также и для прохождения смеси. Примерная технологическая схема головной НПС эксплуатационного участка нефтепровода приведена на рис. 6.20.

Технологические схемы промежуточных НПС магистральных нефте-и нефтепродуктопроводов должны предусматривать, как правило, их работу из насоса в насос. При соответствующеК1 технико-экономическом обосновании допускается работа промежуточных НПС с подключенной емкостью.

При проектировании магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и выше на промежуточных НПС предусматриваются устройства для защиты трубопроводов от крутых волн повышения давления, возникающего при внезапной остановке станции. Необходимость пржиенения этой защиты на трубопроводах меньшего диаметра обосновывается расчетом. Сброс должен предусматриваться в специальную емкость, рассчитанную на двукратный объем сброса. На промежуточных НПС должна предусматриваться возможность перекачки но магистральному трубопроводу минуя станцию при ее остановке. Примерная технологическая схема промежуточной НПС магистрального нефтепровода приведена на рис,-6.21,

Рие. 8.20. Технологическая охема J - перекачивающая насосная; г - ревфвуар сбора утечек; з - нааешый подпорная насосная; в - подпорный насос с электродвигателем; 7 - зачист-» - увел подключения станции с устройством для приема н пуска скребка; ройствами; 12 - помещение счетчиков; 13 - установка для проверни очетчж-

головной НПС.

металлический резервуар; 4- магистральный насос с электродвигателем; 5 - ной насос с электродвигателем; в-по мещение с регулирующей заслонкой; 10 - магистральный нефтепровод; и - площадка с предохранительными уст-ков.

§ 6.7. Насосные станции

Насосные для нефти и нефтепродуктов относятся к взрывоопасным помещениям класса В-1а, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; их появление воз-моишо только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насосных делится на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся магистральные и подпорные насосы и электродвигатели к ним, к вспомогательному - системы, предназначенные для обслуживания основного оборудования: смазки подшипников насосов, оборотного водоснабжения для охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного пространства электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, вентиляции, отвода перекачиваемой жидкости от разгрузочных устройств насосов и отвода утечек от торцевых уплотнений, а также грузоподъемные механизмы.

На головной НПС жидкость от разгрузочных устройств насосов отводится по напорной линии во всасывающий трубопровод подпорной насосной, а утечки - самотеком в резервуар-сборник, располагаемый вблизи. Опорожнение резервуара-сборника осуществляется во всасывающую линию насосной погружным насосом.

На промежуточной НПС отвод жидкости от разгрузочных устройств, как правило, должен производиться во всасывающую линию насосной, однако с учетом возможности повышения давления на всасывании выпю допускаемого разгрузочными устройствами должна предусматриваться возможность отвода разгрузки в резервуар-сборник. Откачку нз последнего следует вести во всасывающую линию насосной либо погружным насосом, либо системой последовательно работающих насосов - погружного и центробежного, развивающих суммарный напор, превышающий максимально возможное давление во всасывающей линии насосной. При головной НПС магистрального нефтепровода устанавливается один резервуар-сборник, при промежуточной - два (один резервный). Количество резервуаров-сборников при головных и промежуточных Р1ПС магистральных нефтепродуктопроводов должно определяться с учетом сортности нефтепродуктов.

В зависимости от исполнения электродвигателей установка насосов и электродвигателей может быть осуществлена в общем зале или в разных залах насосной. Подача магистральных центробежных насосов принимается равной полной пропускной способности магистрального трубопровода. До вывода нефтепровода на проектную мощность в насосных следует применять сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п. д. при пониженных подачах. Во избежание значительного снижения к. п. д. насосов рекомендуется уменьшать диаметр колес не более чем на 10%.

Число рабочих центробежных насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насосов, характеристики перекачиваемой жидкости и режима перекачки. Все насосные оборудуются однотипными насосами. На каждой станции предусматривается один резерв-ныйнасос, в том числе и при одном рабочем насосе.

Магистральные насосы. Для перекачки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам применяются центробежные магистральные насосы тина НМ с параметрами по ГОСТ 12124-74 (табл. 6.22; поля подачи и напора - на рис. 6.22). Они предназначены для нефти и нефтепродуктов с температурой до 80° С и кинематической вязкостью не более 3 см*/сек, содержащих не более 0,05% механических примесей. Магистральные насосы по конструкции делятся на две группы: секционные (с подачей до 1250 м/ч, многостуненчатые) и спиральные (с подачей 1250 м/ч и выше, одноступенчатые).

Спиральные насосы типа НМ выпускают марок НМ 1250-260, НМ 2500-230, НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210 и НМ 10000-210. Насосы состоят из корпуса, ротора, узлов торцевых уплотнений и подшипниковых опор. Корпус рассчитан на рабочее давление до 64 кгс/см*, что обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновременно работающих насосов. Привод - от электродвигателя через зубчатую муфту.

21 Заказ 156 321