проектирование НПЗ. Реферат выпускная квалификационная работа по теме Проект головной нефтеперекачивающей станции
 Скачать 1.73 Mb.
|
|
7 Технологическая схема НПС Технологическая схема НПС – это принципиальная схема внутристанционных коммуникаций, в которой показаны все необходимые производственные операции по перекачки нефти или нефтепродукта. Схема представляет из себя безмасштабный рисунок, на котором представлены трубопроводные коммуникации с оборудованием, благодаря которому осуществляются операции по приему, перекачки, внутристанционным перекачкам. На технологической схеме изображаются все гидравлические устройства и все гидравлические связи между ними, необходимые для осуществления технологического процесса. Система перекачки нефти и нефтепродукта на НПС зависит от типа схема соединения насосов и резервуаров. Различают четыре типа систем: постанционную, из насоса в насос, с подключенным резервуаром, через резервуар. Для постанционной системы перекачки характерны ГНПС. При этой системе нефть поступает в один из резервуаров, а в это же время откачка нефти осуществляется из другого резервуара. Это система перекачки сопровождается значительными потерями нефти или нефтепродукта при «больших дыханиях», но при этой системе возможен порезервуарный учет нефти. 1 – резервуар, 2 – насосный цех Рисунок 2 – Постанционная система перекачки нефти При системе перекачки с «подключенным резервуаром» основное количество нефти проходит мимо резервуара. Уровень нефти в резервуаре практически не меняются, если только имеется различие расхода на предыдущем и последующем перегонах между станциями. Уменьшаются потери от «больших дыханий» чем в системе постанционной перекачки, но все равно потери велики. 1 – резервуар, 2 – насосный цех Рисунок 3 – Система перекачки «с подключенным резервуаром» При системе перекачки «через резервуар» нефть закачивается в резервуар и в это же время из него и откачивается в магистральный трубопровод. Обеспечивается «мягкая» перекачка, так как в резервуаре обеспечивается гашение волн давления. Постоянный приток и откачка нефти из резервуара приводит к большему испарению легких фракций. 1 – резервуар, 2 – насосный цех Рисунок 4 – Система перекачки «через резервуар» Система перекачки «из насоса в насос» применяется на промежуточных станциях с резервуарным парком так и без него. При такой системе перекачки резервуары отключают от МН и используют только для закачки нефти или нефтепродукта при авариях. Связи с тем, что резервуары отключены, уменьшаются потери от испарений. Подпорные насосы не нужны, используют подпор от предыдущей станции. Нужна полная синхронизация работы перегонов в пределах эксплуатационного участка. На данный момент самая распространенная система перекачки. 2 – насосный цех Рисунок 5 – Система перекачки «из насоса в насос» Основное направление движения нефти на головной НПС имеет вид: узел фильтров-грязеуловителей, узел предохранительных устройств, узел учета, резервуарный парк, подпорные насосы, магистральные насосы, узел регуляторов давления, магистральный трубопровод [5]. На проектируемом объекте выбрана постанционная система перекачки так как, нефтеперекачивающая станция является головной, также предусмотрен режим перекачки «из насоса в насос». 8 Вспомогательные системы насосного цеха Для обеспечения нормальной эксплуатации магистральных насосов с заданными параметрами необходимо функционирование следующих вспомогательных систем: - разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений; - смазки и охлаждения подшипников; - сбора утечек от торцевых уплотнений; - подачи и подготовки сжатого воздуха; - оборотного водоснабжения иохлаждения воды воздухом; - средств контроля и защиты насосного агрегата. 8.1 Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений Устройства, уплотняющие выход вала насоса из корпуса как в процессе работы, так и при остановках агрегатов, находятся под воздействием динамического или статического напора. В основных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величина напора в камерах уплотнений колеблется от двух – трех десятков до 700 … 800 м. При последовательном соединении насосов в первом насосе напор в камере уплотнения минимален, а в третьем максимален. Работа уплотнения под большим напором снижает надежность узла уплотнения. Поэтому для снижения напора в камерах уплотнения до допустимых значений предусматривают систему гидравлической разгрузки с отводом части перекачиваемой жидкости по специальному трубопроводу 4 в соответствии с рисунком 6 в зону пониженного давления. 1 – щелевое уплотнение; 2 – полость камер торцевых уплотнений; 3 – торцевое уплотнение; 4 – трубопровод; ВП – всасывающая полость; НП – нагнетательная полость Рисунок 6 – Традиционная система разгрузки и охлаждения концевых уплотнений вала насоса Обычно жидкость из линии разгрузки подают либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной станции со стороны всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из полости всасывания насоса через щелевые уплотнения 1 и полость камеры 2 торцевого уплотнения 3 обеспечивает не только снижение напора в камерах уплотнений, но и охлаждение деталей торцевого уплотнения. Отсутствие такой циркуляции контактных колец тор- цевого уплотнения может привести к нарушению режима работы торцевого уплотнения и даже к аварии. Технологическая схема обвязки насосных агрегатов промежуточной насосной станции и системы разгрузки уплотнений вала при последовательном соединении основных насосов. Эта система получила название групповой и основным недостатком является снижение к.п.д. установки из-за значительной величины перетока жидкости по линии разгрузки. Переток жидкости зависит от количества работающих насосов, развиваемых насосами напоров, состояния щелевых уплотнений и достигает нескольких десятков кубических метров в час. С появлением торцевых уплотнений, обеспечивающих необходимую надежность работы насосного агрегата, при напорах в камере уплотнений до 500 … 800 м стало возможным от групповой системы разгрузки отказаться, а охлаждение торцевых уплотнений обеспечить путем создания циркуляции жидкости из полости нагнетаний насоса в полость всасывания насоса. Такая схема получила название индивидуальной системы охлаждения торцевых уплотнений. В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть, нашла применение импеллерная система охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливают втулку с винтовой нарезкой, которая при вращении вместе с валом насоса создает динамический напор, действующий в сторону, противоположную местоположению камеры уплотнения в соответствии с рисунком 7. m, h – шаг и глубина нарезки; b – ширина выступов; а – угол наклона винтовой линии Рисунок 7 – Винтовой импеллер Импеллер устанавливают вместо щелевого уплотнения в промежутке между камерой торцевого уплотнения и полостью всасывания насоса. Число заходов нарезки не влияет на создаваемое импеллером давление, а подача возрастает пропорционально числу заходов нарезок [5]. 8.2 Система смазки и охлаждения подшипников Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принудительную систему смазки в соответствии с рисунком 9. С помощью шестеренчатого насоса 1 заполняют маслом бак 2. Основной насос 3 подает масло через фильтры 4 и маслоохладитель 5в маслопроводы, соединенные с узлами, требующими смазки (подшипниками), откуда масло возвращается в бак 2. Отработавшее масло, насосом 6 перекачивается в емкость 7. Аккумулирующий бак 8 предназначен для подачи масла при аварийных ситуациях, например, при остановке насосов в случае отключении электро- энергии. 1, 6 – насос шестеренчатый; 2 – бак; 3 – основной насос; 4 – фильтр; 5 – маслоохладитель; 7 – емкость; 8 – аккумулирующий бак Рисунок 8 – Принципиальная схема системы смазки насосно-силовых агрегатов НПС В последнее время на НПС нашли широкое распространение аппараты воздушного охлаждения масла. На рисунке 9 показана схема системы маслоснабжения с охлаждением масла воздухом. Из баков 1 масло рабочим насосом 2 подают через фильтры 3и воздушные маслоохладители 4 по маслопроводам к узлам трения, а отработанное масло самотеком по линии слива поступает в маслобаки 1. Воздух в маслоохладитель подают центробежным нагнетателем 5. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температуру охлаждения масла контролируют и регулируют терморегулятором 6. Для обеспечения насосного агрегата смазкой во время аварийного отключения электроэнергии предусматривают маслобак 7 на высоте не менее 3 м от оси насосных агрегатов. 1 – бак; 2 – рабочий насос; 3 – фильтры; 4 – воздушные маслоохладители; 5 – центробежный нагнетатель; 6 – терморегулятор; 7 – маслобак Рисунок 9 – Схема маслоустановки с воздушным охлаждением масла Из баков 1 масло рабочим насосом 2 подают через фильтры 3и воздушные маслоохладители 4 по маслопроводам к узлам трения, а отработанное масло самотеком по линии слива поступает в маслобаки 1. Воздух в маслоохладитель подают центробежным нагнетателем 5. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температуру охлаждения масла контролируют и регулируют терморегулятором 6. Для обеспечения насосного агрегата смазкой во время аварийного отключения электроэнергии предусматривают маслобак 7 на высоте не менее 3 м от оси насосных агрегатов. Для смазки трущихся частей насосных агрегатов применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси. .Система охлажденияпредставлена на рисунке 10. Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов 1, подшипников промежуточ- ного вала 2, маслоохладителя 6, подшипников и воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется холодной водой, подаваемой из градирни 4 водяными насосами 5 в нагнетательную линию 7. Отработавшая (нагревшаяся) вода по линии 8 поступает в градирню для охлаждения. Для системы охлаждения используют преимущественно консольные одноступенчатые насосы, а также вихревые самовсасывающие насосы типов ЦВС, ВСМ [5]. 1 – основной насос; 2 – промежуточный вал; 3 – электродвигатель; 4 – градирня; 5 – водяные насосы; 6 – маслоохладители; 7 – нагнетательная линия; 8 – всасывающая линия Рисунок 10 – Принципиальная схема системы охлаждения насосно-силовых агрегатов 8.3 Система откачки утечек от торцевых уплотнений При перекачке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам могут иметь место утечки через концевые уплотнения вала насоса. Утечки от насоса самотеком поступают в специальный резервуар. Величина этих утечек незначительна, а при использовании уплотнений торцевого типа она сведена практически к нулю. 1 – насос; 2 – линия разгрузки; 3 – линия всасывания; 4 – насосы; 5 – резервуар утечек Рисунок 11 – Схема сбора утечек Большой объем утечек (до 40 м 3 /ч с одного насосного агрегата) происходит через линии разгрузки концевых уплотнений. Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 в соответствии с рисунком 13 поступают на прием подпорных насосов или в резервуары утечек 5. Периодически из резервуара утечек нефть или нефтепродукт закачивают насосами 4 во всасывающую линию 3 магистрального трубопровода. Для откачки утечек нефти и нефтепродуктов используют центробежные насосы типа 4НК–5х1 и 6НК–9х1, многоступенчатые центробежные насосы типа ЦНСН–60–330 и другие высоконапорные насосы [5]. 8.4 Средства контроля и защиты насосного агрегата Надежную работу нефтепродуктопроводов обеспечивает защита насосных станций, включающая приборы контроля, защиты и сигнализации, установленные на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании. Защита предохраняет насос от вибрации, подшипники агрегата от перегрева и работы насоса в кавитационном режиме, а также от чрезмерной утечки жидкости через уплотнения. Работа оборудования на высоких скоростях требует бесперебойной подачи смазки и эффективной системы теплового контроля, в соответствии с рисунком 12, узлов с трущимися деталями (подшипников и уплотнений вала насоса, подшипников электродвигателя), а также корпусов насоса и электродвигателя, входящего и выходящего из электродвигателя воздуха [5]. 1 – датчик; 2 – манометр; 3,4 – манометр; 5 – тепловая защита корпуса насоса; 6 – насос; 7 – амперметр; 8 – счетчик числа часов работы агрегатов; 9 – сигнализатор падения давления; 10 – электроконтактный манометр Рисунок 12 – Схема измерений и автоматической защиты основного насосного агрегата 8.5 Система подачи и подготовки сжатого воздуха Предназначается для питания пневмоприводов, устройств контрольно- измерительных приборов (КИП) и автоматики. Она является составной частью компрессорной. Очистка воздуха осуществляется на специальных фильтрах, осушка – на автоматической установке (типа УОВБ-5). Воздух, забираемый компрессорами снаружи блок-бокса, перед осушкой должен быть охлажден в теплообменниках до температуры + 30 °С. Для охлаждения воздуха следует подавать воду в объеме 0,2 … 0,5 м 3 /ч с температурой не более 20 … 25 °С. Давление воды в теплообменнике не должно превышать 0,5 … 0,6 МПа . Очистку и осушку воздуха необходимо осуществлять постоянно во избежание порчи приборов КИП и выхода из строя систем автоматики [5]. 9 Система предохранительных клапанов Система предохранительных клапанов предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих чрезмерных крутых волн давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти сбрасывается в отводящий трубопровод, который ведет в специальную безнапорную емкость. Каждый СППК состоит из корпуса с нижним входным и верхним выходным фланцем. Внутри корпуса клапана имеется золотник. Седло клапана перекрывается золотником под действием пружины. Пружина клапана сменная и выбирается в зависимости от рабочего давления. Рисунок 13 – Сбросный пружинный предохранительный клапан Клапан работает следующим образом. При повышении давления в трубопроводе сверх допустимого золотник преодолевая силу пружины, поднимается вверх и открывает вход для движения перекачиваемой жидкости в свободный коллектор. Благодаря этому обеспечивается сброс чрезмерного давления в трубопроводе. 10 Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций Резервуарные парки (РП) – неотъемлемая часть магистрального нефтепровода, которая служит для работы основного технологического процесса. РП состоят из соединенных резервуаров для того чтобы выполнять операции по приему, хранению и перекачки нефти или нефтепродукта. РП предназначены: - для приема нефти от нефтедобывающих предприятий; - для учета нефти; - для обеспечения заданных свойств нефти, включая компаундирование; - для компенсации неравномерностей перекачки. Резервуарные парки сооружаются на ГНПС, на некоторых промежуточных НПС, на нефтебазах. На головных НПС магистрального нефтепровода при перекачки одного сорта нефтепродукта резервуарный парк должен быть объемом двух – трех суточной пропускной способности нефтепровода. В зависимости от объема и расположения резервуары подразделяются на три класса: - I класс – особо опасные резервуары объемом от 10000 м 3 и более, а также резервуары объемом 5000 м 3 и более, расположенные вблизи рек, крупных водоемов и находящиеся в городской черте; - II класс – резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10000 м 3 ; - III класс – опасные резервуары от 500 до 1000 м 3 В системе магистральных нефтепроводов большее распространение получили вертикальные стальные резервуары (РВС). Для сокращения потерь на этих резервуарах монтируются дыхательной арматурой, понтонами, плавающими крышами или газовой обвязкой. Некоторые типы резервуаров применяемых в системе магистральных нефтепроводов [5]: 1) РВС со стационарной крышей представляет собой цилиндр, сваренный из отдельных стальных листов размером 1,5 … 6,0 м, и толщиной 4 … 25 мм. Поясом резервуара называется ряд листов. Крыша резервуара бывает конической или сферической. Объем таких резервуаров бывает от 100 до 50000 м 3 . Максимальное избыточное давление 2000 Па; 2) РВС с понтоном отличаются от РВС со стационарной крышей тем, что имеет в своем составе понтон. Он плавает по поверхности нефти и обеспечивает сокращение потерь от испарения. Понтоны бывает двух видов металлические и синтетические; 3) РВС с плавающей крышей в отличие от других не имеют в своем составе стационарную крышу. Преимущество таких резервуаров заключается в снижении потерь от испарения. Крыша также как и понтон плавает по поверхности нефти или нефтепродукта, и перемещение происходит по направляющим трубам. 11 Общестроительные работы на нефтеперекачивающих станциях Прежде чем начать какие-либо работы, связанные со строительством любого объекта насосной станции (НС), основные оси и размеры сооружений переносят с чертежей на местность. Работы, выполняемые при этом называют разбивочными. Предварительно создают опорную геодезическую сеть, привязанную в горизонтальном и высотном положении к государственной триангуляционной и нивелирной сети. Опорные точки на строительной площадке закрепляют реперами – бетонными, металлическими или деревянными столбами диаметром 12 ... 15 см и длиной 2 м . Привязку проекта НС к местности осуществляют в системе прямоугольных координат. Для этого на генеральный план наносят строительную сетку квадратов, а затем в соответствии с ней производят разбивку осей зданий. В ходе земляных работ на площадках НС производят планировку территории, отрывают котлованы под фундаменты зданий, роют траншеи для прокладки трубопроводов и инженерных сетей. Целью планировки территорииявляется выравнивание территории строительной площадки. Эти работы производят с помощью бульдозеров. Для защиты мест производства земляных работ от притока ливневых и талых вод устраивают дренажные каналы. В ходе бетонных работ изготавливаются фундаменты под здания, сооружения и оборудование на НС. По характеру работы их можно подразделить на две основные группы: фундаменты под статические нагрузки и фундаменты под динамические нагрузки. Фундаменты первой группысооружают под стены зданий, колонны, стойки, отдельно стоящие колонны, стенки резервуаров и т.п. Их основное назначение – воспринимать расчетную нагрузку и равномерно распределять ее воздействие на грунт. Кроме того, осадка не должна превышать расчетной величины. Под статические нагрузки сооружают одиночные, ленточные и свайные фундаменты. Глубину заложения фундамента назначают ниже глубины промерзания грунта. Под насосы, компрессоры, газотурбинные установки и другое оборудование с подвижными частями сооружают фундаменты, рассчитанные не только на статическую, но и на динамическую нагрузку.Фундаменты данного типа бывают массивные и рамные. Их общий вид приведен на рисунке 14. При сооружении фундаментов под динамические нагрузки необходимо выполнять ряд требований. Так, фундамент под перекачивающий агрегат (насос и электродвигатель, нагнетатель и газовую турбину и т.п.) должен быть общим. Фундамент агрегата не должен жестко соединяться со стенами здания и фундаментом под них. а – с электроприводом; б – с газотурбинным приводом Рисунок 14 – Фундаменты под компрессорные агрегаты Здания насосных и компрессорных цехов, приведены на рисунке 15, состоят из следующих элементов и узлов: колонн, стен, подкрановых балок и покрытия. Колонны являются основной несущей конструкцией каркаса промышленных зданий НС. Как правило, они бывают железобетонными. В отдельных случаях используются металлические колонны. Стенызданий цехов обычно собираются из железобетонных и асбоцементных панелей, которые крепятся к колоннам с помощью сварки. Подкрановые балкиявляются составной частью каркаса здания, а также по ним укладывают пути для мостового крана. Подкрановые балки изготавливают, в основном, из обычного или предварительно напряженного железобетона, реже из металла. В процессе монтажа зданий сначала устанавливают, выверяют и замоноличивают колонны. Затем сооружают цокольную часть стен из крупных бетонных блоков или кирпича. После этого монтируют панели, на две грани которых для обеспечения герметизации швов наклеены прокладки из пороизола, пенопласта или губчатой валиковой резины диаметром 30 мм. Завершаются монтажные работы установкой балок и ферм, а также плит перекрытия. Устройство кровли При устройстве кровли поверх железобетонных плит выполняют цементную и асфальтобетонную стяжки,а затем наклеивают рубероид [6]. 1 – колонна; 2 – стена; 3 – подкрановая балка; 4 – ферма; 5 – железобетонные панели или плиты; 6 – гидроизоляционный слой. Рисунок 15 – Разрез насосного цеха |