Корж В.В. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

- стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и

сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и про-

странственными днищами, каплевидные, шаровые;

- железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилинд-

рические, прямоугольные и траншейные) (рис. 37-43).

i \

Рис. 37. Резервуар вместимостью

Рис 38 Каплевидный

резервуар

75000 пудов для хранения нефти

конструкции В. Г. Шухова, 1878 г.

Рис. 39. Шаровой резервуар объёмом 600 м

на стоечных опорах

1- узел дыхательной арматуры; 2 - поплавковый уровнемер; 3 - шлюзовая

камера для замера уровня, температуры сжиженного газа и отбора проб;

4 -быстродействующая задвижка; 5 - приёмо-раздаточный патрубок;

6 - дренажный кран

108

Рис. 40. Стальной

цилиндрический резервуар

со щитовой кровлей

объёмом 5000 м

1 - корпус; 2 - покрытие;

3 - опорная стойка; 4 - лестница;

5 - днище

Рис. 41. Резервуар с плавающей

крышей

а - план ребер жесткости; б - план

верхнего настила плавающей крыши;

в - план днища резервуара;

1 - плавающая крыша; 2 - затвор;

3 - кронштейны затвора; 4 - ребро

жесткости; 5 - опорные стойки;

6 - балкон; 7 - подвижная лестница;

8 - неподвижная лестница

102

Рис. 43. Цилиндрический

железобетонный резервуар

1 - колонны; 2 - смотровой люк;

3 - отверстия для вытяжной трубы;

4 - сливной люк

Рис. 42. Прямоугольный сборный

железобетонный резервуар

объёмом 2000 м

1- сборное покрытие; 2 - монолитное

днище; 3 - световой люк; 4 - люк-лаз;

5 - вентиляционный патрубок;

6 - приямок

Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной

соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, ледогрунтовые

и шахтные (рис. 44-45).

Рис. 44. Ледогруитовое хранилище

1 - термоизоляционный слой; 2 - дыхательный клапан; 3 - электродвигатель;

4 - ледяное перекрытие; 5 - эксплуатационный колодец; 6 - насос; 7 - ёмкость

103

1 - трубопровод для заполнения хранилища нефтепродуктом; 2 - буровая скважина;

3 - эксплуатационная колонна; 4 - хранилище; 5 - насосная станция

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы.

К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидко-

стей при избыточном давлении от 0,07 МПа включительно и температуре до

120°С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и

технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конст-

рукций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резервуа-

ры, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и

изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих

конструкций находится под особым наблюдением специальной Государствен-

ной инспекции.

Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для

хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее

экономичны по стоимости. Различают вертикальные цилиндрические резервуа-

ры низкого и высокого давления, с плавающими крышами и понтонами; гори-

зонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления,

наземные и подземные.

Вопросы для самоконтроля

1. Назначение резервуаров.

2. Конструкции резервуаров.

3. На какие группы делятся резервуары?

4. Оборудование стальных резервуаров.

5. Оснащение резервуаров для хранения высоковязких нефтей.

111

2.7 Обслуживание резервуаров

На трубопроводы наливных и перекачивающих станций должны быть со-

ставлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определённое обозначение, а запор-

ная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему рас-

положения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером.

Все изменения, произведённые в резервуарных парках, насосных уста-

новках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны за-

носиться в технологическую схему и доводиться до обслуживающего

персонала.

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах

необходимо:

• поддерживать полную техническую исправность и герметичность ре-

зервуаров;

• содержать в исправном эксплуатационном состоянии всё резервуарное

оборудование (задвижки, хлопушки, подъёмные трубы, сифонные

краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

• проводить систематический контроль герметичности клапанов, саль-

ников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять

обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

• не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтовар-

ной воды из резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

• обеспечить полную герметизацию кровли;

• осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов

из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по воз-

можности в ночное время;

• максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся

нефтепродуктов;

• окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими

светлыми эмалями и красками.

Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы не-

обходимо:

• поддерживать полную герметизацию системы;

106

• регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, прове-

рять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

• систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки

в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

• утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов

в зимнее время.

Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать

суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхатель-

ных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров с пон-

тонами или плавающими крышами скорость подъёма (опускания) понтона

(плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъёма

понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической до-

кументации на понтон.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в

которой указывают:

- номер резервуара по технологической схеме;

- вместимость резервуара, м

;

- высоту резервуара, м;

- базовую высоту резервуара, м;

- диаметр резервуара, м;

- максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

- минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

- тип и число дыхательных клапанов;

- максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м

/ч;

- максимально и минимально допустимые высоты уровня при включен-

ных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством пред-

приятия.

При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при

температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и под-

готовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохраните-

ли, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства

газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепро-

дуктов и повернуть в боковое положение.

106

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в

зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к

нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и

при необходимости наращены.

Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозмож-

ности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчётную высоту.

Вопросы для самоконтроля

1. Какие мероприятия необходимо соблюдать для сокращения потерь в

резервуарах?

2. Какие данные должны входить в технологическую карту резервуара?

2.8 Функции, реализуемые системой автоматики НПС

Система автоматики НПС (СА) предназначена для централизованного

контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Система автоматики

НПС должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы

нефтеперекачивающей станции и его изменения по команде оператора НПС

или диспетчера РДП.

Используются следующие разновидности систем автоматики:

- система автоматики, построенная на базе релейных элементов (релейная

автоматика);

- микропроцессорная система автоматики (программно-логический кон-

троллер).

Система автоматики НПС должна выполнять следующие основные функции:

- защита оборудования НПС (сигнализация о предельном значении);

- управление оборудованием НПС;

- контроль (измерение) технологических параметров оборудования НПС;

- регулирование параметров;

- отображение и регистрация информации;

- связь с другими системами.

1. Реализация функции защиты (сигнализации)

Для реализации функции защиты или сигнализации на технологическом

оборудовании устанавливается реле (сигнализатор), которое при определённом

значении контролируемого параметра замыкает (размыкает) контакт, формируя

тем самым сигнал, который носит называние «входной дискретный сигнал».

128

2. Реализация функции управления

При реализации функции управления система автоматики формирует вы-

ходной дискретный сигнал, с помощью которого происходит включение или

отключение, какого-либо оборудований.

3. Реализация функции контроля (измерения)

Для реализации функции контроля (измерения) технологических пара-

метров на технологическом оборудовании устанавливаются преобразователи,

которые преобразуют измеряемую величину в стандартный аналоговый сигнал,

удобный для передачи в систему автоматики.

4. Реализация функции регулирования давления

Основным методом регулирования давления является метод дросселиро-

вания. Для реализации этого метода на выходе НПС монтируются регулирую-

щий орган (заслонка). При прикрытии заслонки давление повышается, что

приводит к повышению давления на приеме НПС.

5. Реализация функции отображения

Функция отображения информации реализуется в микропроцессорных

системах автоматики на экране компьютера АРМ (автоматизированное рабочее

место) оператора. Система отображения позволяет оператору:

- используя стандартные мнемосимволы, формы и журналы отслеживать

состояние и параметры работы оборудования, которые отображаются в реаль-

ном масштабе времени на мнемосхемах;

- давать команды управления оборудованием НПС.

6. Реализация функции связи

Функция связи обеспечивает возможность передачи информации на раз-

личные уровни, что позволяет создавать единую сетевую структуру.

2.8.1 Виды защиты НПС

На схемах автоматизации отображается:

- технологическая схема объекта;

- место расположение приборов, датчиков (преобразователей, сигнализа-

торов) и технологические параметры, которые они контролируют;

- объём и последовательность выполнения защитных функций системы

автоматики.

В соответствии с разделением технологического оборудования НПС по

объектам, система автоматики НПС включает в себя:

- автоматику магистральных агрегатов;

128

- автоматику подпорных агрегатов;

- общестанционную автоматику;

- автоматику вспомогательных систем;

- автоматику аварийных систем (пожаротушение);

- систему автоматического регулирования давления.

Основной функцией системы автоматики НПС является обеспечение без-

аварийной работы объектов и оборудования магистрального нефтепровода (т. е.

выполнение защитных функций).

Защитные функции системы автоматики разделяются на два вида (рис. 46):

- агрегатные защиты;

- общестанционные защиты.

К агрегатным защитам относятся:

- защиты магистрального насосного агрегата;

- защиты подпорного насосного агрегата.

К общестанционным защитам относятся:

- технологические защиты, которые имеют две ступени срабатывания;

- аварийные защиты.

В зависимости от срабатывания вида защиты автоматика НПС выполняет

переключения технологического оборудования в соответствии с алгоритмом.

1. Автоматизация магистрального насосного агрегата

Насосный агрегат является основной частью нефтеперекачивающей стан-

ции и состоит из центробежного насоса, электродвигателя, технологического тру-

бопровода приёмной задвижки, выкидной задвижки и обратного клапана.

Состояние насосного агрегата

Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находиться в од-

ном из следующих состояний:

- в работе;

- в «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

- в «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его

пуска или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготови-

тельных работ);

- в ремонте.

АВР магистральных и подпорных насосных агрегатов - автоматиче-

ское включение резервного агрегата при отключении собственной защитой ра-

ботающего агрегата.

109

Рис. 46. Защитные функции СА

Программы пуска насосного агрегата.

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схем элек-

троснабжения (при пуске на открытую задвижку проходит глубокая посадка

напряжения) и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные

программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки на

выходе насосного агрегата в момент пуска электродвигателя:

- на открытую задвижку;

- на закрытую задвижку;

- на открывающуюся задвижку.

110