Обоснование показателей и характеристик (на основе сравнительного анализа) принятых технологических процессов и оборудования

Технологические процессы работы проектируемых сооружений ПСП приняты исходя из необходимости выполнения технологических операций, представленных в главе 1 п. 1.2.

Состав технологических сооружений ПСП представлен в главе 1 п. 1.3.

Показатели и характеристики технологических процессов и оборудования приняты на основании расчетов объемов перекачки, аварийного сброса и дренажа нефти, гидравлического расчета параметров трубопроводов, а также сравнительного анализа технологического оборудования, предохранительной, регулирующей и запорной арматуры.

Оборудование и арматура подобраны с учетом технологических параметров, требований ГОСТ 15150-69*, справочных сведений по климатологии, отчета инженерных изысканий, данных технической документации заводов-изготовителей, номенклатуры изделий, реально выпускаемых отечественной промышленностью и требований Заказчика.

Материальное исполнение оборудования выбрано в соответствии с физико-химическими свойствами и рабочими параметрами среды (давление, температура), а также климатическими условиями района эксплуатации (ГОСТ 15150-69*) и категорий сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности (СП 12.13130.2009).

Согласно ГОСТ 15150-69* п. 2.2, 2.3 (обязательное приложение 2, приложение 9) район строительства ПСП относится к макроклиматическому району с холодным климатом, так как абсолютная минимальная температура воздуха составляет минус 56°С (ниже минус 45°С). Температура самой холодной пятидневки  обеспеченностью 0,92 равна минус 46 ºС.

Для выбора технологического оборудования, размещаемого на открытых площадках, принята температура минус 56°С (абсолютный минимум).

Оборудование, установленное под навесом, принято в климатическом исполнении «УХЛ», категория размещения – 2 (ГОСТ 15150-69*). Сейсмичность не более 6 баллов. Оборудование на площадке ПСП несейсмичного исполнения.

Оборудование и запорная арматура, устанавливаемые в помещениях и в блок-боксах полной заводской готовности, приняты категории размещения – 4. Исполнение оборудования и арматуры принято в соответствии с категориями технологических сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности. Категории сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности, классы взрывоопасности по ПУЭ, категории и группы взрывоопасных смесей представлены в таблице 5.1. Категории сооружений по взрывопожарной и пожарной опасности определены на основании СП 12.13130.2009.

Снижение давления газа до атмосферного в оборудовании и трубопроводах перед ремонтом предусматривается через воздушники установленные в верхних точках трубопроводов, воздушники дренажных емкостей и продувочные свечи, расположенные над крышей здания или на высоте не менее 5 м от самой высокой площадки обслуживания наружного оборудования.

Предусматривается арматура с ручным приводом для проведения гидроиспытаний, продувки газа в атмосферу, слива жидкости. На трубопроводах подачи пара предусматриваются  обратные клапаны.

Для безопасного проведения ремонтных работ аппаратов на штуцерах входов и выходов продуктов или трубопроводах обвязки предусматриваются поворотные заглушки (обтюраторы) или стационарные отсечные устройства.

Для безопасности  проведения ремонтных работ оборудования и трубопроводов предусматривается продувка их инертным газом – азотом от азотной станции, расположенной на площадке ПСП.

Пропарка оборудования и трубопроводов перед ремонтом выполняется подачей пара от передвижной установки.

Насосная станция, система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН), приняты в блочно-комплектном исполнении, что уменьшает расход трудовых и материальных ресурсов, сокращает сроки строительства.

Ниже представлены результаты расчетов и краткие характеристики технологических сооружений и оборудования ПСП.

Исходные данные для расчета оборудования ПСП приняты следующие:

Максимальная производительность:

  • нефтепровода, млн. т/год (т/ч) 1,4 (166,67);
  • плотность нефти (при +20 °С), кг/м3             808,7.

Соответственно объемная производительность Qн=206,1 м3/ч.

Расчет и выбор оборудования выполнен с учетом требований
РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов».

Выбор объемов емкостей для сбора утечек нефти и дренажа по проекту выполнен в соответствии с нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (ВНТП 3-85). Объем аварийной (дренажной) емкости должен быть не менее 30 % суммарного объема всего продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объема наибольшего аппарата.

Перечень электрообогреваемого оборудования с указанием поддерживаемой температуры приведен ниже (Таблица 5).

Перечень электрообогреваемого оборудования с указанием поддерживаемой температуры

Номер на генплане и технологической схемеНаименование сооруженияПоддерживаемая температура, °С
8.2Емкость учтенной нефти (V=12,5 м3)+10
8.3Емкость газоуравнительной линии (V=12,5 м3)+10
8.1,8.4,8.5Емкость дренажная (V=63 м3)+10
18Резервуар аварийного пролива нефти+10
Для подземных емкостей предусмотрена антикоррозионная защита наружной и внутренней поверхности заводского изготовления. В комплект поставки завода изготовителя входит система электрообогрева с теплоизоляцией емкости.

Для оборудования: фильтров грязеуловителей, емкостей дренажных и трубопроводов предусмотрена теплоизоляция из слабогорючих материалов групп Г1 и Г2 в соответствии со СНиП 41-03-2003 п.5.18.

Для резервуаров товарной нефти РВС-4500  предусматривается теплоизоляция негорючими материалами, толщиной 100 мм.

Для дренажных емкостей предусмотрен воздушник с огнепреградителем, выступающим не менее, чем на 3 м над самой высокой точкой здания или самой высокой обслуживающей площадкой (в радиусе 15 м от выхлопных стояков) (п. 2.23 ВНТП 03/170/567-87).

Ограждение запроектированных открытых технологических площадок предусмотрено бетонным бортом высотой не менее 150 мм (п. 2.87 ВНТП 3-85, п. 2.13 ВНТП 03/170/567-87).

Назначенный срок эксплуатации оборудование составляет не менее 20 лет.

Установка отключающей арматуры с дистанционным управлением на трубопроводах входа (и выхода) нефтяной эмульсии в печи  поз. 8.1,8.2 предусмотрена за пределами площадки печей, на расстоянии 10 м от подогревателей (п. 2.94 ВНТП 3-85).

По периметру территории резервуарных парков с нефтепродуктами предусмотрено устройство земляного обвалования (каре). Размеры каре в плане и площадь территории в каре были приняты исходя из расчетов: вместимости разлившейся жидкости и гидростатического давления на обвалования при розливе.

 

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: