Главная -> Словарь

Компрессорного оборудования

и капитальный ремонт компрессорных установок

Для обеспечения аппаратов, в которых возможно загрязнение оборотной воды парафинами и жирными кислотами Для обеспечения конденсаторов паровых турбин привода компрессорных установок

Зоны класса В-1г — пространства у наружных установок? технологических установок, содержащих горючие газы или ЛВЖ ; надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами ; эстакад для слива и налива ЛВЖ; открытых нефтеловушек, прудов-отстойников с плавающей нефтяной плен-, кой и т. д.

На автогазонаполнительных компрессорных станциях природный газ, поступающий из газопровода, очищается от капель жидкости и механических частиц в сепараторе и фильтре, затем измеряется его расход и газ подается на прием компрессорных установок . Сжатый до 25 МПа газ направляется на установку осушки, далее в аккумуляторные емкости, а из них через запорную и регулировочную аппаратуру к газозаправочным колонкам.

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов. М., Металлургия, 1973. 32 с.

Пространства у наружных технологических установок, содержащих горючие газы или ЛВЖ ; надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами ; эстакад для слива и налива ЛВЖ; открытых нефтеловушек, прудов-отстойников с плавающей нефтяной пленкой и т. д.

В тех случаях, когда потребители установок могут загрязнить оборотную воду специфическими веществами, необходимо предусматривать специальный цикл оборотного водоснабжения для этого потребителя. Так, например, в отдельный цикл следует выделить оборотное водоснабжение производства серной кислоты, исключив тем самым попадание серной кислоты в оборотную воду, потребляемую другими установками. Кроме того, в специальную систему следует выделить оборотное водоснабжение конденсаторов паровых турбин, являющихся приводами компрессорных установок большой мощности, повысив, таким образом, степень безаварийности работы этих машин.

43. В/О «Нефтехим». Указания по определению производительности воздушных компрессорных, установок инертного газа, расчету сети и ресиверов. У-03-01—79. 27 с. 44. Строительные нормы и правила. Часть II. Нормы проектирования. Глава 106. Склады нефти и нефтепродуктов. СНиП П-106—79. 45. Противопожарные нормы проектирования предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. ВНТП-28—79/Миннеф-техимпром СССР, М.; 1979, 54 с. 46. Nelson 'W. L. Petroleum Refinery Engineering. McGraw-Hill Book Company. New York—Toronto—London, 1958. 960 p. 47. Рудин М. Г., Арсеньев Г. А., Васильев А. В. Общезаводское хозяйство нефтеперерабатывающего завода. Л.: Химия, 1978. 312 с. 48. Забрянский Е. И., Зарубин А. П. Детонационная стойкость и воспламеняемость моторных топлив. М.: Химия, 1974. 216 с. 49. Healy W. С., Massen С. W., Petersen R. Т. 24-th API Midyear Meeting. Division of Refining. May, 1959.

На автогазонаполнительных компрессорных станциях природный газ, поступающий из газопровода, очищается от капель жидкости и механических частиц в сепараторе и фильтре, затем измеряется его расход и газ подается на прием компрессорных установок. Сжатый до 25 МПа газ направляется на установку осушки, далее в аккумуляторные емкости, а из них через запорную и регулирующую аппаратуру — к газозаправочным колонкам. Стационарные автогазонаполнительные компрессорные станции могут создаваться в блочном исполнении—125, 250 и 500 заправок в сутки. Затраты на сооружение и эксплуатацию автогазонаполнительных компрессорных станций существенно выше, чем в случае обычных автозаправочных станций, что обусловлено сложностью оборудования и высокими энергетическими затратами на компримирование газа. Энергетические затраты при этом в значительной мере определяются давлением, при котором газ поступает на компрессоры из газопровода. Например, при увеличении входного давления газа с 0,5 до 4,0 МПа удельный расход электроэнергии на сжатие газа снижается в 2,3 раза.

" «Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов» от 7.12.1971 г.

Несомненно можно и сжатый природный газ использовать в народном хозяйстве, однако он обходится дорого, так как к стоимости исходного газа добавляются расходы, связанные с работой компрессорных установок.

1.4. Коррозия наоосно-компрессорного оборудования .

Во ВНИПИгазопереработке были проведены расчетные исследования с целью определения возможности переработки нефтяных газов по методу НТК для глубокого извлечения пропана с применением холодильного цикла на смешанном хладоагенте, получаемом непосредственно на ГПЗ. Критериями при подборе состава хладоагента являлись его удельная холодопроизводительность и заданный уровень температур при принятой разности их на холодном конце холодильника-испарителя. Для облегчения выбора компрессорного оборудования при реализации холодильного цикла на смешанном хладоагенте была выбрана смесь углеводородов с молекулярной массой, равной молекулярной массе пропана.

необходимость создания отечественного турбокомпрессора увеличенной агрегатной мощности, что позволит уменьшить число установленных машин, сократить размеры помещений для установки компрессорного оборудования, а следовательно, уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты на переработку газа. Невский завод разработал турбокомпрессорный агрегат вдвое большей агрегатной мощности, чем компрессор К-380, К.-890, основная техническая характеристика которого представлена в табл. V.3.

Отсутствие механизмов делает очень трудоемкими операции демонтажа и монтажа насосов и турбин. Именно поэтому на новых технологических установках, построенных в последние 1,5 — 2 года, в помещениях насосных станций предусматриваются соответствующие средства механизации ремонтов и в первую очередь грузоподъемные механизмы, что позволяет практически осуществлять описанную выше форму организации ремонтных работ. При этом рекомендуются максимальная централизация ремонта насосов и турбин, перенесение его из помещения насосной в специализированный цех или участок по ремонту пасосно-компрессорного оборудования.

На заводах типов II и III в составе центральной ремонтно-механической базы организуется крупный участок или цех по ремонту насосно-компрессорного оборудования и турбин. Кроме того, на заводах типа II в цехах должно быть необходимое число ремонтников во главе с мастером для производства ревизии и текущего ремонта насосов и турбин.

По условиям производства на каждой технологической установке есть резерв насосно-компрессорного оборудования. Поэтому наиболее рационален ремонт насосов и турбин по графику независимо от того, работает установка или находится на ремонте. При отсутствии резервных насосов ремонт действующих насосов следует приурочивать к планово-предупредительному ремонту соответствующей технологической установки.

С помощью упомянутой таблицы можно определить необходимое число слесарей по ремонту насосно-компрессорного оборудования для каждой типовой технологической установки нефтеперерабатывающего завода , а также для завода в целом.

применять низкотемпературную конденсацию, так как при этом требуется меньше тепла в испарителях и холода, меньше колонн, компрессорного оборудования и теплообменной аппаратуры.

На рис. 4.33 изображен станок, который предназначен для центробежной заливки вкладышей подшипника скольжения баббитом при ремонте насосно-компрессорного оборудования. Приспособление для заливки устанавливают на токарно-винторезном станке 1К62. Технические данные станка: необходимый диапазон частот - 400 - 1250 мшг1; максимальная длина

Перед пуском установок необходимо выполнить следующие мероприятия: 1) системы установки должны быть промыты инертным газом или техническим азотом с тем, чтобы содержание кис-, лорода составляло не более 0,5 % ; 2) на установку должны быть приняты энергоресурсы; 3) налажена циркуляция воды в холодильниках и конденсаторах; 4) системы охлаждения и смазки насосно-компрессорного оборудования должны быть проверены и нормально функционировать; 5) подготовлены схемы приема сырья и сброса газов с установки, проверено качество сырья, подлежащего переработке; 6) проверена схема циркуляции жидкого топлива; 7) приборы КИП подготовлены к включению.

~, Прекращение подачи электроэнергии приведет к остано))) всего насосно-компрессорного оборудования и аппаратов возд ного охлаждения, при этом отключаются системы блокирово))) сигнализации.